Автоматическое управление приводом погружного насоса нефтяной скважины в условиях Красноленинского месторождения

Федеральное агентство по образованию

 

Санкт-Петербургский государственный  горный институт им. Г.В.Плеханова 
(технический университет)

 

 

Допускается к защите в ГАК

Зав. кафедрой АПП проф. Проскуряков Р.М.

________________(звание, Ф.И.О)

“__” ___________ 2005 г.

 

 

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

ДП. 00. 000807. 05

(индекс)

 

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

 

 

Тема: Автоматическое  управление приводом погружного насоса нефтяной скважины в условиях Красноленинского месторождения  

 

Автор: студентка гр.     ЭР - 00-2           _________             Колганова А.А.

(подпись) (Ф.И.О.)

Руководитель проекта   проф.                                            Школьников А.Д.

                                                       (должность)                      (подпись)                   (Ф.И.О.)

Рецензент:                                  S     1                   1       1                            1                                    

                            (должность, звание) (подпись) (Ф.И.О.)

Консультанты:

___   __Э и ЭМ                   профессор          _______________      Козярук А.Е.     

(кафедра) (должность) (подпись) (Ф.И.О.)

___   __Э и ЭМ             ____доцент             _______________ __  Анискин Б.Г.___

(кафедра) (должность) (подпись) (Ф.И.О.)

___   _ БП и РГП                 профессор       _______________    _ Сметанин М.М.

(кафедра) (должность) (подпись) (Ф.И.О.)

____ Геоэкология         ____доцент ___                                           Нифонтова Т.И.  

(кафедра) (должность) (подпись) (Ф.И.О.)

___   _   О  и У               ____  доцент ____         Воронов Н.Г.      

(кафедра) (должность) (подпись) (Ф.И.О.)

___   _    РСУ                ____  доцент ____ _____________        Соловьёв В.С.      

(кафедра) (должность) (подпись) (Ф.И.О.)

___   _   НГ  и Г              ____  доцент ____     _____________         Игнатьев С.А.

(кафедра) (должность) (подпись) (Ф.И.О.)

___   __ТТБС                       профессор        ______________    Слюсарев Н.И.      

(кафедра) (должность) (подпись) (Ф.И.О.)

 

 

 

 

 

Санкт-Петербург

2005

Федеральное агентство по образованию

Санкт-Петербургский  государственный горный институт им. Г.В.Плеханова 
(технический университет)

 

 

Кафедра ___________АПП_________________

(наименование кафедры)

 

 

 

УТВЕРЖДАЮ

Зав. кафедрой _ АПП                           проф. Проскуряков Р.М.__________

_______(звание, Ф.И.О)

"__" ___________ 2005 г.

 

 

ЗАДАНИЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ

 

Студентке   Колгановой А.А.                                       уч. группа   ЭР-00-2

                   (Ф.И.О.)                                                                                                (индекс )

 

Тема:  Автоматическое  управление приводом погружного насоса нефтяной скважины в условиях Красноленинского месторождения  

 

Исходные данные: Нефтедобывающая скважина с параметрами Н=1500м, Q=55м³/сут, К=0,052 м³/(м·сут), Р_пл=10,8МПа, ΔQ_Н=-20%, содержание нефти в водонефтяной жидкости – 0,142%. 

 

Тема специальной части: Автоматическое  управление приводом погружного насоса нефтяной скважины                                                    

 

Требования  к графической части проекта  и пояснительной записке содержатся в Методических указаниях по проектированию.

 

Руководитель проекта   проф.                                          Школьников А.Д.

                                                       (должность)                      (подпись)                   (Ф.И.О.)

 

 

 

 

Дата выдачи задания " 10 " марта 2005г.

 

 

АННОТАЦИЯ

В проекте изложены общие сведения о нефтедобывающем предприятии  ОАО «ТНК Нягань», географическая геологическая характеристика района проведения добычных работ, технология добычи нефти, а также общие положения охраны труда, техники безопасности, и охраны природных ресурсов.

В проекте проработан комплекс вопросов по модернизации электропривода  установки электроцентробежного насоса добычи нефти. Предложена и обоснована постановка преобразователя частоты фирмы «Триол» на УЭЦН. В проекте были произведены расчёты электромеханических процессов, протекающих в электроприводе в статическом и динамическом режимах. Расчёты производились с помощью компьютерной программы Mathlab, результаты представлены в виде графиков в пояснительной записке. Также в работе было рассчитано электроснабжение данной установки.

Основной эффект от предложенной модернизации заключается в том, что сокращается общее время простоя оборудования в ремонте, так как увеличивается межремонтный период установки. За счет этого увеличивается объем добычи нефти. Также постановка преобразователя частоты позволяет сократить потребление электроэнергии, не снижая при этом производительности насоса.

Дипломный проект содержит пояснительную записку  из 119 страниц, 14 таблиц, схемы, графики, список использованной  литературы, а также 7 плакатов на листах формата А1.

 

 

THE SUMMARY

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее  время в нефтяной отрасли промышленности для добычи нефти широко применяются погружные электроцентробежные насосы ЭЦН. С помощью этих насосов производится 60% всей механизированной добычи нефти в России.

Использование погружных центробежных насосов  требует постоянного совершенствования  насосного оборудования и технологии добычи нефти, поиска новых способов и средств повышения эффективности их применения.

Одним из показателей  эффективности применения этих насосов  является надежность, которая определяется межремонтным периодом оборудования. Однако, необходимо повышать не только конструктивную надежность оборудования, но и надежность системы УЭЦН - скважина. Поскольку любой отказ погружного оборудования вызывает необходимость проведения подземного ремонта скважины, то необходимо работать над сокращением суммарного количества отказов оборудования.

Процедура подземного ремонта включает в себя глушение продуктивного пласта технологической  жидкостью, подъем колонны насосно-компрессорных  труб (НКТ) для извлечения отказавшего  оборудования, спуск его в скважину на НКТ до необходимой отметки, запуск установки, освоение скважины, в процессе которого заполняющая скважину технологическая жидкость заменяется пластовой жидкостью, т установка выходит на режим продуктивной откачки.

Продолжительность подземного ремонта и освоения могут достигать нескольких суток, затраты нередко сопоставимы со стоимостью электронасосного оборудования, а потери нефти в денежном выражении кратно его превосходят. Поэтому основной задачей в области надежности применительно к УЭЦН является повышение безотказности системы насос – скважина.

Одним из перспективных  направлений повышения эффективности  работы ЭЦН является изменение скорости вращения вала насоса, обеспечиваемое насосными агрегатами с частотно-управляемым  электроприводом.

Настоящий дипломный проект посвящён разработке автоматизированного электропривода УЭЦН на основе частотно - регулируемого асинхронного погружного электродвигателя.

 

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА РАБОТ

В административном отношении Ем-Ёговская площадь расположена на территории Октябрьского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Красноленинское нефтегазоконденсатное месторождение приурочено к одноименному своду, представляющему собой слабо вытянутую структуру размером 165 х 115 км

Глубокое поисково - разведочное бурение на Красноленинском своде начато в 1959 г. Первая промышленная нефть Красноленинского месторождения выявлена в 1962 г на Каменной площади.

В состав Красноленинского месторождения  входят 22 площади. В настоящее время в разработке находятся три площади: Талинская, Ем - Еговская и Каменная, на которых сосредоточены 93% запасов нефти месторождения. Талинская площадь по запасам нефти является основной.

Поверхность рельефа Красноленинского месторождения нефти представляет собой холмисто - увалистую равнину с глубоким долинно-балочным эрозионным расчленением.

Гидрографическая сеть представлена мелкими речками и ручьями, являющимися притоками р. Хугот, Ем - Ега, Енадырь. Большие по протяженности болота в районе работ являются препятствием для транспорта. Почвы в районе подзолисто-аллювиально-глеевые. Исходным материалом для них служит средние и легкие суглинки и пылеватые лесовидные супеси озерно-аллювиального и субаэрального происхождения. Районы работ принадлежат к лесной зоне и растительность представлена сосновым и елово-кедровым лесом.

Климат района континентальный  с продолжительной суровой зимой  и коротким прохладным летом. Среднегодовая  температура - 18 С.Средняя температура  самого холодного месяца-января составляет - 25 °С (до -52 °С ).

Ем-Ёговская площадь входит в состав Красноленинского месторождения, расположена  на левом берегу р.Обь. Схема расположения нефтеносных площадей на в  районе работ.

Рис. 1.1.1 Схема расположения месторождений в районе работ:

1 - Ольховское, 2 - Большое, 3 - Центральное, 4 - Рогожниковское, 5 - Назымское,      б -Тункорское, 7 - Апрельское, 8 - Портасинское, 9 - Северное Камынское,              10 –Среднее Назымское, 11 - Каремпостское, 12 - Сосново-Мысское, 13 - Лебяжье,       14 - Ем-Еговское, 15 - Палья-новское, 16 - Каменное, 17 - Северное Селияровское,   18 - Гальяновское,   19 - Сыньеганское, 20 - Елизаровское, 21 - Селияровское,                 22 - Ханты-Мансийское

1.2 ТРАНСПОРТ И ИНФРАСТРУКТУРА

Ближайшими населенными пунктами к месторождению являются г. Нягань и п. Талинка с общей численностью около 60 000 человек и связанными между собой автомобильной дорогой с асфальто-бетонным покрытием. В г. Нягань базируются административно-управленческие аппараты и производственные базы ОАО «ТНК-Нягань», ОАО «Красноленинскнефтегазгеология» и других производственных предприятий нефтегазового, энергетического и лесопромышленного комплекса Связь г. Нягань с другими населенными пунктами осуществляется по железной дороге Свердловск-Приобье и воздушным транспортом. Непосредственно на площади месторождения проложена сеть дорог с твердым и гравийным покрытием.

Территория месторождения характеризуется  в пределах Ем-Еговской и Таганской  площадей развитой инфраструктурой, включающей в себя все элементы обустройства промыслов (водоводы, нефте- и газопроводы, ДНС, КНС, внутрипромысловые автодороги, линии электропередач, подстанции и т.д ). Красноленинское месторождение связано трубопроводом с НПС «Шаим», где нефть поступает в магистральный нефтепровод, доставляющий ее в крупные нефтеперерабатывающие центры.

1.3 ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ЗАЛЕЖЕЙ

КРАТКАЯ ЛИТОЛОГО-СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЗРЕЗА

В геологическом строении Ем-Еговской и Пальяновской площади участвуют различные комплексы пород от докембрийских до современных включительно. Сводный геолого-стратиграфический разрез представлен на рис. 1.3.1.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис 1.3.1 Сводный геолого-стратический разрез Красноленинского месторождениия

Докембрийские образования, слагающие нижний структурный этаж биотитовыми, хлористо-серицитовыми, глинисто-серицитовыми, кварцево-графитовыми сланцами и амфиболитами.

Палеозойские образования (второй структурный этаж) представлены менее метаморфизированные или неметаморфизированные породами: сланцы, кварцитовые песчаники, туфопесчаники, базальты.

Юрская система представлена тремя отделами. Отложения нижней и частично средней юры представлены континентальными, средней - переходными от континентальных к морским, а верхней - пребрежно-морскими и морскими осадками.

Нижние и среднеюрские отложения объединяются в тюменскую  свиту. Мощность свиты колеблется от 30 до 260 м. Цитологически представлена чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов с линзами углей, углистых аргиллитов. Основные продуктивные пласты выделены в один эксплуатационный объект ЮК_2-9.

Верхнеюрские отложения  включают абалакскую (объект ЮК₁ и баженовскую (объект ЮКо) свиту. Абалакская свита литологически представлена аргиллитами с прослоями песчаников и алевролитов.

Толщина свиты 0-37 м. Баженовская свита представлена битуминозными аргиллитами.

1.4 ТЕКТОНИКА

Ем-Еговское поднятие, расположенное  в центральной части Ем-Еговской площади по изогипсе —2280 м, имеет размеры 35 20 км и амплитуду 120 м. Поднятие вытянуто в северо-западном направлении и осложнено шестью куполами, расположенными в районе скважин №№ 93, 530, 553, 1, 7. Купол в районе скважины № 93 имеет по замыкающей изогипсе -2240 м размеры 7 4 км, а амплитуду 40 м. Купол в районе скважин № 1 и 531 занимает наиболее высокое гипсометрическое положение. Его размеры по замыкающей изогипсе -2220 м 9 6,5 км, амплитуда 60 км. Этот купол по изогипсе -2240 объединяется с двумя небольшими поднятиями в районе скважин №№ 6 и 7. Все вышеперечисленные купола объединяются в одно поднятие.

Коллекторы представлены типично  полимиктовыми разнозернистыми  песчаниками и алевролитами с  содержанием кварца 30 - 59%, полевых  шпатов 10 -34 %, обломков пород 20 - 54 %, слюды 1,0 - 3,7 %.

Глинистый цемент имеет в своем составе каолинит от 15 до 95 %, содержание которого увеличивается от КЖ_2-3  к ЮК₉, хлорит 10-55% и гидрослюду 15 - 60 %, содержание которых увеличивается вверх по разрезу, ССО от 5 до 30 % и до 5 % монтмориллонита, содержание которого по разрезу достаточно стабильно. Коллектор, как правило, перового типа, осложненный присутствием битума, углистости, отмечается также наличие трещиноватости, зеркал скольжения.

Пласты-коллекторы крайне не выдержаны  как в разрезе, так и по простиранию.

Коллекторы пластов ЮК_2-9 преимущественно перового типа, низкопроницаемые, по классификации А.А. Ханина относятся к коллекторам V и VI классов.

Для большинства залежей нефти отсутствует уверенно установленный водо-нефтяной контакт. Изученность залежей нефти в процессе проведения геологоразведочных работ недостаточна.

1.5 НЕФТЕНОСНОСТЬ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ АБАЛАКСКОЙ СВИТЫ  БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ

Залежь нефти абалакской свиты  приурочена к пласту ЮК₁ залегающему на глубине-2200-2400 м. Общая толщина абалакской свиты меняется в пределах от 18м (скв. 1274) в сводах локальных поднятий до 39 м (скв. 121р) в прогибах.

Основными путями фильтрации в коллекторах  абалакской свиты, являются трещины, которые  обеспечивают подток нефти к стволу скважины и определяют ее продуктивность. Основной же объем извлекаемой нефти сосредоточен в кавернах и полостях выщелачивания, связанных с трещинами. Возможна также подпитка нефти за счет микро- и макротрещин из редких прослоев и линз межзерновых коллекторов.

Залежь нефти в пласте ЮК₀ баженовской свиты выявлена в районе разведочной скв. 12р, при испытании которой из отложений баженовской свиты получен приток нефти дебитом 36 м³/сут на штуцере 8 мм.

Размеры залежи в пласте ЮК_о составляют 17.5 13 км. Контуры залежи установлены ориентировочно и требуют уточнения. Эффективная нефтенасыщенная толщина по пласту ЮК_о, принятая при оперативном подсчете запасов, составляет 6,5 м. ВНК в залежи не установлен.

Для пластов-коллекторов ЮК₀ и ЮК₁ характерны следующие основные особенности геологического строения, которые существенным образом могут сказаться на разработке залежей и должны быть учтены при подготовке проектных документов:

1. Прослои коллекторов имеют малые эффективные толщины, часто не 
превышающие 0,8 - 1,0 м.

2. В    разрезе    баженовской    и    абалакской    свит    преимущественное 
распространение имеют коллекторы, эффективная емкость которых представлена 
вторичными пустотами: трещинами, кавернами и полостями выщелачивания по 
трещинам.

Коллекторы с поровой емкостью имеют подчиненное значение и связаны с редкими прослоями песчано-алевритовых (межзерновые поры) и органогенных карбонатных (межформенные пустоты) пород.

3. Породы-коллекторы характеризуются невысокими значениями пористости 
(0,8 - 17,5 %), причем образованиям баженовской свиты соответствуют значения 
открытой пористости 0,8 - 4,3 %.

4. Величина пористости в значительной мере зависит от вещественного 
состава:

- минимальной пористостью (1-3 %) обладают карбонатные 
породы массивной текстуры;

- наибольшей пористостью (более 10%) представлены породы с 
глинистостью до 30 - 50%, карбонатностью до 30% и 
содержащие в своем составе кварц и полевые шпаты.

5. В абалакской свите значительную роль имеют коллекторы, эффективная емкость которых представлена вторичными пустотами (каверно-трещинный тип коллекторов).

Объект ВК разрабатывается на основании  технологической схемы разработки Ем-Еговской и Каменной площадей Красноленинского месторождения, утвержденной ЦКР.

Утвержденный вариант разработки по объекту ВК предусматривает:

- системы разработки - шахматная трехрядная, кольцевая, блочно-замкнутая,;

- плотность сетки -10 га/скв.;

-общий проектный фонд - 7107 скважин, в т.ч. добывающих - 4979, 
нагнетательных - 2126. Оставшийся уточненный независимый проектный фонд 
скважин для бурения на 01.01.2002 года составляет по площади 470 (13,2%).

Схема расположения проектного фонда  скважин на первоочередных участках опытно-промышленной эксплуатации объекта  ВК_1-3 Ем-Еговской площади представлена на рис.1.5.1

Рис.1.5.1. Схема расположения проектного фонда скважин объекта ВК_1-3 Ем-Еговской площади

На рассматриваемом в дипломе участке Ем-Еговской площади применяется шахматная трехрядная система разработки, рис.1.5.2.

 

 

 

 

 

 

Рис. 1.5.2 Шахматная трехрядная система разработки месторождения

Где ○- добывающая скважина;

Δ- нагнетательная скважина.

Проектные уровни добычи:

нефти -3,931 млн.т (2003 г.),

жидкости — 29,765 млн.т,

закачка воды - 42,929 млн.м3,

конечный коэффициент извлечения нефти - 0,142.

1.6 ОБОСНОВАНИЕ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ ОБЪЕКТА ВК ЕМ-ЕГОВСКОЙ ПЛОЩАДИ КРАСНОЛЕНИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Основные проблемы в разработке объекта викуловской свиты обусловлены  горно-геологическими условиями залегания  пластов:

- высокая расчлененность объекта  (в каждом пласте выделяется  до пяти и 
выше нефтенасыщенных пропластков с различной проницаемостью разделенными 
прослоями глин), обуславливает разноскоростную выработку запасов нефти из 
продуктивных интервалов разреза, что предъявляет повышенные требования к 
технологии строительства скважины и методам вскрытия пластов, заведомо снижает 
эффективность использования горизонтальных скважин для выработки запасов 
нефти в краевых зонах;

- невыдержанная, тонкая глинистая перемычка между верхним пластом ВК₁ 
и   нижним   ВК _2-3,   делает   невозможным   организацию   дифференцированного 
воздействия   и   не   обеспечивает   надежную   изоляцию   пластов   в   процессе 
эксплуатации скважин;

- присутствие рыхлосвязанной воды в свободном состоянии обуславливает 
неблагоприятный режим фильтрации нефти в пласте, изначально характеризуя 
продукцию скважин повышенным водосодержанием;

- обширные водонефтяные зоны - существенно снижают эффективность 
систем заводнения и методов интенсификации нефтедобычи.

1.7 ВЫДЕЛЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ В ОТЛОЖЕНИЯХ ВИКУЛОВСКОЙ СВИТЫ

Прибрежно-морские отложения продуктивных пластов ВК₁ и ВК_2-3 приурочены к кровельной части викуловской свиты и имеют площадное распространение.

Разбуривание пластов ВК₁ и ВК_2-3, материалы геофизических, гидродинамических и промысловых исследований подтвердили правомерность выделения залежей нефти викуловской свиты в единый объект разработки.

Пласт ВКг. Коллекторы пласта ВК₁ в пределах Ем-Еговского+Пальяновского лицензионного участка распространены повсеместно и представлены средне-мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.

Общая толщина пласта изменяется от 12,6 до 24 м, эффективные толщины варьируют  в интервале от 3,6 до 22,2 м, среднее значение эффективной толщины в пределах внешнего контура нефтеносности составило 12,3 м. Расчлененность пласта довольно неравномерная, количество пропластков составляет от 2 до 15. Преобладающая толщина проницаемых прослоев 1,0 - 1,6 м. Проницаемые прослои более 3 м зачастую сложены переслаиванием коллекторов, различающихся по своим фильтрационно-емкостным свойствам.

Толщина прослоев и линз неколлектора несколько меньше и в среднем  составляет 1 м, однако на долю пропластков  неколлектора с толщиной не более одно метра приходится 68,5 % (рис. 1.6.1).

Продуктивный пласт ВК₁ по морфологическому строению относится к (по данным ГИС) в пределах Ем-Еговского+Пальяновского лицензионного участка

типу линзовидно-слоистых, выдержанных  по общей толщине.

 

 

Рис. 1.6.1 Распределение толщин прослоев неколлектора в пласте ВК₁

Однако присутствующие в разрезе  пласта преимущественно маломощные пропластки неколлектора не могут служить  существенными экранами для фильтрации жидкости. Тип коллектора поровый. По фильтрационным способностям продуктивные отложения пласта ВК₁ характеризуются как низкопроницаемые. На долю пропластков коллектора с проницаемостью менее 10 10^-3 мкм² приходится 14,5 %, с проницаемостью от 10 до 50 10^-3 мкм² - 54,6 % от общего объема пласта. Коллекторы с улучшенными фильтрационными свойствами приурочены к средней части пласта (пачка «b»). Проницаемость отложений этой пачки по данным ГИС составляет в среднем 79,7 10 ^-3 мкм².

Нефть пласта ВК₁ Ем-Еговской площади малосернистая, малосмолистая, парафинистая, средней плотности, вязкая.

1.8 ХАРАКТЕРНЫЕ ОСОБЕННОСТИ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ И ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ИХ АВТОМАТИЗАЦИИ

Предприятие ОАО «ТНК Нягань» представляет собой сложный комплекс технологических объектов, осуществляющих добычу, транспортировку, первичную подготовку, хранение и внешнюю перекачку нефти и газа, а также выполняющих технологические процессы поддержания пластовых давлений.

Отличительными особенностями  нефтедобывающего предприятия являются:

- большая рассредоточенность объектов на площадях, достигающих тысяч и десятков тысяч гектаров; расстояния между скважинами измеряются сотнями метров;

- непрерывность технологических процессов;

- однотипность технологических процессов на объектах (скважины, групповые установки, сепараторы и т. п.);

- связь всех технологических объектов через единый пласт, на который проведены все эксплуатационные и нагнетательные скважины, через поток продукции (нефть, газ) и через энергетические потоки (пар, газ, вода);

- низкая информационность о процессах, протекающих в пласте и скважине (практически единственным источником информации является измерение дебитов жидкостей и давлений в скважинах);

- большая инерционность протекающих в пласте процессов, приводящих к тому, что результаты того или иного управляющего воздействия на пласт можно будет оценить только через несколько лет, а иногда только к концу разработки месторождения, т. е. через десятки лет;

-непостоянство объема добычи нефти на месторождении, характеризующееся подъемом добычи в начальный период эксплуатации, стабилизацией на некотором уровне в промеж точный период и снижением добычи после этого периода, из-за этого в начальный период эксплуатации месторождения, когда наряду с разбуриванием площади вводятся многодебитные скважины, строительство объектов транспортировки и подготовки нефти не обеспечивает ведения нормального технологического процесса; при наступлении третьего периода эксплуатации месторождения мощность капитальных технологических объектов оказывается излишней;

- уникальность строения и параметров месторождений и невозможность повторения разработки в идентичных условиях, ограничивающих значение проводимых промысловых экспериментов; практически единственная возможность оценить достоинства и недостатки той или иной технологии разработки — это математическое моделирование тем более, что проведение промысловых экспериментов связано с огромными затратами ресурсов и времени.

 Рассредоточенность  технологических объектов на больших площадях привела к необходимости и экономической целесообразности разработки и внедрения телемеханических систем и организационных структур дистанционного контроля и управления технологическими объектами и процессами.

Анализ особенностей и существующего положения в области автоматизации нефтедобывающих предприятий позволил выработать основные принципы, которые были сформулированы в виде Основных положений по обустройству и автоматизации нефтедобывающих предприятий:

- унификации схем промыслового сбора нефти, нефтяного газа и воды;

- рационального размещения технологического оборудования на территории нефтедобывающего предприятия;

-создания новых видов нефтепромыслового оборудования, высокопроизводительного, надежного, органически включающего в себя средства автоматики; определения рациональных объемов автоматизации и телемеханизации объектов добычи, транспортировки и подготовки нефти, попутного газа и воды;

- разработки и внедрения новой организационной структуры автоматизированных нефтедобывающих предприятий.

Типовая схема предусматривает  минимальное количество технологического оборудования и максимальную его концентрацию в местах обслуживания. Предусматривается единый для всего предприятия пункт сбора и подготовки нефти, на котором осуществляются сепарация всех ступеней, подготовка и внешняя перекачка товарной продукции нефти, газа и воды Число скважин, объединяемых в едином центральном пункте подготовки нефти, выбирается исходя из максимально допустимых давлений на устье скважин.