В соответствии с алгоритмом управления система производит взвешивание бурового инструмента, приработку долота, поиск эффективного значения осевой нагрузки на долото и поддержание ее в процессе бурения. Если дальнейшее бурение экономически нецелесообразно, то система вырабатывает сигнал об окончании рейса и прекращает подачу инструмента. Кроме того, система обеспечивает безаварийное бурение, своевременно определяя износ опоры шарошечного долота. Сведения о ходе процесса бурения и режимах работы оборудования выдаются бурильщику с помощью стрелочных приборов, цифровой индикации, светящихся транспарантов, а также фиксируются на перфоленте, которая может быть исходным документом для формирования информационного банка и служит контрольным документом, объективно представляющим состояние бурового инструмента и оборудования и отображающим работу буровой бригады.

Система предназначена для бурения скважин глубиной 3500-4000 м. Потребляемая мощность не более 0,5 кВт. Как показали результаты промысловых испытаний, применение системы позволяет сократить расход долот и время проводки скважины на 15-20% при обеспечении полной безаварийности.

Фирмой “Даймэнт Боарт” создана гидрофицированная установка с подвижным вращателем и трубодержателем, в управлении которой использован микропроцессор. С помощью микропроцессора координируется функционирование элементов гидроуправления, выполняются расчеты различных операций и контролируется их соответствие предварительно принятым заданиям. При спускоподъемных операциях микропроцессор синхронизирует последовательность срабатывания гидропатрона вращателя и трубодержателя, перемещение вверх и вниз и контролирует интервалы времени между прохождением последовательных сигналов.

Возможно расширение функций системы управления: полное воспроизведение различных программ, заранее отработанных экспериментально; защита по максимальному крутящему моменту при свинчивании и развенчивании бурильных труб; ограничение по предельной осевой нагрузке во время бурения, что повышает надежность бурильной колонны и т. д. Предусматриваются регистрация и обработка информации о процессе бурения, которая затем будет использована для интерпретации этого процесса и геологического разреза.

Для бурения геологоразведочных скважин на твердые полезные ископаемые разработана система автоматизированной оптимизации управления технологическим процессом бурения САОПБ-1. Система предназначена для автоматического управления технологическим процессом бурения скважин алмазным породоразрушающим инструментом по заданной оптимальной углубке коронки за оборот или заданной механической скорости и может применяться на всех буровых станках с гидравлической системой подачи, используемых при алмазном бурении.

Практически система представляет собой аналоговый регулятор и отличается от известных высокой надежностью и эффективностью, которые зависят от правильного выбора в каждом конкретном случае углубки коронки за оборот, задаваемой бурильщиком (технологом). При несоответствии заданной углубки (скорости бурения) условиям бурения, т.е. в случае превышения заданной скорости бурения, оптимальной для данных условий, срабатывает защита по потребляемой мощности или давлению бурового раствора в нагнетательной линии промывочного насоса и происходит автоматический “подрыв” инструмента. Частое повторение описанной ситуации служит сигналом о не-обходимости уменьшения заданной углубки за оборот.

Оптимальные величины задаваемой углубки за оборот для каждой системы (горная порода-коронка) выбирают по специальной, ранее разработанной, диаграмме либо определяют опытным путем по специальной методике в процессе бурения.

Безусловной заслугой разработчиков является то, что они первыми на базе большого объема бурения доказали преимущества автоматизированного управления процессом алмазного бурения.

Недостаток системы - ограниченная способность к совершенствованию, что присуще всем аналоговым решениям. Введение элементов адаптации, совершенствование алгоритмов управления повлечет за собой большие трудности и, следовательно, удорожание системы.

В начале 1999 г. Московское специальное конструкторское бюро геофизического приборостроения и информатики "Ореол" выпустила систему технологического контроля параметров бурения "СГТ-микро". Система рекомендована Госгортехнадзором РФ для внедрения во всех буровых предприятиях, в первую очередь, как оборудование для обеспечения безопасности ведения буровых работ и предотвращения аварий.

Система "СГТ-микро" по функциональным возможностям аналогична подобным средствам, выпускаемым известной фирмой "Мартин-Декер". Стоимость "СГТ-микро" в 4-6 раз меньше, а с учетом затрат на обучение персонала, профилактические обслуживание и ремонт, вызов специалистов при возникновении нештатных ситуаций и т. п., стоимостное отношение еще более возрастает в пользу "СГТ-микро".

2.2 Постановка задачи управления

Оперативный контроль и автоматическое управление установкой с экранов рабочих станций и операторских панелей, с помощью реализованных в цветном исполнении фрагментов мнемосхем технологического процесса, панелей контроля и регулирования, панелей групп взаимосвязанных технологических параметров:

- предупредительная и аварийная сигнализация при выходе технологических параметров за нижние и верхние пределы установленных технологических и аварийных границ;

- реализация алгоритмов системы путем воздействия на соответствующие исполнительные механизмы и устройства;

- представление информации операторам-технологам в виде мнемосхем, панелей контроля и регулирования, графиков, протоколов событий, значений групп взаимосвязанных параметров, таблиц, текстовых сообщений, представление указанной информации должно осуществляться цветных экранах мониторов рабочих станций;

- автоматическое протоколирование по мере возникновения событий следующих классов:

- сообщений о нарушениях и отклонениях в ходе технологического процесса;

- сообщений о возникновении двоичных событий (вкл/выкл электрооборудования, закрытие / открытие клапанов);

- сообщений о действиях оператора-технолога;

- системных сообщений.

- формирование и автоматическое протоколирование усредненных значений технологических параметров за смену/сутки;

- формирование и автоматическое протоколирование расходов сырья, расчет конечной выработки и сравнение с реальной выработкой;

- формирование и автоматическое протоколирование усредненных значений материальных потоков по установке в целом, за сутки, смену;

- формирование и печать протокола развития предаварийной ситуации;

- формирование и печать протокола обнаружения первопричины срабатывания аварийной программы;

- формирование протокола возникновения неисправностей оборудования и приборов КИПиА;

- архивирование оперативной и отчетной информации в течение заданного времени и ее последующая печать для анализа технологическим персоналом.

2.3 Современное состояние моделирования

К математическим моделям, используемым для синтеза систем автоматического регулирования и управления штанговыми нефтяными глубинными насосами и расчета проектируемых автоматизированных пунктов, предъявляются специфические требования.

Они должны быть просты, и давать высокую точность описания нестационарных процессов для приращения параметров (температуры и давления), отсчитанных от начального значения. Эта точность должна сохраняться во всем интервале времени переходного процесса.

От точности описания нестационарных процессов для приращения параметров зависит правильность определения числа погружных насосов нефтедобычи и диапазоны их регулирования.

Для получения достоверных выводов при исследовании устойчивости систем автоматического регулирования необходима высокая точность описания процесса во всем интервале времени.

Известно, что для представления моделей в виде дробно-рациональных передаточных функций часто используется прием их упрощения путем понижения порядка.

Как известно из литературных источников упрощенные модели хорошо описывают процессы при среднем и большом значении времени, хуже - при малых значениях. Использование таких моделей при исследовании устойчивости может привести к ошибкам, что особенно характерно для рассматриваемых систем с распределенными параметрами, а также при упрощении трансцендентных передаточных функций.

Опыт расчета систем автоматического регулирования показывает, что характер начального участка переходного процесса, обусловливаемого пуском (остановом) станций или регуляторов производительности определяет характеристики регулирования.

Ниже приведены результаты исследований по математическому моделированию погружных насосов нефтедобычи и процессов бурения скважин.

2.4 Математическая модель

2.4.1 Математическая модель погружного насоса

Проектирование оптимального режима производится по данным исследованиям, на основании которых рассчитывают добывные возможности скважины Qc. Им должны соответствовать возможности оборудования.

В таблице 2.1 указан перечень входных/выходных сигналов

Таблица 2.1

Перечень входных/выходных сигналов

.№ п.п.	Номер точки	Описание	Входные / выходные сигналы
			AI (Ex) (4-20mA)	DI (24V)	DO (24V)
1	2	3	4	5	6
1	1	Температура нефти в трубном пространстве	1
2	2	Давление нефти в трубном пространстве	1
3	3	Давление нефти в трубном пространстве	1
4	4	Давление нефти затрубное	1
5	5	Давление нефти затрубное	1
6	6	Съем динамограммы	1
7	7	Контроль обрыва ремней	1
8	8	Несанкционированный доступ	2
9	9	Контроль напряжения	1
10	10	Контроль силы тока	1
11	11	Контроль мощности	1
12	12	Управление двигателем по числу качаний		1	1
13	13	Управление двигателем пуск/стоп		1	1
14	14	Положение клапана	1
15	15	Несанкционированный доступ В ЧРП-ПУ	1
ИТОГО	16	2	2

При оценке работы ПН следует определять значения ряда показателей.

Теоретическая производительность насоса Qт при диаметре плунжера D, длине хода L, числе ходов n и коэффициента подачи составит:

(2.1)

Коэффициент подачи есть отношение фактической производительности Qф к теоретической Qт.

(2.2)

Погружение насоса hп - разность замеров глубины подвески насоса Нп и динамического уровня hq (отчет замера ведут от устья)

hп=Hп-hq (2.3)

Действительная (фактическая) производительность насоса определится соотношением

(2.4)

Именно на эту величину следует ориентироваться при подборе насоса к скважине и добиваться равенства

Q_Ф=Q_С (2.5)

Коэффициент подачи насоса зависит от величины утечек жидкости, возникающих при его работе: это утечки в резьбовых соединениях труб, в зазоре между плунжером и цилиндром, в клапанах. Кроме того, происходит неполное заполнение жидкостью цилиндра насоса вследствие наличия в нем «мертвого» пространства. «Мертвое» пространство - это объем в цилиндре насоса, образуемый дном цилиндра и предельным положением плунжера при ходе вниз.

При работе насоса «мертвое пространство» заполняется газом, выделяемым из нефти, и исключается из объема цилиндра. Поэтому для характеристики насоса вводится еще одно понятие - коэффициент наполнения Кн. Он представляет собой отношение объема жидкости, заполнившей цилиндр, к полному расчетному объему цилиндра.

Глубина погружения насоса под уровень жидкости зависит от содержания газа и воды в нефти и различна для разных скважин и нефтяных месторождений.

Как мы ранее рассмотрели, плунжера насоса совершает возвратно-поступательное движение, сообщаемое ему колонной штанг.

Работа, совершаемая при ходе вверх, будет затрачена на подъем колонны штанг весом Рш и жидкости весом Рж на высоту L

Ав=(Рш+Рж)хL (2.6)

При ходе вниз полезной работы по подъему жидкости не совершается, более того колонна штанг своим весом «тянет» балансир станка-качалки вниз, то есть:

Aн= -РшxL (2.7)

Таким образом, возникают неравномерные нагрузки на станок-качалку за цикл: при ходе вверх они максимальны, при ходе вниз они отрицательны. Выравнивание нагрузки за цикл осуществляется уравновешиванием - установкой специальных противовесов на балансир (балансирное уравновешивание) или кривошип (кривошипное уравновешивание) станка-качалки. Их цель - накопление энергии при ходе вниз и возвращение ее при ходе вверх.

Уравновешивание позволяет снизить потребную мощность электродвигателя станка-качалки в 5…9 раз.

Вес колонны штанг определяется из соотношения

Pш=q₁*L₁+…+q_i*L_i (2.8)

Где q1, q2 …qi - вес 1 м насосных штанг, образующих колонну, H; L1, L2 … Li - длина ступеней колонны, м.

Вес жидкости определится из формулы:

(2.9)

где Fпл - площадь сечения плунжера, кв.см; L - глубина установки насоса, м; сх - плотность жидкости, кг/куб.м; g - ускорение свободного падения, см/кв.с.

Максимальная нагрузка Рмах на головку балансира составит

Pmax=Рж+Рш(в+m) (2.10)

где в - коэффициент потери веса штанг в жидкости;

m - фактор динамичности, характеризующий напряженность работы станка-качалки.

Рш; Рж - соответственно плотность штанг и жидкости, кг/м^3.

(2.11)

Здесь S - длина хода сальникового штока, м; n - число двойных ходов в минуту.

2.4.2 Математическая модель процесса бурения скважин

Из всех технологических процессов в нефтяной промышленности процесс бурения является самым старым и в то же время наименее теоретически изученным и описанным. В значительной степени это связано со сложностью математического моделирования физических процессов разрушения породы на забое скважины. В связи с этим для получения количественных соотношений для оценивания средней механической скорости проходки v обычно используют эмпирические зависимости вида:

, (2.12)

Или

, (2.13)

где Р -- осевая нагрузка на долото; d -- диаметр долота; n -- число оборотов долота, а, , b и -- параметры модели.

Идентификация параметров в зависимостях (2.12) и (2.13) показывает, что от опыта к опыту их величины меняются, хотя и можно указать пределы их изменения. Так, [0,4-0,8]; величина часто принимается равной единице, хотя есть данные, по которым =0,6; величина параметра а является функцией числа Рейнольдса, рассчитанного для истечения промывочной жидкости из отверстия долота; величина параметра b отождествляется с величиной ()^-1, где --нагрузка на долото, при которой достигается максимальная Скорость проходки. Величина , очевидно, будет зависеть от количества промывочной жидкости, свойств разбуриваемой породы, частоты вращения долота и т. д.

Такая широта трактовки зависимости коэффициентов, моделей от различных параметров процесса вряд ли удобна. Единственный путь несколько ограничить произвольность толковании экспериментальных данных -- строить модели процесса бурения в безразмерной форме, с учетом основных законов сохранения. Попытаемся это сделать, по возможности максимально упростив механизм процессов разрушения породы на забое скважины.

Начнем с очевидного утверждения, что энергия, подводимая извне к инструменту, равна сумме энергетических затрат на разрушение породы в забое, продвижение инструмента и на тепло за счет сил трения при истирании породы. Подводимую к забою энергию мы знаем. При расчете ее на единицу времени можно сказать, что она равна сумме мощностей N₁ и N_2, первая из которых затрачивается на вращение инструмента, а вторая -- на его углубление. В зависимости от разбуриваемой породы, конструкции и состояния инструмента часть мощности N₁ будет расходоваться па преодоление сил трения и истирание породы. Эта часть энергии будет превращаться в тепло, а оставшаяся часть будет расходоваться на механическую работу по разрушению породы. Для выделения последней части введем понятие коэффициента полезного действия инструмента , определив его следующим образом. Если на вращение инструмента к забою подводится мощность N₁, а на разрушение породы тратится только часть этой мощности N₁^*, то:

N₁^*= N₁ (2.14)

Очевидно, величина непостоянна во времени и изменяется как при изменении условий на забое, так и при износе инструмента. В частности, величина должна зависеть от осевой нагрузки на долото.

Если механическая скорость бурения , а осевая нагрузка на долото Р, то вторую составляющую мощности N₂ можно выразить через эти величины и записать в виде:

N₂=Р (2.15)

Таким образом, полная мощность N, затрачиваемая на углубление забоя, определяется равенством:

N= N₁+ Р (2.16)

Часть этой мощности, которую обозначим N_с, расходуется на скалывание породы в забое, а оставшаяся часть N_Д затрачивается на дробление уже сколотых кусков, если они не сразу были вынесены или попали опять в зону действия инструмента.

Для характеристики прочностных свойств породы забоя введем коэффициент твердости породы . Размерность этой величины []=ML^-1 T^-2. Если не учитывать зависимость N_c от свойств промывочной жидкости, то можно утверждать, что N_c будет функцией а и объема забоя, выбуриваемого в единицу времени и равного величине рd²/4, где d -- диаметр долота. По теории размерности, эти величины должны удовлетворять уравнению:

, (2.17)

которое в безразмерных переменных можно привести к виду

(2.18)

Решением уравнения (2.18) будет

или (2.19)

Здесь с -- неизвестная константа.

Мощность N_Д, которая расходуется на повторное дробление породы, зависит от объема выбуриваемой и единицу времени породы, расхода промывочной жидкости Q, ее плотности и вязкости, среднего размера частей скалываемой породы, плотности породы, коэффициента прочности породы и др. Такое обилие параметров не оставляет надежд на получение простого параметрического выражения для N_л методом теории размерностей.

Поэтому воспользуемся для раскрытия N_Д следующей эмпирической формулой:

, (2.20)

где ч - безразмерный коэффициент, зависящий от свойств промывочной жидкости и особенностей ее подачи, а также от свойств породы.

Приравнивая мощности N и сумму мощностей N_с и N_Д, получим:

(2.21)

Это квадратное уравнение относительно скорости механической проходки. Прежде чем его решать, приведем его к безразмерному виду, вводя новые переменные:

;

; (2.22)

;

где n - число оборотов долота; А - работа, производимая долотом за один оборот, получаем:

(2.23)

Из этого уравнения находим:

(2.24)

Второй корень не удовлетворяет физическим условиям задачи, так как он соответствует отрицательному значению П₁.

Определим интервалы изменения независимых переменных П₂ и П₃. величина Р/d не превышает 12 кН/см для диаметров долот 269-295 мм. Для долот диаметром 214 мм этот предел снижается до 8.5 кН/см. величина для песчаника равна 65 кН/см, а для гранита 220 кН/см. максимальная величина П₂, которую можно получить на основе этих данных, не превосходит 4*10^-4, то есть очень мала. Поскольку величина с в формуле (2.19) не превышает 0,1, можно сделать вывод, что П₂/с«1, и поэтому пренебрегая ей как слагаемым в (2.24) получим:

, =4ч/с (2.25)

Вторя переменная П₃ может изменятся от нуля (n=0,Q?0) до бесконечности (n?0,Q=0).

Проверим асимптотические свойства зависимости (2.25). При снятии осевой нагрузки, то есть при Р=0, а также при остановке инструмента независимо от расхода промывочной жидкости скорость бурения должна стремиться к нулю. То же следует из модели. Если промывочную жидкость не подавать (Q=0), то скорость бурения также будет нулевой, независимо от числа оборотов инструмента и нагрузки на долото. Этот результат также получаем из модели. Сравним теперь количественные зависимости. Как было сказано ранее, по имеющимся данным, скорость бурения пропорциональна n, где [0,4-0,8]. По нашей модели скорость бурения также возрастает при увеличении числа оборотов бура. При условии П₃>>1 можно сказать, что n^0.5, при меньших значениях П₃ влияние изменения числа оборотов бура на скорость бурения уменьшается.

Экспериментальная зависимость скорости бурения от осевой нагрузки на долото также степенная с показателем степени, изменяющимся в пределе 0,6-1. в нашу модель осевая нагрузка в явном виде не вошла, хотя, очевидно, с ней должна быть функционально связана величина А. причем можно предполагать, что эта связь должна быть степенной, так как величина А равна нулю при Р=0 и растет с увеличением Р.

В области малых расходов промывочной жидкости, когда число Рейнольдса, рассчитанное для течения жидкости в отверстии долота, лежит в пределах 2-100, скорость бурения пропорциональна числу Рейнольдса (или расходу жидкости при фиксированных остальных параметрах). Из нашей модели мы получаем тот же результат в области П₃<<1. В области П₃>>1 скорость бурения будет пропорциональна корню квадратному из расхода промывочной жидкости.

Подводя итог проведенному анализу, можно сделать вывод, что зависимость (2.25) удовлетворяет основным экспериментальным результатам. В отличие от известных трехпараметрических зависимостей (2.12) и (2.13) в нее входят только два параметра, подлежащие определению, а связывает она не четыре, а пять исходных размерных переменных.

2.5 Разработка информационного и алгоритмического обеспечения

Чтобы решить поставленные задачи по управлению технологическими переменными процесса, необходимо создание информационного обеспечения, базирующееся на сборе и обработке аналоговой и дискретной информации о технологических переменных процесса, контроля и выдачи управляющих сигналов и проверке заданной точности их выполнения.

В целях управления ПН необходимо кодировать и передавать микроконтроллерам следующие технологические переменные:

- Температура нефти в трубном пространстве;

- Давление нефти в трубном пространстве;

- Давление нефти в трубном пространстве;

- Давление нефти затрубное;

- Съем динамограммы;

- Контроль обрыва ремней;

- Несанкционированный доступ;

- Контроль напряжения;

- Контроль силы тока;

- Контроль мощности;

- Управление двигателем по числу качаний;

- Управление двигателем пуск/стоп;

- Положение клапана;

- Несанкционированный доступ В ЧРП-ПУ.

Сигналы от датчиков, несущие информацию о переменных процесса, поступают на входы аналоговых модулей микроконтроллеров Simatic S7-200, который анализирует их величины и передает соответствующие управляющие сигналы через выходы модулей на исполнительные механизмы.

Вся необходимая информация о ходе технологического процесса отображается на экране компьютера в графическом виде, удобной для восприятия оператором, наблюдающим за процессом. В случае выхода контролируемых переменных процесса за пределы ограничений, на экране компьютера появляется окно предупреждения с одновременной подачей звукового сигнала.

2.6 Разработка технического обеспечения

2.6.1 Выбор и обоснование комплекса технических средств

Техническое обеспечение представляет собой комплекс технических средств, включающих в себя:

- вычислительную технику, микроконтроллеры позволяют получить информацию о значениях технологических параметров процесса и состояния технологического оборудования;

- средства обработки и хранения информации;

- средства вывода и реализация управляющих воздействий;

- средства представления информации;

- рабочие станции (пульты управления) оператора - технолога.

Управление всеми техническими средствами возлагается на микроконтроллер. Оператор-технолог непрерывно общается с микроконтроллером посредством рабочей станции, запрашивая и получая сведения о значениях параметров технологического процесса, вводит новые установки и другие сведения о параметрах, которые не контролируются автоматическими приборами.

После сбора и обработки полученной информации об объекте управления микроконтроллер выполняет в соответствии с заданными и хранящимися в ее памяти алгоритмами необходимые расчеты и выдает управляющие воздействия на исполнительные устройства.

Основными элементами АСУ является программируемый микроконтроллер и рабочая станция, позволяющие обрабатывать и хранить большие объемы информации. Исходя из характеристик объекта управления и основываясь на требования, предъявляемые к выбору комплекса технических средств системы управления, выбираем контролер Simatic S7-200. Программируемые логические контроллеры семейства Simatic S7-200 являются идеальным средством для построения эффективных систем автоматического управления при минимальных затратах на приобретение оборудования и разработку системы. Контроллеры способны работать в реальном масштабе времени и могут быть использованы как для построения узлов локальной автоматики, так и систем распределенного ввода вывода с организацией обмена данными через РРI или MPI интерфейс, промышленные сети PROFIBUS-DP, Indastrial Ethernet или AS-Interface, системы модемной связи.

2.6.2 Описание схемы автоматизации

Объектом управления для проектируемой АСУТП является ПН

В таблице 2.1 (см. п.2.4) указан перечень входных/выходных сигналов.

Для регулирования основных параметров в отдельных узлах и надежной безаварийной работы этих узлов применена разрабатываемая автоматическая система управления, в функции которой входят контроль производства, регулирование и управление по заданным параметрам, включение защитных блокировок и сигнализации.

Таблица 2.2

Перечень измеряемых параметров и приборы для их измерения

.№ п.п.	Номер точки	Параметр	Тип прибора
1	2	3	4
1	1	Температура нефти в трубном пространстве	ТСП Метран-226 400-В-2-1-Н10-H10-(-50-200)У1.1-ТУ 4211-011-12580824-2003-ГП
2	2	Давление нефти в трубном пространстве	SIEMENS Датчик давления 0-160бар 4-20Ma B7MF1563-3DB01
3	3	Давление нефти затрубное	SIEMENS Датчик давления 0-160бар 4-20Ma B7MF1563-3DB01
12	12		1. Блок управления БУ-25, класс точновти 0,5 ТУ 25-02.1678-74; Siemens 2. Кнопочный пост ПКЕ-222-342 ТУ 16-642,006-83; Siemens 3. пускатель 3 кВт, 3RA1315-8XB30-1AK6; Siemens
13	13
14	14		Клапан клапан регулирующий 25ч 940нж (И 68066) «Кр. Профинтрон»

2.7 Разработка программного обеспечения

Пакет программного обеспечения STEP 7 предназначен для конфигурирования, определения коммуникаций, программирования, тестирования и обслуживания, документирования и архивирования созданных проектов для программируемых логических контроллеров SIMATIC S7, М7, С7. Данный пакет является частью стандартных инструментальных средств, он может быть дополнен инжиниринговыми пакетами, облегчающими пользователю работу над сложными проектами. STEP 7 пакет базового программного обеспечения для программируемых контроллеров SIMATIC S7 / М7 / С7. STEP 7 имеет дружественный интерфейс для всех фаз проектирования системы автоматизации. STEP 7 также решает много задач, которые до этого должны были выполняться «вручную». STEP 7 является частью стандартного программного обеспечения предустановленного на программаторы PG 720/720C, PG 740, и PG 760. Он также доступен как пакет программ для ПК (Windows 95 / NT).

STEP 7 базовый пакет предоставляет пользователю различные инструменты для воплощения его проекта:

- SIMATIC Manager - для коллективного управления с легким обзором всех инструментальных средств и данных для SIMATIC S7, SIMATIC C7 и SIMATIC М7. Все инструменты автоматически вызываются из SIMATIC Manager;

- Symbol Editor - для определения символических обозначений, типов данных, и комментариев для глобальных переменных. Символьные обозначения доступны во всех во всех приложениях;

- Hardware Configuration - для программного конфигурирования аппаратного обеспечения системы автоматизации и для параметризации всех модулей. Все вводимые параметры проверяются на допустимость;

- Communication - для задания управляемой по времени циклической передачи данных между компонентами автоматизации через MPI или для управляемой событиями передачи данных через MPI, PROFIBUS или Industrial Ethernet;

- System diagnosis - предоставляет пользователю обзор состояния контроллера;

- Information functions - для быстрого обзора данных CPU и поведения написанной пользователем программы.

Документирование - предоставляет пользователю функции документирования всего проекта:

- Редактор программ - для создания программы пользователя, STEP 7 предлагает редактор программ, содержащий следующие языки программирования, отвечающие стандарту EN 61131-3: Statement List (STL); Ladder Diagram (LAD); Function Block Diagram (FBD) Более того, для специальных задач могут использоваться дополнительные языки программирования высокого уровня или ориентируемые на технологию. STEP 7 имеет основной набор команд, похожий на STEP 5. Это позволяет легко и быстро запрограммировать сложные функции:

- Двоичная логика, сдвиги, операции со словами;

- Таймеры / счётчики;

- Операции сравнения, преобразования;

- Математические функции (включая тригонометрические, степенные, логарифмические);

- Управление программой (скобки, переходы, вызовы);

- Установка точек прерывания, Установка входов/ выходов; поддержка многопроцессорной работы (только S7-400).

Для программирования панели оператора OP27 используется лицензионный пакет программ Pro Tool / Pro.

Современные концепции автоматизации создают серьёзные требования к визуализации процессов. Данные процесса должны представляться быстро, в ясной и понятной форме. Кроме того, увеличиваются требования к архивированию данных. Поэтому необходимо архивировать данные процесса ещё на машинном уровне.

Новая, PC-ориентированная система SIMATIC Pro Tool / Pro, базирующаяся на человеко-машинном интерфейсе, отвечает этим требованиям. Она работает в среде операционных систем Microsoft Windows 95/98 и Windows NT 4.0. Pro Tool / Pro состоит из мощного программного обеспечения Runtime (реального времени) и пакета конфигурирования SIMATIC Pro Tool / Pro Configuration.

SIMATIC Pro Tool / Pro Runtime обеспечивает следующее:

- Дружественный процесс визуализации с широким выбором стандартных полей ввода-вывода, областей, графиков, векторных графических, а также динамических атрибутов;

- Интегрированная система обмена сообщениями;

- Архивирование сообщений и данных процесса;

- Visual Basic для функций пользователя;

- Стандартные интерфейсы к SIMATIC S5 / S7 и контроллерам других производителей, включая оптический интерфейс;

При помощи SIMATIC Pro Tool / Pro Configuration могут быть сконфигурированы: текстовые дисплеи, панели оператора, сенсорные панели SIMATIC и Pro Tool / Pro Runtime для PC, функции человеко-машинного интерфейса системы управления. Схемы визуализации приведены на рисунках 2.1, 2.2, 2.3.

SIMATIC C7.

Основные характеристики:

- Windows-совместимый интерфейс оператора;

- Управление при помощи мыши и функциональных клавиш;

- 256 цветов, векторная графика, использование шрифтов Windows;

- Библиотека элементов;

- Динамическое позиционирование объектов;

- Различные виды архивирования сообщений и данных процесса;

- Интерактивное отображение архивированных значений процесса посредством диаграмм с функциями увеличения и просмотра;

- Внешнее отображение значений посредством стандартных средств;

- Реализация необходимых дополнительных функций посредством Visual Basic;

- Моделирование обработки данных без реального подключения к контроллеру или процессу.

Заключение

В настоящее время добываются значительные объемы нефтей. Добыча таких нефтей обычным способом затруднена. Из всех известных способов добычи оптимальным в данной работе приняли добычу погружные насосы нефтедобычи.

Внедрение системы автоматизации погружных насосов нефтедобычи, рассмотренное в данном дипломном проекте, позволяет расширить области исследования оптимальной эксплуатации вышеуказанного объекта с внедрением современной микропроцессорной техники управления процессами, поднять на высокий уровень культуру обслуживания и дает возможность для дальнейшего совершенствования и оптимизации процессом добычи нефти.

Экономический эффект от применения системы управления обуславливается прежде всего повышением эффективности автоматизируемого производства, благодаря своей особенности быстро реагировать на возмущения и вырабатывать управляющие воздействия, в которых учитывается взаимное влияние параметров и показателей процесса определяемым повышением качества и надежности управления, снижением потерь и т.п.

Другой источник эффективности систем автоматизированного управления - увеличение производительности труда в результате роста механической скорости бурения, уменьшения количества аварий и осложнений, увеличения производительного времени за счет объективного документированного контроля.

Система автоматического управления погружным насосом нефтедобычи с годовым экономическим эффектом 6991809 тенге, сроком окупаемости ниже нормативного срока, внедряемая система может быть рекомендована к эксплуатации.

В части охраны труда проведен анализ опасных производственных факторов, предусмотрены ряд организационных, технических, санитарно-гигиенических и противопожарных мероприятий.

Список использованной литературы

1. Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами. 1979.

2. Грейфер В.И. Оптимизация добычи нефти глубинными насосами. 1973.

3. Круман Б.Б. Расчеты при эксплуатации скважин штанговыми насосами. 1980.

4. Эскин В.И. Непрерывные динамические модели объектов управления добычей нефти. 1979.

5. Свердлов Г.М. Системы и средства автоматизации технологических объектов нефтедобычи. 1964.

Размещено на Allbest.ru

...