Бывают случаи, когда ПИД-регулятор будет излишним. Рассмотрим,
например, нагревательный элемент включения / выключения, регулирующий
температуру внутри печи. ПИД-петля была бы необходима, только если
требуется высокая точность. В противном случае термостатический
контроллер, такой как тот, который находится в большинстве домов, должен
поддерживать более или менее постоянную температуру, просто включив
нагреватель, когда температура опустится слишком низко или выключится,
когда температура слишком высока.
С другой стороны, проблемы управления, требующие большего
интеллекта, чем ПИД-регулятор, такие как управление ограничениями, когда
контроллер должен планировать заранее, чтобы избежать выхода переменной
процесса за пределы допустимого диапазона. Для многовариантного
управления требуется расширенное планирование, в котором контроллер
должен координировать усилия нескольких исполнительных механизмов
одновременно для управления несколькими переменными процесса
8
.
ПИД-регуляторы могут быть принудительно вписаны в одно из этих
приложений, но более совершенные, специально разработанные методы
управления часто более рентабельны, по крайней мере на начальном этапе. Но
слишком часто специалист, который разрабатывает и реализует их, перейдет к
другим проектам, оставив неспециалистов поддерживать как процесс, так и его
контролер. Таким образом, если что-то пойдет не так позже, возможно, не
будет достаточного опыта для устранения проблемы. Эта ситуация часто
приводит к тому, что специализированный контроллер заменяется ПИД-
регулятором или вообще отключен, несмотря на ухудшение
производительности.
8
Колмогоров А.Г., Благодарный Н.С., Бадеников В.Я., Тур А.А. Разработка тренажёрных моделей
технологических процессов // Вестник Ангарской государственной технической академии. – 2014. – № 8. С. 21-
24.
15
1.2. Анализ объекта автоматизации
В процессе бурения, освоения и дальнейшей эксплуатации
месторождений Западной Сибири широко использован метод кустового
бурения нефтяных и газовых скважин, при таком способе исключено бурение
горизонтальных скважин, т.е. только наклонно-направленные.
Наклонно-направленной называется скважина, забой которой удалён от
вертикальной проекции устья на определённое расстояние, что позволят
эксплуатировать, производить различные геофизические исследования, а также
вести контроль за наибольшей площадью залежи с одной «точки» - куста
9
.
Кустовое разбуривание обладает большим преимуществом по сравнению
с бурением одиночных скважин. Основным плюсом является экономия.
Экономия заключается в прокладке коммуникаций, т.е. строительство дорог
для обслуживания скважин, прокладке нефтяных и водяных коллекторов,
проводке электроэнергии для питания оборудования и т.д.
10
Объектом автоматизации является цех добычи нефти, состоящий из
четырех кустов скважин. Рассмотрим особенности добычи нефти куста
скважин. Межскважинная связь характеризует нефтяной резервуар с точки
зрения потоков в пластах. На рисунке 2 показана межскважинная связь
нефтяного месторождения, показаны три эксплуатационные скважины и одна
нагнетательная скважина. Две добывающие скважины и нагнетательная
скважина соединены под землей. В процессе бурения после закачки воды из
нагнетательной скважины в землю нефть можно вытолкнуть из двух
соединенных с ней эксплуатационных скважин
11
.
Знание взаимосвязи между скважинами позволяет оценить параметры
подземной проницаемости и анизотропии нефтяного месторождения.
9
Матисон В.А. Современные системы управления. - М.: ИТЦ Москва 2008.
10
Чарушев А.В. Автоматизация процессов жизнеобеспечения производства. – СПб.: Питер, 2010. – 320 с.
11
РД 50-34.698-90. Методические указания. Комплекс стандартов и руководящих документов на
автоматизированные системы. Требования к содержанию документов.
16
Практический вывод заключается в том, что дебит скважины может быть
установлен таким образом, чтобы снизить стоимость бурения.
Куст скважин по добыче нефти и газа, как правило, состоит из
нескольких скважин, добывающих нефть в общий коллектор, который
доставляет продукт на перерабатывающее предприятие.
Рисунок 2. Взаимосвязь куста скважин
Кусты скважин располагаются на искусственных насыпях. На этих
основаниях буровые добывающие скважины (до десятка и более) размещаются
устьями близко между собой, но только одна из них вертикальная, остальные –
наклонные, под разным углом, по разным азимутам и на разные глубины, так,
чтобы обеспечить, возможно, больший, охват продуктивных пластов. Как
17
показала практика, такая сложная технология технико-экономически
оправдана
12
.
Существуют огромные данные о взаимосвязи параметров скважины,
такие как дебит нефти, давление в скважине и дебит воды. Кроме того, данные
по нефти обычно охватывают десятилетия, и они демонстрируют свойства
высокой неоднородности скважинных источников. Традиционно данные о
нефти почти всегда обрабатываются вручную.
Оптимальная работа куста скважин является сложной задачей, которой в
последнее время уделяется значительное внимание. Оптимизация производства
в реальном времени является важным шагом в максимизации доходов от
повседневной работы оборудования. Обычно это включает в себя принятие
решений, таких как распределение цели добычи из разных скважин,
распределение общих ресурсов и т. д.
Следовательно, это эквивалентно оптимизации в реальном времени с
точки зрения технологических процессов. Оптимальные переменные решения
могут быть вычислены с использованием математической оптимизации.
Решение с помощью инструментов математической оптимизации дает рост
производства в диапазоне 1-4%. Хотя более традиционный подход заключается
в формулировании проблемы оптимизации производства как статической
проблемы, можно извлечь выгоду из динамических формулировок задачи
оптимизации производства.
13
При решении задачи динамической оптимизации переходные процессы
также оптимизируются, что приводит к более экономичной работе во время
переходных процессов. Однако оптимизация крупномасштабной
производственной сети может быть сложной, с несколькими сотнями
переменных. Затраты на вычисление задач динамической оптимизации
12
Бердышев В.Ф. Основы автоматизации технологических процессов очистки газов и воды: Курс лекций. - М.:
МИСиС, 2013. - 136 c.
13
Иванов А.А. Автоматизация технологических процессов и производств: Учебное пособие. - М.: Форум, 2012.
- 224 c.
18
являются препятствующим фактором для применения на многих нефтегазовых
месторождениях.
Когда межскважинные соединения определены, предварительная
оптимизация добычи может быть выполнена на основе входящие данные о
нефти, особенно данных о суточной добыче. Благодаря более высокому
качеству межскважинного соединения, прибыль от заводнения может быть
дополнительно улучшена. Данные о добыче из нефтяных скважин собираются
узлом центра сбора данных. С помощью данных из исторической базы данных
центр анализа нефтяных данных может провести исследование
межскважинного соединения. Историческая база данных о нефти включает
исторические данные о добыче, а также географическую информацию о
месторождении
14
.
На основе расчетов исторических данных принимается решение о
скорости закачки воды нагнетательными скважинами и производительности
эксплуатационных. Очевидно, что вышеуказанная система образует контур
управления и обратной связи, который уникально характеризует
месторождение
15
.
Такая система рекурсивно оптимизирует скорость нагнетания для
достижения высокого качества управления водяным дном в пласте.
Существующие модели включают модель связанного потока геомеханической
жидкости, модель многомерной линейной регрессии и модель емкости пласта.
Основываясь на этих моделях, связь между скважинами может быть оценена с
использованием линейных регрессий скорости закачки и дебита скважины.
Однако на практике нефтяные данные являются массивными,
многомерными и весьма неоднородными. Кроме того, когда математическая
регрессия применяется к реальным данным, она часто возвращает нереальные
значения межскважинного соединения. Например, на практике имеют значение
14
Пегат А. Нечеткое моделирование и управление. – М.: БИНОМ. Лаборатория знаний. 2014. – 798 с.
15
Нестеров А.Л. Проектирование АСУТП: Учебное пособие. – М.: ДЕАН, 2010 г. – 552 c.
19
только значения межскважинного соединения между 0 и 1, где 0 и 1 означают
отсутствие соединения и полное соединение соответственно. Тем не менее,
математическая регрессия иногда может возвращать большое значение
связности, которое далеко за пределами 0 и 1
16
.
При кустовом бурении руководящим документом является схема бурения
куста наклонно направленных скважин. Задача подготовки схемы при условии
соблюдения технологии бурения решается неоднозначно: число возможных
вариантов может быть достаточно велико.
Для сравнения и выбора наиболее предпочтительной схемы необходимо
ввести критерий качества. Такими критериями могут служить стоимость
бурения куста скважин, вероятность пересечения их стволов в кусте и т.д.
Схема бурения куста скважин с наилучшим значением выбранного критерия
качества называется оптимальной. Нахождение оптимальной схемы при
естественных предположениях относительно критерия качества сводится к
решению задачи линейного программирования, известной как задача о
назначениях. Для этой задачи имеются эффективные алгоритмы решения и, что
существенно, программная реализация этих алгоритмов на ЭВМ.
Эксплуатация скважин заключается в добыче газо-водонефтяной
эмульсии. На кустовой площадке может располагаться от десяти до 50-80
скважин. Жидкость перекачивается из скважины посредством штангового
скважинного насоса находящегося в призабойной зоне на поверхность и
поступает по коллектору в АГЗУ, которая расположена на кустовой площадке.
АГЗУ состоит из запорной арматуры, предназначенной для регулирования
процесса добычи, сепаратора и счётчика ТОР.
Добываемая газо-водонефтяная эмульсия поступает через АГЗУ (в
котором посредством сепаратора происходит отделение газа и производится
первичный учёт добываемой жидкости) в общий нефтяной коллектор
16
ГОСТ 34.201-89 «Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Виды, комплектность и
обозначение документов при создании автоматизированных систем».
20
(нефтесбор). По нефтяному коллектору жидкость перекачивается в
распределительную гребёнку ЦППН (цех подготовки и перекачки нефти).
В цехе подготовки и перекачки нефти в газо-водонефтяную эмульсию
добавляются различные диэмульгаторы и абсорбенты, которые вступают в
химическую реакцию с жидкостью. Затем эмульсия по трубопроводу подаётся
в сепараторы. Газовые сепараторы расположены на расстоянии 5-10 метров от
поверхности земли, в которых жидкость в результате разности давлений и под
действием гравитационных сил по коллектору поступает в печь,
расположенную на поверхности земли, а отделившийся газ из самой верхней
точки обечайки сепаратора отводится на питание печи, а остатки на факел
17
.
Печь представляет собой ёмкость заполняемую водонефтяной смесью
внутри которой расположены жаровые трубы. В жаровых трубах газ
подаваемый из газовых сепараторов сжигается. В результате повышения
температуры внутри печи достигается окончательное разделение водонефтяной
эмульсии на две фазы – вода, как наиболее тяжёлая оседает в нижней части
ёмкости печи, а нефть как наиболее лёгкая в верхней. В процессе раздела фаз
отделившаяся вода – подтоварная, центробежными насосами через
водораспределительную гребёнку по низконапорному водяному коллектору
поступает на КНС (кустовая насосная станция), а товарная нефть через ДНС
(дожимная насосная станция) перекачивается на дальнейшую переработку,
продажу и т.д.
В кустовой насосной станции находятся высоконапорные центробежные
насосные агрегаты, которые обладают производительностью от 180м3/ч и
развивают напор от 140 до 190кгс/см2 . Центробежный насос – это
гидравлическая машина предназначена для преобразования механической
энергии вращения привода в кинетическую энергию напора и потока жидкости.
Подтоварная вода из насосного агрегата, обладая высокой кинетической
энергией, по высоконапорному коллектору подаётся на кустовые площадки и
17
ГОСТ 34.603-92 «Информационная технология. Виды испытаний автоматизированных систем».
21
через нагнетательные скважины закачивается в продуктивный пласт, в
результате чего происходит непрерывное поддержание пластового давления
18
.
1.3. Разработка технического задания
Автоматизированная система управления оборудованием по добыче
нефти предназначена для управления и сбора данных куста скважин. Система
должна управлять кустами скважин без участия персонала, путем
автоматизации основных функций управления.
Структура построения автоматизированной системы управления
оборудованием по добыче нефти должна обеспечивать централизованный сбор
информации, ее обработку согласно заданным алгоритмам и выдачу
управляющих воздействий на исполнительные механизмы.
Управление сооружениями промысла должно основываться на
программируемых логических контроллерах, размещаемых в пунктах контроля
и управления (ПКУ). ПЛК по интерфейсному каналу должны осуществлять
обмен данными с локальными системами управления блочно-комплектного
оборудования (АГЗУ, БДР и СУ ЭЦН), кроме того ПКУ должны быть
оборудованы операторскими панелями для обеспечения выполнения
периодических регламентных работ.
1.3.1 Климатические требования
Всё оборудование системы управления должно быть расположено в
отапливаемом и вентилируемом помещении с нормальными температурными
условиями от плюс 18 до плюс 24 °C.
18
Дастин Э. Тестирование программного обеспечения. Внедрение, управление и автоматизация. - М.: Лори,
2013. - 567 c.
22
Комплекс технических средств системы, размещаемый в помещении
операторной основного производства, должен эксплуатироваться и храниться
по условиям, указанным в таблице 1
19
.
Таблица 1
Характеристики окружающей среды
Наименование
устройства системы
Рабочая температура Температура
хранения
Относительная
влажность
Рабочая станция от 10 до 30 С.
Максимальный перепад
10 С в час
от -20 до 60 С от 20 до 80 %,
без конденсации
Сервер от 10 до 30 С.
Максимальный перепад
10 С в час
от -20 до 60 С от 20 до 80 %,
без конденсации
Контроллер от 10 до 40 С от -40 до 85 С от 5 до 90 %, без
конденсации
Модули ввода/вывода от 10 до 40 С от -40 до 85 С от 5 до 90 %, без
конденсации
Системные источники
питания
от 10 до 40 С от -40 до 85 С от 5 до 90 %, без
конденсации
Допустимая температура хранения элементов АСУТП – до минус 60 °C.
Прототипы и непроверенное оборудование или программное
обеспечение, не имеющие четко установленных характеристик, применяться не
должны.
Применяемые средства должны удовлетворять климатическому
исполнению по ГОСТ 15150-69: категории УХЛ1 для приборов,
устанавливаемых на открытом воздухе вне здания основного производства,
УХЛ4 для приборов, устанавливаемых в помещениях здания основного
производства
20
.
1.3.2 Требования к структуре
19
ГОСТ 34.601-90 «Автоматизированные системы. Стадии создания
20
ГОСТ Р 51317.6.2-99 “Устойчивость к электромагнитным помехам технических средств, применяемых в
промышленных зонах.” -М.: Госстандарт России, 1999.
23
Автоматизированная система управления оборудованием по добыче
нефти должна интегрироваться в существующие системы управления
объектами месторождения на принципах расширения.
Все локальные системы управления комплектных технологических
установок должны в максимальной степени быть интегрированы в систему
управления объектами месторождения.
Подключение локальной системы управления автоматизированной
системы управления оборудованием по добыче нефти должно осуществляться
по последовательным каналам передачи данных RS-485 с протоколом Modbus
RTU.
ПЛК осуществляют обмен информацией с верхним уровнем с
использованием сети широкополосного беспроводного доступа (ШБД).
Структура системы контроля и управления должна быть разработана
исходя из принятого уровня автоматизации, обеспечения безопасной
эксплуатации проектируемого производства, принятой структуры генплана и
возможностей применяемых технических средств системы управления.
Должна быть предусмотрена двухуровневая иерархическая система
управления, обеспечивающая контроль и управление объектами автоматизации.
На нижнем уровне управления посредством контроллерного
оборудования, устанавливаемого в местных пунктах управления, должна быть
предусмотрена реализация следующих функций:
измерение, первичное преобразование и первичная обработка
технологических параметров;
контроль состояния оборудования, исполнительных механизмов;
реализация алгоритмов управления;
обеспечение безопасного процесса ручного управления по командам
оператора;
хранение информации и событий в памяти контроллера;
приём от системы верхнего уровня команд управления;
24