Разработка программного комплекса моделирования пластового давления

ПЕРВОЕ ВЫСШЕЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ УЧЕБНОЕ ЗАВЕДЕНИЕ РОССИИ

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования
«САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Экономический факультет
Кафедра системного анализа и управления
Допускается к защите в ГЭК
Заведующий кафедрой САиУ
_____________/Д.А. Первухин/
							
"____"_____________ 2018 г.


ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА БАКАЛАВРА
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
Тема: «Разработка программного комплекса моделирования пластового давления»



Автор: студент гр.                  ИТУ-14                   /     Красавцев И.С./ 
   		                       (шифр группы)               (подпись)                     (Ф.И.О.)
Руководитель проекта:          доцент             ______________    /   Ходова Г.В. /
   			              (должность)                  (подпись)                    (Ф.И.О.)
Нормоконтроль:                зав. лаб.                       /   Кустриков Э.В.  /
                                                  (должность)                  (подпись)                   (Ф.И.О.)
Рецензент: доцент, к.т.н., доцент  /   _Дымент А.Б. /
                                          (должность)                          (подпись)                (Ф.И.О.)
Консультанты:

   Каф. Организации и управления:
   ассистент каф О и У       /   Чанышева А.Ф.   /
 (название кафедры)                (должность)                    (подпись)                  (Ф.И.О.)           

Каф. иностранных  
           языков            :   //
 (название кафедры)                (должность)                    (подпись)                  (Ф.И.О.)           







Санкт-Петербург
2018 г.
Министерство образования и науки Российской Федерации
ПЕРВОЕ ВЫСШЕЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ УЧЕБНОЕ ЗАВЕДЕНИЕ РОССИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение 
высшего образования
«САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Утверждаю	
Заведующий кафедрой	
              Д. А. Первухин 
(подпись, инициалы, фамилия)	
"___"___________ 201_ г.


                                  
Кафедра системного анализа и управления 

ЗАДАНИЕ НА ВЫПУСКНУЮ КВАЛИФИКАЦИОННУЮ РАБОТУ БАКАЛАВРА


студенту группы:  ИТУ-14	Красавцев И.С.14116727.03.04
                  (шифр группы)        (инициалы, фамилия)          (шифр)     (код специальности)

Тема: «Разработка программного комплекса моделирования пластового давления»

Срок представления проекта к защите «___» ______________________2018 г.
     
Содержание пояснительной записки:
 Анализ режимов бурения и электроприводных систем, используемых в буровых
машинах, расчет и выбор оборудования, моделирование системы и анализ полученных результатов
 Перечень отчетных материалов: пояснительная записка, иллюстративный материал
 Дополнительные разделы: Специальные вопросы обеспечения безопасности


Руководитель проекта: профессор	     _________             /С.В. Колесниченко/
(должность)	                       (подпись)	                 (инициалы, фамилия)

Задание к исполнению принял студент          _________		/Красавцев И.С. /
                                                                                               (подпись)		(инициалы, фамилия)

Дата выдачи задания: «___» _____________ 201_ г.



Аннотация

      Объектом исследования данной работы является буровая машина, предназначенная для кустового бурения нефти и газа.

      Цель работы – разработать программный комплекс для моделирования пластового  давления.

      В процессе работы был выполнен анализ, расчет и выбор подходящих двигателей, преобразователя частоты и ПЛК. Было проведено моделирование структурной схемы системы управления, проведен анализ полученных результатов.

      В части по безопасности жизнедеятельности были разобраны специальные вопросы проектирования безопасной приборной техники и систем управления.

Abstract

      The object of this study is a drilling machine designed for oil and gascluster drilling.

      The purpose of the work is to investigate the electric drive system of the drilling machine.

      During the work, the analysis, calculation and selection of suitable motors,the frequency converter and the PLC were performed. The modeling of the structural diagram of the control system was carried out, the results obtained were analyzed.

      The part devoted to health and safety covers issues of designing safe instrumentation and control systems were disassembled.

СОДЕРЖАНИЕ

Определения,обозначения,сокращения	8
Введение	9
 Технологические режимы бурения и современные электроприводные системы буровыхмашин	10
 Анализ технологическихрежимовбурения	10
 Параметрырежимовбурения	10
 Анализ режимовбуренияБМ	16
 Анализ современных электроприводных систембуровыхмашин	19
 Модернизация буровой машины БУ5000 ЭК-БМЧ	26
 Причинымодернизации	26
 Техническое задание на модернизациюбуровоймашины	28
 Расчет электроприводных систембуровоймашины	33
  Расчет электроприводной системы насосных агрегатов буровоймашины ивыборэлектродвигателя	33
  Расчет электропривода буровой лебедки ивыборэлектродвигателя	37
  Расчет электропривода ротора буровой машины и выбор электродвигателя	40
 Электрооборудованиебуровоймашины	43
 Групповой выпрямительиинверторы	43
 Датчикибуровоймашины	45
 Электроснабжениебуровоймашины	48
 Система управлениябуровоймашиной	54
 Исследование системы стабилизации мощностибуровоймашины	56
  Математическое описание системы стабилизации мощности буровой машины	56
  Исследование модели системыстабилизациимощности	60
 Специальные вопросыобеспечениябезопасности	71
 Общиеположения	71
 Электробезопасность при эксплуатациибуровоймашины	72
 Взрывобезопасность приэксплуатацииэлектрооборудования	74
Заключение	79
Списокиспользованныхисточников	80

ВВЕДЕНИЕ

     Актуальность темы исследований
     Нефтяная и газовая промышленность Российской Федерации является одной из наиболее важных отраслей экономики, обеспечивающей значительную долю доходов бюджета страны. Данная отрасль является стратегически важной, учитывая те сложные климатических условия, в которых проживает большая часть населения. Нефтяная, газовая и нефтеперерабатывающая промышленность обеспечивает не только энергетические потребности производства и жилищно-эксплуатационного хозяйства, но также обеспечивает потребности автотранспорта в горюче-смазочных материалах. Этот факт, учитывая огромные пространства страны, также играет стратегическую роль.
     Несмотря на некоторый рост добычи нефти в последние годы, перед отечественными нефтедобывающими компаниями возникает перспектива постепенного истощения нефтяных месторождений. Основная доля добываемой нефти неизбежно переместится от давно эксплуатируемых гигантских месторождений к небольшим и малым месторождениям, а обводненность продукции будет возрастать по мере истощения запасов нефти.
     На старых месторождениях все большее количество скважин будет переходить в категорию малодебитных (производящих мало жидкости), в результате чего возрастает роль маломощного насосного оборудования — штанговых скважинных насосных установок (ШСНУ).
     При добыче нефти из малодебитных скважин чаще всего устанавливают ШСНУ определенной производительности, однако по мере истощения месторождения и снижения дебита скважины (количество компонента    смеси    добываемого     за    определенный     срок     времени) производительность насоса оказывается завышенной. Это приводит к росту затрат энергии и дополнительному износу оборудования.
     В данный момент не существует способа плавного регулирования производительности данного типа насосов. Для регулирования производительности используется так называемая периодическая откачка, когда ШСНУ запускается только периодически. Однако это все равно приводит к установке электроприводов повышенной мощности, так как пусковые нагрузки установки многократно превышают рабочие. Из вышесказанного следует, что в технологическом процессе добычи нефти требуется применить регулируемые по производительности маломощные насосные установки. На их основе возможно построение системы автоматического управления добычей нефти для отдельной скважины и системы автоматического управления группой скважин. Это позволит перейти в перспективе к практически полному исключению участия человека в процессе добычи нефти, произвести оптимизацию технологического процесса по необходимым критериям и параметрам, значительно повысить эффективность добычи нефти, снизить заявленную мощность и износ оборудования, уменьшить количество простоев. Это значительно уменьшит себестоимость каждой добытой тонны нефти.
      Решение данной задачи в рамках самого распространенного режима добычи нефти — жесткого водонапорного режима — требует для своего выполнения регулируемого в широких пределах насосного оборудования, как в системе добычи нефти (ДН), так и в системе поддержания пластового давления (ППД).
      Таким образом, тема исследований является актуальной для реформирования нефтедобывающей отрасли с целью повышения ее эффективности.
      
Анализ современного состояния нефтедобывающей отрасли
     Наиболее острой проблемой, стоящей перед современной нефтяной промышленностью, является добыча нефти из сильно обводненных скважин на поздних этапах эксплуатации месторождения [22, 25,30, 50, 67, 76].
     Добыча нефти в основных нефтегазоносных районах России, а также в
некоторых зарубежных нефтегазоносных провинциях вступила в период
больших изменений. Основные капитальные и эксплуатационные затраты
будут направлены на разработку уже существующих месторождений нефти и
газа,     так     как    открытия     гигантских     нефтяных	месторожденй
представляются маловероятными.
     В ближайшее время в структуре энергетики ведущих стран все большую роль будет играть газ, а не нефть. Объемы работ по разбуриванию, приходящиеся на одно (усредненное) месторождение, в целом будут уменьшаться. Это вызвано ростом числа вводимых в разработку мелких и средних месторождений .
     По состоянию на 1 января 1999 г. в России добыто 383 млн т нефти при проектном уровне 485 млн т. Средняя обводненность составляет 80%. Общий фонд скважин — около 119 тыс., из них 35 тыс. нагнетательных и 47,8 тыс. добывающих. Средний дебит (количество компонента смеси, добываемого из скважины за определенное время ) по нефти на скважину составляет 9,4 т/сут. Всего в разработке находится 858 месторождений со степенью отработанности 53%. Условно их можно разбить на четыре группы. Первая группа включает 24 месторождения с начальными извлекаемыми запасами нефти более 100 млн т. Эти месторождения содержат 49% общих извлекаемых запасов. Текущая добыча нефти по ним составляет 42% общей. Вторая группа включает 34 месторождения с извлекаемыми запасами от 50 до 100 млн т. Они содержат 19% текущих извлекаемых запасов и дают 18% общей добычи. Третью группу составляют месторождения с извлекаемыми запасами от 10 до 50 млн т. В сумме они составляют 21% извлекаемых запасов России, и из них отбирается 24% общих запасов. Наконец, самая многочисленная группа месторождений (699) содержит запасы менее 10 млн т. Они представляют 11% общих извлекаемых запасов, и из них добывается 16% текущей продукции. Из 159 месторождений с запасами более 10 млн т осталось еще извлечь 2 млрд т нефти.
     На разрабатываемых месторождениях следует ожидать увеличения объемов работ по капитальному ремонту скважин, снижения числа закрываемых скважин и применения безлюдных и автоматизированных технологий для систем сбора и подготовки нефти и газа.
     Ожидается, что уменьшение добычи нефти на больших месторождениях будет в основном происходить из-за падения пластового давления и резкого обводнения. Все большую роль будет играть добыча не на старых гигантских залежах, а на больших, средних и малых месторождениях.
     Прирост запасов нефти в России приходится в основном на трудноизвлекаемые, дорогостоящие в эксплуатации месторождения. Это требует реформирования существующей организации работ и создания современных систем разработки залежей нефти и газа.
     В АНК «Башнефть» по состоянию на январь 2000 года в эксплуатации находились 12540 малодебитных скважин. Истощенная (малодебитная) скважина - скважина, производящая ограниченное количество нефти, например, не более 20 бар./сут. (3,2м3). Их среднесуточная добыча не превышала 5 тонн жидкости. При общем количестве функционирующих скважин 15469 указанный фонд малодебитных скважин, следовательно, составляет 81 % .
     По мере истощения нефтегазовых и нефтеконденсатных месторождений Западной Сибири доля малопродуктивных скважин также постепенно возрастает .
     Добыча нефти штанговыми насосами составляет 45 % от общей добычи по' АНК «Башнефть», следовательно, добыча нефти в значительной степени зависит от функционирования фонда малодебитных скважин.
     Такая же тенденция роста количества малодебитных скважин прослеживается и в других нефтедобывающих странах. Так, в США увеличение фонда нефтедобывающих скважин с 1975 года шло, в основном, за счет малодебитных механизированных скважин, часть которых ранее эксплуатировать было нерентабельно. Повышение цены на нефть позволило рентабельно эксплуатировать скважины с обводненностью до 99 % [39, 77].
       
     В связи с этим внедрение автоматизации и АСУ ТП на нефтяных промыслах приобретает особое значение, т.к. позволяет при ограниченных людских ресурсах обеспечить эффективную работу нефтяных промыслов в заданных режимах. [13, 18, 68].
     Автоматизация дает существенный технико-экономический эффект за счет увеличения ежесуточного дебита скважин вследствие установления рациональных и оптимальных режимов работы, сокращения потери нефти и затрат на ремонт оборудования. [92].
     Таким образом, выявлено, что в результате истощения основных
нефтегазоносных	провинций	значительно	возрастает	роль
высокообводненных и малых месторождений. Массовое внедрение на нефтяных промыслах современных систем контроля и управления с применением вычислительной техники и средств измерения и связи подготовило почву для появления систем автоматического управления добычей нефти (САУ ДН).
      
1.2 Технологическийпроцессдобычинефтии математическаямодельнефтеносногопластакак источниканефтепродукта
     Рассмотрим технологический процесс добычи нефти и современные подходы к описанию физических процессов, происходящих в нефтеносном пласте.
     Осадочные горные породы образовались в результате механического и химического воздействия воды и ветра на изверженные породы и отложения их частиц различной формы и состава вместе с остатками животных и растительных организмов на дне водных бассейнов и на поверхности материков[41]
     Под влиянием глубинных процессов происходят колебательные, складчатые и разрывные движения земной коры. Вследствие колебательных движений нарушается горизонтальное положение пластов осадочных горных пород и образуются пологие прогибы (синеклизы) и вздутия (антеклизы).
Складчатые движения приводят к образованию складок [77].
     Вместилищем для воды, нефти или газа в недрах земной коры служат породы-коллекторы, окруженные полностью или частично плохо проницаемыми породами. Такие коллекторы называют природными резервуарами [77].
     Образовавшиеся при определенных условиях нефть и газ, попав в природный резервуар, заполненный водой, перемещаются к его верхней части и попадают в ловушку. Таким образом, ловушкой называется часть природного резервуара, в которой скопились нефть и газ [66].
     Значительное скопление нефти и газа в ловушке любого вида называется залежью. На рис 1.1а приведена схема сводовой газонефтяной залежи, а на рис. 1.16 схема массивной газонефтяной залежи. Совокупность залежей нефти и газа одного и того же вида (например, сводовых), занимающих в недрах земной коры определенную площадь, называется месторождением нефти и газа [76, 77].
     Под разработкой нефтяного или газового месторождения понимается комплекс мероприятий или процессов, направленных на извлечение продукции скважин из недр земли. К этим мероприятиям относятся: разбиение месторождений системой скважин; управление процессом фильтрации нефти и газа к скважинам их надлежащим размещением на площади установлением режима их работы и регулированием баланса пластовой энергии; подъем продукции с забоя на поверхность; обустройство месторождения, сбор и транспортировка нефти, газа и воды к пунктам подготовки; промысловая подготовка продукции скважин [76, 77].
      








Рисунок 1.1а Схема сводовой газонефтяной залежи. Контур газоносности 1 - внутренний 2 — внешний Контур нефтеносности 3 - внутренний 4 - внешний.

Рисунок 1.16 Схема массивной газонефтяной залежи. 1 — внешний контур газоносности 2 — внешний контур нефтеносности

     В отличие от эксплуатации отдельных скважин, при эксплуатации месторождения в целом возникает ряд вопросов касающихся требуемого расположения, количества скважин и т. п., которые требуется решить для того, чтобы с минимальными затратами и наиболее полно добыть нефть и газ из месторождения [2].
     Существуют следующие режимы в нефтегазовых залежах, зависящие от природных условий [2, 76, 77]:
 Водонапорный
 Упругий
 Режим газовой шапки
 Растворенного газа
 Смешанный
 Гравитационный
     От режима зависит и выбор наиболее рационального способа разработки месторождения.При водонапорном режиме вода, подпирающая нефтяную залежь, свободно продвигается при извлечении нефти. Напор воды, и, следовательно, давление, под которым нефть поступает в скважину остается почти постоянным, благодаря чему является постоянным и приток нефти в скважину [2, 76].
     Вода, поступающая в нефтяную залежь, сохраняет давление в пределах залежи, вымывает нефть из пор породы и продвигает нефть к забою скважины. По мере движения вверх по наклону пласта создаваемое ею давление несколько уменьшается, но это снижение невелико по сравнению с величиной всего гидравлического давления, определяемого глубиной залежи [2].
     Отбор нефти из залежи с помощью системы пробуренных скважин не следует производить слишком быстро, иначе поступление воды будет отставать от извлечения нефти и давление в пласте будет падать. Из залежей с водонапорным режимом следует отбирать ежегодно несколько процентов от всего извлекаемого запаса нефти. При наиболее благоприятных условиях водонапорный режим дает возможность извлечь до 80% запаса нефти [76, 77].
     Сам пласт вместе с содержащимися в нем нефтью и водой обладает некоторой упругостью. Эта упругость в некоторых случаях проявляется более значительно в зависимости от свойств пород и размеров той зоны, где накопилась энергия упругости. Хотя коэффициенты сжатия породы, воды и нефти малы, при большой толще пород этот эффект оказывает влияние на добычу нефти. В отличие от водонапорного режима при упругом режиме пластовое давление по мере извлечения нефти снижается. В ряде случаев режим в пласте смешанный упруго-водонапорный - наряду с напором воды играет роль и упругость пласта и окружающих его пород [76, 77, 66, 2].
     Встречаются нефтяные залежи, в которых над нефтью находится свободный  газ  или  газовая  шапка.  Газ  здесь  залегает  под  давлением,
обусловленным напором воды и нефти. Давление газовой шапки может играть большую роль в проталкивании нефти к забоям скважин. Пластовое давление при этом режиме зависит от соотношения размеров газоносной и нефтеносной частей залежи [76].
     Режим растворенного газа связан с выделением растворенного газа из нефти. В залежах с таким режимом давление в пласте и поступление нефти из скважин систематически снижается по мере эксплуатации залежи. Первоначально наблюдается некоторый рост газовых факторов, а затем их снижение по мере истощения залежи. Встречаются случаи, когда наряду с режимом растворенного газа действует и водонапорный режим [77].
     При гравитационном режиме продвижение нефти к забоям скважин происходит под действием силы тяжести нефти. Напор воды и давление газа в этом случае практически отсутствует. Гравитационный режим проявляется главным образом в круто падающих пластах, где высота столба нефти значительна. По мере добычи нефти давление в пласте падает. Давление в верхней части нефтяной залежи остается постоянным и близким к атмосферному. Давление, обусловленное весом самой нефти, невелико даже при значительной разнице в высоте верхней и нижней границ залежи, поэтому поступление нефти из скважин при гравитационном режиме бывает, как правило, меньше чем при других режимах [76].
     Наиболее полное извлечение нефти из залежи обеспечивает водонапорный режим. По этой причине широко применяется система законтурного обводнения, т.е. система, при которой через скважины, пробуренные за контуром нефтяной залежи, производится закачка воды.. Вода подпирает нефть и таким образом искусственно создается водонапорный режим [2, 29, 76, 77].
     В данной работе будет рассматриваться только искусственный водонапорный режим (жесткий водонапорный режим).
     Относительно небольшие по площади залежи нефти могут быть окружены кольцом водонапорных скважин. По мере эксплуатации залежи и продвижения водонефтяного контакта крайние по периферии нефтяные скважины обводняются и их начинают использовать для нагнетания воды [2, 4, 77].
     Как показала практика, действие напора воды сказывается не более чем на три ряда скважин [66]. Поэтому при эксплуатации нефтяной залежи с помощью законтурного обводнения бурение эксплутационных скважин проводится в два-три ряда по границе залежи, по мере передвижения водонефтяного контакта (ВНК) бурят новые ряды скважин [77].
     При больших размерах нефтяной залежи для наиболее быстрой разработки ее разрезают с помощью водонагнетательных скважин на несколько участков. Это позволяет эффективно эксплуатировать залежь не только на периферии, но и на центральных участках [66].
     Если нефтеносный пласт вскрыт скважинами и в нем имеется достаточно высокое давление, то первоначально осуществляется фонтанная добыча нефти. В дальнейшем при снижении давления идет насосная добыча. Количество получаемой нефти постепенно уменьшается, и, наконец, доходит до такой величины, что добыча становится нерентабельной.
     Даже когда приток нефти к скважинам совсем незначителен, или вместо нефти в скважину поступает в основном вода, количество нефти в пласте остается еще очень значительным. Обычно в пласте нефти остается больше, чем было добыто до этого [76].
     При использовании законтурного обводнения пласта доля извлекаемой нефти возрастает. Законтурное обводнение позволяет извлечь в среднем 45-50% нефти из пласта.
     В России регулировка количества закачиваемой в пласт воды производится, в основном, установкой штуцеров различных диаметров на трубы, по которым передается вода [77,2, 76].
     Даже при наиболее эффективных методах добывается примерно половина нефти, другая половина остается в пласте. Это объясняется тем, что нефть хорошо вытесняется из крупных, хорошо сообщающихся между собой пор. Та нефть, которая находится в более узких местах пор, не затрагивается продвигающейся водой и остается в пласте. В крупнопористых породах доля извлеченной нефти выше, а в мелкопористых породах большая часть нефти остается неизвлеченной.
     Если бы удалось добыть эту нефть, то нефтяные ресурсы увеличились бы вдвое. В связи с этим применяются так называемые вторичные методы, способствующие повышению нефтеотдачи [77].
     Комбинированное использование вторичных методов добычи нефти позволяет извлечь до 80-90%, оставшейся в месторождении нефти [76].
     В процессе эксплуатации месторождения осуществляется постоянный контроль над процессом разработки, проводится анализ месторождения, выявляются более детально особенности геологического строения продуктивных пластов, уточняются свойства коллекторов и пластовых флюидов и их изменение по площади. На основании этих данных вносятся необходимые коррективы в проектные показатели, даются рекомендации по совершенствованию системы разработки.
     Основная цель изучения месторождения - предсказание его состояния и определение путей увеличения конечной нефтеотдачи. В классической теории разработки рассматривают осредненные объекты (балансная модель), для которых невозможно полностью учесть изменения параметров пласта и флюидов (компонентов пластовой жидкости) во времени и в пространстве [3].
     При моделировании с помощью вычислительных машин можно детально исследовать пласт путем разбиения его на блоки (иногда на несколько сот тысяч) и применения к каждому из них основных уравнений фильтрации [3, 33,39, 82].
     Программы для ЭВМ, с помощью которых выполняют необходимые расчеты при таких исследованиях, называются машинными моделями. Благодаря успехам, достигнутым в области вычислительной техники и математического обеспечения, в настоящее время стало возможным создание проверенных на практике программ для моделирования некоторых очень сложных процессов, протекающих при осуществлении различных проектов разработки [33].
     Моделируемая физическая система описывается соответствующими математическими уравнениями. При этом почти всегда требуются некоторые допущения, необходимые с практической точки зрения для того, чтобы сделать задачу разрешимой [3, 33, 38].
     Математические модели составляют на основе системы нелинейных дифференциальных уравнений в частных производных с соответствующими начальными и граничными условиями [3, 33, 82].
     Уравнения, описывающие математическую модель пласта, почти всегда настолько сложны, что их невозможно решить аналитическими методами. Чтобы представить уравнения в форме, пригодной для решения на вычислительных машинах, их следует аппроксимировать. Численная модель состоит из полученной системы уравнений. Машинная модель пласта — это программа или система программ для вычислительной машины, составленная с целью решения уравнений численной модели [3].
     Не для всех пластов требуются сложные модели, во многих случаях на поставленные вопросы можно получить ответ при исследованиях на очень простых машинных моделях.
     Основные уравнения, описывающие фильтрацию флюидов (компонентов пластовой жидкости или их равномерной смеси) в пласте (математическая модель), справедливы как для масштабных, так и элементарных моделей.
1.3 Современныеподходыкрешениюпроблем автоматизациитехнологическогопроцессадобычи нефти
     Для анализа проблем автоматизации технологического процесса добычи нефти следует рассмотреть как современную ситуацию в сфере автоматизации нефтедобывающей отрасли, так и историю процесса внедрения автоматизированных систем и механизмов.
     Автоматизация процессов нефтедобычи в нашей стране и за рубежом прошла несколько этапов, начиная с внедрения отдельных средств автоматики в 50-х годах до создания автоматизированных систем управления процессами нефтедобычи с применением ЭВМ в наши дни. Схема процесса
эволюции приборов и устройств управления в нефтяной промышленности представлена на Рисунке 1.3.
Можно выделить шесть этапов развития нефтяной автоматики.


Рисунок 1.3 - Эволюция приборов и устройств управления в нефтяной промышленности.
     Iэтап. Пятидесятые годы XXвека характеризовались модернизацией нефтепромыслов с целью применения более экономичной групповой однотрубной герметизированной нефтесборной системы. При этом на нефтяных промыслах стали широко внедряться различные типы расходомеров, средства автоматизированного измерения объемов нефти, откачиваемой потребителю, групповые автоматизированные замерные установки, релейные механические переключатели и т.д. Так, в 1954 году был разработан и внедрен комплекс систем автоматического регулирования и управления для малодебитных скважин с периодическим режимом эксплуатации АПЭ-ПА и АПЭ-Д, осуществляющие программное управлениевременем накопления нефти. Одновременно были введены в эксплуатацию устройства для накопления и передачи информации ДИВ-2 и ДИВ-3 [6, 79].
     Этот этап длился приблизительно до начала 60-х годов и привел к сокращению удельной численности работающих на одну добывающую скважину, освобождению персонала от многих рутинных операций, снижению стоимости и повышению точности измерения технологических параметров, упорядочению оформления документов и т.п..
     П этап. Следующим этапом было внедрение систем централизованного
диспетчерского контроля и управления. Их технической базой являлись
релейные системы телемеханики с радио и телефонными каналами связи.
Системы телемеханики были созданы по единой жесткой схеме и любые
изменения или расширение системы требовало больших переделок. Эти
системы позволяли выполнять целый ряд операций на промысле без
постоянного присутствия обслуживающего персонала, осуществлять сбор
данных в реальном масштабе времени. Была разработана и внедрена
релейно-комбинационная система телемеханики ЦКУ-2, осуществляющая
дистанционный контроль и управление для глубинно-насосных, фонтанных и
нагнетательных скважин по телефонным проводам с помощью устройства
СТФ-1 [68]. НИПИ «Нефтехимавтомат» (Баку) были разработаны системы
дистанционного	контроля	нефтяных	скважин	ЧТП-2
(телединамометрирование) и АГМ-2 (ГЗУ для замера дебита скважин) [6].
      В эти годы дорогостоящие ЭВМ первых поколений применялись только для решения исследовательских задач и инженерного анализа, а также для ведения бухгалтерского и статистического учета [69].
     Ш этап. С переходом на полупроводниковую технику и с появлением в конце 60-х - начале 70-х годов малогабаритных и сравнительно недорогих ЭВМ третьего поколения стало возможным применение их в управлении технологическими  процессами  нефтепромысла.  Одновременно  внедрениеэлектроники     в     приборостроении     открыло     новые     возможности     в конструировании концевых устройств высокой степени надежности. Были созданы   влагомеры,   расходомеры   нефти   и   газа   с   вычислительными устройствами, датчики потока и давления и т.д.
     Для замера дебита при групповом сборе нефти использовались системы телемеханики АГМ-2 и АГМ-3, в кустовых насосных станциях -СРП-3, водозаборных скважин - СТ-ЗКВ. Информация передавалась по проводным линиям связи: радиальной структуры — ПКС-1, челночной структуры - САТ-2 и древовидной структуры - ЧТ-2К, ЧТ-3, ГЧФ. Замер дебита осуществлялся групповыми замерными установками «Спутник В» и «Спутник ВР» [5].
     В то же время нефтедобывающая промышленность по сравнению с другими отраслями оказалась довольно консервативной в части применения ЭВМ и автоматизированных систем. Широкое внедрение АСУ в эту отрасль началось лишь в 70-х годах XXвека. Впервые в нефтедобывающей промышленности автоматизированная система управления была внедрена фирмой "Континентал ойл" (США) в 1962 году. Вначале системой было охвачено 39 скважин, через год - 252 [6].
       IVэтап, начавшийся в 1972-1975 годах, характеризуется появлением автоматизированных систем, обеспечивающих решение широкого комплекса организационно-хозяйственных и производственно-технических задач управления нефтяными промыслами. Наиболее важное свойство систем этого этапа - возможность выбора ими квазиоптимальных оперативных и долгосрочных решений в результате анализа соответствующей информации. Информационная часть системы позволяет обслуживающему персоналу контролировать нефтеотдачу пластов, параметры закачки, продвижение фронта закачиваемой воды, эффективность вытеснения нефти, распределение давления и отборов [16].
     Создание ЭВМ третьего и четвертого поколения, дальнейшее совершенствование электронной техники, систем связи и способов хранения, обработки и выдачи информации привело к созданию и развитию комплексных систем управления, возможности создания единой системы управления не только нефтяными и газовыми промыслами, но также газо- и нефтеперерабатывающими заводами, нефте- и газопроводами и т.п. Удалось увязать в единую учетно-расчетную, административно-управленческую и производственно-технологическую систему управления разнородные технологические объекты и административно - производственные службы нефтяной промышленности [16].
     Vэтап. Внедрение интегральных схем, модульных конструкций электронной аппаратуры, стандартных наборов функциональных блоков, собранных на отдельных платах, значительно увеличило гибкость систем управления. Появилась возможность их архитектурного преобразования подключением добавочных элементов или заменой модулей. Этому сопутствовало удешевление аппаратуры и значительное упрощение ее обслуживания. Все это существенно повлияло на распространение систем, так как их внедрение не требовало теперь найма высококвалифицированного обслуживающего персонала, стало достаточным обучение имеющихся в наличии специалистов. Также важным сопутствующим фактором явилось развитие систем связи, способствующее значительному удешевлению передачи данных и увеличению пропускной способности каналов связи [5,6].
     Внедрение микропроцессорной техники создало предпосылки для появления децентрализованных комплексных систем управления, так как благодаря программируемым терминальным устройствам стало возможным создание местных контуров управления, входящих в общую систему и разгружающих центральные управляющие ЭВМ и линии связи от избыточных информационных потоков [60].
     VIэтап. Широкие возможности современных систем сбора и обработки данных во многом предопределены развитием терминальной техники, внедрением информационно-коммуникационных технологий. Терминальные устройства нового поколения значительно расширяют радиус действия систем управления и позволяют связывать отдельные системы контроля и управления технологическими процессами в единую сеть с центральной ЭВМ, организовать работу системы в реальном масштабе времени, обеспечивают доступ к ЭВМ в режиме разделения времени, а также осуществляют оперативный контроль и управление технологическими процессами в интерактивном, диалоговом режиме. Относительно низкая стоимость оборудования терминальных устройств стала главным фактором, определяющим их широкое применение [35, 60].
     В 1992 году фирмой AdAstraResearchGroup, Ltd(Россия) разработана распределенная АСУ - SCADA-система, послужившая основой для создания АСУ ТП различных отраслей промышленности, включая нефтедобывающую. [36]. (SCADA (SupervisoryControlandDataAcquisition) - это система оперативного (диспетчерского) управления технологическими процессами. [36, 60, 70]).
     Например, НПФ «ИНТЕК» (г. Уфа) разработана корпоративная система управления производством цеха добычи нефти «Мега», осуществляющая автоматический контроль и управление технологическим процессом в целом, локальную автоматизацию технологических объектов (скважин, насосов, замерных установок), динамометрическую диагностику работы глубинных насосов и др.
     Широко применяется на нефтедобывающих предприятиях Западной Сибири система сбора данных и управления нефтедобычей АСУ СКАТ (производство фирмы АВИТРОН-ОЙЛ, г. Уфа), решающей задачи дистанционного    управления    объектами    (ШСН,    ЭЦН,    АГЗУ,    ТП),поддержания пластового давления, обеспечение цент.......................