СПОСОБ УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ КОМПАУНДИРОВАНИЯ НЕФТЕЙ ПО НЕСКОЛЬКИМ ПАРАМЕТРАМ КАЧЕСТВА И СИСТЕМА ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Российский патент 2006 года по МПК G05D11/02 F17D3/00 

Заявленная группа изобретений относится к средствам автоматизации процессов транспортирования нефти по различным трубопроводам с разным качеством нефти и объединения потоков нефти с контролированием в смеси нефти показателей ее качества.

Наиболее близкими к заявленной группе изобретений является способ управления процессом компаундирования нефти по нескольким параметрам качества, по содержанию серы, и/или по плотности нефти, и/или по содержанию хлористых солей, и/или по содержанию воды, а также по расходу продуктов и система для его осуществления (Свидетельство на полезную модель РФ №28930, опубл. 20 апреля 2003 г.).

В известном способе и системе обеспечивается контроль и ведение регулирования компаундирования нефти по нескольким параметрам качества.

Известный способ управления процессом компаундирования нефти заключается в том, что измеряют расход и, по меньшей мере, один из показателей качества (плотность, и/или содержание серы, и/или содержание хлористых солей, и/или содержание воды) каждого из транспортируемых потоков нефти и смешанного потока нефти, определяют соотношение показателей качества в каждом из транспортируемых потоков и смешанного потока и соотношение расходов каждого из транспортируемых потоков и смешанного потока и сравнивают их с заданными, и если соотношения расходов находятся в пределах заданных значений, а соотношения показателей качества не соответствуют заданным, изменяют расход соответствующего транспортируемого потока нефти до достижения заданного значения соотношения показателей качества.

Известная система управления процессом компаундирования нефти, содержащая, по крайней мере, два нефтепровода, предназначенных для транспортирования потоков нефти, и нефтепровод, предназначенный для смешанного потока нефти, заслонки, установленные в нефтепроводах 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, предназначенные для измерения указанных параметров нефти в соответствующих потоках нефти, дополнительно содержит 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, вычислитель коэффициентов соотношения величины плотности нефти в каждом потоке к величине плотности нефти в смешанном потоке, и/или вычислитель коэффициентов 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.

Однако известные способ и система регулирования компаундирования могут эффективно работать, когда на каждом потоке установлены средства измерения показателей качества, например, измерителей содержания серы, плотности, хлористых солей, воды. Указанные измерители показателей качества - дорогостоящее оборудование, поэтому экономически целесообразно ограничить количество некоторых измерителей показателей качества во входящих на компаундирование потоках и в то же время обеспечить эффективное компаундирование смешиваемых потоков.

Техническим результатом заявленного изобретения является упрощение процесса и системы регулирования процесса компаундирования нефти по нескольким параметрам качества, поскольку оно позволяет обойтись без установки во входящих потоках некоторых дорогостоящих измерителей качества, например измерителя содержания серы, измерителя содержания воды.

Технический результат достигается тем, что в способе управления процессом компаундирования нефти, заключающемся в том, что измеряют значения расхода транспортируемых потоков нефти и расход смешанного потока нефти, определяют содержание в транспортируемых потоках и в смешанном потоке нефти серы и/или воды, определяют соотношения указанных содержаний в каждом из транспортируемых потоков и в смешанном потоке и соотношения расходов каждого из транспортируемых потоков и смешанного потока и сравнивают эти соотношения с заданными значениями, при соответствии всех соотношений расходов с заданными значениями и при отклонении соотношения указанных содержаний, по меньшей мере, для одного транспортируемого потока регулируют расход нефти соответствующего потока, определение содержания серы и/или воды в каждом из транспортируемых потоков осуществляют путем измерения плотности нефти в соответствующем потоке с учетом корреляционной зависимости между плотностью и содержанием соответствующего компонента.

Технический результат достигается также тем, что система управления процессом компаундирования нефти, содержащая установленные в каждом из нефтепроводов для транспортирования нефти измеритель расхода, измеритель плотности нефти и средство регулирования расхода нефти, установленные в нефтепроводе для смешанного потока измеритель расхода нефти, и измеритель содержания серы и/или измеритель содержания воды, а также вычислитель коэффициентов соотношения расходов нефти в каждом транспортируемом потоке и в смешанном потоке, вычислитель коэффициентов соотношения содержаний серы в нефти в каждом транспортируемом потоке и в смешанном потоке и/или вычислитель коэффициентов соотношения содержаний воды в нефти в каждом транспортируемом потоке и в смешанном потоке, входы первого из указанных вычислителей связаны с измерителями расхода, а выходы каждого из указанных вычислителей соединены с соответствующими входами блока сравнения, выходы которого связаны со средствами регулирования расхода нефти, снабжена вычислителем содержания серы в нефти и/или вычислителем содержания воды в нефти, выполненным с возможностью расчета содержания соответствующего компонента с учетом корреляционной зависимости между плотностью нефти и содержанием этого компонента, входы каждого из этих вычислителей связаны с соответствующими измерителями плотности нефти транспортируемых потоков, а выходы соединены с соответствующими входами соответствующего вычислителя коэффициентов соотношений.

В заявленной системе исключение установки вышеназванных измерителей качества во входящих потоках достигается за счет использования корреляционной зависимости между содержанием серы и плотностью, корреляционной зависимости между содержанием воды и плотностью при регулировании компаундирования. На практике наблюдается тенденция, что при увеличении содержания серы в нефти увеличивается значение плотности, при этом необходимо иметь в виду то обстоятельство, что увеличение содержания воды также приводит к увеличению плотности.

Корреляционную зависимость между значениями содержания серы и плотности можно установить из статистических данных диспетчерской службы или по экспериментальным данным за определенный период времени (месяц, квартал и т.д.). Например, в таблице 1 приведены значения содержания серы и плотности на приемосдаточном пункте (ПСП) «Юргамыш» по данным записи в оперативном журнале диспетчерской службы за январь месяц 2001 г.

Для установления зависимости между значениями серы и плотности используем теорию линейной регрессии [1].

где - - предсказанное значение содержания серы (или расчетное значение);

ρ - плотность;

b₀, b₁ - коэффициенты определяются из экспериментальных данных.

Используя метод наименьших квадратов, получаем оцениваемое уравнение (2) регрессии

где , - математическое ожидание значения содержания серы и плотности соответственно;

Используя данные табл.1 и вышеприведенные соотношения (2) и (3), получим уравнение регрессии для описания зависимости между содержанием серы по УУН №17 ЛПДС «Юргамыш»

Промежуточные расчеты приведены в таблице 2.

Таблица 2ДатаПлотность при 20°ССодержание SПроизведение плотности и содержания SКвадрат плотности01.01.01860,21,251075,25739944,0402.01.01858,71,201030,44737365,6903.01.01856,31,181010,43733249,6904.01.01861,01,231059,03741321,0005.01.01862,01,251077,50743044,0006.01.01862,71,241069,75744251,2907.01.01860,61,11955,27740632,3608.01.01859,11,13970,78738052,8109.01.01858,41,171004,33736850,5610.01.01858,71,16996,09737365,6911.01.01858,91,211039,27737709,2112.01.01858,21,16995,51736507,2413.01.01855,71,15984,06732222,4914.01.01855,31,11949,38731538,0915.01.01857,61,15986,24735477,7616.01.01856,11,191018,76732907,2117.01.01853,91,09930,75729145,2118.01.01857,21,11951,49734791,8419.01.01858,21,181012,68736507,2420.01.01860,71,191024,23740804,4921.01.01860,81,251076,00740976,6422.01.01861,11,221050,54741493,2123.01.01858,91,191022,09737709,2124.01.01857,01,16994,12734449,00Сумма20607,328,2824283,9817694315,97

Плотность при 20°С - среднесуточное значение плотности, приведенное к 20°С, определенное из среднеарифметических показаний автоматического плотномера, зарегистрированных через каждые два часа или по лабораторному анализу объединенной суточной пробы, приведенной к 20°С.

Содержание S - среднесуточное массовое содержание серы, среднеарифметическое значение содержания серы в вахтовых пробах, определенных в лаборатории лабораторным прибором или анализатором содержания серы на потоке.

Вычислим по формуле (4) прогнозное значение содержания серы при плотности ρ=853,9 кг/м³

По таблице 1 значению плотности ρ=853,9 кг/м³ соответствует значение серы 1,09%.

Оценка расчетных данных по полученному уравнению (4) от экспериментальных значений показывает, что расхождение между ними не превышает 1,6%, что вполне приемлемо для использования уравнения регрессии на практике при компаундировании. Как видно из таблицы 1, содержание воды в нефти по абсолютной величине составляет небольшую величину (в основном, от 0,15 до 0,28%), и поэтому можно не учитывать влияние на изменение плотности изменение содержания воды.

По степени подготовки нефти разделяются на группы по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия». Массовая доля содержания воды в нефти по 3 группе регламентируется не более 1%.

Однако в некоторых случаях при трубопроводном транспорте при низких скоростях перекачки может выделяться вода из потока нефти и скапливаться на пониженных участках рельефа трассы. А при увеличении скорости перекачки скопления воды могут выноситься потоком нефти, что приводит к обводнению нефти выше допустимых значений. Также при вводе в эксплуатацию новых участков трубопроводов после строительства или капитального ремонта с заменой трубы производится гидравлическое испытание на прочность и герметичность. На практике наблюдаются случаи, когда часть оставшейся опрессовочной воды после гидравлических испытаний указанных участков трубопроводов приводит к обводнению нефти при вводе их в эксплуатацию. Как правило, в таких случаях массовая доля воды в нефти может достигать до 3%.

Проводили исследования взаимозависимости плотности смеси нефти и воды от содержания воды при постоянных значениях содержания остальных параметров качества (содержания серы, механических примесей, хлористых солей). В пробу нефти с известным содержанием параметров качества добавлялась пресная вода и вода подтоварная, содержание воды изменялось до 2% и при этом проводилось измерение значения плотности смеси нефти. В таблице 3 приведены результаты экспериментальных данных, когда в арланскую нефть добавлялась подтоварная вода.

Эмпирическую зависимость между значениями содержания воды и плотности также можно определить на основании опытных данных, используя теорию линейной регрессии [1], уравнение имеет вид:

После обработки опытных данных, приведенных в таблице 3, по формулам (2), (3) получим эмпирическую зависимость содержания воды в нефти от значения плотности для данного конкретного случая.

По данным эксперимента, приведенным в таблице 3, значению плотности 891,3 кг/м³ соответствует содержание воды 1,4%. Расчетное значение содержания воды по эмпирической формуле (6) составляет 1,4%. Для плотности 892,9 кг/м³ соответствует значение содержания воды по экспериментальным данным 2,0%, а по формуле (6) - 2,03%. Расхождение составляет 1,5%.

Изобретение поясняется чертежом, где приведена функциональная схема заявленной системы.

Заявленная система отличается от известной системы возможностью работы при отсутствии дорогостоящего оборудования измерителя содержания серы и/или измерителя содержания воды, дополнительно включает вычислитель содержания серы и/или вычислитель содержания воды.

Система содержит нефтепроводы 1-3, емкость 4 для смешения, предназначенную для смешивания потоков нефти и передачи смешанного потока в соединенный с ней нефтепровод 5, установленные в нефтепроводах 1-3 измерители 6₁-6₃ расхода нефти, измерители 7₁-7₃ плотности. В нефтепроводах 1-3 могут также быть установлены измерители 9₁-9₃ содержания хлористых солей, а также установлены заслонки 10₁-10₃. Насосный агрегат 12 с системой автоматического регулирования (CAP) 13 установлен в нефтепроводе 5 смешанного потока нефти, в котором также установлены измеритель 6 расхода нефти смешанного потока нефти, измеритель 7 плотности смешанного потока, измеритель 8 содержания серы в смешанном потоке, измеритель 9 содержания хлористых солей в смешанном потоке, измеритель 11 содержания воды в смешанном потоке, связанные с соответствующими измерителями 6₁-6₃ и 6 вычислитель 14 коэффициентов соотношения расхода KQ₁, KQ₂, KQ₃ в каждом потоке по отношению к величине расхода нефти в смешанном потоке нефтепровода 5, связанный с соответствующими измерителями 7₁-7₃ и 7 вычислитель 15 коэффициентов соотношения величины плотности Kp₁, Кр₂, Кр₃ в каждом потоке по отношению к величине плотности нефти в смешанном потоке нефтепровода 5, связанный с выходом соответствующего вычислителя 22 содержания серы и измерителя 8 вычислитель 16 коэффициентов соотношения содержания серы в каждом из потоков к величине содержания серы в смешанном потоке, связанный с соответствующими измерителями 9₁-9₃ и 9 вычислитель 17 коэффициентов соотношения хлористых солей в каждом из потоков к величине содержания хлористый солей в смешанном потоке, связанный с выходом соответствующего вычислителя 23 содержания воды измерителя 11 вычислитель 18 коэффициентов соотношения содержания воды в каждом из потоков к величине содержания воды в смешанном потоке, каждый из указанных вычислителей связан с соответствующими входами блока сравнения - 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 10₁-10₃, связанных с выходами микропроцессора 20 по результатам сравнения.

Способ управления процессом компаундирования осуществляется следующим образом.

Пусть необходимо осуществить смешение потоков нефти различного качества, поступающих по нескольким нефтепроводам 1-3, отличающихся по параметрам плотности (Р), и/или содержанию хлористых солей (С1), и/или содержанию серы (S), и/или воды (В).

Индексы в приведенных ниже уравнениях предназначены для указания принадлежности номеру потока в соответствующем трубопроводе 1, 2, 3 или смешанному потоку, Q - показатель расхода.

Пусть требуется осуществление контроля и ведение регулирования компаундирования по 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 15 параметры качества подчиняются закону аддитивности

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, K_Q2, K_Q3 - соотношение расходов по нефтепроводам потоков 1, 2, 3 к общему расходу Q_см в смешанном потоке нефтепровода 15, 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, K_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 15 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 21 для использования при работе микропроцессора 20.

В известной системе, а также и в заявленной системе поддержание заданных параметров при компаундировании потоков нефти для случая регулирования по показателю плотности не отличаются и осуществляются следующим образом.

Устанавливают в каждом нефтепроводе 1-3 каждого потока измерители 7₁-7₃ плотности. При этом для регулирования по плотности уравнение (7) запишем в виде:

где K_P1, K_P2, К_P3 - соотношение плотностей в нефтепроводах 4₁-4₃ к плотности смеси в нефтепроводе 5, полученное как отношение P₁/Р_см, Р₂/Р_см, P₃/P_см.

Осуществляют определение этих коэффициентов в вычислителе 15 и запоминают полученные величины в элементе памяти 21₂.

Микропроцессор 20 сравнивает величины K_Q1, K_Q2, K_Q3 с заданными. Пусть микропроцессор 20 определил, что соотношение расходов не изменилось, т.е. K_Q1, K_Q2 и K_Q3 находятся в диапазоне заданных значений. Однако он выявил изменение соотношения плотностей, полученных в вычислителе 15, от заданных значений К_P1зад, К_P2зад, К_P3зад. Микропроцессор осуществляет сравнение полученных К_P из вычислителя 15 и плотностей 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 10_i системы автоматического регулирования (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 10_i CAP, т.е. изменяя соотношение расходов.

Пусть микропроцессор 20 выявил, что соотношение плотностей K_P1≤K_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 K_Qi>K_Qi-зад, микропроцессор 20 формирует сигнал регулирования на прикрытие соответствующей заслонки 10_i на потоке i (i=1, 2, 3), т.е. уменьшая соотношение расходов. Наоборот, если выявляется K_Qi<K_Qi-зад и имеется запас качества Р_см<Р_см-зад, то микропроцессор формирует сигнал на приоткрывание заслонки 10_i и регулирование проводится до тех пор, пока Р_см≈Р_см-зад.

Рассмотрим процесс компаундирования при регулировании по параметру серы.

В известной системе на всех потоках (нефтепроводы 1-3) предусмотрена установка измерителей 8₁-8₃ содержания серы. Регулирование осуществляют аналогично регулированию по параметру плотности. При этом применяют формулу (9).

или, поделив все части уравнения на S_см, получим:

Таким образом, установив в каждом из потоков нефти (нефтепроводы 1₁-3₃ и нефтепровод 5) 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 K_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. Поэтому в заявленной системе в отличие от известной для удешевления регулирования по показателю серы предлагается установить один измеритель 8 содержания серы на общем потоке (т.е. на потоке смеси нефти). А на потоках сернистой и высокосернистой нефти, входящих для смешения, измерители содержания серы не устанавливать.

По заявленной системе регулирование содержания серы (фиг.1) осуществляется следующим образом. Определяют содержание серы в потоках для данного момента времени и по формуле (9) в вычислителе 14 вычисляется соотношение расходов K_Q1, K_Q2, K_Q3, при которых S_см<S_зад. 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 10_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>K_Qзад.

Если микропроцессор 20 сравнения выявил, что S_см<S_зад, то он осуществляет алгоритм регулирования, аналогичный для нефтепровода, в котором K_Qi>K_Qзад, только заслонка 10_i 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. Поскольку в нефтепроводах высокосернистой нефти не установлены в целях экономии измерители 8_i содержания серы, то для определения (вычисления) содержания серы в нефтепроводе высокосернистой нефти можно воспользоваться корреляционной зависимостью между содержанием серы и плотностью по формуле (1). В практике наблюдается, что при увеличении содержания серы увеличивается значение плотности.

В этом случае проверяют поток с повышенным содержанием серы на предмет изменения его плотности с помощью измерителей 7_i плотности. В систему вводят вычислитель 22 значения содержания серы по формуле (1). На вход вычислителя подается измеренное значение плотности, а полученное расчетное значение (выход вычислителя 22) подается в блок сравнения 20. Если микропроцессор 20 выявил увеличение плотности и содержания серы в этом потоке, он выдает сигнал на прикрытие заслонки 10_i и система вновь становится уравновешенной. Если вычисленное значение содержания серы в потоках высокосернистой нефти не изменилось, а увеличилось содержание серы (или плотности) в потоке с малосернистой или сернистой нефти, то тогда при выявлении этой ситуации микропроцессор формирует сигнал на прикрывание заслонки 10_i на одном из потоков с высокосернистой нефтью или на всех примерно на одинаковую величину. Степень прикрытия заслонки 10_i больше в нефтепроводе с большим содержанием серы.

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 определяют поток, в котором уменьшилась плотность и расчетное значение содержания серы по сравнению с заданной, и формирует сигнал на приоткрывание заслонки 10_i и устанавливается новое (другое) соотношение расходов.

Регулирование или ограничение потока по содержанию воды в известной системе 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 K_B1=B₁/B_см, K_В2=B₂/B_см, К_В3=В₃/В_см.

В заявленной системе для удешевления регулирования по показателю содержания воды предлагается установить один измеритель содержания воды на общем потоке (т.е. на потоке смеси нефти).

А на потоках сернистой и высокосернистой нефти, входящих для смешения, измерители содержания воды не устанавливать.

Система для случая регулирования содержания воды (фиг.1) работает следующим образом (В_см>В_зад).

Определяют содержание воды в потоках для данного момента времени и по формуле (13) в вычислителе 14 вычисляется соотношение расходов K_Q1, K_Q2, K_Q3, при которых В_см<В_зад. Эти соотношения расходов запоминаются в ячейке памяти микропроцессора.

Предположим, что микропроцессор 20 выявил, что В_см>В_зад, тогда он формирует сигнал на прикрывание заслонки 10_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>K_Qзад.

Если микропроцессор 20 сравнения выявил, что В_см<В_зад, то он осуществляет алгоритм регулирования, аналогичный для нефтепровода, в котором K_Qi>K_Qзад, только заслонка 10_i в соответствующем потоке приоткрывается до тех пор, пока микропроцессор 20 не определит, что В_см≈B_зад.

Рассмотрим случай, когда соотношение расходов, определяемое микропроцессором 20, не изменилось, однако он выявил, что В_см>В_зад. Следовательно, в одном из потоков увеличилось содержание воды. Поскольку в нефтепроводах высокосернистой нефти не установлены в целях экономии измерители 11_i содержания воды, то для определения (вычисления) содержания воды в нефтепроводе высокосернистой нефти можно воспользоваться корреляционной зависимостью между содержанием воды и плотностью по формуле (5). В практике наблюдается, что при увеличении содержания воды увеличивается и значение плотности.

В этом случае проверяют поток с повышенным содержанием воды на предмет изменения его плотности с помощью измерителей 7_i плотности. В систему вводят вычислитель 23 значения содержания воды по формуле (5). На вход вычислителя подается измеренное значение плотности, а полученное расчетное значение воды (выход вычислителя 23) подается в блок сравнения 20. Если микропроцессор 20 выявил увеличение плотности и содержания воды в этом потоке, он выдает сигнал на прикрытие заслонки 10_i и система вновь становится уравновешенной. Если вычисленное значение содержания воды в потоках высокосернистой нефти не изменилось, а увеличилось содержание воды (или плотности) в потоке с малосернистой или сернистой нефти, то тогда при выявлении этой ситуации микропроцессор формирует сигнал на прикрывание заслонки 10_i на одном из потоков с высокосернистой нефтью или на всех примерно на одинаковую величину. Степень прикрытия заслонки 10_i больше в нефтепроводе с большим содержанием воды.

В случае, если микропроцессор 20 выявил, что соотношение расходов не изменилось, но обнаружено, что В_см<В_зад, т.е. на одном из потоков уменьшилось содержание воды, микропроцессор 20 определяют поток, в котором уменьшилась плотность и расчетное значение содержания воды по сравнению с заданной, и формирует сигнал на приоткрывание заслонки 10_i и устанавливается новое (другое) соотношение расходов. Примечание: При регулировании по параметру серы и по параметру содержания воды необходимо иметь в виду следующее.

При неизменных показаниях измерителя содержания воды 11 и при изменении показания измерителя содержания серы 8 на смешанном потоке изменение плотности на каждом входящем потоке и на смешанном потоке обусловлено изменением содержания серы. В данном случае регулирование ведется по параметру серы через вычислитель значения серы по измеренным значениям плотности.

В случае, когда показание измерителя содержания воды на смешанном потоке изменяется, а показание измерителя содержания серы не меняется существенно, тогда изменение содержания воды приводит к изменению плотности нефти на входящих потоках (и, как следствие, и на смешанном потоке). В этом случае с помощью вычислителя содержания воды 23 по измеренным значениям плотности ведется регулирование при необходимости содержания воды в смешанном потоке.

На практике в настоящее время при компаундировании нефтей путем их смешения более актуальным является, как правило, регулирование по параметру содержания серы.

В заявленной системе регулирование или ограничение потока по содержанию хлористых солей осуществляется так же, как и по известной системе.

Изобретение относится к средствам автоматизации процессов транспортирования нефти по различным трубопроводам с разным качеством нефти и объединения потоков нефти с контролированием в смеси нефти показателей ее качества. Способ управления процессом компаундирования нефти заключается в том, что измеряют значения расхода транспортируемых потоков нефти и расход смешанного потока нефти, определяют содержание в транспортируемых потоках и в смешанном потоке нефти серы и/или воды, определяют соотношения указанных содержаний в каждом из транспортируемых потоков и в смешанном потоке и соотношения расходов каждого из транспортируемых потоков и смешанного потока и сравнивают эти соотношения с заданными значениями, при соответствии всех соотношений расходов с заданными значениями и при отклонении соотношения указанных содержаний, по меньшей мере, для одного транспортируемого потока регулируют расход нефти соответствующего потока, определение содержания серы и/или воды в каждом из транспортируемых потоков осуществляют путем измерения плотности нефти в соответствующем потоке с учетом корреляционной зависимости между плотностью и содержанием соответствующего компонента. Система управления процессом компаундирования нефти, содержащая установленные в каждом из нефтепроводов для транспортирования нефти измеритель расхода, измеритель плотности нефти и средство регулирования расхода нефти, установленные в нефтепроводе для смешанного потока измеритель расхода нефти, измеритель содержания серы и/или измеритель содержания воды, а также вычислитель коэффициентов соотношения расходов нефти в каждом транспортируемом потоке и в смешанном потоке, вычислитель коэффициентов соотношения содержаний серы в нефти в каждом транспортируемом потоке и в смешанном потоке и/или вычислитель коэффициентов соотношения содержаний воды в нефти в каждом транспортируемом потоке и в смешанном потоке, входы первого из указанных вычислителей связаны с измерителями расхода, а выходы каждого из указанных вычислителей соединены с соответствующими входами блока сравнения, выходы которого связаны со средствами регулирования расхода нефти, снабжена вычислителем содержания серы в нефти и/или вычислителем содержания воды в нефти, выполненным с возможностью расчета содержания соответствующего компонента с учетом корреляционной зависимости между плотностью нефти и содержанием этого компонента, входы каждого из этих вычислителей связаны с измерителями плотности нефти транспортируемых потоков, а выходы соединены с соответствующими входами соответствующего вычислителя коэффициентов соотношений. 2 н.п. ф-лы, 1 ил., 3 табл.

1. Способ управления процессом компаундирования нефти, заключающийся в том, что измеряют значение расхода транспортируемых потоков нефти и расход смешанного потока нефти, определяют содержание в транспортируемых потоках и в смешанном потоке серы и/или воды, определяют соотношение указанных содержаний в каждом из транспортируемых потоков и в смешанном потоке и соотношения расходов каждого из транспортируемых потоков и смешанного потока и сравнивают эти соотношения с заданными значениями, при соответствии всех соотношений расходов с заданными значениями и при отклонении соотношения указанных содержаний, по меньшей мере, для одного транспортируемого потока регулируют расход нефти соответствующего потока, отличающийся тем, что определение содержания серы и/или воды в каждом из транспортируемых потоков с учетом корреляционной зависимости между плотностью и содержанием соответствующего

компонента: для серы или В=b₃ρ+b₄ для воды,

где - - предсказанное значение содержания серы;

В - предсказанное значение содержания воды;

ρ - плотность;

b₀, b₁, b₃, b₄ - коэффициенты, определяются из экспериментальных данных.