XVIII Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2026

Введение

В условиях растущей зависимости нефтедобычи от технической стабильности любая задержка в получении данных об объекте превращается в риск. Поэтому автоматизированные системы мониторинга перестали быть факультативным элементом инфраструктуры. Отрасль требует точной фиксации параметров скважин, оперативной оценки состояния оборудования и контроля технологических процессов. Без такого контура управление месторождением превращается в череду допущений, которые подталкивают к ошибкам. Актуальность темы формируется именно этим: добывающий комплекс не выдерживает неопределённости, особенно на фоне усложнения геологических условий и увеличения объёмов цифровых данных.

Степень разработанности вопроса выглядит неравномерной. Общая архитектура систем наблюдается давно, но практическая реализация по-прежнему сталкивается с разрывами. Исследования последних лет фиксируют наклон в сторону повышения автоматизации, однако единых подходов к интеграции датчиков, унификации протоколов передачи данных и построению надёжных аналитических модулей пока нет. Отсюда и постоянная необходимость уточнять функции, назначение и структуру подобных систем, чтобы избежать фрагментарности, свойственной многим внедрениям.

Данная работа концентрируется на ключевых элементах автоматизированной системы мониторинга нефтяного месторождения. Рассматривается её состав, назначение, контрольные функции и структурные решения. Цель проста: показать, как формируется технологический контур управления, на котором держится устойчивость добычи. Текст подчеркивает значимость своевременного получения данных и необходимость строгой логики в построении систем, обеспечивающих стабильный контроль производственного процесса.

1. Состав и назначение автоматизированной системы мониторинга нефтяного месторождения

Контур управления месторождением упирается в одну проблему — объём информации растёт быстрее, чем оперативные решения. Добыча держится на стабильных данных, и отсутствие систем мониторинга давно уже не обсуждается. По оценкам отраслевых исследований, доля месторождений, использующих непрерывный дистанционный контроль, превысила 72 % в крупных добывающих регионах, а интеграция датчиков по фонду скважин у некоторых компаний доходит до 85–90 %. Такие цифры показывают: без автоматизации эксплуатация превращается в цепочку рисков. Поэтому состав системы мониторинга формируется не из формальных узлов, а из элементов, обеспечивающих прямую техническую устойчивость.

Система включает несколько функциональных блоков. Первый — датчиковый модуль, фиксирующий давление, температуру, дебит, вибрации насосного оборудования, параметры пластового флюида и состояние скважинного ствола. На практике количество используемых датчиков на одну добывающую скважину колеблется от 8 до 25 единиц, если месторождение эксплуатируется в осложнённых условиях. Второй блок — коммуникационная инфраструктура, передающая данные в диспетчерский пункт. Здесь основной акцент смещён на каналы связи, работающие без обрывов: волоконно-оптические линии, радиорелейные сегменты, резервные каналы. Третий блок — серверный сегмент, где производится обработка данных, фильтрация шумов, вычисление трендов, выявление отклонений. Четвёртый блок — аналитические и диагностические модули, обеспечивающие прогнозирование отказов и оценку фактической эффективности добычи [1].

Назначение системы задаётся не формальной «передачей информации», а необходимостью контролировать технологический процесс без задержек. В условиях резких перепадов пластового давления, износа насосно-компрессорного оборудования и изменчивой обводнённости нефти любое запаздывание приводит к спаду дебита. Исследования показывают: при отсутствии мониторинга средние потери добычи на одной скважине за год могут доходить до 6–10 %, причём почти половина этих потерь возникает из-за позднего обнаружения отклонений. Поэтому назначение системы — выстроить постоянное наблюдение за технологическим циклом и снять нагрузку с оперативного персонала, исключив предположительные решения.

Структура системы формируется по принципу логического разделения функций. Каждый блок работает на свою задачу, но зависимость от соседних элементов сохраняется. На верхнем уровне располагается диспетчерская — узел, принимающий телеметрию и выводящий её в виде технологических параметров. Ниже находится вычислительный сегмент, включающий базы данных, сервисы обработки и адаптивные модули контроля. Локальные контроллеры размещаются на кустах скважин. Ещё ниже — первичные измерительные точки. Такая схема позволяет удерживать управление даже при частичной потере связи между элементами.

Для студента важно понимать простую логику: чем выше автоматизация, тем меньше вероятность пропустить отклонение в работе фонда. Когда система фиксирует рост вибрации насоса или снижение пластового давления, информация поступает в диспетчерский пункт без задержек. Там же формируется оценка: тенденция краткосрочная или устойчивый негативный тренд. Если настроен аналитический модуль прогноза, он вычисляет вероятность отказа, что снижает аварийность оборудования. По данным отраслевых отчётов, внедрение таких систем способно уменьшить число незапланированных остановок на 20–35 %.

Схема отражает базовую архитектуру: первичные датчики закреплены на фонде скважин, данные передаются на локальные контроллеры, затем уходят через коммуникационный канал в серверный сегмент. Аналитические модули формируют отчёты, а диспетчер получает итоговые параметры в удобном интерфейсе. Линия взаимодействия между элементами на схеме подчёркивает последовательность: от измерения к обработке и далее — к управленческим решениям. Любой разрыв приводит к падению точности контроля, поэтому схема демонстрирует жёсткую связанность всех узлов.

Рисунок 1 – Структурная схема автоматизированной системы мониторинга нефтяного месторождения.

Схема показывает, что система мониторинга не сводится к набору датчиков. Центральным элементом становится вычислительный модуль, где формируется реальная картина состояния месторождения. Наблюдается прямая зависимость: чем лучше структурирована система и чем стабильнее каналы связи, тем точнее контроль и тем выше производственная устойчивость.

2. Контрольные функции системы в процессе добычи, подготовки и транспортировки нефти

Контроль в нефтедобывающей отрасли держится на жестких числовых показателях. Иначе технологическая цепочка становится нестабильной. Статистика отраслевых отчетов показывает, что до 63–68 % аварий на добыче происходят из-за недостаточного контроля параметров. На подготовке этот показатель ниже — 30–35 %, но ошибки там дают прямое снижение качества нефти. На транспортировке цифры ещё строже: около 55 % технологических отказов связаны с запоздалым мониторингом давления и температуры в трубопроводе. Поэтому контрольные функции обязаны работать без задержек.

Перед разбором каждого блока требуется общая схема производственного процесса. Она показывает, где именно система отслеживает параметры и какие зоны считаются критическими.

Для понимания структуры контроля используется типовая технологическая схема, показывающая движение нефти от пласта до магистрали. На ней отмечены узлы, где контрольные системы фиксируют давление, температуру, дебит, уровень, влажность и состояние оборудования. Без этой схемы анализ выглядит неполным, потому что распределение функций зависит от конкретной последовательности объектов.

Рисунок 2 – Диаграмма процесса добычи нефти

После схемы структура контроля воспринимается проще: каждый участок связан с параметрами предыдущего, а отклонения на одном этапе тянут проблемы на двух других.

2.1. Контроль на добычном участке

Скважина дает исходные параметры. Система обязательного контроля [2] фиксирует:

• давление в затрубном пространстве и лифте — допустимые колебания не более ±5–7 % от расчетного уровня;

• дебит — отклонение более 10 % считается предаварийным режимом;

• электропривод насосного оборудования — рост температуры более чем на 15 °C выше нормы требует немедленной остановки;

• герметичность кустовых трубопроводов — снижение давления на 2–3 % за короткий промежуток времени классифицируется как возможная утечка.

По данным отраслевых мониторингов, примерно 40 % случаев отказа погружного оборудования напрямую связаны с поздним контролем давления. Поэтому контрольная функция работает непрерывно, без допуска временного накопления ошибок.

2.2. Контрольные функции в процессе подготовки нефти

На подготовке система отслеживает качество продукта. Основные параметры [3] жестко заданы нормами:

• вода в нефти после электродегидрации — не более 0,5 %;

• содержание растворенного газа — снижение до 95–98 % от исходного уровня;

• давление в сепараторе — отклонение более 8–10 % от нормы считается нарушением режима;

• температура нагрева в печах — превышение на 12–15 °C выводит установку из допустимого диапазона.

В отчетах производственных предприятий фиксируется, что до 28–32 % потерь качества нефти возникает из-за недостаточного мониторинга уровня в сепараторах и ошибок в регулировании температуры.

Контроль резервуаров также идет непрерывно. При отклонении уровня более чем на ±4 % система фиксирует дисбаланс, а при росте давления на 8 % — дает предупредительный сигнал. Работы по подготовке считаются устойчивыми только при синхронной работе всех блоков.

2.3. Контрольные функции на этапе транспортировки нефти

На транспортировке параметры жестче, а требования строже. Система контролирует:

• давление в магистральном трубопроводе — отклонение на 6–8 % считается рисковым, более 10 % — аварийным;

• скорость потока — снижение ниже нормы на 12–15 % указывает на начало потери пропускной способности;

• температуру — превышение более 10 °C создаёт условия для нарушения вязкости и роста сопротивления;

• вибрации насосных агрегатов — повышение на 20–25 % от средних значений классифицируется как признак скорого отказа.

По данным международных исследований, 55–60 % аварий на трубопроводах вызваны поздним обнаружением утечек или ошибками в оценке динамики давления. Внутренние отчеты российских компаний показывают, что внезапные падения давления регистрируются в среднем раз в 1800–2200 часов эксплуатации, поэтому контрольная система обязана реагировать мгновенно.

Запорная арматура контролируется отдельно. Если задвижка не переходит в нужное положение более чем на 2–3 секунды, система считает это нарушением. Причина строгих требований проста: работа арматуры определяет возможность управления потоком.

2.4. Синхронизация контрольных функций

Контроль на всех трех этапах — не разрозненные операции. Система должна работать как единое информационное поле. Если подготовка снижает подачу на 10–12 %, добычные установки переводятся в режим уменьшенного дебита. Если транспортировка показывает рост давления, подготовка снижает темп подачи на 5–7 %. Такие цифры применяются в отраслевых регламентах, где описана логика синхронизации этапов.

В современных комплексах автоматизация закрывает до 75–80 % контрольных действий, оставляя оператору только анализ пограничных ситуаций. Это снижает риск ошибки, потому что исключается человеческий фактор. Данные поступают без задержек, и система реагирует на тренды, а не только на фактические значения.

2.5. Реакция системы на отклонения

Система распределяет реакции на три уровня:

1. Информационный уровень. Фиксация колебаний в пределах 2–3 % без требования немедленного вмешательства.

2. Предупреждающий уровень. Отклонения 5–10 %, требующие проверки оборудования.

3. Аварийный уровень. Нарушения более 10 %, приводящие к автоматической остановке установки.

В документации указывается: если система срабатывает с задержкой более 0,5–0,7 секунд, эффективность защиты падает на до 20–25 %.

Выводы

Контрольные функции — основной механизм устойчивой работы всей производственной цепочки. На добыче они снижают риск отказов оборудования, на подготовке обеспечивают стабильное качество нефти, на транспортировке предотвращают нарушения режима. Цифры отраслевой статистики показывают, что более 50 % технологических нарушений в отрасли возникают именно из-за слабого контроля, поэтому современная система обязана работать быстро, точно и синхронно [4].

Технологическая схема, указанная выше, показывает, как контроль распределяется между объектами. Каждый участок зависит от другого, и нарушение контроля в одном звене автоматически ухудшает ситуацию на остальных. Поэтому контрольные функции — не формальность, а жесткое условие надежной промышленной эксплуатации.

3. Структура автоматизированной системы мониторинга и принципы взаимодействия её функциональных элементов

Автоматизированная система мониторинга в нефтяной отрасли давно перестала быть факультативным дополнением. Это уже обязательный контур управления, который удерживает производственные процессы от просадки, технологических сбоев и затяжных простоев. Нагрузки на инфраструктуру растут каждый год: по данным отраслевых сводок, средняя плотность измерений на одном промысле увеличилась на 27–30 % за последние десять лет. Объём данных, поступающих с датчиков разных типов, вырос примерно в 2,8 раза. Ситуация создаёт простое правило: без чёткой структуры мониторинга предприятие тонет в собственных же потоках информации.

Основа системы требует жёсткого разделения ролей, иначе механизм рассыпается. Контур включает сенсорный уровень, узлы сбора данных, коммуникационный канал, серверное ядро, аналитические модули и интерфейс оператора. Каждая зона работает ради одной цели — передать реальные параметры без задержек и искажений, чтобы технологический процесс не ушёл в сторону. Здесь нет места украшательным решениям. Требуется строгая иерархия, где нижний уровень отвечает за фиксацию, средний — за маршрутизацию, верхний — за обработку и выдачу решений.

Перед рассмотрением структуры уместно показать технологическую схему взаимодействия уровней.

Рисунок 3 – Обобщённая структура автоматизированной системы мониторинга нефтедобычи

Подводка к схеме необходима по одной причине: распределение по уровням формирует каркас всей системы. На нижнем уровне собраны датчики давления, температуры, расхода, вибрации, плотности, электропроводности. Их количество растёт, так как требования к точности стали более жёсткими. На объектах добычи крупных компаний в среднем стоит от 320 до 550 сенсоров на одну кустовую площадку, а на подготовительных установках — до 900 точек измерения. Это не роскошь. Потеря одного канала ведёт к информационной дыре, что в условиях высокой скорости добычи крайне нежелательно. Сенсорный слой передаёт сигнал в промежуточные блоки без длительного хранения: длительная задержка на этом уровне не допускается.

Узлы первичной обработки берут на себя роль фильтров и маршрутизаторов. Они снижают шум, переводят аналоговые сигналы в цифровой вид, выравнивают поток. Пропускная способность таких узлов на современных промыслах достигает 120–150 тыс. пакетов в минуту, и если значение падает ниже нормативов, операторы наблюдают сбой в верхнем уровне мониторинга. Внутренние анализы показывают, что около 18–20 % отказов систем мониторинга связаны именно с перегрузкой промежуточных узлов, а не с поломкой сенсоров. Коммутационный канал, выстроенный поверх этих узлов, должен выдерживать непрерывный поток без провалов. Оптоволоконные линии дают стабильные результаты, хотя на удалённых объектах всё ещё используются радиоканалы, создающие задержки до 1–3 секунд. Этого достаточно, чтобы испортить прогноз производительности или замедлить реакцию автоматической защиты [5].

После прохождения канала данные поступают в серверное ядро. Здесь уже нет лишнего движения. Информация собирается, сортируется, архивируется и отправляется в аналитические модули. Статистика проста: средний объём архивных данных крупных подготовительных комплексов превышает 25–40 ТБ в год. Без автоматизации это хранение давно бы вышло из-под контроля. Серверное ядро поддерживает версии данных, чтобы можно было найти ошибку или откатить неверное решение. При нарушении структуры ядра система начинает вырабатывать несогласованную аналитику, и операторы получают разнонаправленные сигналы — ситуация крайне неприятная для технологического процесса.

Аналитические модули собирают всю эту массу в удобные для расчёта блоки. Модели используют статистические методы, прогнозирование, контроль корреляций и отклонений. Для нефтяной отрасли характерен особый перекос: основная нагрузка ложится на анализ колебаний давления и расхода. На их долю приходится до 58 % всех аналитических операций. Если отклонения превышают допустимое окно — система сразу формирует сигнал тревоги. В последние годы в аналитические модули начали вводить алгоритмы адаптивной фильтрации, так как стабильность данных ухудшилась на фоне роста интенсивности добычи. По внутренним обзорам предприятий, качество прогноза улучшилось на 12–15 % после перехода к адаптивным схемам анализа.

Прежде чем перейти к описанию взаимодействия модулей, требуется вторая технологическая схема — более детальная, показывающая маршрутизацию потока данных на уровне ядра и аналитического блока.

Рисунок 4 – Маршрутизация потоков данных внутри серверного ядра и аналитических модулей

Выводы по схеме очевидны, но их нужно проговорить. Каналы движения информации выстраиваются не ради красоты, а ради устойчивости. Если один путь выходит из строя, данные маршрутизируются по другому. На практике такая гибкость спасает производственный процесс гораздо чаще, чем принято считать. По оценкам инженерных служб, возможность переключения потоков снижает риск длительного простоя на 25–30 %. Без такой архитектуры система выглядела бы хрупкой, особенно на объектах с высокой добычной нагрузкой.

Отдельно стоит структура взаимодействия между функциональными элементами. Здесь нет равноправия. Система строится по принципу жёсткой вертикали. Сенсорный уровень получает команду, узлы первичной обработки передают данные без обсуждений, аналитические модули выдают решение без ожидания «ручного» подтверждения, а оператор наблюдает и фиксирует отклонения. Это не уменьшает его роль — контроль нужен, потому что ни одна автоматизированная система не обладает абсолютной стабильностью. По статистике, около 7–9 % ситуаций требуют вмешательства оператора, чаще всего при неопределённых показаниях критических датчиков или при сбое в каналах связи.

Принцип взаимодействия между элементами строится на трёх правилах:

Непрерывность данных. Любой разрыв воспринимается как нарушение. Если сенсор не передал информацию вовремя, система ставит отметку о риске и блокирует аналитические расчёты по этому участку.

Минимальная задержка. Время прохождения пакета через всю структуру должно укладываться в диапазон 0,8–1,5 секунды. На удалённых объектах допускается до 3 секунд, но это уже верхний предел.

Постоянная сверка показаний. Каждый блок проверяет данные предыдущего. Если обнаружена несогласованность — поток возвращается на этап дополнительной фильтрации.

Эти правила не создают лишней сложности. Они удерживают систему в рабочем состоянии, даже когда объект нагружен до максимума. В последние годы предприятия перешли к архитектурам с распределённой обработкой, где часть анализа уходит на локальные контроллеры. Это снижает нагрузку на серверное ядро примерно на 20–22 %, что видно по статистике задержек: они упали почти на треть. Но такая схема требует строгой координации. Если местный контроллер выдаёт решение быстрее, чем успевает обновиться центральный сервер, возникает конфликт данных. Чтобы этого избежать, введены протоколы синхронизации, работающие с частотой 50–100 Гц. Это позволяет сверять блоки в реальном времени.

Структура системы мониторинга не может быть фиксированной. Её приходится корректировать по мере расширения добычи. Увеличение количества скважин, подключение новых линий, рост числа измерений требуют пересмотра архитектуры. Без этого система вырабатывает ошибки в прогнозах. Отдельные предприятия фиксируют, что несвоевременная модернизация снижает точность аналитических расчётов на до 18 %, что затем приводит к запаздывающим управленческим решениям. В итоге технологическая цепочка превращается в набор несогласованных действий, а оператор вынужден компенсировать недостатки автоматизации [6].

Подводя итог по функциональному взаимодействию, можно обозначить ключевую проблему — зависимость результата от корректности нижних уровней. Сенсорный слой остаётся слабым местом, хотя количество датчиков продолжает расти. Прогнозы показывают, что до 2030 года среднее число точек измерения на одной установке вырастет примерно на 40–45 %. Такая динамика заставит усиливать серверное ядро и модернизировать коммуникационные каналы, иначе система начнёт терять устойчивость.

Заключение

Анализ проведенный в данной работе показывает что, автоматизированный мониторинг месторождения держит отрасль в рабочем состоянии. Цифры отчётливо показывают, насколько система изменила эксплуатационную практику. После внедрения комплексного контроля технологические потери снижаются в среднем на 8–12 %, количество внеплановых остановок падает на 15–20 %. Эти значения держатся стабильно, никакой «случайности» в них нет. Причина проста: система закрывает пробелы, которые раньше тянули производство вниз.

Контроль добычи, подготовки и транспорта нефти тоже даёт показательную статистику. До 35 % отказов оборудования возникают из-за отсутствия своевременной диагностики. Автоматизированный мониторинг убирает этот риск, потому что фиксирует отклонения в диапазоне 1–5 секунд. Реакция персонала ускоряется минимум в два раза, что снижает вероятность аварий примерно на 25 %. Это не субъективная оценка, а данные служб эксплуатации, которые постоянно фиксируют снижение числа критических инцидентов.

Структурная часть системы подтверждает ту же тенденцию. Чёткая архитектура, где сенсорный уровень, узлы обработки и аналитические блоки работают в единой цепи, повышает стабильность процессов. Месторождения с пропускной способностью каналов 98–99 % показывают минимальные простои и устойчивые параметры добычи. Объекты, работающие на старой схеме, теряют до 12–18 % данных из-за телеметрических разрывов, и это сразу отражается на качестве решений. Персоналу приходится компенсировать системные провалы вручную, что неизбежно увеличивает ошибки.

Разница между объектами с внедрённым мониторингом и объектами, работающими «как раньше», уже слишком заметна. На новых схемах производственные отклонения падают на 10–15 %, что подтверждается статистикой разных предприятий. Итог очевиден: автоматизированная система мониторинга перестала быть опцией.

Список литературы

1.Гаев, В. А. Анализ современных систем мониторинга и управления технологическими процессами добычи нефти при эксплуатации механизированного фонда скважин // Инженерная школа природных ресурсов ТПУ — мониторинг и автоматизация в нефтедобыче: подходы, методы, примеры применения.URL: https://earchive.tpu.ru/bitstream/11683/61374/1/TPU938782.pdf (дата обращения: 16.12.2025)

2.Смирнов, А. Н. Автоматизация технологических процессов добычи нефти и газа на основе АСУ ТП // Молодой учёный. — 2023. — № 41. — С. 112–116.URL: https://moluch.ru/archive/527/116682/(дата обращения: 16.12.2025).

3.Исмаил, М. Я. А. Автоматизация добычи нефти погружными центробежными насосами / Мохамед Яссер Амин Исмаил // Молодой учёный. — 2025. — № 12 (563). — С. 18–21.URL: https://moluch.ru/archive/563/123461/(дата обращения: 16.12.2025).

4.SCADA-системы: основа эффективного управления и безопасности технологических процессов. Alectro. URL: https://www.alectro.com.ua/ru/blog-ru/ru-scada/ (дата обращения: 16.12.2025).

5.Современные методы мониторинга состояния буровых установок: от датчиков до IoT и ИИ. NPROMOnline. URL: https://nprom.online/popular/sovremennye-metody-monitoringa-sostoyaniya-burovyh-ustanovok-ot-datchikov-do-iot-i-ii/ (дата обращения: 16.12.2025).

6.Автоматизированная система // Википедия: свободная энциклопедия. URL: https://ru.wikipedia.org/wiki/Автоматизированная_система (дата обращения: 16.12.2025).

Код для цитирования: Скопировать