Реализация системной модели процесса дренирования многофазных нефтяных смесей

УДК 622.692.23:543.05

В. С. Баталов

Реализация системной модели процесса дренирования многофазных нефтяных смесей

Уфимский филиал Оренбургского 450077, Уфа, ул.

Предложена системная модель процессов дренирования многофазных нефтяных смесей на базе четырех этапов реализации. Выработанный системный подход позволяет разработать многоконтурные и многосвязные системы автоматического регулирования с каналами прямых, перекрестных и обратных связей. Полученные структуры сложных систем позволяют улучшить качество управления в условиях повышения надежности их функционирования.

Ключевые слова: процесс дренирования, многоконтурные и многосвязные системы автоматического регулирования, управляющая информационно-измерительная система.

Совершенствование технологического процесса промысловой подготовки нефти основано на сборе скважинной нефтяной продукции в отстойном аппарате установки подготовки нефти (УПН) с последующим дренированием расслоенных фаз нефти и воды по результатам непрерывного контроля динамического уровня раздела этих фаз 1-3. В качестве датчиков уровня широко применяются индуктивные 1 3' 4 и емкостные 3' 5 типы датчиков. Однако такая упрощенная технология дренирования неадекватно соответствует условиям многофазности и многокомпонентности нефтяных смесей, не отвечает требованиям статических и динамических свойств системы дренирования, а также глубине очистки нефти и ее сопутствующих фаз.

Целью ланной работы является создание системной модели процесса дренирования и разработка на ее основе новых технологий глубокой очистки нефти, а также сопутствующих фаз. К последним видам относятся процессы очистки промысловой воды для обратной закачки ее в пласт, а также сепарации газообразной фазы и твердой фазы механических примесей для утилизации. В технической реализации этих условий требуется создание полнофункциональных многоконтурных (МСАР) и многосвязных (МИМСАР) систем автоматического регулирования с повышенными показателями качества управления и надежности.

государственного университета пр. Октября, 67

Поставленную задачу можно решить только в основе учета общесистемных свойств проектируемых объектов дренирования. При разработке системной модели по совершенной технологии дренирования многофазных сред должны учитываться такие основные общесистемные свойства 6, как целостность и члени-мость системы, устойчивость связей, упорядоченность (организация), наличие интегратив-ных свойств, цели функционирования и развития. Последние три из них в большей степени раскрывают специфику функционирования МСАР и МИМСАР.

Исходя из перечисленных требований, системную модель процесса дренирования многофазных сред на УПН можно представить (рис. 1) в совокупности 4-х составных этапов: определение статических (I) и динамических (II) свойств системы; перестройки структуры системы (III); моделирования (IV). Рассмотрим реализуемость совершенных структур МСАР и МИМСАР на системной основе перечисленных этапов модели 7.

Дата поступления 17.12.07

Рис. 1. Системная модель технологии дренирования многофазных нефтяных сред: SP APO и DP APO — множества статических и динамических свойств УПН; D — множество процессов дренирования; Alg — алгоритм перехода на новый процесс; Simulation — моделирование; SSI — первоначальные исследования множества расслоенных сред hi в статическом режиме работы УПН; DSI — текущие исследования множества расслоенных сред hi в динамическом режиме работы УПН; GSI — уточненные исследования множества расслоенных сред hi в динамическом режиме работы УПН

На первом этапе определяется необходимый перечень технологического оборудования

при выполнении установленных функций УПН, определяющий множество ее статических свойств 5Р АРО в простейшей реализации МСАР. Устройство МСАР процессом дренирования многофазных сред содержит (рис. 2) следующие основные элементы: отстойник 1, включающий входной коллектор 2 скважин-ной жидкости с дебитом Ос ж , а также выходные коллекторы 3, 4, 5 и 6 для дренирования фаз нефти, воды, газа и механических примесей с дебитами Он, Ов, Ог, и массы механических примесей вм п , соответственно; датчики концентраций нефти 7 и 8, эмульсий 9, воды 10, механических примесей 11 и газосодержания 12 (типа СТМ-10), измеритель давления 13 (типа Сапфир 22ЕхДи), уровнемер 14, газоуловитель 15 и управляющую информационно-измерительную систему УИИС 16.

Рис. 2. Схема обвязки отстойного аппарата в структуре УПН

Составной фазой выполнения первого этапа является (рис. 1) определение первоначальных исследований SSI множества расслоенных сред hi в статическом режиме работы УПН при калибровке его отстойного аппарата на основополагающей базе метрологического обеспечения. Этапу калибровки предшествует обоснование структуры МСАР (рис. 2) при использовании ее в конкретной ступени подготовки нефтяных продукций на нефтепромыслах 8. Если МСАР используется в условиях разделения фаз высокообводненной скважин-

ной продукции (при объемной концентрации нефти а < 0,5) то она выполняется на оборудовании УПН первой ступени. На последующих ступенях подготовки товарной нефти входной продукцией МСАР являются дебиты низкооб-водненной нефтяной продукции (при а > 0,5).

Рассмотрим наиболее сложный режим работы МСАР с входной высокообводненной скважинной продукцией, когда режим движения входного потока является приближающимся к ламинарному и состоит из разных составных структур — пузырьковой, пробковой, расслоенной и кольцевой. В связи с этим во входном потоке с постоянным дебитом присутствуют стабильные глобулы прямых и обратных водонефтяных эмульсий. Подразумевается, что для стабилизации дебита входного потока скважинной жидкости и первичной оценки количества добываемой нефтяной продукции используется групповая замерная установка типа «Спутник-А (Б)».

Калибровка формируемых слоев составных фаз среды выполняется в начальной стадии запуска УПН. При длительном заполнении отстойного аппарата 1 потоком через коллектор 2 формируются различные слои разнородных по плотностям жидкостей. В схеме обвязки входного коллектора 2 обозначена задвижка QC°™', которой можно управлять ручным способом или автоматически с выхода УИИС 16. При достижении уровня жидкости до заданной величины одновременно выполняются открытие выходной задвижки коллектора воды и измерения концентраций разнородных фаз в процессе протяжки аппаратуры датчиков по высоте отстойника.

На втором этапе динамического режима работы УПН (DP APO) выполняются текущие исследования DSI множества расслоенных сред hi в отстойнике, т. е. при взаимодействии составных элементов МСАР. При этом выполняется непрерывный процесс дренирования воды с одновременным увеличением формируемых слоев hi составных фаз. Для предотвращения аварийных ситуаций предусматривается воздушный интервал между кровлей отстойника 1 (he.3) и верхним значением динамического уровня (hg) жидкости при соблюдении условия h0 = he.3+ hg, где h0 — высота отстойника 1. В рабочем режиме МСАР значение he з определяется посредством датчика акустического уровнемера 14 при обработке сигналов с помощью УИИС 16. Таким образом, слой динамического уровня жидкости hg, контролируемый датчиком уровня 14, регистрируется в основном контуре регулирования

МСАР и составляет следующую совокупность слоев составных фаз скважинной жидкости:

hд = Им.пл. + hн + hэ + hв + hм.n.2,

где Ил

h„

.2 — слои механических примесеи лег-

кой (битумы, парафины) и тяжелой (глина, песок) фракций, соответственно;

Ин, Иэ, Ив — слои нефти, эмульсий и воды.

Слой динамического уровня жидкости Ид определяется из условия достаточности для установления времени переключения на другой дежурный отстойный аппарат при возникновении аварий или проведении регламентных работ. В длительных циклах дренирования фаз исходной высокообводненной продукции верхний слой Им пЛ на динамическом уровне может достигать до 0.1 м и более. Наиболее быстрый рост слоя механических примесей достигается в слое тяжелой фракции Им.п.2 (порядка метра и более). Величина формируемого слоя чистой нефти Ин зависит от ее объемной концентрации ан в потоке Осж^ и определяет значение объемной концентрации газа (аг) в воздушном зазоре отстойника 1.

В рабочем режиме системы регулирования предусматривается условие равенства закачиваемых дебитов скважинной продукции &с,ж. и дебитов дренируемых фаз. При этом выходной коллектор нефти 3 устанавливается на середине слоя нефти Ин. Напротив середины слоя воды Ив врезан выходной коллектор 3 для дренирования воды. Для дренирования слоя Им.п.2 в середине конусообразного днища отстойника 1 врезан выходной коллектор 6 для сброса механических примесей и сопутствующих фаз в режиме проведения регламентных работ. В заключительной части второго этапа системной модели (рис. 1) осуществляется подготовка к реализации множества процессов дренирования Д. Это выполняется до тех пор, пока в отстойнике не будет сформирован слой нефти, и, как правило, сопутствующего агента в виде газа.

На третьем этапе перестройки структуры системы выполняются уточненные исследования ОБ1 множества расслоенных сред в отстойнике и формирование алгоритма А1д дренирования Д превальвирующих слоев нефтяных продукций. При этом одновременно отключают контур дренирования воды и включают контур дренирования нефти при регистрации предельного значения измеряемой концентрации нефти.

Управление задвижками выходных коллекторов нефти 3, воды 4, газа 5 и механичес-

ких примесей 6 осуществляется с выработкой управляющих сигналов с выходов УИИС 16 в виде Qн, Qв, Qг и Ом.п., соответственно. Эти задвижки снабжены электроприводами, а также соответствующими типами компрессоров для выполнения процессов дренирования, причем каналы управления УИИС 16 выполнены в виде основных и резервируемых каналов для повышения надежности функционирования МСАР. В заключительной стадии третьего этапа выполняются операции переключений контуров дренирования воды и нефти до тех пор, пока не будет зарегистрировано предельное значение концентрации газа в отстойнике. Поэтому после дренирования воды выполняется дренирование газа, а затем нефти.

В четвертом этапе осуществляется моделирования процессов в составных контурах МСАР. Данная процедура основана на балансе входных и выходных дебитов жидкостей в УПН с учетом сжимаемости, теплового расширения и растворимости газа многофазной и многокомпонентной структуры нефти 3. Моделирование основано на обработке параметров МСАР, получаемых в предшествующих трех этапах. Выходным результатом является выработка оптимальных управляющих воздействий. Управляющие воздействия в реальном времени выполняют операции переключений контуров дренирования воды и нефти, а также воды, газа и нефти до тех пор, пока не будет зарегистрировано предельное значение концентрации механических примесей. Таким образом, в заключительной фазе функционирования МСАР осуществляется ее перевод из рабочего режима в режим проведения регламентных работ.

Принцип работы устройства по блок-схеме МСАР с высокообводненной скважинной продукцией заключается в следующем. Начало функционирования системы связано с выполнением цикла ее запуска Ьзапуска при заполнении отстойника 1 с открытой входной задвижкой потоком входной скважинной жидкостью (см. эпюры Э1 и Э2 на рис. 3). Этот цикл заканчивается при регистрации уровнемером 14 верхнего предельного значения динамического уровня, выполняется расслоение сква-жинной нефтяной продукции, слои которых фиксируются результатами измерений датчиками концентраций составных фаз 7—11.

Начало первого цикла Ьцикл1 режима работы МСАР связано с подключением контура дренирования в первом подцикле Ьподцикл1 функционирования, когда с выхода УИИС 16 вырабатывается единичный сигнал для откры-

и

32

33 _

35 I

36 I

37 Í

38 I

39

\

тцикл. 1

тподцикл1

^за^уска

I"1-»

начало Tumi ->

пуска

Рис. 3. Временные диаграммы МСАР с сигналами управления: Э1 — на входной задвижке О^Жс. скважинной продукции; Э2 — местоположения верхнего слоя динамического уровня Ь^; Э3 — на выходной задвижке воды ; Э4 — высоты слоя нефти Ин; Э5 — датчика концентрации газосодержания аг; Э6 — на выходной задвижке нефти О; Э7 — на выходной задвижке газа О; Э8 — датчика концентрации механических примесей ам п; Э9 — на выходной задвижке механических примесей Ом п.

тия задвижки воды Qв (см. Э3). Количество таких подциклов выполняется с условием последующего формирования слоя нефти Нн. После регистрации датчиками концентраций нефти 7 и 8 предельных измеряемых значений (Э4) в г-ом подцикле с выхода УИИС 16 вырабатывается управляющий сигнал открытия задвижки нефти Qн (Э6).

По мере выполнения последующих под-циклов дренирования воды и нефти на верхней части отстойника формируется слой газа. Поэтому в (т-1)-ом подцикле перед дренированием нефти выполняется дренирование газа. Причем сначала открывается задвижка газа Qг под управлением единичного сигнала с УИИС 16. В начале т-го подцикла закрывается задвижка газа Qг и открывается задвижка нефти Qн под управлением единичного сигнала с УИИС 16.

Дренирование воды, газа и нефти выполняют с манипулированием соответствующих задвижек до тех пор, пока в нижней части отстойника 1 датчиком 11 не будет зафиксирована предельная концентрация механических примесей (Э8). Этим в п-ом цикле заканчивается рабочий режим МСАР и перевод отстойника 1 в режим регламентных работ. Выполнение режима регламентных работ в цикле

tрег.раб. осуществляется с перенаправлением дебита входной скважинной жидкости из основного отстойника 1 в резервный (условно не указанный на чертеже). Поэтому здесь к началу подцикла tподцuкл1 входная задвижка Qвх закрывается (Э1). Затем с выхода УИИС 16 вырабатываются единичные сигналы для открытия задвижек Qг и Qн (Э6 и Э7). Дренирование нефти и газа выполняется до тех пор, пока не будет определено нижнее предельное значение концентрации нефти с выходов датчиков 7 и 8.

В последующем подцикле tподцuкл2 регламентных работ выполняется дренирование воды при подаче управляющего сигнала на задвижку Qв (Э3). В третьем подцикле режима регламентных работ tрег.раб. выполняется дренирование механических примесей с открытием задвижки Qм.m (Э9). После завершения режима регламентных работ отстойник 1 вновь вводят в режим запуска tзапуск (Э1-Э3), а затем в рабочий режим первого цикла функционирования МСАР и т.д.

Аналогично выполнение составных этапов системной модели (рис. 1) распространяется на более сложную структуру МИМСАР с резервируемыми УПН (рис. 4), блок-схема устройства которой содержит следующие основ-

Рис. 4. Блок-схема МИМСАР с резервируемыми УПН

ные элементы: входные основную 17 и резервную 18 МСАР; выходные МСАР дренирования нефти 19 и воды 20; асинхронный компрессор 21; УИИС16 с выходными сигналами: 22 и 23 для управления задвижками по входу отстойника 1 Q0вx в основной МСАР, а также по входу отстойника 1 Qр'x резервной МСАР 18; сигналы 24 и 25 — управления задвижками механических примесей отстойников 1 в основной 17 и резервной 18 МСАР; 26 и 27 — управления выходными задвижками воды

Qв.вых и нефти QLых отстойника резервной МСАР 18; 28 и 29 — управления выходными

задвижками воды Q0 и нефти Q0 отстой-

.вых ¿--н.вых

ника 1 основной МСАР 17; 30 и 31 — управления входными задвижками нефти Q°" и воды

н .вх

Q0вввx отстойников 1 в выходных МСАР дренирования нефти 19 и воды 20; 32 — управления выходной задвижкой механических примесей Qмn в отстойнике 1 выходной МСАР дренирования воды 20; 33 — управления выходной

задвижкой сброса воды Qoв в отстойнике 1

в.вых

МСАР дренирования воды 20; 34 — управления направлением потока в асинхронном компрессоре 21; 35 — управления выходными задвижками нефти Qoв и воды Qoн в отстой-

^н.вых ^в.вых

никах 1 МСАР дренирования воды 20 и нефти 19; 36 — управления выходной задвижкой механических примесей Q(MHn отстойника 1 МСАР дренирования нефти 19; 37 — управления выходной задвижкой сброса нефти

н.вых

в отстойнике 1 МСАР дренирования нефти 19.

Пример функционирования МИМСАР с входной высокообводненной скважинной продукцией реализуется в следующей последовательности. После предварительной сепарации и стабилизации дебита входной скважин-ной жидкости выполняется цикл запуска МИМСАР путем последовательно выполняемых подцикла запуска основной МСАР твапуск, а затем подцикла запуска резервной МСАР трапуск . После завершения этих под-циклов приступают к выполнению рабочего режима функционирования МИМСАР.

В первом подцикле первого цикла работы МИМСАР осуществляют подачу входной жидкости на основную МСАР с одновременным выполнением дренирования воды на вход МСАР дренирования воды. В следующем под-цикле переключают поток входной жидкости с основной на резервную МСАР при одновременном дренировании воды из последней на вход МСАР дренирования воды. При полном заполнении отстойника в выходной МСАР дренирования воды выполняют сброс воды в выходной коллектор.

Дренирование воды осуществляется поочередно из основной и резервной МСАР до тех пор, пока в одной из их отстойников не сформируется слой нефти, например, в основной МСАР, где выполняют дренирование нефти в выходную МСАР дренирования нефти. Переходят к подаче входной жидкости в резервную МСАР при одновременном дренировании нефти из последней на вход МСАР дренирования нефти и т.д.

Манипулируют переводами основной и резервной МСАР в режимах дренирования воды и нефти до тех пор, пока не будет заполнен отстойник в выходной МСАР дренирования нефти. При полном заполнении отстойника в выходной МСАР дренирования нефти выполняют сброс нефти в выходной коллектор. Манипулируют переводами основной и резервной МСАР в режимах дренирования воды и нефти до тех пор, пока в отстойнике одной из них не будет сформирован слой газа, например, в основной МСАР. Дренируют слой газа в выходной коллектор из основной МСАР. Переключают подачу входной жидкости в резервную МСАР с выполнением одновременного дренирования газа в выходной коллектор.

Выполняют дренирование воды, нефти и газа поочередно из основной и резервной МСАР до тех пор, пока в одном из отстойников входных МСАР, например, основной, не сформируется слой механических примесей. После этого основную МСАР выводят из режима эксплуатации в режим регламентных работ с постоянным включением входного дебита жидкости на резервную МСАР. Затем выполняют операции дренирования многофазных сред в основной и резервной МСАР в параллельных операциях выполнения режимов регламентных работ и эксплуатации соответственно. После выполнения регламентных работ основной МСАР переводят ее на режим эксплуатации, а резервную МСАР — на режим регламентных работ и т.д.

Для более глубокой очистки составных фаз в МИМСАР можно выполнять перенаправление потоков сопутствующих жидких фаз из выходных МСАР на входы основной 17 и/или резервной 18 МСАР.

Системный подход к моделированию процессов дренирования многофазных нефтяных смесей позволяет реализовать законченные циклы очистки нефти и ее сопутствующих примесей. Реализация системной модели позволяет создать высокоэффективные МСАР, а их взаимодействующие структуры выделить в классе МИМСАР. Технико-экономические преимущества разработанных технологий дренирования нефтяных продукций из отстойных аппаратов по сравнению с известными позволяют расширить их функциональные возможности за счет реализации раздельной и более глубокой сепарации разнородных по плотностям многофазных сред. Повышение качества управления достигается за счет получения достоверных циклов дренирования по гибким алгоритмам управляемых сигналов УИИС. При этом значительное повышение надежности систем достигается с введением дополнительных измерителей различных уровней многофазных жидкостей в отстойниках, а также введением резервируемых МСАР с резервируемыми каналами измерения и управления в УИИС 9.

Литература

1. Беляков В. Л. Автоматически контроль нефтяных эмульсий.— М.: Недра, 1992.— 270 с.

2. Позднышев Г. Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий. — М.: Недра, 1982.— 221 с.

3. Фатхутдинов А. Ш., Слепян М. А., Ханов Н. И. и др. Автоматизированный учет нефти и нефтепродуктов при добыче, транспорте и переработке.- М.: Недра, 2002.- 417 с.

4. Баталов В. С. Кондуктомер. / Положительное решение по заявке на изобретение №2004112742/20 от 23.10.07 г.

5. Патент РФ № 2254569. Диэлькометрический влагомер / Баталов В. С.//БИ.- 2005.- № 17.

6. Прангишвили И. В. Системный подход и общесистемные закономерности.- М.: Наука, 2002.520 с.

7. Баталов В. С. Способ автоматического регулирования процесса дренирования многофазных сред из отстойных аппаратов. / Положительное решение по заявке на изобретение № 2007118331/20 от 05.10.07 г.

8. Пергушев Л. П. // Нефтяное хозяйство.-2002.- № 12.- С. 104.

9. Баталов В. С. Разработка портативных аналоговых и цифровых систем защиты и автоматики.- М.: ВИНИТИ РАН.- №240-В2007 от 12.03.2007 г.- 28 с.