RU2248031C2 - Система управления процессом компаундирования нефтей по нескольким параметрам качества - Google Patents

Abstract

Система относится к средствам автоматизации процессов транспортирования нефти по различным трубопроводам с разными параметрами качества нефти с заданными параметрами качества. В заявленной системе может содержаться, по крайней мере, два нефтепровода, предназначенных для транспортирования потоков нефти, и нефтепровод, предназначенный для смешанного потока нефти. Система содержит заслонки, установленные в нефтепроводах и предназначенные для регулирования соответствующими потоками нефти, измерители плотности, расхода, содержания серы или хлористых солей и воды, связанные с соответствующими вычислителями параметров, определяющих соотношение этих параметров в каждом потоке по отношению к смешанному потоку. Также в систему входит микропроцессор, предназначенный для сравнения измеренных и вычисленных параметров с заданными и формирования сигналов регулирования положения заслонок в соответствующих потоках по результатам сравнения. Технический результат: обеспечение регулирования процесса компаундирования нефтей по нескольким параметрам качества, в том числе по содержанию серы, по плотности нефти, по содержанию хлористых солей, воды, а также по расходу продуктов. 1 ил.

Description

Заявленная система относится к средствам автоматизации процессов транспортирования нефти по различным трубопроводам с разными качествами параметров нефти и объединения потоков нефти с контролированием в смеси нефти показателей ее качества.

Предшествующий уровень техники

Наиболее близкой к заявленной системе является автоматизированная система управления процессом компаундирования нефти, состоящая из блока измерения параметров потока высокосернистой нефти, измерителей расхода, блока управления, блока измерения показателей качества потока нефти (RU 2 158437 C1, G 05 D 11/02, 27.10.2000).

В известной системе обеспечивается поддержание заданных показателей качества компаундированной нефти с обеспечением контроля давления в нефтепроводе с высокосернистой нефтью, поступающей в общую магистраль.

Однако известные системы не обеспечивают контроль и ведение регулирования компаундирования по нескольким параметрам качества.

Техническим результатом заявленной системы является регулирование процесса компаундирования нефтей по одному или нескольким параметрам качества: по содержанию серы, и/или по плотности нефти, и/или по содержанию хлористых солей, и/или по содержанию воды.

Технический результат достигается тем, что в системе управления процессом компаундирования нефти, содержащей, по крайней мере, два нефтепровода, предназначенных для транспортирования потоков нефти, и нефтепровод, предназначенный для смешанного потока нефти, установленные в соответствующих нефтепроводах заслонки и предназначенные для регулирования соответствующих потоков нефти, а также измерители расхода нефти, измерители плотности нефти, и/или измерители содержания серы в нефти, и/или измерители содержания хлористых солей в нефти, и/или измерители содержания воды в нефти, предназначенные для измерения указанных параметров нефти в соответствующих потоках нефти, также содержатся измеритель расхода нефти, а также измеритель плотности нефти, и/или измеритель содержания серы в нефти, и/или измеритель содержания хлористых солей в нефти, и/или измеритель содержания воды в нефти, предназначенные для измерения указанных параметров нефти в смешанном потоке, вычислитель коэффициентов соотношения величины расхода нефти в каждом потоке к величине расхода нефти в смешанном потоке, а также вычислитель коэффициентов соотношения величины плотности нефти в каждом потоке к величине плотности нефти в смешанном потоке и/или вычислитель соотношения величины содержания серы в нефти в каждом потоке к величине содержания серы в нефти в смешанном потоке, и/или вычислитель коэффициентов соотношения величины содержания хлористых солей в нефти в каждом потоке к величине содержания хлористых солей в нефти в смешанном потоке, и/или вычислитель коэффициентов соотношения величины содержания воды в нефти в каждом потоке к величине содержания воды в нефти в смешанном потоке, входы каждого из указанных вычислителей связаны с выходами соответствующих измерителей, а выходы соединены с соответствующими входами микропроцессора, предназначенного для сравнения измеренных и вычисленных параметров с заданными и формирования сигналов регулирования положения заслонок в соответствующих потоках по результатам сравнения.

На фиг.1 приведена функциональная схема заявленной системы. Система содержит нефтепроводы 4₁-4₃, емкость 5 для смешения, предназначенную для смешивания нефти и передачи смешанного потока в нефтепровод 10, установленные в нефтепроводах 4₁-4₃ измерители 6₁-6₃ расхода нефти. В зависимости от того, по какому параметру осуществляется регулирование процесса компаундирования, в нефтепроводах 4₁-4₃ могут быть установлены либо измерители 7₁-7₃ плотности, либо измерители 8₁-8₃ содержания серы, либо измерители 9₁-9₃ содержания хлористых солей, либо измерители 11₁-11₃ содержания воды. Если регулирование осуществляется по каким-либо двум из указанных параметров, в нефтепроводах 4₁-4₃ устанавливают измерители этих параметров, например измерители 7₁-7₃ плотности и измерители 8₁-8₃ содержания серы, либо измерители 7₁-7₃ плотности и измерители 9₁-9₃ содержания хлористых солей, либо измерители 7₁-7₃ плотности и измерители 11₁-11₃ содержания воды, либо измерители 8₁-8₃ содержания серы и измерители 9₁-9₃ содержания хлористых солей, либо измерители 8₁-8₃ серы и измерители 11₁-11₃ содержания воды, либо измерители 9₁-9₃ содержания хлористых солей и измерители 11₁-11₃ содержания воды.

Если регулирование осуществляется по каким-либо трем из указанных параметров, система содержит измерители этих параметров в любых сочетаниях из указанных четырех видов измерений, например: измерители 7₁-7₃, 8₁-8₃ и 9₁-9₃, или измерители 7₁-7₃, 8₁-8₃ и 11₁-11₃, или измерители 8₁-8₃, 9₁-9₃ и 11₁-11₃. Если же регулирование осуществляется по всем четырем указанным параметрам, система содержит все указанные измерители. На нефтепроводах 4₁-4₃ установлены также заслонки 19₁-19₃. На нефтепроводе 10 установлен насосный агрегат 12 с системой автоматического регулирования (CAP) 13. В трубопроводе 10 смешанного потока нефти установлены также измеритель 6 расхода нефти смешанного потока нефти, а также измеритель или измерители тех параметров и в тех же сочетаниях, что и измерители в нефтепроводах 4₁-4₃: измеритель 7 содержания плотности в смешанном потоке и/или измеритель 8 содержания серы в смешанном потоке, и/или измеритель 9 содержания хлористых солей в смешанном потоке, и/или измеритель 11 содержания воды в смешанном потоке. С соответствующими измерителями 6₁-6₃ и 6 связан вычислитель 14 коэффициентов соотношения расхода KQ₁, KQ₂, KQ₃ в каждом потоке по отношению к величине расхода нефти в смешанном потоке нефтепровода 10, с соответствующими измерителями 7₁-7₃ и 7 связан вычислитель 15 коэффициентов соотношения величины плотности Kp₁, Кр₂, Кр₃ в каждом потоке по отношению к величине плотности нефти в смешанном потоке нефтепровода 10, с соответствующими измерителями 8₁-8₃ и 8 связан вычислитель 16 коэффициентов соотношения содержания серы в каждом из потоков к величине содержания серы в смешанном потоке, с соответствующими измерителями 9₁-9₃ и 9 связан вычислитель 17 коэффициентов соотношения хлористых солей в каждом из потоков к величине содержания хлористый солей в смешанном потоке, и с соответствующими измерителями 11₁-11₃ и 11 связан вычислитель 18 коэффициентов соотношения содержания воды в каждом из потоков к величине содержания воды в смешанном потоке. Очевидно, что система содержит либо один любой из указанных вычислителей, либо любые два из них, либо любые три из них, либо все четыре, в зависимости от того, какие измерители содержит система. Каждый из указанных вычислителей связан с соответствующими входами микропроцессора 20 (с шиной данных микропроцессора), предназначенного для сравнения вышеуказанных измеренных и вычисленных параметров с заданными и между собой по алгоритмам, приведенным ниже, и формирования сигналов регулирования положения заслонок, связанных с выходами микропроцессора по результатам сравнения.

Система работает следующим образом.

Пусть необходимо осуществить смешение потоков нефти различного качества, поступающих по нескольким нефтепроводам 4, отличающихся по параметрам плотности (Р), и/или содержанию хлористых солей (С1), и/или содержанию серы (S), и/или воды (В).

Обозначим номера потоков 1, 2 и 3 нефти, поступающей соответственно по первому, второму и третьему нефтепроводам 4₁-4₃. Индексы в приведенных ниже уравнениях предназначены для указания принадлежности номеру потока или смешанному потоку, Q - показатель расхода.

Пусть требуется осуществление контроля и ведение регулирования компаундирования по одному или нескольким параметрам качества, например по содержанию серы, и/или по плотности, и/или по содержанию хлористых солей, и/или содержанию воды.

При смешивании потоков нефти из разных нефтепроводов в нефтепроводе 10 параметры качества подчиняются закону аддитивности

где Р_см - плотность, а Q_см - расход смешанной нефти в нефтепроводе 10. Поделив правую и левую части уравнения на Q_см, имеем

При этом очевидно, что Q₁+Q₂+Q₃=Q_см, а коэффициенты K_Q1, К_Q2, К_Q3 - соотношение расходов по нефтепроводам потоков 1, 2, 3 к общему расходу Q_cm в смешанном потоке нефтепровода 10, полученные в результате деления величин Q₁, Q₂, Q₃ на величину Q_см соответственно.

Аналогично можно получить уравнение по содержанию серы

при этом, поделив правую и левую части на Q_см, получаем

Таким образом, в формулах участвует соотношение расходов K_Q1, K_Q2, К_Q3, в общем случае K_Qi, где i=1÷ n (число нефтепроводов или число смешиваемых потоков).

Исходя из соотношения вышеуказанных показателей K_Q для автоматического регулирования, задают эти соотношения расходов, например, исходя из плановых объемов, в зависимости от содержания серы или плотности нефти и т.п. Т.о., измеряя расход Q в каждом потоке и в потоке смеси нефтепровода 10 с измерителей 6 и определяя в вычислителе 14 K_Q как отношение расхода Q_i/Q_см, получают K_Q для каждого потока. Кроме того, в вычислителе 14 осуществляют суммирование величин Q₁+Q₂+Q₃ для получения величины Q_см, полученные величины пересылают в соответствующий элемент памяти 19 для использования при работе микропроцессора 20.

Поддержание заданных параметров при компаундировании потоков нефти для случая регулирования по показателю плотности осуществляют следующим образом.

Устанавливают в каждом нефтепроводе 4₁-4₃ каждого потока измерители 7 плотности. При этом для регулирования по плотности уравнение (2) запишем в виде:

где K_P1, K_P2, К_P3 - соотношение плотностей в нефтепроводах 4₁-4₃ к плотности смеси в нефтепроводе 10, полученное как отношение P₁/Р_см, Р₂/Р_см, Р₃/Р_см.

Осуществляют определение этих коэффициентов в вычислителе 15 и запоминают полученные величины в элементе памяти 19₂.

Микропроцессор 20 сравнивает величины K_Q1, К_Q2, К_Q3 с заданными. Пусть микропроцессор 20 определил, что соотношение расходов не изменилось, т.е. K_Q1, K_Q2 и К_Q3 находятся в диапазоне заданных значений. Однако он выявил изменение соотношения плотностей от заданных значений К_P1зад, К_P2зад, К_P3зад, полученных в вычислителе 15. Микропроцессор осуществляет сравнение полученных К_P из вычислителя 15 и Р из измерителей 7 с заданными значениями. При этом пусть выявлено, что Р_см>Р_зад, тогда и выявляется, что К_Pi>К_Pi-зад и микропроцессор 20 формирует сигнал регулирования данного потока путем прикрытия заслонки системы автоматического регулирования 13_i(задвижки), т.е. изменяя соотношение расхода до тех пор, пока Р_см=P_зад.

Указанное соотношение расходов запоминается в элементе памяти 21.

Рассмотрим вариант, когда предыдущее соотношение расходов не изменилось, т.е. микропроцессор 20 определил, что указанное соотношение расходов находится в пределах заданных значений, однако он выявил, что Р_см<Р_зад и что К_Pi<К_Pi-зад, тогда микропроцессор 20 формирует сигнал на регулирование по данному потоку путем приоткрывания заслонки 13_i CAP, т.е. изменяя соотношение расходов.

Пусть микропроцессор 20 выявил, что соотношение плотностей К_P1К_P1.зад; К_P2≤ К_P2-зад; К_P3≤ К_P3-зад, а Р_см>Р_зад. Определяют соотношение расходов в вычислителе 14 и микропроцессор 20 контролирует соотношение расхода, при выявлении К_Qi>К_Qi-зад микропроцессор 20 формирует сигнал регулирования на прикрытие соответствующей заслонки 19_i на потоке i (i=1, 2, 3), т.е., уменьшая соотношение расходов. Наоборот, если выявляется К_Q1<К_Qi.зад и имеется запас качества Р_см<Р_см-зад, то микропроцессор формирует сигнал на приоткрывание заслонки 19_i и регулирование проводится до тех пор, пока Р_см≈ Р_см-зад.

Рассмотрим процесс компаундирования при регулировании по параметру серы.

Пусть на всех потоках (нефтепроводы 4₁-4₃) установлены измерители 8₁-8₃ содержания серы. Регулирование осуществляют аналогично регулированию по параметру плотности. При этом применяют формулу (4)

или, поделив все части уравнения на S_см, получим:

K_S1K_Q1+K_S2K_Q2+К_S3К_Q3=1.

Таким образом, установив в каждом из потоков нефти (нефтепроводы 4_]-4₃ и нефтепровод 10) измерители 8, 8₁-8₃ содержания серы, соединив измерители 8₁-8₃ и 8 с вычислителем 16, получают соотношения содержания серы в каждом потоке по отношению к смешанному потоку, т.е. K_S1=S₁/S_см, K_S2=S₂/S_см и К_S3=S₃/S_см. Выходы вычислителя 16 связаны с блоком 20 сравнения (микропроцессором) для осуществления регулирования по содержанию серы аналогично как и по плотности или по расходу.

Однако измерители 8, 8₁-8₃ содержания серы - дорогостоящее оборудование, поэтому желательно ограничить их количество. Например, для удешевления регулирования по показателю серы можно устанавливать один измеритель на общем потоке (т.е. на потоке смеси нефти). Затем выявить известным способом потоки сернистой и высокосернистой нефти и установить измерители 8 на потоках высокосернистой нефти, например, в потоках 2 и 3. Можно соединить потоки высокосернистой нефти для того, чтобы упростить систему регулирования (см. фиг.2), используя один измеритель 8.

Система для случая регулирования содержания серы (фиг.1) работает следующим образом. Определяют содержание серы в потоках для данного момента времени и по формуле (4) в вычислителе 14 вычисляется соотношение расходов K_Q1, K_Q2, К_Q3, при которых S_cм<S_зaд. Эти соотношения расходов запоминаются в ячейке памяти микропроцессора.

Предположим, что микропроцессор 20 выявил, что S_см>S_зад, тогда он формирует сигнал на прикрывание заслонки 19_i в потоке высокосернистой нефти в нефтепроводе, например в нефтепроводе 1, в котором нарушилось соотношение расхода, т.е. в котором микропроцессор 20 установил, что K_Qi>К_Qзад.

Если микропроцессор 20 сравнения выявил, что S_см<S_зад, то он осуществляет аналогичный алгоритм регулирования для нефтепровода, в котором K_Qi>K_Qзад, только заслонка 19 в соответствующем потоке приоткрывается до тех пор, пока микропроцессор 20 не определит, что S_см≈ S_зад.

Рассмотрим случай, когда соотношение расходов, определяемое микропроцессором 20, не изменилось, однако он выявил, что S_см>S_зад. Следовательно, в одном из потоков увеличилось содержание серы.

После выявления номера потока, в котором увеличилось содержание серы, микропроцессор формирует сигнал на приоткрывание заслонки 19_i на одном из потоков с высокосернистой нефтью.

В случае, если микропроцессор 20 выявил, что соотношение расходов не изменилось, но обнаружено, что S_см<S_зад, т.е. на одном из потоков уменьшилось содержание серы, микропроцессор 20 определяет поток, в котором уменьшилось содержание серы по сравнению с заданной величиной, и формирует сигнал на приоткрывание заслонки 19_i и устанавливается новое (другое) соотношение расходов.

Рассмотрим регулирование или ограничение потока по содержанию хлористых солей.

В случае установки в соответствующих потоках измерителей 9₁-9₃ и 9 содержания хлористых солей процесс регулирования аналогичен процессу регулирования по плотности, описанному выше.

При этом используем следующее соотношение

Вычислитель 17 определяет соотношение содержания хлористых солей в потоках по отношению к смешанному потоку, полученных от измерителей 9₁-9₃ и 9 и соотношения расходов в потоках по отношению к смешанному потоку, полученных в измерителях 6₁-6₃ и 6. Если микропроцессор 20 при поступлении этих величин выявит, что имеет место отклонение какой-либо величины по отношению к заданной, микропроцессор 20 формирует сигнал на изменение соотношения расхода на той точке, где выявлено отклонение параметра содержания хлористых солей от заданного значения, либо если имеется запас качества по этому параметру в смешанном потоке, то соотношение расходов увеличивается на соответствующем нефтепроводе (на тех потоках, где заслонки находились в прикрытом положении), т.е. заслонки 19 приоткрывают (под запасом качества по данному параметру (компоненту) понимают определенное значение содержания компонента в смеси, которое меньше, чем заданная величина).

Регулирование или ограничение потока по содержанию воды осуществляют путем установки влагомеров (измерители 11₁-11₃ в потоках 1-3 и измерителя 11 в смешанном потоке), процесс регулирования аналогичен процессу регулирования по плотности.

При этом используют следующее соотношение:

при этом приводят это уравнение к виду

где К_B1=В₁/В_см, К_B2=B₂/В_см, К_B3=B₃/В_см.

Определяют с помощью вычислителя 18 указанные коэффициенты. Данные по результатам вычисления поступают в микропроцессор 20, который осуществляет сравнение поступивших от всех вычислителей величины с заданными, и при соответствующем изменении осуществляет процесс регулирования положением заслонки 19_i в соответствующем потоке по алгоритму регулирования, аналогичному алгоритму регулирования.

В случае одновременного регулирования и контроля любых двух или любых трех, или вышеперечисленных параметров качества на смешанном потоке система управления процессом компаундирования выбирает и устанавливает такое соотношение расходов в нефтепроводах по отношению к общему потоку смеси нефтей, при которых величина каждого контролируемого параметра качества в смешанном потоке не будет превышать заданного значения.

Регулирование содержания параметров качества в смешанном потоке (содержания серы, плотности, хлористых солей, воды и других) в любом случае осуществляется изменением соотношения расходов. Поэтому соотношение расходов жестко не должно задаваться, а необходимо запомнить предыдущее соотношение расходов при установившемся режиме, когда параметры качества, подлежащие регулированию на смешанном потоке, находились в пределах заданных значений. Запомнить предыдущее соотношение расходов необходимо для того, чтобы определить в последующее время причину изменения параметров качества от заданных значений: за счет изменения соотношений расходов от предыдущих значений, за счет изменения параметра качества в нефтепроводе, с которого поток поступает в емкость для смешения.

В данном техническом решении так же, как в системе по патенту RU 2 158437 С1, остается необходимость контроля и поддержания давления на нефтепроводах выше порогового значения, ниже которого может наступить двухфазное течение, т.е. выделение паров нефти, что повлияет на достоверность учета турбинными расходомерами. Поэтому при регулировании параметров качества нефти система следит и поддерживает давления в нефтепроводах i в пределах заданных значений.

Claims (1)

1. Система управления процессом компаундирования нефти, содержащая, по крайней мере, два нефтепровода, предназначенные для транспортирования потоков нефти, установленные в соответствующих нефтепроводах заслонки, и предназначенные для регулирования соответствующих потоков нефти, измерители расхода нефти, а также измерители плотности нефти, и/или измерители содержания серы в нефти, и/или измерители содержания хлористых солей в нефти, и/или измерители содержания воды в нефти, нефтепровод, предназначенный для смешанного потока нефти и установленные на нем измеритель расхода нефти, а также измеритель плотности нефти, и/или измеритель содержания серы в нефти, и/или измеритель содержания хлористых солей в нефти, и/или измеритель содержания воды в нефти, а также система содержит вычислитель коэффициентов соотношения величины расхода нефти в каждом потоке к величине расхода нефти в смешанном потоке, а также вычислитель коэффициентов соотношения величины плотности нефти в каждом потоке к величине плотности нефти в смешанном потоке и/или вычислитель соотношения величины содержания серы в нефти в каждом потоке к величине содержания серы в нефти в смешанном потоке, и/или вычислитель коэффициентов соотношения величины содержания хлористых солей в нефти в каждом потоке к величине содержания хлористых солей в нефти в смешанном потоке, и/или вычислитель коэффициентов соотношения величины содержания воды в нефти в каждом потоке к величине содержания воды в нефти в смешанном потоке, входы каждого из указанных вычислителей связаны с выходами соответствующих измерителей, а выходы соединены с соответствующими входами микропроцессора, предназначенного для сравнения измеренных и вычисленных параметров с заданными и формирования сигналов регулирования положения заслонок в соответствующих потоках по результатам сравнения.