Задачи и проблемы автоматизации процессов добычи нефти

Автоматизация - это внедрение в производство приборов и автоматических устройств, облегчающих технологический процесс. В нефтяной промышленности она включает комплекс различных технических средств, на которые возлагается обеспечение безопасной и бесперебойной работы оборудования на протяжении всего процесса добычи нефти, от разработки до эксплуатации месторождения и последующей переработки сырья. При этом человек не принимает непосредственного участия в данных процессах, а лишь контролирует их, автоматизация охватывает все объекты основного производства, контролирует включение резервного оборудования, блокирует объекты в случае аварийной ситуации [3, 10]. И с момента развития и внедрения автоматизации на производство она довольно продолжительное время решала ряд определенных задач для облегчения процесса разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, что способствовало уменьшению экономических трат.

Основными задачами автоматизации процессов добычи нефти является решение таких проблемы, как:

• -    защита оборудования во время аварийных ситуаций;

• -    контроль за протеканием технологического процесса;

• -    контроль состояния оборудования, используемого в процессе нефтедобычи;

• -    минимизация прерывания эксплуатации нефтяных скважин с целью сокращения экономических затрат;

• -    увеличение коэффициента извлечения нефти и др. [5, 12].

При    этом    автоматизированные    системы    управления технологическим процессом (АСУ ТП) выполняют ряд важнейших функций:

• -    фиксация измерений технологических параметров (температура, давление, вибрации и т. д.) с последующей передачей данных на контроллер для первичной обработки, а затем на ЭВМ оператора для контроля процессов добычи нефти;

• -    автоматическое регулирование технологического процесса согласно заданным параметрам;

Контроллер САУ            АРМ

Рисунок 1. Схема прохождения сигнала от датчика к ЭВМ оператора

• -    дискретное управление технологическим оборудованием;

• -    сигнализация обо всех отклонениях от заданных параметров технологического процесса, а также о состоянии оборудования, задвижек, кранов [1, 5].

То есть внедрение автоматизации на предприятия обеспечило безопасность производства и позволяло контролировать все процессы, протекающие на предприятиях по добычи нефти, уменьшая риск возникновения аварийных ситуаций, позволяя своевременно реагировать на изменения параметров технологического оборудования и применять необходимые меры по ликвидации возникших отклонений, но основное это интенсификация и повышение интенсивности производства.

Стоит отметить, что в последнее время претерпел существенные изменения нефтяной комплекс. Это выражается в следующем: во-первых, из-за увеличивающего спроса на нефть и продукты ее переработки, повышается потребность в разработке новых месторождений, что в последующем будет вести к плавному переходу от добыче нефти на гигантских месторождениях к небольшим и малым месторождениям [9], а старые месторождения перейдут в число малодебитных; во-вторых, развитие нефтедобывающей промышленности постепенно приводит к исчерпыванию легкодоступных запасов нефти, оставляя месторождения, характеризующие трудноизвлекаемостью запасов [4, 11]; в-третьих, с учетом особенностей расположения месторождений (климат, рельеф) многие характеризуются труднодоступностью, что уменьшает возможности по их разработке [11]; в-четвертых, это кибербезопасность [11].

Для разработки и эксплуатации малодебитных месторождений чаще всего используют штанговые скважинные насосные установки. Однако при снижении дебита скважины производительность установки остаётся на высоком уровне, что приводит к лишним энергетическим затратам и 4

увеличивает износ оборудования [3]. И для решения данного вопроса следует усовершенствовать систему автоматизации управления технологического оборудования добычи нефти, в частности, разработать такую систему управления штанговыми насосными установками, которая бы позволяла выбирать режим работы оборудования в зависимости от объема добычи и состояния скважины. Однако, первоначально решения проблемы автоматизированных систем управления по сбору и обработке информации, а также использования САУ для отдельно взятой скважины, то есть, нет регулирования работы технологического оборудования по каждой скважине согласно её возможностям нефтеотдачи [8]. Необходимо учитывать дебит скважины на данный момент и согласно его показателям, оптимизировать работу технологического оборудования.

Что касаемо месторождения с трудно извлекаемыми запасами нефти, то здесь необходимо учитывать тот факт, что при использовании штанговых насосов при уменьшении дебита скважины, увеличивается их износ, поэтому считается оптимальным использование маломощных насосных установок. При этом разрабатывается автоматизированная система управления добычей на отдельно взятой скважине и система управления скважинами на разрабатываемом месторождении, что позволит снизить отрицательное влияние несогласованной работы скважин на общий объем добываемой нефти, так как снизится износ оборудования и количество простоев [4, 9].

Так же необходимо установление АСУ ТП для диагностики технологического оборудования, позволяющей снизить экономические затраты на проведение регламентных мероприятий и требования к высокой квалификации работников (данные системы управления помогут особенно снизить экономические затраты при разработке труднодоступных месторождений).

Рисунок 2. Штанговая скважинная насосная установка

С учетом климатических особенностей решения проблемы разработки труднодоступных месторождений могут стать «безлюдные технологии». Чтобы использование таких технологий было эффективным следует учитывать несколько условий: во-первых, такая технология для управления удаленными локальными системами, необходимыми для контроля за работой технологических объектов, во-вторых, важно учитывать стопроцентный информационный доступ к управлению работой любых технологических объектов даже в условиях нестабильной связи, поэтому следует учитывать необходимость резервных каналов передачи информации и специализированные протоколы телемеханики [11].

Современные технологии позволяют осуществлять управление объектами с удаленного доступа. В этом несомненно есть ряд важных преимуществ, но также такие условия управления увеличивают риск кибератак. Поэтому логично, что доверие опасных предприятий к таким технологиям низкий. Для улучшения ситуации по информационной безопасности автоматизированных систем предлагается использование 6

проактивных антивирусов, требующих регулярного обновления и сверяющих код запуска со списком разрешённых, и информирующих об потенциальной угрозе в случае несоответствия, и аудита информационной безопасности. Он оптимален для закрытых систем, которыми являются АСУ ТП и создаётся разработчиком данной автоматизированной системы, что позволяет учитывать все нюансы работы и архитектуры АСУ ТП [11].

Таким образом, на данный момент времени нефтяной промышленности необходимо провести комплекс мероприятий по разработке и внедрению более современных автоматизированных систем управления процессами добычи нефти.

Для управления процессом добычи нефти наиболее целесообразно использовать методы анализа и синтеза систем с распределенными параметрами. Это связано с тем, что месторождение нефти, по своей сути, является системой с распределенными параметрами [6]. Однако процесс анализа данного объекта, как системы с распределенными параметрами (СРП), осложняется тем, что с течением времени, при эксплуатации нефтяного пласта, изменяются его геометрические параметры. Это, в свою очередь, требует адаптации известных методик анализа и синтеза.

Основными формами представления распределенных объектов систем являются представление в виде дифференциальных уравнений в частных производных, представление в виде передаточных функций, представление в виде временных характеристик, представление в виде частотных характеристик. В распределенных системах имеются пространственные составляющие в виде сигнала входа и выхода, в этих системах к временным входным воздействиям необходимо добавить пространственную форму.

В направлении изучения распределенных систем имеются существенные достижения в области анализа и синтеза линейных распределенных систем управления, однако и остается много и проблем.

Для анализа и синтеза СРП используются следующие методы:

• 1)    АКОР;

• 2)    Параметрические;

• 3)    Частотные методы;

Система основных уравнений АКОР представляет собой систему нелинейных интегро-дифференциальных уравнений в частных производных [7]. Сложность такой системы заключается, что при построении системы собственных вектор-функций линейного оператора, система сводится к бесконечной системе дифференциальных уравнений.

Параметрический анализ системы управления ставит своей целью определение необходимой и достаточной совокупности показателей, характеризующих все исследуемые свойства системы, и формирование зависимостей, характеризующих суммарный эффект от применения системы или ее элементов. Цель параметрического анализа - оценка эффективности системы управления на основе определения количественных значений ее показателей. Объектами исследования параметрического анализа являются частные и обобщенные показатели системы, образующие иерархическую структуру [2].

Частотный метод синтеза систем с распределенными параметрами [6] заключается в использовании частотных характеристик системы автоматического управления, выражающих установившуюся реакцию системы на входной гармонический сигнал для оценки динамических свойств системы. Выходной и входной сигналы связаны через комплексную передаточную функцию x 2 = W ( j ^ ) ' x 1 , модуль которой выражает отношение амплитуд сигналов

A

M = —

A '

а аргумент - фазовый сдвиг ^ ( ^ ) между Х 1 и x 2 .

В процессе синтеза системы управления используются выбранные пространственные моды [6], а при разработке системы управления с распределенными параметрами исходят из конструктивных особенностей реализации входного воздействия на объект управления.