Автоматизированная система управления процессом компаундирования вязких и высоковязких нефтей Российский патент 2025 года по МПК G05D11/02 F17D1/08 

Изобретение относится к трубопроводному транспорту, а именно к средствам автоматизации и может быть использовано в трубопроводном транспорте при перекачке нефти из нескольких трубопроводов в общую магистраль, по которой смесь нефтей транспортируется к потребителю. Система предназначена для контролирования и регулирования процесса компаундирования - рационального смешения потоков разносортных нефтей, отличающихся по физико-химическим свойствам (например, по вязкости, по плотности, или по другим показателям качества), с целью обеспечения необходимых качественных характеристик смешанного потока нефти.

Нефти многих месторождений обладают выраженными аномальными свойствами: являются высоковязкими либо высокопарафинистыми. В последние годы происходит увеличение доли высоковязких и высокозастывающих нефтей в общем объеме добычи нефти. Это становится серьезной проблемой для компаний, добывающих, транспортирующих и перерабатывающих нефть, обладающую неньютоновскими свойствами.

Вопросы повышения эффективности трубопроводного транспорта аномальных нефтей, в частности, смесей вязких и высоковязких жидкостей в трубопроводе при их совместном движении являются актуальными.

Приведем новую классификацию нефтей в соответствии с «Методическими рекомендациями по применению классификации запасов и горючих газов», утвержденного распоряжением Минприроды России от 01.02.2016. №3-р.

В рамках данной заявки введем следующие обозначения: нефти относящиеся незначительной вязкости, маловязкой и повышенной вязкости по вышеуказанной классификации обозначим термином «вязкие» нефти, а нефти относящиеся высоковязким и сверхвязким - «высоковязкие».

Известна автоматизированная система для управления показателями качества потока жидкости, полученной в результате смешения потоков нефтей, поступающих по трубопроводам в емкость для смешения, содержащая устройство регулирования потока, блок управления, управляющий выход которого взаимосвязан с устройством регулирования потока, блоки измерения параметров потока высокосернистой нефти, измеритель расхода потока высокосернистой нефти и измеритель расхода смешанного потока, при этом выходы блока измерения параметров потока высокосернистой нефти и измерителя расхода высокосернистой нефти, измерителя расхода смешанного потока взаимосвязаны с соответствующими информационными входами блока управления, блок измерения показателей качества смешанного потока снабжен анализатором содержания серы, устройство регулирования потока предназначено для регулирования давления и расхода потока высокосернистой нефти и снабжено регуляторами давления и расхода (Патент РФ №2158437, опубл. 27.10.2000, бюл. №31).

Однако в указанной системе не предусмотрена возможность компаундирования разносортных нефтей по параметру качества - по вязкости. Такая необходимость имеется на производстве. Например, приводим цитату из автореферата диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук П.А. Ревель - Муроза «Разработка методов повышения энергоэффективности нефтепроводного транспорта с внедрением комплекса энергосберегающих технологий»: «Важным вопросом в энергоэффективности является совместная транспортировка высоковязких и застывающих нефтей, отличающихся по составу, перекачка которых по отдельности требует применения специальных методов.... Как отечественный, так и зарубежный опыт (МН «Уса - Ухта- Ярославль», МН «Узень-Атырау-Самара») показали возможность снижения температуры нефти на перегонах «горячего» нефтепровода за счет увеличения объемов более тяжелых вязких нефтей в партиях, ранее формируемых преимущественно из парафинистых застывающих нефтей. Для подтверждения и количественной оценки вышесказанного эффекта проведены экспериментальные исследования по оценке реологических свойств и интенсивности парафиноотложений смесей, застывающих нефтей месторождений Харьяги и высоковязкой тяжелой нефти Ярегской нефти, приготовленных в различных соотношениях. Анализ экспериментальных данных показал, что добавление застывающих парафинистых нефтей Харьягинских месторождений в тяжелую Ярегскую нефть в концентрациях 25-50% об, позволяет снизить эффективную вязкость смеси более чем в 2,5 раза при температуре 20°С без использования дополнительных специальных методов (добавление ДП, подогрев нефти для «горячей» перекачки)».

Также в статье «Узловая реологическая задача смешения нефтей для оптимального распределения грузопотоков в разветвленной сети нефтепроводов / P.P. Ташбулатов, P.M. Каримов, А.Р. Валиев, Б.Н. Мастобаев// Наука технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2018. - №5. - С. 532-539 показаны случаи экономической целесообразности смешения нефтей, имеющих разные вязкости.

На основе проведенного патентного поиска можно заключить, что в основном все существующие автоматизированные системы компаундирования нефтей осуществляются по показателям содержания серы (реже по показателям плотности).

Из уровня техники известен способ компаундирования нефтей и система его осуществления (патент РФ №2689458, опубл. 28.05.2019), в котором предложена система компаундирования нефтей, характеризующаяся тем, что включает в себя смешивающий блок, блок измерения качества нефти, запорно - регулируемую арматуру и блок анализа и управления качеством смеси нефти, при этом смешивающий блок содержит регулируемый или нерегулируемый статический смеситель, пробоотборник и патрубки для проведения замеров давления и температуры, причем пробоотборник содержит по меньшей мере пять трубок, которые гидравлически связаны блоком измерения количества нефти, данные с которого по информационным каналам передаются в блок анализа и управления качеством смешения, который обеспечивает управление приводами запорно-регулирующей арматуры и статического смесителя, при использовании регулируемого статического смесителя.

Однако, недостатком системы является, что подробно не рассмотрен принцип управления компаундированием при совместной транспортировке высоковязких и вязких нефтей, для возможности автоматизации процесса. Кроме того, расчетное значение вязкости смеси нефтей предлагается определить по формуле Вальтера, которая дает большие погрешности, до 20% по сравнении с экспериментальными данными:

lg(lg(ν_СM+k)=alg(lg(ν₁+к))+blg(lg(ν₂+к)),

где а и b - доля сортов нефти №1 и №2 в смеси;

к=0,6 - коэффициент, применяемой при перекачке нефти с вязкостью более 2,0 сСт.

При перекачке нефтей по магистральным нефтепроводам важным фактором является их вязкость, влияющая на гидродинамические параметры перекачки. Поэтому, в случае необходимости смешения необходима такая система компаундирования, которая смогла бы обеспечить формирование смесей не превышающего некоторого заданного значения вязкости смеси для энергоэффективных режимов перекачки по магистральным трубопроводам. Для этого предлагаем использовать для расчета вязкости смеси нефтей модифицированное уравнение Вальтера с учетом выполнения предварительных лабораторных замеров вязкости смесей для уточнения введенного эмпирического коэффициента μ'_v. Уточнение формулы Вальтера эмпирическими данными позволяет снизить погрешность определения вязкости смеси до 5%.

Модифицированное уравнение Вальтера

lg(lg(μ_mix+μ'_v)=x₁lg(lg(μ₁+μ'_v))+x₂lg(lg(μ₂+μ'_v)), (1)

где μ'_v - мнимое изменение вязкости, при прибавлении которого к истинным значениям вязкостей процесс смесеобразования достаточно точно описывается логарифмическим уравнением Вальтера (Ташбулатов Р. Р. Прогнозирование вязкостно-температурных характеристик течения смесей при совместной транспортировке различных нефтей в системе магистральных нефтепроводов: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Ташбулатов Радмир Расулевич. - Уфа, 2019. - 135 с).

Исходя из определенных на вискозиметре коэффициентов динамической вязкости каждого из компонентов отдельно, а также бинарной смеси нефтей в зависимости от концентраций исходных компонентов, можно подобрать коэффициент μ'_v методом наименьших квадратов. Полученные результаты дают небольшую погрешность в сравнении с фактическими, определенных с помощью вискозиметра.

На основе модифированного уравнения Вальтера для определения вязкости смеси можно получить уравнения, которое можно использовать для принципа управления компаундированием по соотношению компонентов.

Предлагается система компаундирования двух потоков нефтей по показателям вязкости. При этом важно правильно подобрать вискозиметры на потоке, учитывая, что нефть в одном трубопроводе может быть тяжелой и высоковязкой, а в другом трубопроводе может быть вязкой и высокопарафинистой. Вязкость нефти зависит от температуры подогрева и поэтому одна и та же нефть в зависимости от температуры может быть и вязкой и высоковязкой. Поскольку температура нефти в каждом потоке, поступающих на смешение и в смешанном потоке может быть разной, то в блоке управления в вычислительном устройстве должна быть предусмотрена приведение вязкости к стандартным условиям для возможности их сравнения или к условиям температуры для одного из потоков, например, для смешанного потока. Наиболее подходят для измерения вязкости следующие вискозиметры на потоке: поточные ротационные вискозиметры или погружные вибрационные вискозиметры.

Поскольку вязкость зависит от температуры, необходимо производить пересчет вязкости при стандартной температуре.

Наиболее точно вязкостно-температурная зависимость определяется по формуле Вальтера

где ν₂₀ - вязкость при 20°С, сСт;

А, В - постоянные, определяемые по двум известным значениям вязкости 1 и 2 при температурах, соответственно, T₁ и Т₂ (в градусах Кельвина).

Технической проблемой изобретения является создание автоматизированной системы управления компаундированием высоковязких нефтей (ВВН) и вязких нефтей (ВН) с достижением следующего технического результата: обеспечение поддержания заданных показателей качества компаундированной нефти, обеспечение контроля давления и поддержания давления не ниже заданного минимального значения в нефтепроводе высоковязкой нефти при подкачке высоковязкой нефти в поток вязкой нефти для компаундирования, обеспечение учета количества нефти, направляемой потребителю по общей магистрали, и количества высоковязкой нефти.

Достижение технического результата зависит от значения вязкости высоковязкой нефти, что обуславливает разные технологии перекачки высоковязкой нефти.

При этом, возможны 2 варианта:

1 вариант, когда значение вязкости находится в пределах от 30 до 100 мПа⋅с в потоке высоковязкой нефти. При этих значениях вязкости, как правило, для подкачки высоковязкой нефти в поток вязкой нефти применяются на нефтеперекачивающей станции (НПС) центробежные насосные агрегаты и регулирование режимов перекачки, как правило, осуществляется изменением положения заслонок регулятора расхода и давления, т.е. применяя метод дросселирования, можно и применять для регулирования режимов перекачки метод изменения частоты вращения вала насоса, что в свою очередь можно обеспечить применяя электродвигатели с частотно-регулируемом приводом (ЧРП) или применяя гидравлические муфты или мультипликаторы.

2 вариант, когда значение вязкости находится в пределах выше 100 и более 200 мПа⋅с в потоке высоковязкой нефти. При этих значениях вязкости для откачки высоковязкой нефти из резервуара и подкачки в узел смешения целесообразно использовать винтовые насосы, регулирование режима перекачки которых можно обеспечить с применением ЧРП. Необходимо отметить, что высоковязкие нефти могут перекачиваться с предварительным подогревом, при необходимости, в зависимости от значения вязкости и содержания асфальтосмолистых и парафиновых веществ.

Рассмотрим вариант, когда для откачки высоковязкой нефти из резервуара и подкачки в узел смешения целесообразно использовать насосные агрегаты с ЧРП, которые могут быть центробежными или винтовыми в зависимости от значения вязкости в потоке высоковязкой нефти.

Технический результат достигается тем, что автоматизированная система управления процессом компаундирования высоковязкой и вязкой нефти содержит, по крайней мере, два нефтепровода, по которым перекачиваются разносортные нефти, которые поступают в емкость для смешения, и нефтепровод для смешанной нефти, при этом согласно изобретению, поток ВВН нефти подкачивается в поток ВН насосным агрегатом, например, винтовым или центробежным, с частотно-регулируемом приводом (ЧРП), на нефтепроводе ВВН нефти установлен блок измерения параметров потока высоковязкой нефти, измеритель расхода, блок измерения качества (БИК) с установленным вискозиметром, на нефтепроводе ВН установлен БИК с вискозиметром, на нефтепроводе для смешанной нефти установлены измеритель расхода, блок измерения качества с установленным вискозиметром; система содержит блок управления, содержащий контроллер и вычислительные устройства, взаимосвязанные с измерителем расхода на нефтепроводе высоковязкой нефти, с измерителем расхода на нефтепроводе для смешанной нефти и с БИК каждого потока, информационные выходы измерителей расхода высоковязкой нефти и расхода смешанной нефти, блока измерения параметров потока высоковязкой нефти, вискозиметров в БИК высоковязкой, вязкой и смешанной нефти соединены с блоком управления, информационный выход которого воздействует на параметры электропривода и изменяет частоту вращения привода насоса и тем самым осуществляет регулирование расхода и давления.

В качестве емкости для смешения используют приемный коллектор подпорной насосной нефтепровода с вязкой нефтью, что позволяет получить однородную смесь по всем показателям качества после прохождения смеси через подпорные насосы.

Значение настройки регулятора расхода и давления для поддержания давления на линии высоковязкой нефти не ниже минимального значения выбирается равной величине давления, обеспечивающего достоверность показания измерителя расхода (условие бескавитационного режима работы расходомеров).

В блоке управления предусмотрена световая или звуковая сигнализации для оповещения персонала об отклонениях, обнаруженных блоком измерения параметров потока высоковязкой нефти, блоком измерения качества потока смешанной нефти, измеренных показателей указанных потоков от заданных значений.

Блок управления содержит для компенсации инерционности системы и повышения оперативности регулирования, дополнительные вычислительные устройства соотношения расхода высоковязкой нефти к расходу потока смешанной нефти, определяющие по специальному алгоритму требуемое значение производительности потока высоковязкой нефти, при котором будет обеспечиваться на смешанном потоке значение вязкости, равное заданному значению. Соотношение расходов необходимо для возможности оперативности регулирования значения вязкости и поддержания значения вязкости в потоке смешанной нефти в пределах заданного значения по специальному алгоритму. Для учета количества высоковязкой нефти и нефти, подаваемой в нефтепровод для смешанной нефти, система содержит вычислительное устройство, взаимосвязанное с измерителем расхода потока высоковязкой нефти и измерителем расхода потока смешанной нефти.

В блоке измерения качества устанавливаются поточные ротационные вискозиметры или погружные вибрационные вискозиметры. В блоке управления предусмотрено приведение значения вязкости и плотности на потоках высоковязкой, вязкой нефти и смешанного потока к стандартным условиям или к температуре смешанного потока для возможности сравнения.

На фиг. 1 представлена принципиальная технологическая схема системы компаундирования высоковязких нефтей на НПС, на фиг. 2 - функциональная схема автоматизации по данному предложению.

Система содержит 1, 2 нефтепроводы для высоковязкой, вязкой нефти, соответственно; 3 - блок измерения параметров потока высоковязкой нефти (давления); 4вв, 5 см - измерители расхода, соответственно, на линии высоковязкой нефти и потока смешанной нефти; 6 - емкость для смешения; 7вв, 8в, 9 см - блоки измерения качества (БИК) на линии высоковязкой, вязкой нефти и потока смешанной нефти (вискозиметры), соответственно; 10 - блок управления (БУ), 11 - резервуарный парк НПС для высоковязкой нефти; 12 - нефтепровод для смешанной нефти; 13 - подпорная насосная; 14 - подпорный насос; 15 - основная насосная. Индексы при цифрах «см», «в», «вв» означают для потока смешанной нефти, высоковязкой и вязкой нефти, соответственно.

Блок 10 управления включает в себя вычислительные устройства ВУ 16, ВУ 17, ВУ 18 и контроллер К 19, ячейку памяти вычислителей 18, где хранятся результаты вычисления, в дальнейшем эти результаты используются контроллером К 19.

Система автоматически отслеживает (контролирует) давление на линии высоковязкой нефти с точки зрения обеспечения бескавитационной работы расходомеров узла учета нефти для обеспечения достоверности показаний. Система автоматически поддерживает давление Р на узле учета

Р≥Р_min,

где Р_min - минимальное значение давление на узле учета, при котором и выше которого будет обеспечиваться бескавитационный режим работы турбинных преобразователей расхода. Значение минимального давления, при котором будет обеспечиваться нормальная бескавитационная работа измерителей расхода вычисляется по формуле, приведенной в работах (А.Ш. Фатхутдинов, М.А. Слепян. Н.И. Ханов и др. «Автоматизированный учет нефти и нефтепродуктов при добыче транспортировке и переработке». Москва, Недра. 2002, стр. 205),

P_min=2,06 Ру+2 ΔР_ТПР,

где P_min - минимальное избыточное давление в выходном коллекторе СИКН, МПа, (измерителя расхода), Ру - абсолютное давление насыщенных паров при максимальной температуре нефти на СИКН, МПа,

ΔР_ТПР - перепад давления в преобразователе расхода (измерителя расхода)

По данному техническому решению предусматривается 2 алгоритма управления. Рассмотрим первый алгоритм управления - путем дискретного изменения частоты вращения вала насоса.

Потоки вязкой и высоковязкой нефти поступают по соответствующим нефтепроводам 1 и 2 в приемный коллектор подпорной насосной нефтепровода с вязкой нефтью, где осуществляется их смешение, после чего поток смешанной нефти подается в нефтепровод 12 для смешанной нефти для дальнейшей транспортировки ее потребителю. При этом, установленные в БИК 7вв, 8в, 9 см вискозиметры производят непрерывное измерение показателей вязкости на каждом трубопроводе и передают информационный сигнал в блок 10 управления, где они сравниваются с заданным значением показателя вязкости. Также в блок 10 управления поступают данные с измерителей 4вв, 5 см расхода на потоках высоковязкой и смешанной нефтей, производится вычисление соотношений их расходов.

При показателе вязкости в нефтепроводе 12 для смешанной нефти выше заданного значения блок 10 управления дает сигнал на ЧРП насоса высоковязкой нефти для снижения частоты вращения на некоторую величину для уменьшения расхода потока нефти в нефтепроводе 1. Изменение расхода потока в нефтепроводе 1 приводит к изменению вязкости в смешанном потоке нефти, поступающей в нефтепровод 12 для смешанной нефти. Результаты измерений с вискозиметра блока 9 см измерения качества подаются в блок 10 управления, где они сравниваются с заранее заданными предельными значениями. Если после первого шага регулирования значение вязкости на смешанном потоке окажется ниже заданного значения, то блок 10 управления воздействует на ЧРП для увеличения частоты вращения ротора насоса. Процесс регулирования производится до тех пор, пока коэффициент вязкости в смешанном потоке не достигнет заданного значения.

Однако при этом алгоритме управления процесс регулирования будет длительным. Данный алгоритм больше подходит при регулировании по параметру плотности, так как плотность смеси подчиняется правилу аддитивности, т.е. прямой пропорциональности. Однако вязкость смеси нефтей не подчиняется закону прямой пропорциональности от соотношения компонентов и поэтому принцип регулирования по правилу прямой пропорциональности будет затруднительным для настройки регулирования. При изменении частоты вращения ЧРП на некоторую величину регулирование обеспечивается дискретно и занимает определенное время. Например, если значение вязкости смеси меньше заданного значения, то ЧРП увеличивает частоту вращения вала насоса на некоторую величину (которая определяется при настройке) и результат регулирования будет известен через некоторое время за счет инерционности системы, связанной с расстоянием от точки смешения потоков до места установки блока измерения качества с установленным вискозиметром, т.е. поток с новым значением вязкости после регулирования подходит к блоку 9 см измерения качества (БИК) потока смешанной нефти через время, которое равно отношению расстояния от точки смешения и до места установки БИК и скорости потока, и время еще увеличивается на дискретность измерения значения вязкости вискозиметром (согласно инструкции по эксплуатации вибрационных вискозиметров измерение осуществляется за небольшое время (мгновенно) и можно не учитывать). Новое значение вязкости в потоке смешанной нефти может быть больше заданного значения, тогда блок 10 управления дает управляющее воздействие на ЧРП для снижения частоты вращения вала насоса на некоторую величину (которая определяется при настройке) и снова значение вязкости может быть меньше или больше заданного значения. Таким образом, регулирование будет дискретным с определенным шагом и требует некоторого времени, пока не установится на смешанном потоке значение вязкости, равное заданной величине. Периодичность выполнения замеров и, как следствие, частота выполнения корректировок производительности компаундирования зависит от изменения режима перекачки или значения вязкости в трубопроводах высоковязкой и вязкой нефти и складывается из следующих составляющих:

- продолжительность движения компаундированной нефти от точки смешения нефтей (приемный коллектор подпорной насосной) до БИК (до вискозиметра) t_смеси;

- время определения вязкости вискозиметром - t_{вискозиметр};

- время выдачи управляющего воздействия на ЧРП- t_чрп.

Таким образом, данный временной интервал составляет

Т= t_смеси+ t_{вискозиметр} + t_чрп.

Например, если расстояние от приемной линии подпорной насосной (емкости смешения) до блока измерения качества смешанной нефти, где определяется качество нефти, в том числе значение вязкости, принять 300 метров, а среднюю скорость потока примерно 1,2 м/с, то результат регулирования после изменения частоты вращения вала насоса на некоторую величину будет известен через время, равное

Для устранения этого недостатка целесообразно ввести вычислительное устройство в БУ для вычисления требуемого значения соотношения расходов на линии подкачки высоковязкой нефти и потока смешанной нефти, (т.е. необходимой доли количества высоковязкой нефти, подаваемой на смешение в общем количестве смешанной нефти) и с помощью ЧРП установить расход таким образом, чтобы на измерителе расхода потока высоковязкой нефти было установлено это требуемое значение расхода. Зная требуемое значение расхода подкачки высоковязкой нефти можно вычислить необходимую частоту n вращения вала насоса и БУ по специальному алгоритму с помощью ЧРП установит эту необходимую частоту, при которой на потоке смешанной нефти будет значение вязкости, равное заданному значению для возможности плавного регулирования вязкости.

Принцип регулирования показателя вязкости смеси нефтей изменением расхода.

Из уравнения (1) выразим динамической коэффициент вязкости смешанной нефти

Из соотношения (2) видно, что регулирование значения вязкости смеси μ_mix можно осуществлять путем изменения соотношения расхода потока высоковязкой нефти х₁.

В тех случаях, когда показатели вязкости на потоке смешанной нефти уменьшаются и становятся меньше заданного значения μ_зад, система автоматики воздействует на ЧРП насоса на потоке высоковязкой нефти для увеличения частоты вращения, что приведет к увеличению вязкости на смешанном потоке. Если же показание вискозиметра μ_mix превышает μ_зад, то система автоматики воздействует на ЧРП насоса на потоке высоковязкой нефти для снижения частоты вращения, при котором будет обеспечен расход, необходимый для поддержания значения вязкости μ_mix равное заданному значению μ_зад.

Из уравнения (1) находим долю первого компонента в смеси, применяя свойство разности и деления логарифмов, с одинаковыми основаниями, после преобразований, получим

Таким образом, зная значения вязкости на потоках высоковязкой, вязкой и смешанной нефтей, можно определить долю первого и второго компонента смешения для получения смеси заданной вязкости.

Показатели вязкости в смешанном и входящих потоках определяются вискозиметрами на потоках непрерывно.

Рассмотрим более подробно предлагаемый алгоритм процесса регулирования.

Соотношение (3) показывает, что значение вязкости смеси зависит от соотношения массового расхода высоковязкой нефти к массовому расходу смеси нетей. Этот принцип используется для автоматизации процесса управления компаундированием. Требуемое значение производительности подкачки высоковязкой нефти к потоку вязкой нефти определяется по зависимости

где μ_{mix зад} - заданное значение коэффициента вязкости смешанного потока.

Поскольку расходомером производится измерение объемного расхода, то необходимо вычислить значение требуемого расхода потока высоковязкой нефти в объемных единицах. Поэтому значение объемного расхода будет равно

Блок управления, воздействуя на ЧРП, установит это значение объемного расхода путем изменения частоты вращения вала насоса, при которой будет обеспечиваться требуемое значение коэффициента вязкости на смешанном потоке -

Рассмотрим зависимость изменения расхода насосов от частоты вращения ротора насоса. Для центробежных насосных агрегатов известно из теории подобия, что изменение частоты вращения рабочего колеса влияет прямо пропорционально на изменение подачи, из этого условия имеем

где - n₁- изменившаяся частота вращения вала, об/мин;

n₀ - текущая частота вращения вала, об/мин; Q₀- действительная подача при текущих оборотах вала, м³/ч;

В статье «Разработка математической модели винтовых насосных агрегатов, адаптированной под расчетно-вычислительные комплексы», В.Н. Сивашова, В.В. Казаков, Н.К. Украдыженко, В.А. Швечков, В.В. Южанин// Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефепродуктов. 2023 т.13. №2. С. 142-151, получена формула для двухвинтового насоса НВГ 260-88 ВОТ4 (ДВН):

где n₀ - текущая частота вращения вала, об/мин; n₁ - изменившаяся частота вращения вала, об/мин; Q₀- действительная подача при текущих оборотах вала, м³/ч; Q₁ - действительная подача при изменившихся оборотах вала, м³/ч;

⁰Е₀ - первоначальная вязкость жидкости в градусах Энглера;

⁰Е₁ - изменившаяся вязкость жидкости в градусах Энглера; ρ₀ - плотность жидкости при текущем режиме работы ДВН, кг/м³; ρ₁ - изменившаяся плотность жидкости, кг/м³; К - коэффициент подобия теоретической подачи, м³, К=0,3472 м³.

Когда значения вязкости, плотности и температуры нефти остаются без изменения, из соотношения (10), после преобразования, получим выражение для расчета изменившейся частоты вращения вала насоса при которой подача насоса будет Q₁

Рассмотрим принцип регулирования по показателю качества - по плотности. Значение плотности при смешении подчиняются закону аддитивности (прямой пропорциональности), с учетом этого уравнение материального баланса будет иметь вид, для плотности

Q_ВВН ⋅ ρ_ВВН+Q_ВН⋅ ρ_ВН=Q_СМ ⋅ ρ_СМ (12),

где, Q_СМ, Q_ВВН, Q_ВН - объемный расход потока смешанной, вязкой, высоковязкой нефти, соответственно;

ρ_ВВН, ρ_ВН, ρ_СМ - значение плотности в потоках вязкой, высоковязкой и потока смешанной нефти, соответственно.

С учетом Q_ВВН + Q_ВН = Q_СМ при условии, что нефти не имеют аномальные свойства и при смешении не дают «усадку», из уравнения (12), получим формулу для расчета зависимости плотности нефти в потоках от соотношения расходов потока высоковязкой нефти и смешанной нефти

или

где ρ_ВВН, ρ_ВН, ρ_СМ - значение плотности в потоках высоковязкой, вязкой и потока смешанной нефти, соответственно, в кг/м³;

Соотношение (14), показывает, что регулировать значение плотности на потоке смешанной нефти можно обеспечить изменением соотношения производительностей потока высоковязкой нефти к производительности на потоке смешанной нефти.

Требуемое значение производительности подкачки высоковязкой нефти к потоку вязкой нефти при регулировании по плотности смеси определяется по зависимости

где ρ_СМзад - заданное значение плотности нефти на смешанном потоке.

Система работает следующим образом.

Потоки высоковязкой и вязкой нефтей поступают соответственно по нефтепроводам 1 и 2 в емкость 6 для смешения, например, приемный коллектор подпорной насосной нефтепровода с вязкой нефтью, где осуществляется их смешение, после чего поток смешанной нефти подается в нефтепровод 12 для смешанной нефти для дальнейшей транспортировки ее потребителю. В процессе смешения блок 3 измерения параметров потока высоковязкой нефти (датчик давления), блок 7вв измерения качества на линии высоковязкой нефти измеряют непрерывно давление и значения вязкости и плотности потока высоковязкой нефти в нефтепроводе 1, блок 8в измерения качества на линии вязкой нефти измеряет непрерывно вязкость и плотность в потоке вязкой нефти в нефтепроводе 2, блок 9 см измерения качества нефти на потоке смешанной нефти производит непрерывное измерение вязкости и плотности в потоке смешанной нефти. Результаты измерений с выходов блоков 3, 7вв, 8в, 9 см подаются в блок 10 управления.

В ячейке памяти контроллера К19 (фиг. 2) устанавливается заданное значения вязкости или плотности, за пределы которого нельзя допустить увеличение значения вязкости или плотности. Поступившая информация по текущему значению вязкости (или плотности) сравнивается с заданными значениями. Если текущее значение меньше, чем заданное μ_см<μ_mixзад, то система управления дает сигнал на ЧРП для увеличения числа оборотов вала насоса до тех пор, пока не будет достигнуто равенство текущего значения и заданного значения вязкости μ_см =μ_mixзад. Если текущее значение вязкости больше, чем заданное μ_см >μ_mixзад система управления дает сигнал на ЧРП для уменьшения числа оборотов вала насоса, пока не будет достигнуто равенство текущего и заданного значений вязкости μ_см =μ_mixзад. Таким образом, система будет поддерживать заданное значение вязкости на потоке смешанной нефти - это первый алгоритм управления.

При таком алгоритме управления, как было описано выше, имеется недостаток управления, связанный с инерционностью системы, и время выхода системы на заданное значение показателей качества увеличивается и может составить продолжительное время. Второй алгоритм управления лишен этого недостатка. Рассмотрим этот алгоритм управления.

В блок 10 управления (ВУ 16) поступают сигналы с измерителя 4вв расхода и измерителя 5 см расхода о величине расхода соответственно потока высоковязкой нефти в нефтепроводе 1 и расхода потока смешанной нефти в нефтепроводе 12, далее вычисляется соотношение расходов потока высоковязкой нефти к потоку смешанной нефти, которые хранятся в ячейке памяти 18 вычислителя. Для вычисления по формулам (5 и 15) требуемого значения производительности потока высоковязкой нефти в вычислительное устройство ВУ 17 и ВУ 18 информация автоматически поступает с измерителей расхода 4вв, 5 см, с БИК 7вв, 8в, 9 см значений вязкости и плотности, в потоках высоковязкой, вязкой и смешанной нефти, соответственно. В вычислительное устройство ВУ18 также поступает информация по текущему значению частоты вращения вала насоса для расчета необходимой частоты вращения вала насоса по формулам (9) и (11), и контроллер К 19 блока 10 управления системы компаундирования, воздействуя на ЧРП, установит частоту вращения вала насоса, при которой производительность потока высоковязкой нефти будет равна требуемому значению, и значения вязкости или плотности будут равны заданным значениям.

В том случае, когда в процессе смешения изменяются качественные показатели потока высоковязкой нефти и/или смешанной нефти, или значения давления в нефтепроводе 1, т.е. значение вязкости в потоке смешанной нефти или плотности потока смешанной нефти отклоняются от заданных значений, блок 10 управления осуществляет регулирование процессом компаундирования.

При снижении давления до значения равного Р=Р_min, в нефтепроводе 1, блок 10 управления путем подачи управляющего сигнала и, воздействуя на ЧРП, регулирует давление на потоке высоковязкой нефти. Указанное воздействие производится блоком 10 управления с использованием измеряемых датчиком давления блока 3 значений, до установления величины давления в нефтепроводе 1 выше значения, соответствующего режиму испарения - порогу кавитации. Повышение давления на потоке высоковязкой нефти путем увеличения частоты вращения ротора насоса приводит к увеличению производительности потока высоковязкой нефти, что приведет к увеличению вязкости (плотности) на потоке смешанной нефти, и это обстоятельство необходимо учитывать при проектировании и настройке системы компаундирования.

При значении вязкости в потоке смешанной нефти больше заданного предельно допустимого значения блок 10 управления воздействуя на ЧРП, уменьшает частоту вращения вала насоса, тем самым уменьшается расход потока нефти в нефтепроводе 1. Изменение расхода потока в нефтепроводе 1 приводит к изменению значения вязкости в потоке смешанной нефти, поступающей в нефтепровод 12 для смешанной нефти, что регистрируется вискозиметром в составе БИК 9 см, осуществляющего непрерывный контроль состава потока в нефтепроводе 12 для смешанной нефти.

В процессе компаундирования возникают ситуации, когда происходит изменение расходов потоков в нефтепроводах 1 и 2, что связано с производительностью подкачки нефти, поступающей на смешение по этим нефтепроводам. В том случае, когда качество потока смешанной нефти не удовлетворяет требуемым показателям, т.е. значение вязкости и плотности этого потока не соответствуют заданным значениям, в системе предусмотрено осуществление регулирования процессом смешения по показателям соотношения расходов потоков высоковязкой нефти и потока смешанной нефти.

Первая ситуация: при неизменном расходе потока нефти в нефтепроводе 1, расход нефти в нефтепроводе 12 для смешанной нефти увеличился. Это свидетельствует о том, что количество вязкой нефти в смеси увеличилось, следовательно, значение вязкости может быть ниже заданного. Ситуация вторая: расход потока нефти в нефтепроводе 1 уменьшился, а расход потока в нефтепроводе 12 для смешанной нефти остался неизменным, т.е. значение вязкости может быть ниже заданного. В обоих случаях значение вязкости может быть ниже заданного значения, т.е. смесь нефтей будет иметь запас по качеству. Система регулирования вычисляет необходимое значение соотношения расходов высоковязкой нефти к потоку смешанной нефти и конкретное значение производительности потока высоковязкой нефти (в обоих случаях увеличение производительности потока высоковязкой нефти), и блок 10 управления дает управляющее воздействие на ЧРП. Если нет возможности увеличения производительности потока высоковязкой нефти, то диспетчер нефтепроводного управления может принять решение об уменьшении производительности перекачки вязкой нефти.

Третья ситуация: при неизменном расходе потока нефти в нефтепроводе 1 расход нефти в нефтепроводе 12 для смешанной нефти уменьшился. Это свидетельствует о том, что количество вязкой нефти в смеси уменьшилось, а, следовательно, значение вязкости на смешанном потоке может быть больше заданного значения. Ситуация четвертая: расход потока нефти в нефтепроводе 1 увеличился, а расход потока в нефтепроводе 12 для смешанной нефти остался неизменным, что приведет к увеличению вязкости выше заданного значения. Для уменьшения значения вязкости на смешанном потоке в обоих случаях необходимо уменьшить производительность подкачки потока высоковязкой нефти. Если в результате этого может быть невыполнение плановых показателей перекачки, то диспетчер нефтепроводного управления может принять решение увеличить производительность перекачки вязкой нефти, не уменьшая производительность подкачки высоковязкой нефти.

Заявленная система позволяет осуществлять контроль состава потока нефти, отпускаемой потребителю, регулирование процесса компаундирования потоков нефти, состав которых отличается по показателям плотности и вязкости, обеспечить поддержание заданных показателей качества компаундированной нефти, вести учет количества потока высоковязкой нефти и количества нефти, направляемой потребителю.

Изобретение относится к средствам автоматизации и может быть использовано в трубопроводном транспорте для компаундирования потока вязкой нефти. Изобретение обеспечивает поддержание заданных показателей качества компаундированной нефти, контроль и поддержание давления не ниже заданного минимального значения в нефтепроводе с высоковязкой нефтью при подкачке вязких нефтей в поток высоковязких нефтей для компаундирования, обеспечение учета количества нефти, направляемой потребителю по общей магистрали, и количества высоковязкой нефти. В предложенной автоматизированной системе управления процессом компаундирования разносортные нефти поступают в емкость для смешения, затем направляется потребителю. При этом поток высоковязкой нефти подкачивается в поток вязкой нефти. На нефтепроводе высоковязкой нефти установлен блок измерения параметров потока высоковязкой нефти, измеритель расхода, блок измерения качества с установленным вискозиметром, винтовой или центробежный насосный агрегат с частотно-регулируемым приводом (ЧРП). На нефтепроводе вязкой нефти установлен блок измерения качества с вискозиметром. На нефтепроводе для смешанной нефти установлены измеритель расхода, блок измерения качества с установленным вискозиметром. Система содержит блок управления, содержащий контроллер и вычислительные устройства, взаимосвязанные с измерителем расхода на нефтепроводе высоковязкой нефти, и измерителем расхода на нефтепроводе для смешанной нефти, с блоками измерения качества на каждом потоке. Информационные выходы измерителей расхода высоковязкой нефти и расхода смешанной нефти, блока измерения параметров потока высоковязкой нефти, блоков измерения качества нефти с установленными вискозиметрами соединены с блоком управления, информационный выход которого воздействует на ЧРП насосного агрегата для регулирования расхода и давления на линии потока высоковязкой нефти. 7 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Автоматизированная система управления процессом компаундирования вязких и высоковязких нефтей, содержащая, по крайней мере, два нефтепровода, по которым перекачиваются разносортные нефти, которые поступают в емкость для смешения и нефтепровод для смешанной нефти, отличающаяся тем, что поток высоковязкой нефти подкачивается в поток вязкой нефти, на нефтепроводе высоковязкой нефти установлены блок измерения параметров потока высоковязкой нефти, измеритель расхода, блок измерения качества с установленным вискозиметром, винтовой или центробежный насосный агрегат с частотно-регулируемым приводом, на нефтепроводе вязкой нефти установлен блок измерения качества с установленным вискозиметром, на нефтепроводе для смешанной нефти установлены измеритель расхода, блок измерения качества с установленным вискозиметром; система содержит блок управления, содержащий контроллер и вычислительные устройства, взаимосвязанные с измерителем расхода на нефтепроводе высоковязкой нефти и измерителем расхода на нефтепроводе для смешанной нефти, с блоками измерения качества на каждом потоке, при этом информационные выходы измерителей расхода высоковязкой нефти и расхода смешанной нефти, блока измерения параметров потока высоковязкой нефти, блоков измерения качества нефти с установленными вискозиметрами на потоках высоковязкой, вязкой нефти и смешанного потока соединены с блоком управления, информационный выход которого воздействует на частотно-регулируемый привод насосного агрегата для регулирования расхода и давления на линии потока высоковязкой нефти.

2. Система по п. 1, отличающаяся тем, что блок управления содержит для компенсации инерционности системы и повышения оперативности регулирования дополнительные вычислительные устройства соотношения расхода высоковязкой нефти к расходу потока смешанной нефти, определяющие по специальному алгоритму требуемое значение производительности потока высоковязкой нефти, при котором на потоке смешанной нефти будет обеспечиваться значение вязкости и/или плотности, равное заданному значению.

3. Система по п. 1, отличающаяся тем, что в качестве емкости для смешения используют приемный коллектор подпорной насосной нефтепровода с вязкой нефтью.

4. Система по п. 1, отличающаяся тем, что значение настройки регулятора расхода и давления для поддержания давления на линии высоковязкой нефти не ниже минимального значения принимается равной величине давления, обеспечивающего достоверность показания измерителя расхода.

5. Система по п. 1, отличающаяся тем, что в блоке управления предусмотрена световая или звуковая сигнализации для оповещения персонала об отклонениях, обнаруженных блоком измерения параметра потока высоковязкой нефти, блоком измерения качества потока смешанной нефти, измеренных показателей указанных потоков от заданных значений.

6. Система по п. 1, отличающаяся тем, что в вычислительном устройстве, взаимосвязанном с измерителем расхода потока высоковязкой нефти и измерителем расхода потока смешанной нефти, ведется учет количества высоковязкой нефти, вовлеченного на компаундирование, и количества перекаченного потока смешанной нефти.

7. Система по п. 1, отличающаяся тем, что в блоке измерения качества устанавливаются поточные ротационные вискозиметры или погружные вибрационные вискозиметры.

8. Система по п. 1, отличающаяся тем, что в блоке управления предусмотрено приведение значения вязкости и плотности на потоках высоковязкой, вязкой нефти и смешанного потока к стандартным условиям или к температуре смешанного потока для возможности сравнения.