Лекция №10

Тема: АСУ ТП в разработке и эксплуатации скважин

Цель: Изучить принципы построения АСУ ТП и технологические процессы добычи нефти и газа

Ключевые слова:

Основные вопросы и содержание:

1.Общие принципы построения АСУ ТП в процессе добычи нефти

2.Общие понятия о функциональных уровнях автоматизации технологических процессов добычи нефти и газа

АСУ ТП (технологическими процессами) добычи нефти и газа представляет собой сложную человеко-машинную систему, осуществляющую автоматизированное управление газовым (нефтяным) месторождением и объектах его обустройства на базе газо-гидродинамических и экономико-математических моделей, высокоэффективных средств вычислительной и управляющей техники, локальных средств автоматики и телемеханики, обеспечивая при этом получение оптимальных технико-экономических показателей работы производственного объединения по добыче газа (нефти).

АСУ ТП добычи газа предназначены для управления следующими основными технологическими процессами:

- разработка газового (нефтяного) месторождения;

- добыча и подготовка газа;

- компримирование и внутрипромысловый транспорт газа.

Технологический процесс разработки месторождения характеризуется следующими особенностями:

- неполнотой информации о физических свойствах продуктивного пласта и проходящих в нем процессах;

- сложностью описания процессов движения многофазных смесей в продуктивном пласте;

- ограниченность видов управляющих воздействий на процесс, происходящий в пласте (бурение скважин, изменение дебитов, проведение геолого-технических мероприятий по увеличению продуктивности скважин);

- саморегулируемость системы пласт-скважины-газосборная сеть в период бесштуцерной эксплуатации.

АСУ ТП предназначена для целенаправленного ведения технологических процессов, а также для обеспечения смежных и вышестоящих систем управления оперативной и достоверной технологической и технико-экономической информацией.

АСУ ТП является «человеко-машинной системой», обеспечивающей автоматизированный сбор и машинную обработку геофизической, геологической и промысловой информации и осуществляющей на этой основе эффективное управление разработкой газового месторождения по ряду показателей, объединенных в критерий управления.

В отличии от остальных подсистем АСУ ТП добычи газа подсистема АСУ ТП разработки месторождения имеет дело с технологическим объектом управления (газоносным пластом), параметры которого (пластовое давление, газонасыщенность) являются распределенными по некоторой области (продуктивному пласту).

Хотя процесс фильтрации газа и воды в продуктивном пласте является непрерывным, фактическое изменение управляющих воздействий (в основном дебитов скважин) производится дискретно.

Длительность цикла управления должна быть от квартала до полугода.

По мере совершенствования системы длительность управляющих циклов будет сокращаться.

На стадии первоначального проектирования не возможно с необходимой точностью прогнозировать на длительный период процесс разработки.

АСУ ТП разработки месторождения позволяет обеспечить высокую надежность запланированной подачи газа в течении всего периода разработки месторождения.

Процесс разработки газового месторождения является многоцелевым. При создании крупного газодобывающего предприятия ставятся следующие основные цели:

- обеспечить с высокой надежностью запланированную добычу газа в течении всего периода разработки месторождения;

- наиболее полно извлечь из недр запасы газа и других ценных компонентов;

- наиболее полно и целесообразно использовать запасы потенциальной энергии сжатого газа;

- осуществлять достижение перечисленных целей с минимальными капитальными вложениями и эксплуатационными затратами и ряд других целей, определенных конкретными условиями разработки месторождения.

В математической модели процесса разработки месторождения каждая цель характеризуется показателем. Показатели объединяются в критерий управления.

В современной практике проектирования и управления разработкой месторождений доминируют субъективные факторы согласования целей и решается только прямая задача, когда рассчитывается несколько вариантов разработки и из них, с учетом одного показателя, отбирается эффективный вариант.

На начальной стадии внедрения АСУ для выработки управляющих воздействий используется прямая задача управления с последующим переходом к обратной.

Для этого разрабатывается многоцелевой метод принятия решений в виде человеко-машинной процедуры.

В дальнейшем создается единая система автоматизированного проектирования и управления разработкой месторождения.

Функции системы разделяются на информационные и управляющие.

Информационные функции:

- периодическое измерение пластовых и устьевых давлений и температур, замеров по скважинам дебитов газа, нефти, конденсата и воды;

- регистрация и сигнализация отклонений в работе скважин от заданного технологического режима;

- составление суточных, декадных, месячных и квартальных сводок, а также других отчетных документов;

- машинное построение карт изобар, карт обводненности пласта.

К управляющим функциям системы относится составление оптимальных планов:

- расположения и последовательности ввода эксплуатационных скважин в течении всего срока разработки месторождения;

- квартальных режимов работы скважин;

- наиболее целесообразных режимов работы скважин в неординарных ситуациях;

- проведение геолого-технических мероприятий;

- проведение всех видов исследований на месторождении.

АСУ разработкой газового месторождения функционирует в информационно-советующем режиме, при котором средства вычислительной техники вырабатывают и выдают оперативному персоналу рекомендации по эффективному развитию объекта управления и ведению процесса разработки месторождения.

Управление разработкой газового месторождения осуществляется как пошаговый процесс в условиях неполноты информации с использованием идей самоорганизации.

Алгоритм функционирования системы на каждом последующем шаге отличается тем, что фактические параметры разработки сравниваются не с первоначальной эффективной теоретической моделью разработки, а с эффективной теоретической моделью, выработанной на предыдущем шаге с использованием всей накопленной информации о пласте и процессе.

На различных этапах управления могут добавляться или исключаться отдельные показатели, по которым осуществляется эффективное управление.

Технология добычи и подготовки нефти включает ряд разно­родных производственных процессов. Основные объекты про­мысловой технологии и их взаимодействие представлены на рис. 10.1.

Каждый объект характеризуется объёмом автоматизации, т.е. степенью оснащенности технологического оборудования средст­вами автоматизации. Объём автоматизации определяет реальные возможности автоматического получения информации о ходе процесса или состоянии оборудования и дальнейшего использо­вания этой информации для управления объектом.

Объём автоматизации любого технологического объекта опре­деляется его функциональной схемой автоматизации, перечнем сигналов, получаемых с объекта и функциями автоматизации, реализуемыми на базе этих сигналов в целях контроля и управ­ления.

Рис. 10.1. Схема основных технологических объектов нефтяного промысла:

1 - газлифтные скважины (ГЛС); 2 - скважины, оборудованные ШГН; 3 - скважины, оборудованные ЭЦН; 4 - фонтанные скважи­ны (ФС); 5 - нагнетательные скважины (НС)

Автоматизация технологического объекта подразумевает реа­лизацию следующих функций:

- измерение значений технологических параметров (темпера­туры, давления, расхода, уровня, влагосодержания, вибрации и т.д.);

- автоматическое регулирование технологических параметров

процесса (стабилизация технологических параметров на задан­ном уровне);

автоматизированное дискретное управление режимами ра­боты технологического оборудования;

сигнализация отклонений технологических параметров от заданных значений, сигнализация состояния кранов (открыт/ закрыт) и задвижек, а также оборудования (агрегат включен/ выключен и т.п.);

противоаварийная защита оборудования.

При измерении технологического параметра сигнал от изме­рительного преобразователя (ток, напряжение стандартного диа­пазона) по кабелю передается на контроллер, где подвергается первичной обработке (аналогово-цифровое преобразование, про­верка на достоверность, фильтрация помех). От контроллера цифровой код по сети поступает на АРМ оператора, который видит на экране монитора значение параметра в размерном виде. Если при разработке системы управления была заложена функ­ция регистрации этого параметра, то это значение будет внесено в исторический архив с возможностью просмотра значений па­раметра за произвольный отрезок времени.

процесса (стабилизация технологических параметров на задан­ном уровне);

автоматизированное дискретное управление режимами ра­боты технологического оборудования;

сигнализация отклонений технологических параметров от заданных значений, сигнализация состояния кранов (открыт/ закрыт) и задвижек, а также оборудования (агрегат включен/ выключен и т.п.);

противоаварийная защита оборудования.

При измерении технологического параметра сигнал от изме­рительного преобразователя (ток, напряжение стандартного диа­пазона) по кабелю передается на контроллер, где подвергается первичной обработке (аналогово-цифровое преобразование, про­верка на достоверность, фильтрация помех). От контроллера цифровой код по сети поступает на АРМ оператора, который видит на экране монитора значение параметра в размерном виде. Если при разработке системы управления была заложена функ­ция регистрации этого параметра, то это значение будет внесено в исторический архив с возможностью просмотра значений па­раметра за произвольный отрезок времени.

Рисунок 19.2 – Схема прохождения сигналов в процессе измерения

Автоматическое регулирование технологического параметра подразумевает обратную связь с объектом. В контроллере изме­ренное значение параметра сравнивается с заданным (регламент­ным) значением. При наличии рассогласования контроллер (мно­гоканальный регулятор) изменяет уровень воздействия на регу­лирующий клапан (на объект) в соответствии с алгоритмом (например, ПИД-закон регулирования). Расход материального потока через клапан изменится, и технологический параметр по истечении некоторого времени (время регулирования) примет заданное значение

Функция автоматизированного управления предполагает по­дачу дискретного управляющего воздействия на исполнительное устройство оператором/диспетчером. В этом случае сигнал управления поступает в базу данных контроллера, который, в свою очередь, передает его на исполнительное устройство. При этом исполнительное устройство может находиться только в двух положениях (например, кран открыт/закрыт, насос вклю­чен/выключен и т.п.) (рис. 19.4).

Ниже приведен пример задания объёма автоматизации объек­та табличным способом (табл. 19.2). В качестве объекта автома­тизации выбран отстойник нефти. В таблице использованы сле­дующие условные обозначения: И - измерение, Р - регулирова­ние, У - управление, С - сигнализация, 3 - защита. Обозначе­ние И подразумевает дистанционное измерение параметра, т.е. предполагается передача сигнала от измерительного преобразова­теля контроллеру и далее на АРМ оператора.

№ п/п	Параметры состояния отстойника	Функции автоматизации
	Уровень жидкости	И, Р, С
	Уровень раздела фаз	И, Р
	Обводненность нефти на входе	И, С
	Расход нефти	И
	Расход воды	И
	Давление	И, С

Рекомендуемая литература:

1. «Создание автоматизированного управления в добыче газа» И.С. Никоненко Москва НЕДРА 2001г

2. Методы классической и современной теории автоматического управления: Учебник. В 3-х т. М.: Изд-во МГТУ, 2000.

3. Емельянов С.В., Коровин С.К. Новые типы обратной связи. Управление при неопределенности. М.: Наука, 1997.

Вопросы для самоконтроля:

1.Что относится к управляющим функциям системы?

2.Информационные системы?

3.Длительность цикла управления?

4.Чем характеризуется технологический процесс разработки?

5.Для чего предназначена АСУ ТП добычи нефти и газа?