novtexmechМехатроника, автоматизация, управлениеMekhatronika, Avtomatizatsiya, Upravlenie1684-64272619-1253Commercial Publisher «New Technologies»10.17587/mau.21.102-109novtexmech-756Research ArticleАВТОМАТИЗАЦИЯ И УПРАВЛЕНИЕ ПРОИЗВОДСТВЕННЫМИ ПРОЦЕССАМИAUTOMATION AND CONTROL INDUSTRIAL PROCESSКонцептуальные основы автоматизации управления установками электроцентробежных насосов нефтедобывающих скважинActual Tasks of Oil-Wells Electric Submersible Pump Control AutomationТагироваК. Ф.TagirovaK. F.

д-р техн. наук, проф.

Tagirova Klara F., Ph. D., Professor

tagirovakf@yandex.ruНугаевИ. Ф.NugaevI. F.

д-р техн. наук, доц.

inugaev@yandex.ruУфимский государственный авиационный технический университет, ООО НИИ Технических систем "Пилот"РоссияUfa State Aviation Technical UniversityRussian Federation202010022020212102109Copyright © Commercial Publisher «New Technologies», 20202020Commercial Publisher «New Technologies»Commercial Publisher «New Technologies»https://mech.novtex.ru/jour/about/submissions#copyrightNoticehttps://mech.novtex.ru/jour/article/view/756

Статья посвящена анализу актуальных задач автоматизации управления установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) нефтедобывающих скважин и современные подходы к их решению. Показано, что решение задачи управления УЭЦН требует создания сложных многоуровневых систем (АСУ УЭЦН). Рассмотрен двухуровневый подход к построению АСУ УЭЦН, включающей в себя планирующий и оперативный уровни управления, где планирующий уровень вырабатывает требования к параметрам режима работы УЭЦН, обеспечивающим оптимальные показатели добычи нефти, а оперативный уровень обеспечивает их реализацию. Приведены подходы к построению структуры и алгоритмического обеспечения указанных уровней управления. Рассмотрен подход к реализации планирующего уровня управления на базе кустового информационно-вычислительного центра, взаимодействующего с отдельными группами скважин месторождения, а также с информационно-вычислительным центром месторождения, реализующим координирующее управление месторождением в целом. Рассмотрен подход к построению оперативного уровня управления на основе формирования таких подсистем, как подсистема вывода на режим работы, обеспечивающая переход УЭЦН на оптимальный режим; подсистема регулирующего управления, обеспечивающая поддержание параметров режима работы в условиях возмущающих воздействий; подсистема аварийного управления, предотвращающая возникновение отказов. Рассмотрены подходы к построению алгоритмического обеспечения для решения задач указанных подсистем.

The article is devoted to the analysis of actual problems of automation of control of the installations of electric centrifugal pumps (ESPs) of oil producing wells and modern approaches to their solution. The solution of the problem requires the creation of complex multi-level systems for the adoption and implementation of control decisions. The top (planning) level of control requires the development of decision support systems that perform real-time collection and analysis of large amounts of information about the various work processes with ESPs. Actual tasks of this level are the development of models for identification and forecasting of oil production processes, as well as algorithms for finding control solutions aimed at optimizing these processes. Lower (operational) levels of management require the development of emergency and regulatory control systems that implement decisions taken at the upper levels. The actual tasks of this level of management are the development of dynamic models of the ESP process that provide the synthesis of optimal algorithms for implementing top-level management solutions, such as stabilization, I/O, emergency control. The main goals, tasks of these systems and approaches to the solution are considered. The analysis of ESP as a complex multiply connected control object is given. Controllable parameters, parameters of controlling and disturbing influences are distinguished. The generalized multilevel structure of the ESP control system and approaches to the construction of subsystems solving management tasks at various levels are considered. The approach to the construction of the system of the upper — planning level of the ESP control, the principles of its interaction with higher and subordinate systems is considered. The approach to the construction of the subsystem of the lower — operational level of the ESP control is considered. The tasks of this level of control are considered, including such as emergency control, regulation of the mode parameters, output to the operating mode. The classification of groups of emergency control tasks on protection from the most significant types of negative factors and approaches to their solution is given. The approach to the solution of the problem of ensuring the maximum oil production, as a problem of stabilizing the critical pressure at the pump inlet, is considered. Continuous and positional variants of algorithms for solving this problem are presented.

нефтедобывающая скважинаэлектроцентробежный насосмногоуровневые системы управленияавтоматическое регулированиеаварийное управлениеautomated control systemsoil producing wellselectric submersible pumpmulti-level control systememergency controlstabilizing controlcontinuous and positional control algorithmsИсследование выполнено при финансовой поддержке РФФИ в рамках научного проекта № 17-08-01569.ReferencesХудяков Д., Маркелов Д. Интеллектуальные станции управления УЭЦН // Нефтегазовая Вертикаль. 2011. № 11. С. 64—68.Khudyakov D., Markelov D. Intelligent control stations of ESP, Neftegazovaya Vertikal, 2011, no. 11, pp. 64—68 (in Russian).Тагирова К. Ф. Решение актуальных задач автоматизации добычи нефти на основе иерархической системы моделей // Мехатроника, автоматизация, управление. 2007. № 9. C. 37—40.Tagirova K. F. Solution of actual problems of automation of oil production on the basis of a hierarchical system of models, Mekhatronika, avtomatizatsiya, upravlenie, 2007, no. 9, pp. 37—40 (in Russian).Тагирова К. Ф. Повышение эффективности добычи нефти на основе координации управления технологическими процессами и объектами // Вестник УГАТУ. 2007. Т. 10, № 2 (27). C. 48—52.Tagirova K. F. Increasing the efficiency of oil production on the basis of coordination of management of technological processes and facilities, Vestnik UGATU, 2007, vol. 10, no. 2 (27), pp. 48—52 (in Russian).Ильясов Б. Г., Тагирова К. Ф., Комелин А. В. Самоорганизующаяся нейросетевая система диагностики установки электроцентробежного насоса // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2005. № 10. С. 20—23.Ilyasov B. G., Tagirova K. F., Komelin A. V. Self-organizing neural network diagnosis system for the installation of an electric centrifugal pump, Avtomatizatsiya. telemekhanizatsiya i svyaz v neftyanoy promyshlennosti, 2005, no. 10, pp. 20—23 (in Russian).Ильясов Б. Г., Тагирова К. Ф., Комелин А. В. УЭЦН как сложный динамический объект управления // Технологии ТЭК. 2005. № 5. С. 94—99.Ilyasov B. G., Tagirova K. F., Komelin A. V. ESP as a complex dynamic control object, Tekhnologii TEK, 2005, no. 5, pp. 94—99 (in Russian).Нугаев И. Ф., Васильев В. И. Управление процессами скважинной добычи нефти на основе каскадных алгоритмов // Мехатроника, автоматизация, управление. 2015. № 5. С. 321—326.Nugaev I. F., Vasilyev V. I. Control of oil-well production on the basis of cascade algorithms, Mekhatronika, avtomatizatsiya, upravlenie, no. 5, pp. 321—326 (in Russian).Нугаев И. Ф., Искужин Р. В. Динамическая модель нефтедобывающей скважины на базе УЭЦН как объекта управления // Нефтегазовое дело. 2012. № 5.Nugaev I. F., Iskozhin R. V. Dynamic model of oil production on the basis of ESP as control object, Elektronnyy nauchnyy zhurnal "Neftegazovoye delo", 2012, no. 5 (in Russian).Нугаев И. Ф., Искужин Р. В. Комплекс математических моделей для синтеза алгоритмов управления процессами в нефтедобывающих скважинах // Вестник УГАТУ. Сер. "Управление, вычислительная техника и информатика". 2012. Т.16, № 8(53). С. 36—44.Nugaev I. F., Iskozhin R. V. A complex of mathematical models for the synthesis of process control algorithms in oilproducing wells, Vestnik UGATU, Ufa, 2012, vol. 16, no. 8 (53), pp. 36—44 (in Russian).Нугаев И. Ф., Искужин Р. В. Анализ и синтез алгоритмов управления нефтедобывающей скважиной на базе электрического центробежного насоса // Электротехнические и информационные комплексы и системы. 2013. Т. 8, № 1. С. 18—20.Nugaev I. F., Iskozhin R. V. Analysis and synthesis of control algorithms for an oil well on the basis of an electric centrifugal pump, Elektrotekhnicheskiye i informatsionnyye kompleksy i sistemy, 2013, vol. 8, no. 1, pp. 18—20 (in Russian).Konopczynski M. R., Moore W. R., Hailstone J. J. ESPs and Intelligent Completions // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. San Antonio, Texas, 2002.Konopczynski M. R., Moore W. R., Hailstone J. J. ESPs and Intelligent Completions, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, 2002.Gamboa J. A., Prado M. G. Review on ESP Surging Correlations and Models // SPE Production and Operations Symposium. Oklahoma City, USA, 2011.Gamboa J. A., Prado M. G. Review on ESP Surging Correlations and Models, SPE Production and Operations Symposium, Oklahoma City, USA, 2011.Shimokata N., Yamada Y. Troubles, Problems and Improvement of ESP // Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference. Abu Dhabi, UAE, 2010.Shimokata N., Yamada Y. Troubles Problems and Improvement of ESP, Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference, Abu Dhabi, UAE, 2010.

The authors declare that there are no conflicts of interest present.