XVII Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2025

ВВЕДЕНИЕ

На сегодняшний день использование информационных технологий при создании автоматизированных систем управления различными процессами на предприятиях очень актуально, так как за счет внедрения и использования таких систем в процессе управления процессами на производстве повышается эффективность, безопасность и качество работы.

Автоматизация в нефтегазовой промышленности позволяет решать множество задач, возникающих при добыче и подготовке нефти и газа, а именно: сокращать простои оборудования; сводить к минимуму непрерывное присутствие обслуживающего персонала на объектах; увеличивать объем продукции; повышать безопасность работы и сокращать число аварийных ситуаций; сводить к минимуму потери нефти и газа и так далее.

Кроме этого, автоматизированная система управления технологическими процессами нефтегазового предприятия позволяет организовать производство в соответствии с требованиями технического регламента и правилами технической эксплуатации нефтебаз.

Также актуально использование систем мониторинга, то есть SCADA-систем, позволяющих на предприятиях нефтегазовой отрасли автоматизировать процессы обработки и хранения информации, диспетчерского управления, учета затрат и контроля состояния технологического оборудования, планирования и анализа этапов производственного процесса. За счет автоматизации основных и вспомогательных процессов, удается сокращать затраты на содержание обслуживающего персонала.

Объектом исследования является процесс использования информационных технологий и основ автоматизации при управлении технологическими процессами на производстве.

Предметом исследования является система мониторинга технологических процессов добычи нефти на устье нефтяной скважины, относящаяся к области использования автоматизированных систем управления процессами добычи нефти в нефтегазовой отрасли.

1. ПОИСК И РАЗВЕДКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

1. Понятие о поисках и разведке залежей нефти и газа

Геологоразведочный процесс – это совокупность взаимосвязанных, применяемых в определенной последовательности производственных работ и научных исследований по геологическому изучению недр, которые должны обеспечить открытие, геолого-экономическую оценку и подготовку к разработке полезного ископаемого.

Стадийность геологоразведочных работ – оптимальная, отраженная в планировании и на практике последовательность геологического изучения недр какого-либо региона от начала его освоения до обнаружения скоплений и решения вопроса об экономической целесообразности передачи их в разработку.

При проведении геологоразведочных работ на отдельных этапах и стадиях применяются различные методы исследований (геологические, геофизические, геохимические, гидрогеологические, геотермические, аэрокосмические методы, буровые работы) и обработки полученной информации.

Цель геологоразведочного процесса – обнаружить скопление нефти и газа, количественно и качественно оценить его запасы, а также подготовить их к разработке. При проведении геологоразведочных работ на отдельных этапах и стадиях применяются различные методы исследований. [1], [2]

2. Методы геологоразведочных работ

Существует несколько методов поиска залежей нефти и газа:

1. Геологические методы – основаны на изучении состава и условий залегания горных пород, наблюдение за естественными нефте- и газопроявлениями, составление геологических карт, отбор проб горючих ископаемых, воды и образцов из предполагаемых месторождений для последующих специальных лабораторных анализов;

2. Геохимические методы – основаны на исследовании органических веществ, их состава, а также на количественной оценке возможных ресурсов нефти и газа;

3. Геофизические методы – основаны на изучении геологического строения земной коры или отдельных ее участков с помощью измерения геофизических полей.

На сегодняшний день существует множество различных методов поиска залежей нефти и газа, но наиболее актуальными являются методы, перечисленные выше. Данные методы тесно взаимосвязаны друг с другом и могут применяться в совокупности друг с другом в зависимости от конкретных условий и задач.

Существующие методы геологоразведочных работ позволяют решать обширный круг геологических задач. Для повышения эффективности этих работ на различных этапах и стадиях геологоразведочного процесса отдельные методы компенсируют друг с другом. Под рациональным комплексом геологоразведочных работ понимается такое сочетание и такая последовательность проведения отдельных видов геологических и геофизических исследований, а также буровых работ, которые обеспечивают надежное и быстрое решение задач геологоразведочного процесса, то есть получение надежной геологической информации, при значительно минимальных затратах. [3]

3. Категории скважин в РФ

В России действует классификация, устанавливающая единые категории скважин, сооружаемых с целью региональных исследований, выявления и подготовки структур, поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений.

Как отмечает А.Ю. Дмитриев в учебном пособии «Основы технологии бурения скважин», все скважины, бурящиеся при геологоразведочных работах и разработке нефтяных и газовых месторождений, подразделяются на следующие категории по назначению: нагнетательные, эксплуатационные, разведочные, специальные (опорные, параметрические, оценочные, контрольные), структурно-поисковые.

Также скважины подразделяются по конструктивным особенностям на вертикальные (угол отклонения ствола от вертикали не превышает 5˚), наклонно-направленные (угол отклонения ствола от вертикали больше 5˚, но меньше 90˚) и горизонтальные (угол отклонения ствола от вертикали составляет 80-90˚).

Нагнетательные скважины конструируются и используются для поддержания пластового давления в нужном диапазоне значений посредством закачки в контур пласта или его законтурное пространство воздуха, воды, газа или технической жидкости.

Эксплуатационные скважины бурят для разработки и эксплуатации найденных залежей нефти и газа.

Разведочные скважины бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью для уточнения величины запасов и сбора данных для составления технологической схемы разработки.

Специальные скважины бурят для проведения специальных исследований, сброса промысловых вод, ликвидации открытых фонтанов нефти и газа, подготовки подземных хранилищ углеводородов и закачки в них нефти и газа, строительства установок для захоронения промышленных стоков, разведки и добычи технических вод. Также используются для изучения геологического строения малоизвестного района, определения изменения коллекторских свойств продуктивных пластов, наблюдения за пластовым давлением и фронтом движения водонефтяного контакта, степени выработки отдельных участков пласта, термического воздействия на пласт, обеспечения внутрипластового горения и так далее.

Структурно-поисковые – используются для уточнения положения перспективных нефтегазоносных структур по повторяющим их очертания верхним маркирующим горизонтам, по данным бурения мелких, менее дорогих скважин небольшого диаметра.

На самом деле существует большое число признаков, по которым классифицируются скважины. Рассмотренная выше классификация является наиболее распространенной и широкой, включающей в себя дополнительные классификации.

Например, В.В. Нескромных в книге «Бурение скважин» отмечает: «По своим техническим характеристикам скважины классифицируют по углу забуривания (заложения), характеру искривления, количеству стволов и последовательности их бурения». [4], [5]

4. Цикл строительства скважин

В.М. Мухин и А.Д. Коробов в учебно-методическом пособии «Бурение нефтяных и газовых скважин» отмечают: «Производственный цикл сооружения скважины начинается с момента строительства вышки (рытья котлованов под фундаменты буровой) и завершается испытанием скважины на промышленный приток нефти и газа».

Началом бурения скважины считается момент первого спуска бурильной колонны для проходки, а окончанием бурения – момент окончания выброса бурильных труб на мостки после промывки скважины до чистой воды и испытания колонны на герметичность.

Также, по мнению авторов, цикл строительства включает в себя комплекс следующих мероприятий:

• Подготовительные работы к строительству скважины;

• Строительство или передвижение буровой вышки;

• Монтаж бурового и силового оборудования;

• Подготовительные работы к бурению скважины;

• Бурение скважины (проходка, крепление и цементаж);

• Испытание скважины на приток нефти и газа;

• Демонтаж бурового и силового оборудования и вышки. [6]

5. Технология бурения нефтяных скважин

1. Буровая скважина и ее элементы

В учебном пособии «Буровые станки и бурение скважин» авторами А.М. Цехиным и А.Ю. Борисовым отмечается, что буровой скважиной называют пустотелую цилиндрическую полость большой протяженности, сооружаемую в горных породах. При этом диаметр D, поперечное сечение скважины значительно меньше ее протяженности L.

На рисунке 1 представлена схема буровой скважины и ее элементов.

Рисунок 1 – Буровая скважина и ее элементы

Стенкой скважины называется боковая поверхность, устьем – начало скважины, забоем – дно.

Ствол скважины имеет ось, которая представляет собой воображаемую линию, проходящую через центры поперечных сечений ствола. Проекция оси на вертикальную плоскость называется профилем, а на горизонтальную плоскость – планом скважины. Расстояние между устьем и забоем скважины характеризует ее глубину H или длину ствола L. Поперечные размеры скважины определяются диаметром ствола D.

Также авторы пишут: «Сооружение скважины – сложный процесс, при котором выполняется ряд операций с использованием горных машин, получивших название буровые установки».

Процесс бурения скважины заключается в разрушении породы на забое и удалении продуктов разрушения, в результате чего формируется ствол скважины.

Данный процесс в обязательном порядке сопровождается закреплением стенок ствола и выполнением спускоподъемных и других вспомогательных операций, без которых нельзя углубить ствол скважины.

2. Способы бурения глубоких скважин

В учебном пособии «Буровые станки и бурение скважин» авторами А.М. Цехиным и А.Ю. Борисовым выделяются следующие основные способы бурения скважин:

Колонковое бурение – это вращательное бурение кольцевым забоем скважин малого диаметра в породах любой крепости. Бурение производится последовательными рейсовыми углублениями, с разрушением забоя в основном твердосплавным инструментом. Основные преимущества колонкового бурения: универсальность, то есть возможность проходки скважин почти во всех разновидностях горных пород, возможность получения керна с незначительными нарушениями природного сложения грунта.

Медленновращательное бурение – данная технология отличается простотой и заключается в том, что скважину углубляют инструментом режущего типа путем срезания с забоя сплошной стружки.

Шнековое бурение – разновидность вращательного бурения. Особенность способа состоит в том, что процессы углубления скважины и удаления продуктов разрушения шнековым транспортером в нем совмещены.

Вращательное бурение сплошным забоем – в основном данная методика применяется только для бурения гидрогеологических скважин на воду. Для проходки собственно инженерно-геологических скважин этот способ не используется, так как он не обеспечивает должной инженерно-геологической информации о грунтах. Роторный способ позволяет бурить скважины любого диаметра, практически на любую требуемую глубину и в любых по крепости породах.

Ударно-канатное бурение сплошным забоем – данная методика в основном применяется для бурения скважин малого диаметра, но в породах любой крепости с помощью рейсовых углублений. При этом буровой инструмент в виде долот, подвешенный на канате, наносит ударную нагрузку по поверхности забоя. Разрушенная порода удаляется из забойной зоны с помощью желонки. Разновидностью и своего рода модификацией данного способа является ударно-канатное бурение кольцевым забоем.

Вибрационное бурение – данный способ используется в основном для бурения скважин малого диаметра в породах малой крепости кольцевым забоем либо рейсовыми углублениями с передачей бурильным трубам ударных импульсов от беспружинного вибромолота. Помимо вертикального статического усилия по инструменту наносят удары высокой частоты.

Пневмоударное бурение – осуществляется с помощью погружных разведочных пневмоударников или погружных пневмопробойников. Сущность способа состоит в том, что породоразрушающий инструмент погружают в скважину с помощью размещенного над ним погружного пневмопробойника. Сжатый воздух к пневмопробойнику подается по бурильным трубам или по шлангу. Этим же воздухом продукты разрушения выносятся из скважины на поверхность. Движение привода пневмоударника или пневмопробойника осуществляется от компрессора, установленного на поверхности.

Гидроударное бурение – разновидность способов бурения, схожими со способами пневмоударного бурения. Различие состоит в том, что вместо пневмоударников используются гидроударники.

Вибрационно-вращательное бурение – породоразрушающему инструменту, помимо ударных импульсов, одновременно сообщается вращательное движение.

Авторы учебного пособия отмечают: «Вид и способ бурения необходимо выбирать в зависимости от свойств проходимых грунтов, назначения и глубины скважин, а также условий производства работ. На выбор способа бурения определенное влияние оказывает также вид инженерных изысканий. Выбранный способ должен обеспечивать удовлетворительное качество инженерно-геологической информации о грунтах и достаточно высокую производительность».

Таким образом, на сегодняшний день существует большое количество способов бурения скважин, но каждый из них обладает определенными преимуществами и недостатками, позволяющими применять выбранную методику в конкретных условиях и для решения конкретных задач. [7]

6. Конструкция скважин

Нефтяная скважина представляет собой горную выработку круглого сечения без доступа в нее человека, диаметр которой намного меньше ее глубины.

В учебно-методическом пособии авторов Минханова И.Ф., Долгих С.А., Варфоломеева М.А. «Разработка нефтяных и газовых месторождений» описан процесс строения скважины и ее типовая конструкция.

«Сначала бурят ствол большого диаметра глубиной порядка 30 метров. Спускают металлическую трубу диаметром 427 мм, которая называется направление, и цементируют пространство между стенками трубы и стенками горной породы. Направление необходимо для того, чтобы верхний слой почвы не размывался при дальнейшем бурении.

Далее продолжают бурение ствола меньшим диаметром до глубины примерно 500-800 м. Снова спускают колонну труб диаметром 300-350 мм и также цементируют пространство между колонной труб и стенками породы по всей длине. Это называется кондуктор. До глубины порядка 500 метров расположена зона пресных вод с активным водообменном. Ниже глубины 500 м (глубина может быть различна для разных регионов) идет зона затрудненного водообмена с солеными водами, а также другими флюидами (нефтью, газами). Кондуктор необходим в качестве дополнительной защиты, предотвращающей возможность засолонения пресных вод и попадания в них вредных веществ с нижележащих пластов.

Далее бурение возобновляют и бурят скважину уже до целевой глубины. Снова спускают колонну труб диаметром 146-168 мм, которая называется эксплуатационной колонной. Пространство между стенками труб и горной породой цементируется от забоя скважины и вплоть до устья. Между кондуктором и эксплуатационной колонной в некоторых случаях (например, при большой глубине скважины) спускают промежуточную (техническую) колонну».

При подсчёте количества колонн, входящих в конструкцию скважины, направление и кондуктор не учитываются. Конструкцию скважины, состоящую из эксплуатационной колонны и одной промежуточной, называют двухколонной; из эксплуатационной колонны и двух промежуточных – трёхколонной и так далее.

Конструкция скважины представлена на рисунке 2.

Рисунок 2 – Конструкция скважины

Дмитриев А.Ю. в учебном пособии «Основы технологии бурения скважин» пишет о конструкции скважины: «В понятие конструкции скважины включают следующие характеристики: глубину скважины, диаметр ствола скважины, количество обсадных колонн, глубину их спуска, протяженность, номинальный диаметр обсадных колонн и интервалы их цементирования».

Минханов И.Ф., Долгих С.А., Варфоломеев М.А. в книге «Разработка нефтяных и газовых месторождений» выделяют 4 типа колонн: направление, кондуктор, промежуточную и эксплуатационную.

Однако Дмитриев А.Ю. в учебном пособии «Основы технологии бурения скважин» выделяет еще один тип колонны и называет ее потайной колонной (хвостовиком). Данная колонна предназначена для перекрытия некоторого интервала в стволе скважины. Верхний конец колонны не достигает поверхности и размещается внутри расположенной выше обсадной колонны.

«Конструкцию скважины разрабатывают и уточняют в соответствии с конкретными геологическими условиями бурения в заданном районе. Она должна обеспечить выполнение поставленной задачи, то есть достижение запроектированной глубины и выполнение всего намеченного комплекса исследований и работ в скважине. Конструкция скважины зависит от степени изученности геологического разреза, способа бурения, назначения скважины, способа вскрытия продуктивного горизонта и других факторов», - отмечает А.Ю. Дмитриев. [4], [8], [9]

Также на конструкцию скважины влияет и способ добычи продукции. На сегодняшний день наиболее актуальны несколько способов добычи нефти:

• Механизированный (газлифтный или насосный);

• Фонтанный.

Фонтанирование – способ эксплуатации скважин, при котором подъём нефти на поверхность осуществляется за счёт пластовой энергии. Этот метод делят на два вида: процесс протекает благодаря природной энергии пласта или за счет поддержания пластового давления через закачку в пласт жидкости и газообразных агентов.

Данный способ добычи является самым простым, эффективным и дешевым, так как процесс подъема продукта на поверхность происходит за счет избыточного давления в самой нефтяной залежи, то есть под давлением пластов.

При эксплуатации таких скважин необходимо осуществлять над ней полный контроль, устанавливая специальные регулирующие дроссели и запорно-регулирующие арматуры для управления фонтаном.

«Механизированный способ применяют в том случае, когда дебит фонтана уже низок, и требуется дополнительное вмешательство модернизированного оборудования. Он является самым актуальным», - отмечают студенты ДВФУ в статье «Современное состояние и перспективы использования способов добычи нефти».

Механизированные способы применяют тогда, когда фонтанный метод уже невозможен или малоэффективен. Данный способ подразумевает использование специального оборудования, то есть насосов, компрессоров для подачи сжатого воздуха и так далее, и подразделяется еще на 2 вида: газлифтный и насосный.

«Газлифтная добыча – способ подъема жидкости из скважины за счет энергии газа, находящегося под избыточным давлением. Стоит отметить, что газлифт подразделяется на компрессорный и бескомпрессорный метод. Ко второму методу относят такой процесс эксплуатации, когда используется только природный газ. При данном методе природный газ доставляют в эксплуатируемую скважину в подготовленном виде. Компрессорный метод заключается в сжатии газа с помощью компрессора высокого давления. При компрессорном газлифте источником газа высокого давления являются компрессорные станции», - пишут авторы статьи «Современное состояние и перспективы использования способов добычи нефти».

Насосный способ подразумевает подъем нефти по скважине на поверхность специальным насосным оборудованием. Насосы бывают штанговые (УШГН) и бесштанговые – центробежные или винтовые (УЭЦН, УЭВН). Управление любым насосом осуществляется с помощью станции управления (СУ).

По данным статистики о способах добычи нефти крупными нефтяными компаниями в России, которую приводят в своей статье студенты Дальневосточного Федерального университета, можно сделать следующие выводы: наиболее распространенным на сегодняшний день является механизированный способ добычи нефти с помощью погружных электроцентробежных насосов. Например, «По данным «Газпром нефти» за 2015 год 94% нефти извлекается с использованием УЭЦН», - пишут авторы данной статьи. Также статистикой подтверждается, что в 64,5% случаев применяется именно способ добычи с использованием УЭЦН.

Рассмотрим подробнее конструкцию скважины, оборудованную установкой штангового глубинного насоса (УШГН), представленную на рисунке 3.

На схеме: 1 – редуктор; 2 – противовес; 3 – подвеска; 4 – балансир; 5 – опора балансира; 6 – стойка; 7 – опора траверсы; 8 – шатун; 9 – кривошип; 10 – клиноременная передача, 11 – электродвигатель, 12 – рама, 13 – тормоз, 14 – траверса, 15 – головка балансира, 16 – фундамент.

Рисунок 3 – Принципиальная схема скважины, оснащенной УШГН

Принцип работы глубинных штанговых насосов прост (рисунок 4):

1. При перемещении плунжера вверх в нижней части камеры насоса создается разрежение давления, что способствует всасыванию перекачиваемой жидкой среды через входной клапан;

2. Когда плунжер начинает движение вниз, всасывающий клапан закрывается под действием давления перекачиваемой жидкой среды, и она через полый канал поршня и нагнетательный клапан начинает поступать в подъемные трубы;

3. В ходе безостановочной работы штангового глубинного насоса перекачиваемая им жидкая среда начинает заполнять внутренний объем подъемных труб и в итоге направляется на поверхность.

Рисунок 4 – Принцип работы ШГН

Использование такого насосного оборудования является одним из наиболее популярных и простых способов добычи нефти: приблизительно на 50 % действующих сегодня нефтедобывающих скважин установлены именно штанговые насосы, но в последнее время все чаще становится популярным и перспективным использование УЭЦН.

«В последние годы происходит стремительное наращивание фонда скважин, эксплуатируемых УЭЦН. Метод эффективен, имеет преимущества относительно других, менее популярных способов добычи, поэтому именно он будет широко распространен ближайшие несколько лет. В перспективе, при изменении состояния скважин и условий их эксплуатации, могут потребоваться новые методы добычи нефти, адаптированные к изменениям и способные к покрытию возникающих осложнений и издержек», - отмечают авторы статьи «Современное состояние и перспективы использования способов добычи нефти». [10]

2. Автоматизированная система управления на устье нефтяной скважины

При проектировании и разработке нефтедобывающих скважин в обязательном порядке также разрабатываются автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП), так как эффективная эксплуатация предприятия в целом и отдельных ее составляющих возможна только при условии надежного функционирования АСУ ТП.

Основные функции таких систем позволяют непрерывно контролировать технологический процесс и управлять исполнительными механизмами устьевого оборудования в реальном времени. Это позволяет решать задачи оперативной стабилизации работы насосного оборудования и вывода скважины на оптимальный режим работы, что способствует снижению внутрисменных простоев скважин и потерь по добыче нефти.

Совокупность технических устройств, используемых для управления, и производственного персонала, принимающего в нем участие, образует совместно с объектом управления систему управления.

Как правило, АСУ ТП состоят из 3-х основных уровней: нижний (датчики, измерительные преобразователи и исполнительные механизмы), средний (контроллерный) и верхний (SCADA-системы). [9], [10]

После строительства нефтяной скважины предусматривается установка контрольно-измерительных приборов, входящих в состав систем управления и регулирования, с помощью которых становится возможным осуществлять контроль за основными параметрами технологического процесса: давлением, температурой, расходом, уровнем и так далее.

Как правило, устанавливаются приборы с дистанционной передачей показаний для удаленного контроля и показывающие приборы для местного контроля. Исполнительные механизмы устанавливаются как с дистанционным, так и с ручным управлением. То есть нижний уровень АСУ ТП считается законченным.

Далее вблизи площадки скважины устанавливается шкаф телемеханики, содержащий внутри необходимое оборудование и автоматику (в том числе контроллер с модулями аналоговых и дискретных входов и выходов), предназначенные для передачи данных с технических средств нижнего уровня на средний уровень АСУ ТП для обработки, хранения и использования информации.

То есть средний уровень является связующим звеном между нижним и верхним уровнем. Основой этого уровня можно считать цифровую промышленную сеть, состоящую из многих узлов, обмен информацией между которыми производится цифровым способом.

Верхний уровень – уровень человеко-машинного интерфейса, обеспечивающий взаимодействие человека-оператора и системы (SCADA-системы).

SCADA системы – это специализированное программное обеспечение, включающее в себя системы сбора, обработки, хранения и передачи данных, а также отображение информации о протекании процессов автоматического управления на АРМах, состояния оборудования и средств передачи данных.

«При проектировании современных АСУ ТП разработчик имеет в своём распоряжении широкий спектр оборудования для реализации функций автоматизации. При выборе этих средств предпочтение отдаётся современным средствам полной интеграции, позволяющим объединить в одном программном пакете функции нижнего и верхнего уровней автоматизации. Эти средства, разработанные ведущими фирмами, как правило, имеют дополнительные возможности для работы со средствами автоматизации других фирм с помощью стандартизованных интерфейсов связи», - пишут авторы статьи «Система дистанционного контроля скважин и управления установкой комплексной подготовки газа».

Также в статье рассматривается пример такой системы – SIMATIC PCS7 (Process Control System 7) фирмы Siemens. Система управления процессами SIMATIC PCS7 является системой управления технологическими процессами, построенной в соответствии с концепцией Siemens «полностью интегрированная автоматизация». Эта система может быть применена для автоматизации технологических процессов в различных отраслях промышленности.

Авторы статьи отмечают следующий итог внедрения данной системы управления: «Дистанционный мониторинг давлений в трубном, затрубном и межтрубном пространствах и температуры в боковых отводах обеспечивает высокую оперативность контроля за состоянием этих параметров непосредственно на пункте управления. Это позволяет как обеспечить оптимальные режимы работы скважины, так и уменьшить риски возникновения аварийных ситуаций на них».

Работу АСУ ТП на устье нефтяной скважины можно описать следующим образом. Технические средства автоматизации, установленные в трубопроводах, емкостях и так далее, подключаются к соответствующим входам модулей контроллера (аналоговым или дискретным, либо к цифровым, таким, как RS-485) для передачи показаний и данных.

Контроллер получает, обрабатывает, хранит и передает по определенному протоколу обмена на сервер сбора данные о параметрах технологического процесса, состоянии агрегатов и так далее.

На автоматизированном рабочем месте оператора (АРМ) установлено соответствующее ПО (SCADA-система), где в режиме реального времени отображаются данные, полученные с сервера.

Автоматизация управления технологическим процессом основана на дистанционном управлении с АРМ оператора. Все сигналы оповещения выведены на соответствующие панели управления с целью оповещения оператора об отклонении технологических параметров от нормы. Представление информации осуществляется на дисплее по технологической схеме. При нарушении технологического режима оператору предоставляется расшифровка отклонений технологических параметров от норм рабочего процесса и производится выдача рекомендаций по их устранению. [11], [12], [13], [14]

3. МЕТОД УЛЬТРАЗВУКОВОГО РАЗЖИЖЕНИЯ НЕФТИ

Метод ультразвукового разжижения нефти позволяет снизить её вязкость, что благоприятно влияет на текучесть нефти и продуктивность скважины при сохранении режима эксплуатации.

Принцип метода заключается в том, что в скважину опускают ультразвуковой скважинный аппарат на рабочую глубину, соединённый с наземным источником, и возбуждают упругие колебания разных частот.

При ультразвуковой обработке одновременно действуют два механизма: распад асфальтенов и соединение свободных радикалов с образованием новых асфальтенов. Оптимальной продолжительностью ультразвуковой обработки является время, при котором скорость образования равна скорости распада, которая определяется для каждой нефти индивидуально.

Также ультразвуковая обработка помогает удалять асфальтосмолистые и парафиновые отложения в трубопроводах и резервуарах, восстанавливая их проектные параметры без негативного влияния на экологию или прочность конструкции. [15]

Ультразвук в технологических процессах добычи нефти.

Поле, генерируемое погружным устройством, воздействует на вязкость нефти в каналах коллектора призабойной зоны скважины, а вынужденные колебания стенок пористой структуры пласта вызывают появление в вязкой жидкости постоянства ее течения, что интерпретируется как снижение сопротивления переносу жидкости, т.е. уменьшение той эффективной вязкости, которую имеет флюид.

Волновая гидроакустическая технология, разработанная в НЦ НВМТ РАН (Научный центр нелинейной волновой механики и технологии) основана на ряде специфических явлений, происходящих в массиве пород пласта и насыщающих его жидкостей. В результате, происходит многократное увеличение скорости движения пластовых флюидов, интенсификация тепло- и массоообменных процессов, а также диспергирование и гомогенизация многофазных продуктов.

Также акустические волны приводят к разрушению поверхностного слоя стенок в призабойной зоне скважины и очистке поровых каналов продуктивного пласта. Возникающая депрессия активизирует кавитацию и ускоряет приток флюида. Вместе с тем, снижается вязкость пластовых нефти и воды.

Метод сейсмоакустического воздействия основан на использовании упругих волн, проходящих через насыщенные породы. При этом увеличивается сегрегация нефти и воды, относительная фазовая проницаемость нефти, наблюдается ускорение капиллярного вытеснения нефти водой и вовлечение в разработку застойных и недренируемых зон в коллекторе в результате образования микротрещин и реструктуризации пространства в порах.

Ультразвуковые методы снижения вязкости.

Помимо увеличения вязкости нефти, для нефтепромыслов характерна проблема отложений в трубах тяжелых асфальто-смолистых веществ. Для предотвращения подобных отложений на стенках насосно-компрессорных труб используется гидродинамическая ультразвуковая обработка с достаточно высоким доказанным эффектом. Однако, общее число работ, направленных на ультразвуковое удаление и предотвращение асфальто-смолистых веществ относительно невелико, и большая часть прикладных исследований по акустическому воздействию направлена на улучшение реологических свойств нефти.

Описания изменения вязкости нефти при ультразвуковом воздействии можно проследить на примере парафинистой нефти нескольких месторождений Казахстана, где, во-первых, с увеличением времени обработки, а во-вторых, с увеличением мощности – плотность и кинематическая вязкость нефти заметно уменьшаются. Влияние ультразвукового воздействия на вязкость и температуру застывания нефтей различного компонентного состава также исследовано во многих других работах. Показано, что эффективность обработки возрастает при снижении содержания парафиновых компонентов нефти и зависит от времени облучения.

Установлено, что после ультразвуковой обработки нефть имеет псевдопластичный характер, вследствие разбиения высокомолекулярных компонентов в определённом интервале времени обработки. В патентах предложены модифицированные способы транспортировки нефти с использованием ультразвуковой обработки: здесь акустическое воздействие сочетают с добавлением в нефть модификатора (твёрдый воск), который растворяется в процессе обработки. Это, вероятно, связано с тем, что парафины обладают наилучшей температурно-вязкостной зависимостью и их добавление, с одной стороны, при понижении температуры нефти сохраняет ее подвижность, а обработка ультразвуком, с другой стороны, позволяет решить вопрос с высокой температурой застывания воска.

Следует отметить, что сам в отдельности ультразвук, хоть и являясь наиболее распространённым методом снижения вязкости и температуры застывания тяжёлых нефтей, не всегда бывает достаточно эффективен, поэтому на практике его воздействие комбинируют с разбавлением нефти бензином, растворителями, газоконденсатом и так далее.

Ультразвуковая обработка нефти позволяет снизить вязкость сырой нефти и, следовательно, затраты на её добычу и транспортировку.

Некоторые эффекты от ультразвуковой обработки:

• увеличение проницаемости призабойной зоны пластов;

• депарафинизация;

• акустическая дегазация;

• вовлечение в разработку низкопроницаемых и закольматированных пропластиков.

Механизм воздействия на нефть объясняется явлением кавитации – образованием и схлопыванием пузырьков газа в жидкой среде. В результате при обработке высокой степени интенсивности происходит разложение высокоплавких высокомолекулярных парафинов, что изменяет физико-химические свойства нефти.

Преимущество ультразвуковой обработки – низкая энергозатратность, высокий коэффициент полезного действия, техническая и экологическая безопасность. [16], [17], [18]

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работе содержится информация о полном процессе добычи нефти из недр, видах скважин и их конструкции, объемах и видах производимых работ при поиске и добычи нефти, способах добычи нефти, архитектуре АСУ ТП, позволяющих управлять данными процессами, современных разработках и изобретениях в данной области, описанных в патентах.

Полученная информация из проанализированных источников также позволяет увидеть и оценить процесс развития информационных технологий на предприятиях нефтегазовой отрасли при управлении технологическими процессами добычи, переработки и транспортировки нефти с использованием современного оборудования и технологий.

Достоверность, полнота и объективность приведенной информации позволяет сформировать общие знания в области данного исследования и может быть использована для принятия решений при создании и проектировании системы мониторинга технологического процесса на устье нефтяной скважины, входящей в состав куста скважин.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Ткаченко Д.Е. Актуальность повышения эффективности функционирования организации на основе автоматизированных информационных систем // Вестник магистратуры. 2021. №5-2 (116). С.67-69 – [Электронный ресурс]. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/aktualnost-povysheniya-effektivnosti-funktsionirovaniya-organizatsii-na-osnove-avtomatiz
   irovannyh-informatsionnyh-sistem/viewer (дата обращения: 20.10.2024);

2. Клокотов И.Ю. Актуальность внедрения автоматизации технологических процессов и производств на современном этапе развития нашего общества // Международный журнал прикладных наук и технологий «Integral». 2019. №1. С.143-147 – [Электронный ресурс]. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/aktualnost-vnedreniya-avtomatizatsii-tehnologich
   eskih-protsessov-i-proizvodstv-na-sovremennom-etape-razvitiya-nashego-obsc
   hestva/viewer (дата обращения: 20.10.2024);

3. Назаров А.А. Нефтегазодобыча. Геология нефти и газа: учебное пособие. – Ч. 1. М-во образ. и науки РФ, Казан. гос. технол. ун-т. - Казань: КГТУ, 2011. – 80 с. – [Электронный ресурс]. URL: https://www.geokniga.org/bookfiles/geokniga-neftegazodobycha-geologiya-nefti-i-gaza.pdf (дата обращения: 20.10.2024);

4. Дмитриев А.Ю. Основы технологии бурения скважин: учебное пособие. – издательство Томского политехнического университета. - Томск: ТПУ, 2008. – 216 с. – [Электронный ресурс]. URL: https://portal.tpu.ru/files/departments/publish/Dmitriev_maket_.pdf (дата обращения: 20.10.2024);

5. Нескромных В.В. Бурение скважин: учебное пособие. – М-во образ. и науки РФ, Сибирс. федер. ун-т. - Красноярск: СФУ, 2014. – 400 с. – [Электронный ресурс]. URL: https://www.geokniga.org/bookfiles/geokniga-burenie-skvazhin.pdf (дата обращения: 20.10.2024);

6. Мухин В.М., Коробов А.Д. Бурение нефтяных и газовых скважин: учебно-методическое пособие. – Москва; Саратов: ОАО «Центральный коллектор библиотек «БИБКОМ», 2015. – 44 с. – [Электронный ресурс]. URL: https://n1492.ru/wp-content/uploads/2023/06/burenie-neftyanyh-i-gazovyh-skvazhin.pdf (дата обращения: 20.10.2024);

7. Цехин А.М., Борисов А.Ю. Буровые станки и бурение скважин: учебное пособие. – М-во образ. и науки РФ, Кузбасс. гос. технич. ун-т. - Кемерово, 2013. – 142 с. – [Электронный ресурс]. URL: https://www.geokniga.org/bookfiles/geokniga-burovye-stanki-i-burenie-skvazhin.pdf (дата обращения: 20.10.2024);

8. Минханов И.Ф., Долгих С.А., Варфоломеев М.А. Разработка нефтяных и газовых месторождений: методическое пособие. – М-во образ. и науки РФ, Казан. Федер-й ун-т. - Казань: КФУ, 2019. – 96 с. – [Электронный ресурс]. URL: https://kpfu.ru/staff_files/F_196930218/
   UMP_Dev_oil_gas_fields__20.06.2019_.pdf (дата обращения: 20.10.2024);

9. Тихонов А.С., Ковалев А.В. Анализ конструкций нефтяных и газовых скважин с целью выявления перспективных направлений дальнейших исследований // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2022. №3. С.126-143 – [Электронный ресурс]. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/analiz-konstruktsiy-neftyanyh-i-gazovyh-skvazhin-s-tselyu-vyyavleniya-perspektivnyh-napravleniy-dalneyshih-issledovaniy/viewer (дата обращения: 20.10.2024);

10. Горлов И.В., Лунькова Л.Г., Мельников Г.С. Современное состояние и перспективы использования способов добычи нефти // Научный журнал НАУКА. ТЕХНИКА. ТЕХНОЛОГИИ (политехнический вестник). 2018. №. 1. С. 127. – [Электронный ресурс]. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/sovremennoe-sostoyanie-i-perspektivy-ispolzovaniya-sposobov-dobychi-nefti/viewer (дата обращения: 20.10.2024);

11. Кудлак Б., Дехтярчук П., Федорович Ю., Кулик Ф. Система дистанционного контроля скважин и управления установкой комплексной подготовки газа – [Электронный ресурс]. URL: https://www.cta.ru/cms/f/454330.pdf (дата обращения: 20.10.2024);

12. Крамаренко В.А., Шрам В.Г., Безбородов Ю.Н., Афанасов В.И., Фельдман А.Л. Система управления и регулирования устьевого оборудования добывающей скважины // Известия ТулГУ. Технические науки. 2022. №5. С. 443-448 – [Электронный ресурс]. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/
    sistema-upravleniya-i-regulirovaniya-ustievogo-oborudovaniya-dobyvayuschey-skvazhiny/viewer (дата обращения: 20.10.2024);

13. Агафонов Е.Д., Ващенко Г.В. Современные тенденции информатизации и автоматизации нефтегазовой отрасли // Журнал Сибирского Федерального университета. Инженерия и технологии. 2018. №9 (8). С. 1340-1348. – [Электронный ресурс]. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/sovremennye-tendentsii-informatizatsii-i-avtomatizatsii-neftegazovoy-otrasli/viewer (дата обращения: 20.10.2024);

14. Прахова М.Ю., Хорошавина Е.А., Краснов А.Н., Емец С.В. Системы автоматизации в нефтяной промышленности: учебное пособие. – Москва, Вологда: 2019. – 304 с.;

15. Основы автоматизации технологических процессов нефтегазового производства – [Электронный ресурс]. URL: https://allics.ru/articles/automation-oil-gas-production-processes (дата обращения: 20.10.2024);

16. Обзор работ по воздействию ультразвука на нефтяные системы – [Электронный ресурс]. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/obzor-rabot-po-vozdeystviyu-ultrazvuka-na-neftyanye-sistemy?ysclid=m2rnyp4pis573583394 (дата обращения: 20.10.2024);

17. Применение ультразвуковой обработки для снижения вязкостно-температурных характеристик нефти – [Электронный ресурс]. URL: https://neftegaz.ru/science/petrochemistry/331693-primenenie-ultrazvukovoy-obrabotki-dlya-snizheniya-vyazkostno-temperaturnykh-kharakteristik-nefti/?ysclid=m2rnzbkw65627303425 (дата обращения: 20.10.2024);

18. Повышение качества нефти в результате комбинированной ультразвуковой и сверхвысокочастотной обработки – [Электронный ресурс]. URL:https://yandex.ru/patents/doc/RU2361901C2_20090720?ysclid=m2ro1753e165288791 (дата обращения: 20.10.2024).

Код для цитирования: Скопировать