РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ ПО ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИМ ПОКАЗАТЕЛЯМ презентация

насосов, закрытии задвижек;
колебания давлений поступающей жидкости, связанные с процессом ее добычи и перераспределением потоков;
изменения вязкости жидкости, связанные с изменением состава, температуры и т.д.;
выделение газа из жидкости, приводящее к перераспределению давлений и расходов в трубопроводной системе;
наличие отрицательных и положительных обратных связей в аппаратах по давлениям, расходам и температурам, особенно при параллельной их работе;
взаимовлияние технологических параметров через расходы и давления;
качество парирования системой управления возмущений со стороны сырья;
дискретный характер срабатывания противоаварийных защит и блокировок и т.д.

Факторы, влияющие на эффективность технологических процессов

3

из-за наличия связей между технологическими параметрами как внутри АМ, так и между АМ через входные (сырьевые) и выходные (газовые) коллекторы образуется многосвязная система управления;
идентичность или близость динамических характеристик АСР уровней и давлений обуславливают резонансные явления;
исследование динамических свойств одного АМ не дает возможности прогнозировать поведение группы АМ;
аппаратная компактность технологического процесса обуславливает большие скорости технологических процессов и высокие требования к качеству динамических характеристик процессов управления;
предъявляются достаточно жесткие ограничения по расходу эмульсии в аппараты;
имеет место сильная нелинейная взаимосвязь между технологическими параметрами и показателями качества (ПК) продуктов разделения.

4

системой управления (СУ) решается косвенно, и только для статических режимов.
Подсистемы нижнего уровня по поддержанию температур нефтяных слоев, уровней раздела фаз «нефть-вода», давлений в АМ обеспечивают низкое качество процессов управления, т.к. эти системы плохо парируют возмущения по расходу и качеству сырья.
Система противоаварийной защиты (ПАЗ) не обеспечивает защиту от таких событий как прогар жаровой трубы, нарушение условий горения топлива и предельных значений параметров топливного коллектора, что предусмотрено правилами взрывопожаробезопасности ПБ 09-540-03.
Не предусматриваются операции прогноза и мониторинга, резервирование жизненно важных источников информации о процессе, что приводит к частым аварийным отключениям АМ.

5

– множество ПК, определенных в оперативном режиме или лабораторным путем, Т – множество ПТЭЭ, UМ , VМ - канал передачи управляющих воздействий на модель и результаты моделирования, Y - множество контролируемых технологических параметров, ZR, ZP и ZМ - корректирующие воздействия на регуляторы (параметров регуляторов), процедуру расчета ПК (коррекция структуры и коэффициентов функций) и модель соответственно, А – адаптер, Ор – оптимизатор, Vlim – ограничения по Y, P и Т.

М

А

R

WT

WПК

WПТЭЭ

ZM

UM

VM

Р’

ZR

U

Y

P

T

переменные
внешней
среды

ZР

Внешняя
среда

8

Ор

Vlim

сбор и анализ исходной информации об АТК
Этап 2 – расчет структуры и параметров динамических моделей объекта
Этап 3 - имитационное моделирование АСР и корректировка параметров моделей объекта
Этап 4 – получение аппроксимационных моделей расчета ПК и ПТЭЭ
Этап 5 - имитационное моделирование работы АТК, корректировка моделей расчета ПК и ПТЭЭ

9

Рж – давление жидкости перед входной задвижкой, атм; ηж – обводненность жидкости, поступающей в АМ; Gдэ – расход деэмульгатора, добавляемого в жидкость на входе;
Рг - давление газа в выходной гребенке, атм;
tап.зад – заданное значение температуры нефти в АМ, ºС;
Рап.зад – заданное значение давления в АМ, атм. Gж, Gн, Gв, Gг - расходы жидкости в АМ, нефти , воды и газа из АМ соответственно, м3/сут;
ηн – обводненность нефти на выходе из АМ, %;
ηв – загрязненность воды нефтью на выходе из АМ.

11

переменных,
Yвых – вектор выходных параметров,
Fi.дин. – динамическая часть блока, реализованная
в виде передаточной функции, например, вида
К
Т*s + 1
Fi.ст. – статическая часть блока (в общем случае нелинейная)

14

W(s) = e-τs

АМ:
Gж = F1(α, Рж, Рвх.2, z),
где Рвх.2 – давление жидкости после входной задвижки, z – сигнал блокировки по температуре, который генерируется системой ПАЗ для отключения АМ.
F2 – функция определения расхода нефти, притекающей в АМ в составе жидкости:
Gн.пр = F2(Gж, ηж).
F3 – функция определения расхода воды, притекающей в АМ в составе жидкости:
Gв.пр = F2(Gж, ηж).
F4 – блок регуляторов межфазного уровня и уровня нефти в АМ:
{Gн, Gв} = F4(Gн.пр, Gв.пр).
F5 – функция определения количества выделяющегося газа Gгв от расхода жидкости:
Gгв = F5(Gж).
F6 – блок регулятора давления в аппарате Рап (давление в АМ регулируется сблосом газа в выходную гребенку):
{Рап, Рвх.2, Gг} = F6(Gгв, Рг, Рап.зад).
F7 – функция определения температуры в аппарате tап; выходным параметром функции является также сигнал блокировки z на отключение АМ:
{tап, z} = F7(Gн, tап.зад}.
F8 – расчет обводненности нефти ηн, выходящей из АМ:
ηн = F8(tап, Gдэ, Gн, ηж}.
F9 – функция расчета загрязненности воды, выходящей из АМ, ηв от температуры в аппарате tап и расхода жидкости Gж:
ηв = F9(tап, Gж}.

16

сброса газа с системой регулирования переменной структуры.
- Объединение газовых объемов всех АМ за счет использования выходного газового коллектора с регулятором давления.
- Установка входной задвижки с регулятором расхода в АМ в целях парирования возмущений по расходу жидкости.
Мероприятия по параметрической оптимизации:
Разнесение рабочих частот регуляторов каждого из АМ при ограничении снизу на интенсивность затухания переходных процессов.
Включение корректирующих звеньев.

17

датчик давления
LT - уровнемер

P

L

U

18

атм

Давления в аппаратах, атм

Давления в аппаратах, атм

19

м3/сут

Уровни нефти в аппаратах, %

Температуры в аппаратах, оС

Расходы нефти из аппаратов, м3/сут

до

после

20

%

Обводненность нефти, %

Загрязненность воды нефтью, г/м3

до

после

21

выручка (ТВ)
ТВ = Qн*Цн,
где, Qн – это расход сепарированной нефти (выход нефти);
Цн – технологическая цена сепарированной нефти.
Цн = (ηэт / ηн)k*Цн.эт
Затраты на добычу нефти
Здоб = Сж*Qж,
где Сж – стоимость добычи жидкости на месторождении.
Затраты на деэмульгатор
Здэ = Сдэ*Qдэ,
где Сдэ – стоимость деэмульгатора; Qдэ – расход деэмульгатора:
Qдэ = gдэ*Qн.
Затраты на топливо зависят кроме стоимости топлива также от расхода жидкости в АМ и поддерживаемой в АМ температуры. Функция затрат принята в виде
Зт = Ст*(K8*Qж + K9*tап + K10*tап2),
где Ст – стоимость топлива; K8, K9, K10 – коэффициенты, определяемые по данным о расходах топлива и жидкости.

24

Сэл*(K11*Qв + K12*Qн),
где Сэл – стоимость электроэнергии; K11, K12 – коэффициенты, определяющие затраты электроэнергии на перекачку воды и товарной нефти соответственно.
Тогда суммарные затраты составляют:
З = Зпост + Здоб + Здэ + Зт + Зэл.
Расход товарной нефти из АМ может быть рассчитан по соотношению



где ηж – обводненность поступающей в АМ жидкости, %.
Выход воды из АМ может быть определен по формуле
Qв = Qж*ηж – Qн*ηн.

2. Технологическая прибыль (ТП)
определяется как разница между технологической выручкой и суммарными затратами:
ТП = ТВ – З.
Результатом выполнения первых двух шагов алгоритма оптимизации
является набор коэффициентов Ki аппроксимаций обводненности и затрат.

25

для оптимизации процесса.
Оптимальное значение технологической прибыли на ограничениях по показателям качества можно определить численными методами, в частности, сканированием области технологических режимов: температуры в АМ и норме деэмульгатора.
Предлагается итеративно решать последовательность задач:
определяется конечное множество режимов (с заданным шагом
дискретизации), для которых выполняются ограничения по ПК
Ui={u | G(u) ⊆ Gдоп , u ⊆ Uдоп },
2) определяется режим, для которого ПТЭЭ оптимален
Z* = arg{K(Z) → opt}, i = 1, 2, ….
Ui
c остановом процесса оптимизации по заданной точности управлений.

26

выручка, млн. руб.

Верхний график – при норме деэмульгатора 35 г/т, нижний – при 23 г/т.

27

– при норме деэмульгатора 35 г/т, нижний – при 23 г/т.

28

управления процессами подготовки нефти по ПТЭЭ на примере блочной установки подготовки нефти. Показано, что задача оперативного управления может быть решена на основе иерархической двухуровневой автоматической системы управления в классе модельных систем.
Разработана методика расчета элементов АСУТП по ПТЭЭ, включающая разработку методов и средств сбора и анализа исходной информации, методику расчета и оптимизации подсистем нижнего уровня, методику разработки и модели расчета показателей качества и ПТЭЭ, методику построения и оптимизации управляющего элемента подсистемы верхнего уровня.
Предложен метод улучшения качества подготовки нефти путем изменения технологии (предложено установить входной сепаратор-смеситель). Разработана АСР с изменяющейся структурой, обеспечивающая поддержание заданного технологического режима и обеспечение безопасности.
Разработаны методы оценки эффективности предложенных в работе научно-технических решений на основе моделей и методов имитационного моделирования автоматизированных технологических комплексов подготовки нефти. Представлены рекомендации по конфигурированию системы оперативного управления процессами подготовки нефти на аппаратах типа «Maloney» в зависимости от интенсивности возмущений по расходу и обводненности водо-нефтяной эмульсии.

29