Адаптивная система поддержания качества подготовки нефти к транспортировке

Первая глава диссертационной работы посвящена анализу современного состояния проблемы повышения стабильности качества подготовки нефти к транспортировке.
Вторая глава посвящена построению АСПК для установок подготовки нефти. Типовая схема процесса подготовки нефти представленная на рисунке 1.
В этой установке сырая нефть, поступающая со скважин, проходит три ступени сепарации С1, С2, С3, на которых последовательно снижается давление. На каждой следующей ступени остаточное газосодержание нефти уменьшается, что приводит к снижению ее ДНП и содержания H2S в ней. Для достижения
нормативного значения ДНП (500 мм.рт.ст.) перед концевой ступенью сепарации предусмотрен нагрев нефти. Доведение остаточного содержания H2S до нормативных требований осуществляется с помощью химического реагента (например, щелочи).
Управляющими параметрами, обеспечивающими качество подготовки нефти, являются:
Тпечь – температура теплоносителя на выходе из печи;
Gреаг – расход регента, поступающего на нейтрализацию H2S.
Рисунок 1 – Схема технологического процесса подготовки нефти.
Важной проблемой управления процессом подготовки нефти является невозможность построения АСУТП замкнутого типа по отклонению показателей качества от нормативных значений. Это объясняется тем, что из-за отсутствия датчиков показателей качества нефти последние определяются в лабораторных условиях, что занимает существенное время.
Поэтому функционирование большинства АСУТП на УПН заключается только в поддержании фиксированных значений управляющих параметров Тпечь и Gреаг безотносительно к качеству товарной нефти (рисунок 2).
Однако из-за наличия возмущающих воздействий (изменения расходов добываемой нефти, смена погодных условий и т.д.) этот подход приводит к появлению брака.
Для решения этой проблемы в диссертации предлагается ввести в АСУТП дополнительный контур управления по возмущающим воздействиям (рисунок 3). Реализация дополнительного контура возможна в силу того, что часть возмущающих воздействий (расходы добываемой нефти QNq) являются контролируемыми в системе сбора нефти, а часть (погодные условия, состояние оборудования) могут быть идентифицированы с помощью исходной АСУТП.
Рисунок 2 – Схема работы АСУТП на УПН.
Дополнительный контур содержит в своем составе АСПК, в которой на основании данных о возмущающих воздействиях прогнозирует качество подготовки нефти, и которая при необходимости выдает лицу, принимающему решения (ЛПР), рекомендации по корректировке управляющих воздействий.
Рисунок 3 – Схема АСУТП, дооснащенная контуром управления по возмущающим воздействиям.
Работа АСПК базируется на функционально-ориентированной идентифицируемой математической модели (ИММ) технологического процесса, которая адекватно отражает технологический процесс подготовки нефти, включая:
составы и свойства всех материальных потоков;
параметры технологического режима;
параметры реального оборудования.
Схема разработанной в диссертации АСПК, оснащенной ИММ,
представлена на рисунке 4. Данные о расходах добываемой нефти Qq с групповых замерных установок (ГЗУ) поступают в модуль смешения нефтей ИММ. На их
основании рассчитывается мольный расход G расч и состав x расч поступающей на сум сум
подготовку суммарной нефти, которые передаются в расчетный модуль технологического процесса ИММ. В него же поступают данные о текущих значениях параметров технологического режима (P2, T3, G2, P4, T5, G4, P14, T8, G14, T6, T7, T9, T11). На их основе прогнозируются показатели качества готовой
продукции: давление насыщенных паров P расч и содержание сероводорода х расч нп H2S
.
Эти данные поступают в режимный модуль ИММ для сравнения с нормативными значениями Pнорм и хнорм . В случае их отклонения определяются
нп H 2S
новые значения управляющих параметров: температуры теплоносителя на выходе
из печи T рек и расхода реагента для нейтрализации сероводорода G рек . В этом печь реаг
же модуле определяются времена внесения изменений в режим работы установки
t рек и t рек . В конечном итоге вся информация передается персоналу УПН, печь реаг
который
технологический процесс с помощью действующей системы АСУТП.
принимает решение и вносит необходимые изменения в
При периодическом появлении новых результатов лабораторных анализов качества товарной нефти Pнп и xH2S и их отклонения от расчетных значений модули идентификации осуществляют корректировку поправочных
коэффициентов C1C4 и H2S (рисунок 4).
Третья глава посвящена разработке математического и программного обеспечения АСПК. Особенностью модуля смешения нефтей ИММ является то, что он отражает различное удаление нефтедобывающих скважин от УПН и смешение в трубопроводах системы сбора потоков добытой жидкости в различных сочетаниях. В этой связи для прогнозирования состава и расхода суммарной сырой нефти необходимо учитывать запаздывание сбор, зависящее от скорости движения жидкости по трубопроводам.
Для анализа система сбора нефти представляется в виде бинарного дерева, т.е. предполагается, что в каждый трубопровод нефть поступает из двух предыдущих трубопроводов (рисунок 5). В этом случае расчет процесса смешения для системы сбора в целом может быть сведен к рекурсивному расчету смешения потоков в элементе, представленном на рисунке 6.
Для расчетного элемента объемный расход жидкости на выходе определяется выражением
QтрtQтр1tQтр2t. (1)
Время запаздывания сбор, затрачиваемое на прохождение жидкости по трубопроводу, определяется из интегрального уравнения, описывающего процесс заполнения трубопровода объемом Vтр
Vтр  t Qтр1tQтр2tdt. (2) tсбор
Вычисленное из формулы (2) время сбор запаздывания (для каждого трубопровода свое), используется при определении состава потока, выходящего из трубопровода в момент времени t
x t Qтр1t  сбор xтр1t  сбор  Qтр2 t  сбор xтр2 t  сбор . (3) тр Q t    Q t   
тр1 сбор тр2 сбор
tтек – текущий момент времени; tвыбр – выбранный ЛПР момент времени; МИС1, МИС2, МИС3 – модули идентификации параметров сепараторов С1, С2, С; МИТ1, МИТ2 – модули идентификации параметров теплообменников Т1, Т2
Рисунок 4 – Схема АСПК промысловой подготовки нефти, оснащенной ИММ.
Рисунок 5 – Расчетная схема бинарного дерева системы сбора нефти.
Рисунок 6 – Расчетный элемент системы сбора нефти.
Для трубопроводов, в которых не происходит смешение, а поступает нефть со скважины, для расчета принимается Qтр2(t) = 0. Суммарные расход и состав сырой нефти будут равны расходу и составу потока, выходящего из корневого трубопровода. Так как расходы входящих потоков нефти Qтр1(t) и Qтр2(t) являются положительными величинами, то уравнение (2) имеет единственное решение.
Функционально-ориентированная ИММ технологического процесса связывает показатели качества товарной нефти с параметрами исходного сырья и режима работы технологического оборудования
P р а с ч  P р а с ч G р а с ч , x р а с ч , P , T , G , P , T , G , P , T , G , T , T , T , T  , ( 4 ) нп нп сум сум 2 3 2 4 5 4 14 8 14 6 7 9 11
xрасч  xрасчGрасч,xрасч,P ,T ,G ,P ,T ,G ,P ,T ,G ,T ,T ,T ,T . (5) H2S H2S сум сум 2 3 2 4 5 4 14 8 14 6 7 9 11
Она базируется на расчете материальных и тепловых балансов, фазовых равновесий и процессов теплопередачи. Общая модель технологического процесса включает модели всех аппаратов, участвующих в нем.
Математическая модель сепаратора определяет расходы Gm, Gn и составы xm , xn выходящих из него газа и жидкости в зависимости от условий в нем
Gk  Gm  Gn ; (6) Gk  хkj  Gm  хmj  Gn  хnj ; (7) GkHk GmHmТm,PmGnHnТn,Pn; (8) Gm  ei Gk ; (9)
Gn (1ei )Gk ;
хmj  i fnjTn,Pn,
хnj j fmjTm,Pm xkj
(10) (11)
fnj Tn , Pn 
 1;K , (12)
j1eikj1 j j i fmjTm,Pm
где Hk, Hm, Hn – энтальпии потоков; ei – мольная доля газа; f nj, fmj – фугитивности веществ; i – испарительный КПД; j – поправочные коэффициенты; i – номер аппарата; j – номер вещества; k, m, n – номера потоков (рисунок 1).
Например, для сепаратора С1: i=1, k=1, m=2, n=3, для сепаратора С2: i=2, k=3, m=4, n=5, для сепаратора С3: i=3, k=12, m=14, n=8.
Математическая модель теплообменника связывает температуры Tm, Tu выходных потоков с тепловой нагрузкой W аппарата
Gk  Gm ; (13) Gk  xkj  Gm  xmj ; (14)
Gk НkTk,PkWi GmHmTm,Pm; (15) Gn  Gu ; (16) GnНnTn,PnWi GuHuTu,Pu; (17)
Gnxnj Guxuj; Wi UiriFiTi,
где U – коэффициент теплопередачи; r –
загрязнений; F – поверхность теплообмена; T – средняя разность температур; i – номер аппарата (см. ниже); k, m, n, u – номера потоков (см. ниже и рисунок 1).
Например, для теплообменника Т1: i=1, k=6, m=5, n=7, u=8, для теплообменника Т2: i=2, k=6, m=9, n=10, u=11.
Математическая модель отстойника определяет расходы и составы выходящих из него жидкостей
Gn  Gk  xk ; (20)
Gm  Gk  Gn ; (21)
xnj  1,при j  ; (22) 0,при j  ;
термическое сопротивление
(18)
(19)

 xkj  Gk
xmj G ,приj; (23)
G m  H m T m , P m   G k  H k T k , P k   G n  H n T n , P n  , ( 2 4 )
где  – номер вещества H2O. Например, для отстойника О1: k=9, m=12, n=13 (рисунок 1).
Математическая модель точки смешения определяет расход и состав суммарного газа
m
 0,при j  ;
Gk GmGn; Gkxkj GmxmjGnxnj;
G k  H k T k , P k   G m  H m T m , P m   G n  H n T n , P n  ;
Например, для точки смешения М: k=15, m=4, n=14 (рисунок 1).
(25) (26) ( 2 7 )
Математическая модель печи связывает параметры входного и выходного потоков теплоносителя и тепловую мощность
Gk  Gm ; (28) Gk  xkj  Gm  xmj ; (29)
xmj  1,при j  ; (30) 0,при j  ;
Wi GkHkTk,PkGmHmTm,Pm; (31)
Например, для печи П1: i=1, k=10, m=11 ( рисунок 1).
Математическая модель емкости нейтрализации определяет необходимый расход реагента для очистки от сероводорода
Gn  iGk  xk , (32)
где  – удельный расход реагента;  – номер вещества H2S.
Для емкости нейтрализации Е1: i=1, k=7, n=16 (рисунок 1).
В основу расчета фазовых равновесий и теплофизических свойств материальных потоков положено кубическое уравнение состояния Пенга- Робинсона. Согласно этому уравнению зависимости фугитивностей и энтальпий от температуры определяются выражениями
l n f j T , P  
Bj B
 Z  1   l n  Z  B  
 j k  1
jk 0,5
  l n
Z  2,414B Z0,414B

A Bj
  
2 N x a  
a 
, (33)
4,828BB 


 HT,PH TRT 1Z
A  D Z2,414B
1 ln . (34)
и д 
2 , 8 2 8 B     Z  0 , 4 1 4 B 
В уравнениях (33) – (34) параметры a, A, B, D определяются через температуры, давления и критические свойства веществ по известным формулам. Сжимаемость фаз Z рассчитывается путем решения кубического уравнения
Z3 1BZ2 A2B3B2Z ABB2 B30. (35)
Зависимость энтальпии идеального газа Hид(T) от температуры представляет собой аппроксимацию экспериментальны данных для химических веществ.
В силу сложности моделируемого процесса и многокомпонентности фаз, получение аналитического решения уравнений (6) – (35) затруднительно. Для численного решения используется специализированный программный продукт «МиР ПиА Процесс». Он позволяет проводить численное моделирование технологических процессов и аппаратов в различных отраслях промышленности.
Для корректного прогнозирования показателей качества готовой продукции параметры математической модели (6) – (35) необходимо идентифицировать в режиме реального времени по данным о текущем режиме работы технологического оборудования.
Для идентификации моделей каждого из сепараторов C1, C2, C3 (модули МИС1 – МИС3 на рисунках 2 и 3) используются измеренные данные о температуре T3, T5, T8, давлении P2, P4, P14 и расходе газа на выходе G2, G4, G14. При этом значения температур T3, T5, T8 и давлений P2, P4, P14 напрямую вносятся в математическую модель (6) – (35). Затем определяется значение испарительного КПД ступени сепарации i, при котором расчетный расход газа
Gрасч равен измеренному Gm. Это равенство обеспечивается за счет изменения m
констант фазового равновесия Kj на величину испарительного КПД
Kj fnj. (35)
j i fmj
Типовая зависимость расчетного расхода газа от величины КПД приведена на рисунке 7а. Монотонный характер этой зависимости позволяет найти единственное решение задачи (6) – (12) для параметрической идентификации модели сепаратора.
Аналогично проводится параметрическая идентификация модели (13) – (19) теплообменников (модули МИТ1 – МИТ2, рисунок 3). При этом для каждого из них используются измеренные значения температур выходных потоков. Здесь варьируемой величиной выступает коэффициент термических сопротивлений загрязнений r, влияющий на общий коэффициент теплопередачи аппарата. Величина коэффициента r находится из условия равенства расчетной выходной температуры потока реальному значению.
Типовая зависимость выходной температуры от коэффициента r также носит монотонный характер (рисунок 7б), что позволяет найти единственное решение задачи (13) – (19).
Для апробации методики параметрической идентификации модели теплообменного оборудования исследовался процесс загрязнения теплообменного оборудования в действующей системе двухконтурного водоснабжения. Установлено, что величина термического сопротивления загрязнений может быть использована в качестве идентифицируемого параметра r модели теплообменного оборудования (13) – (19).
Результатом решения уравнений (6) – (35) являются значения показателей качества товарных потоков. Эти данные поступают в блок выбора режима для сравнения с нормативными значениями (рисунок 3). В случае отклонения вычисленных значений от нормативных режимный модуль ИММ определяет
температуру теплоносителя на выходе из печи T рек и расход реагента для печь
нейтрализации сероводорода G рек . Эта задача имеет единственное решение и не реаг
требует применения многомерных методов поиска, так как P расч зависит только нп
от T рек , а G рек рассчитывается, исходя из остаточного содержания печь реаг
сероводорода при температуре T рек . печь
Поэтому в первую очередь определяется температура Tпечь теплоносителя на выходе из печи, обеспечивающая требуемое значение давление насыщенных
паров Pнорм . Решение этой обратной задачи осуществляется в режимном модуле нп
ИММ методом многократного решения прямой задачи (6) – (35).
а) б)
Рисунок 7 – Типовые зависимости, получаемые и используемые в ходе идентификации моделей сепаратора (а) и теплообменника (б).
На рисунке 8 показан типовой график зависимости давления насыщенных паров от температуры теплоносителя. Монотонный характер представленной зависимости позволяет легко определить Tпечь, например методом половинного деления.
15

Рисунок 8 – Зависимость давления насыщенных паров от температуры теплоносителя.
После определения температуры теплоносителя T рек рассчитывается печь
количество реагента необходимого для нейтрализации сероводорода G рек по реаг
формуле (31).
Представленная выше математическая модель (6) – (35) описывает
стационарный режим работы УПН, хотя корректировки технологического режима вноситься в разных точках технологической схемы. Время их внесения определяется с учетом транспортного запаздывания. Это время определяется на основе модели идеального вытеснения и индивидуально для каждой конкретной УПН. На рисунке 10 показаны типовые временные диаграммы изменения потоков УПН и транспортных задержек управляющих воздействий. Эти временные диаграммы относятся к простейшему случаю скачкообразного
изменения состава xрасч исходной нефти (график а). При этом изменение сум
давления насыщенных паров товарной нефти P и содержания сероводорода нп
хH 2S в ней происходит синхронно в конце цикла подготовки (графики б и в). График г отражает время внесения корректировки расхода реагента tрек .
реаг Изменение температуры нагрева нефти Тпечь осуществляется с учетом инерции
контура нагрева (график д).
Рисунок 9 – Временные диаграммы изменения потоков УПН и транспортных задержек управляющих воздействий.
Если, инерционность подачи реагента в модели (6) – (35) не учитывается, то изменение расхода реагента происходит в момент поступления потока новой нефти в емкость Е1. Однако в силу инерционности контура нагрева теплоносителя регулировка режимов работы печи должна происходить заблаговременно. Для определения времени упреждения используется эмпирическая формула, предполагающая изменение во времени температуры потока 9, выходящего из теплообменника Т2, как реакцию апериодического звена с запаздыванием (рисунок 10)
(36)
температуры,
теплоносителя,
кон кон нач  печь  TtT T T expttрек ,
9 9 9 9 цирк где T нач , T кон – начальное и конечное значение
соответствующие старому и новому технологическому режиму;
цирк – постоянная времени контура циркуляции определяемая экспериментально для конкретной УПН
Тогда время упреждения печь для печи (при допустимом отклонении
температуры на 0,1 С)
Tкон Tнач
ln9 9. (37)
0,1
печь цирк
Рисунок 10 – График переходного процесса в теплообменнике T2.
Внедрение АСПК не исключает необходимости периодического проведения лабораторных анализов для уточнения параметров j математической модели (6) – (35). Необходимость проведения периодической корректировки обусловлена тем, что в ходе эксплуатации меняются параметры технологического оборудования, что влияет на интенсивность испарения отдельных веществ. В
случае отклонения расчетного давления Pрасч от действительного P нп нп
проводится корректировка значения C1C4 для легких компонентов от метана
(C1) до бутана (C4) включительно. В случае отклонения расчетного содержания
сероводорода храсч от действительного х проводится корректировка H 2S H 2S
значения H2S для сероводорода. Решение этих обратных задач проводится 17

аналогично решению обратной задачи по определению температуры теплоносителя на выходе из печи.
В четвертой главе рассмотрен пример применения АСПК для одного из типовых случаев, изучаемых в процессе обучения специалистов по подготовке нефти. В этом случае установка осуществляет подготовку нефти с трех нефтяных пластов, существенно различающихся по содержанию сероводорода.
Смесь добытых нефтей поступает на установку подготовки с целью доведения параметров до товарных значений: ДНП – 66 кПа, содержание Н2S – до 20 ррm. На рисунке 11 представлена типичная ситуация, когда добыча одного из пластов (наиболее сернистого) временно прекращается из-за остановки скважины на ремонт.
Реализованная в программном продукте «МиР ПиА Процесс» расчетная модель УПН позволяет определить показатели качества подготовленной нефти в условиях динамически меняющегося состава сырья. В результате моделирования установлено, что предложенная схема подготовки нефти обеспечивает поддержание ДНП на достаточно стабильном уровне даже при постоянном температурном режиме на концевой ступени сепарации. Таким образом, в данном случае корректировка технологического режима по температуре не требуется
G, кг/ч
t, сут
Рисунок 11 – Зависимость расходов нефти с различных пластов,
поступающих на УПН, от времени.
Существенно более сложной является проблема очистки от сероводорода. Его количество в исходной смеси постоянно меняется вследствие смешения высокосернистых и малосернистых нефтей. Поэтому непрерывно меняется его остаточное содержание в разгазированной нефти и получаемом после сжатия газа газовом конденсате. Пример динамики изменения содержания сероводорода представлена на рисунке 12.
18

xH2S, %масс.
Рисунок 12 –
З
с
времени.
х УПН от
З
а
ав
ви
ис
и
им
мо
ос
ст
ть
ь
с
с
о
о
д
де
е
р
рж
Соответствующее изменение расхода химического реагента для нейтрализации демонстрирует рисунок 13. На нем видны зоны, исключающие проскок некондиционной нефти, и перерасхода реагента.
G/Gном
ж
Рисунок 13 – Зависимость расхода щелочи, подаваемой для нейтрализации сероводорода, от времени.
Из рассмотрения рисунков 12 и 13 видно, что в описанном учебном случае АСПК предотвратила проскок 6540 тонн некондиционной нефти в течении 63 часов, а также позволила сэкономить 45% реагента за 153 часа.
Погрешностей измерения влияют на качество прогнозирования показателей качества товарной нефти с помощью ИММ.
Для исследования влияния этих погрешностей на качество прогноза было принято, что погрешность замерных установок, регламентируемая ГОСТ Р 8.615- 2005, равна 2,5%, погрешность газовых расходомеров равна 1%, а погрешность измерения температуры равна 2,5 С. Установлено, что для повышения точности
а
а
н
н
и
и
я
яс
се
ер
ро
ов
во
о
д
д
о
ор
ро
од
t, с
да
а
в
су
у
т
т
вп
п
о
от
то
ок
ка
а
х
t, сут

прогноза достаточно повышать точность измерения температуры и расхода газа на концевой ступени сепарации установки подготовки нефти.
ВЫВОДЫ
1. Проведен анализ технологического процесса подготовки нефти как объекта управления. В качестве управляющих параметров, обеспечивающих качество подготовки нефти, выбраны температура теплоносителя на выходе из печи и расход регента, поступающего на нейтрализацию сероводорода.
2. Разработана идентифицируемая, функционально-ориентированная на использование в АСПК, математическая модель процесса подготовки нефти, связывающая показатели качества товарной продукции с характеристиками добываемой нефти, параметрами технологического режима и оборудования с учетом транспортного запаздывания, обусловленного движением потоков в системе сбора нефти, по трубопроводам и аппаратам установки подготовки нефти.
3. Разработана АСПК подготовки нефти с идентифицируемой функционально-ориентированной математической моделью в контуре.
4. Разработанная АСПК эффективна и удовлетворяет заданным требованиям. В рассмотренном типовом примере АСПК предотвратила проскок 6540 тонн некондиционной нефти в течение 63 часов, а также позволила сэкономить 45% реагента за 153 часа.