Способ компаундирования нефтей и система его осуществления
METHOD FOR OIL COMPOUNDING AND SYSTEM FOR ITS IMPLEMENTATION

Изобретение относится к области трубопроводного транспорта, а именно к способам компаундирования нефти с различными физико-химическими свойствами, в том числе при обеспечении транспортировки высокопарафинистой, высоковязкой нефти и нефти с высоким содержанием серы.
Из уровня техники известна полезная модель «устройство для автоматического управления процессом компаундирования нефтепродуктов» (патент RU 121605 U1, МПК G05D 11/00, опубл. 27.10.2012), в которой раскрыто устройство для автоматического управления процессом компаундирования нефтепродуктов, содержащее в каждом канале насосные агрегаты компонентов, последовательно соединенные трубопроводом через расходомеры с соответствующими входами смесителя, сравнивающие устройства, входы которых подключены к расходомерам и устройству задания рецептуры, при этом, в каждый канал введены устройства управления насосными агрегатами, входы которых подключены к выходам сравнивающих устройств, а выходы - к насосным агрегатам.
Недостаток заключается в том, что данное техническое решение обеспечивает смешение разных по физико-химическим свойствам потоков за счет давления от насосов, при этом отсутствует какой-либо контроль за однородностью отгружаемой смеси нефти.
Из уровня техники известно изобретение «система компаундирования высокосернистых нефтей по нескольким направлениям перекачки смешанного потока» (патент RU 2580909 С2, МПК G05D 11/2, опубл. 10.04.2016) в котором раскрыта система управления процессом компаундирования нефти, содержащая два и более направления транспортировки, содержащая установленные в каждом из нефтепроводов по каждому направлению для транспортирования нефти измеритель параметров потока нефти, измеритель расхода, измеритель плотности нефти и средство регулирования расхода нефти, установленные в каждом нефтепроводе для смешанного потока измеритель расхода нефти, измеритель плотности, измеритель содержания серы, выходы указанных измерителей соединены с входами блока управления, выходы которого связаны со средствами регулирования расхода нефти, при этом, содержит вычислитель коэффициентов соотношения расходов нефти в каждом транспортируемом потоке и в смешанном потоке, вычислитель коэффициентов соотношения плотности нефти в каждом транспортируемом потоке и в смешанном потоке, вычислитель значения требуемой производительности компаундирования в реальном режиме времени по направлениям перекачки, необходимого для контроля выполнения плана, входы указанных вычислителей соединены с измерителями расхода и плотности, а выходы вычислителей соединены с входами блока управления.
Недостатки системы заключаются в том, что при ее применении не обеспечивается однородность и в связи с этим высокая стабильность показателей качества отгружаемой нефти.
Задачей предлагаемого изобретения является устранение недостатков, упомянутых выше, а также повышение точности регулирования процессом смешения, обеспечение компаундирования нефтей с различными физико-химическими свойствами в автоматическом режиме, в том числе нефти с высоким содержанием серы и парафина при одновременной или поочередной перекачке смешанного потока по нескольким магистральным трубопроводам, в качестве самостоятельной системы или подсистемы площадочного объекта, при организации процесса компаундирования и перераспределения транспортируемых потов нефти различных типов и классов.
Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в обеспечении однородности и стабильности показателей качества нефти при компаундировании нефтей различных классов (по содержанию серы) и типов (по отношению к плотности) в точке приема и перераспределения нефти от организаций, осуществляющих ее добычу и поставку, в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858, с одновременным снижением сроков выполнения работ по компаундированию.
Поставленная задача достигается тем, что система компаундирования нефтей включает в себя смешивающий блок, блок измерения качества нефти, запорно-регулирующую арматуру и блок анализа и управления качеством смеси нефти, при этом смешивающий блок содержит по меньшей мере 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.
Способ компаундирования нефтей с использованием системы компаундирования нефти характеризуется тем, что:
- задают исходные данные в блоке анализа результатов измерения показателей качества смеси нефтей для определения диапазона показателей качества смеси нефти, которые должны будут поддерживаться на выходе из системы компаундирования;
- вычисляют расчетные значения показателей качества ожидаемой смеси нефти с различными физико-химическими свойствами;
- осуществляют подкачку каждого типа нефти к точке смешения нефти разных сортов при помощи насосной станции;
- регулируют открытие или закрытие заслонки на запорно-регулируемой арматуры с приводом управления на основе данных о показателях качества смеси нефтей на входе и выходе системы компаундирования нефтей, определяемых путем отбора проб пробоотборником и их анализов в БИК.
Развитием и уточнением предлагаемого изобретения являются следующие признаки:
- смешивающий блок может быть выполнен в виде управляемого смешивающего блока или не управляемого смешивающего блока;
- статический смеситель выполнен в виде регулируемого статического смесителя или не регулируемого статического смесителя;
- регулируемый статический смеситель представляет собой устройство, содержащее в полости рабочей камеры регулируемую лопастную систему и привод ее перемещения;
- не регулируемый статический смеситель представляет собой устройство, содержащее в полости рабочей камеры жесткозафиксированную лопастную систему;
- статический смеситель содержит технологический патрубок;
- в полости технологического патрубка размещены датчики температуры и давления;
- выходы блока анализа и управления качеством смеси нефти связаны с приводами запорно-регулирующей арматуры и регулируемого статического смесителя каналами подачи управляющего сигнала;
- пробоотборник и статический смеситель оборудованы системами нагрева;
- блок анализа и управления качеством смеси нефти представляет собой промышленный контроллер или иное цифровое обрабатывающее устройство, реализующее функции обработки данных в режиме реального времени с информационных каналов на входе и выходе в и из системы компаундирования, а также информационными каналами контроля текущего состояния ее работоспособности.
Реализация заявляемой группы изобретений поясняется чертежами, на которых:
на фиг. 1 - показан технологический трубопровод с надземным исполнением элементов системы компаундирования - статическим смесителем, пробоотборником, точками измерения давления, температуры, опорами обеспечивающими возможность эксплуатации, ремонта и демонтажа статического смесителя.
на фиг. 2 - показан технологический трубопровод с подземным исполнением элементов системы компаундирования.
на фиг. 3 - представлена схема пробоотборника, обеспечивающего отбор проб в различных точках трубопровода в одном сечении.
на фиг. 4 - представлена схема пробоотборника (разрез А-А).
на фиг. 5 - представлена схема регулируемого статического смесителя, обеспечивающего дополнительное смешивание потоков нефти.
на фиг. 6 - представлена схема регулируемого статического смесителя (разрез А-А).
на фиг. 7 - представлена принципиальная технологическая схема системы компаундирования нефтей со неуправляемым смешивающим блоком при смешении двух потоков разного типа нефти.
на фиг. 8 - пример схемы системы компаундирования нефтей на насосной станции с обеспечивающим однородность смеси на выходе из площадочного объекта или его части.
на фиг. 9 - пример схемы компаундирования с организацией предварительного смешения перед резервуарным парком (схема с «резервуаром-смесителем»).
На чертежах позиции имеют следующие числовые обозначения:
1 - трубопровод на входе в систему компаундирования;
2 - трубопровод на выходе из системы компаундирования;
3 - статический смеситель не регулируемый;
4 - статический смеситель регулируемый;
5 - пробоотборник;
6 - патрубок с точкой измерения давления;
7 - патрубок с точкой измерения температуры;
8 - съемное соединение статического смесителя с трубопроводом;
9 - технологический патрубок статического смесителя;
10 - опоры трубопровода;
11 - информационно-регулирующая линия от регулятора давления до точки отбора давления;
12 - блок измерения качества нефти (далее - БИК);
13 - насосная станция;
14 - насосная станция с трубопроводной обвязкой, измерительными приборами и регулирующим оборудованием, объединенные одной площадкой размещения;
15 - резервуар;
16 - резервуар для приема нефти для дополнительного смешения;
17 - поток нефти малосернистой;
18 - поток нефти сернистой;
19 - поток нефти высокосернистой;
20 - точка смешения нефти разных сортов;
21 - блок анализа и управления качеством смеси нефти (далее - БАУ);
22 - информационный канал данных с измерительных устройств (далее -информационный канал);
23 - канал подачи управляющего сигнала (далее - канал управления);
24 - расходомерное устройство;
25 - неуправляемый смешивающий блок;
26 - управляемый смешивающий блок.
27 - патрубки для транспортировки проб из пробоотборника до БИК;
28 - точки отбора проб в пробоотборнике;
29 - привод поворота лопастной системы в управляемом статическом смесителе;
30 - преобразователь момента и/или частоты вращения, в т.ч. редуктор / мультипликатор передачи момента с привода на управляющие тяги поворота лопастной системы;
31 - лопастная система статического смесителя регулируемого;
32 - подвижные шарниры крепления, придающие вращательное движение лопастной системе;
33 - тяги передачи момента с редуктора / мультипликатора на лопастную систему;
34 - ребра жесткости лопастной системы статического смесителя регулируемого;
35 - запорно-регулирующая арматура.
Заявляемый способ по компаундированию нефти с применением системы для его осуществления возможно осуществить с использованием комплекта оборудования и устройств, а также схемных решений, приведенных на фиг. 1, фиг. 2, фиг. 3, фиг. 4, фиг. 5, фиг. 6, фиг. 7, фиг. 8 и фиг. 9.
Способ компаундирования нефти с использованием системы компаундирования (смешения потоков нефтей с различными физико-химическими свойствами) осуществляется на площадочном объекте, в частности на нефтеперекачивающей станции (далее - НПС), приемо-сдаточном пункте - (далее - ПСП) и т.д.
В гидравлической системе технологических трубопроводов размещается система компаундирования нефтей, содержащая смешивающий блок, блок измерения качества нефти, запорно-регулирующую арматуру и блок анализа и управления качеством смеси нефти.
Конструктивное исполнение смешивающего блока может быть выполнено со статическим смесителем как с обеспечением управления смешения нефтей различных свойств, так и без управления, а также без статического смесителя.
Неуправляемый смешивающий блок 25 со статическим смесителем содержит по меньшей мере: статический смеситель 3, пробоотборник 5 и патрубки для проведения замеров давления 6 и температуры 7.
Управляемый смешивающий блок 26 со статическим смесителем содержит по меньшей мере: пробоотборник 5, управляемый статический смеситель 4, патрубки с точками измерения давления 6 и температуры 7.
Смешивающим блоком без статического смесителя может быть насосная станция 13.
Статический смеситель не регулируемый 3 представляет собой устройство для смешения нефти содержащее в полости рабочей камеры жесткозафиксированную лопастную систему.
Статический смеситель регулируемый 4 представляет собой устройство, содержащее в полости рабочей камеры регулируемую лопастную систему 31. При этом в исходном положении лопастная система 31 расположена по потоку, для минимизации гидравлических потерь и может осуществлять поворот при помощи привода 29 (гидравлического-, пневматического-, электрического- или комбинированного с учетом требований по взрывозащищенности), редуктора/мультипликатора 30, передающих тяг 33 и подвижных шарнирных креплений 32 для установки различных углов натекания жидкости на лопасти, при необходимости выполнения дополнительного смешения по результатам замеров показателей качества смеси нефти в БИК 12 и оценки их однородности по сечению трубопровода при помощи пробоотборника 5, а также патрубками 6 и 7 с точками измерения давления и температуры соответственно.
Пробоотборник 5 представляет собой устройство, содержащее патрубки для отбора проб смеси нефти из полости трубопровода и транспортировки проб до БИК 12. При этом для определения однородности показателей качества нефти, минимальное значение точек отбора проб в пробоотборнике 5 составляет 5, а патрубки для отбора проб смеси нефти размещаются в пристенной области трубопровода на выходе из системы компаундирования 2 на расстоянии не более 10% от номинального значения диаметра трубопровода.
Блок измерения качества нефти 12 представляет собой трубную обвязку с комплектом измерительных приборов и оборудования, необходимого для измерения показателей качества нефти.
Блок анализа и управления качеством смеси нефти 21 представляет собой промышленный контроллер или иное цифровое обрабатывающее устройство, реализующее функции обработки данных в режиме реального времени по информационным каналам 22 по меньшей мере данные с блока измерения качества нефти 12, датчиков состояния системы компаундирования (в том числе контроля температуры и давления размещенных в соответствующих патрубках с точками измерения давления 6 и температуры 7), размещаемых как непосредственно на самом статическом смесителе 3 (в технологическом патрубке статического смесителя 9), так и на удалении от него (перед и после статического смесителя не регулируемого 3), данные с расходомерных устройств 24, размещенные на площадочном объекте, так и в корпусе статического смесителя не регулируемого 3 (при монтаже на корпусе или в технологическом патрубке смесителя 9), а также данные блока измерения качества нефти 12 подключенного к пробоотборнику 5, при размещении последнего перед неуправляемым статическим смесителем 3.
При этом блок анализа и управления качеством смеси нефти 21 в режиме реального времени с расчетом требуемых значений показателей качества смеси нефти, их анализом и выдает управляющие сигналы. Управляющий сигнал на привода запорно-регулирующей арматуры 35 и статического смесителя регулируемого 4 и не регулируемого 3 поступает по каналам управления 23 при достижении граничных значений по показателям качества нефти, с оценкой однородности смеси по результатам анализа отобранных на пробоотборнике 5 проб, проанализированных на БИК 12.
После подачи сигнала по каналам управления 23 заслонки запорно-регулирующей арматуры 35 перемещаются в то или иное положение для обеспечения требуемого объема нефти нужного состава (по физико-химическим свойствам) для обеспечения требуемых показателей качества смеси нефти на трубопроводе выхода из системы компаундирования 2, а лопастная система 31 управляемого смесителя 4 выставляется на угол поворота обеспечивающий дополнительное смешение и однородность компаундированной нефти.
Запорно-регулирующая арматура 35 представляет собой регулятор давления/ регулятор расхода потока нефти.
Система компаундирования может размещаться на байпасной линии после насосной станции 13 и подключаться при снижении среднего значения по сечению показателей качества (в том числе и однородности смеси), при этом после насосной станции 13 размещается пробоотборник 5, для оценки распределения однородности качества нефти по сечению, а сама система компаундирования в составе неуправляемого и/или управляемого смешивающего блока 25 и/или 26 обеспечивает доведение показателей качества смеси нефти до заявленных для отгрузки в магистральный трубопровод.
В частном случае реализации изобретения в зависимости от размещения объекта в системе трубопроводного транспорта, на котором установлен система компаундирования, она может размещаться перед резервуаром 15 для осуществления предварительной подготовки смеси нефти, с последующей приемкой в резервуар 15 и хранением.
Выбор применения конкретного схемного решения или его части осуществляется при оценке, ставящейся перед системой компаундирования или ее частью задачи:
- прием и компаундирование нескольких потоков нефти с разными физико-химическими свойствами в режиме с резервуарами 15, с привлечением насосных станций 13 (магистральной и/или подпорной), регулированием процесса перераспределения потока при помощи запорно-регулирующей арматуры 35 для осуществления компаундирования нефтей (по фиг. 7);
- транспортировка и компаундирование нескольких потоков нефти с контролем однородности смеси нефтей, при помощи пробоотборника 5 и компаундирования на насосной станции 13 с целью доведения однородности смеси до заданных показателей либо однократным пропуском, с отгрузкой непосредственно в магистральный трубопровод по заявке потребителей (по фиг. 8);
- осуществление компаундирования статическим смесителем регулируемым 4 в составе управляемого смешивающего блока 26, перед направлением смеси в резервуар для приема нефти для дополнительного смешения 16, с последующей ее перекачкой в пределах площадочного объекта или непосредственно в магистральный трубопровод по заявке потребителей, при этом регулирование потоков осуществляется по данным расходомерных устройств 24 при помощи запорно-регулирующей арматуры 35, а потоки нефтей поступают из магистральных трубопроводов 17 и 18 (по фиг. 9).
При этом указанный на фиг. 7 неуправлемый смешивающий блок 25 выступает как комплект взаимосвязанного информационными 22 и каналам управления 23 оборудования и устройств содержит в себе, но не ограничивается следующим: статический смеситель не регулируемый 3 с жесткозафиксированной лопастной системой, пробоотборник 5, съемные соединения 8 статического смесителя (при монтаже статического смесителя не регулируемого 3 в надземном положении в пределах опор трубопровода 10), точку отбора давления 6 (для установки цифрового или механического показывающего устройства, например датчика давления или мановакууметра), патрубок с точкой измерения температуры 7 (для установки цифрового или механического показывающего устройства, например датчика температуры или гильзы для установки жидкостного термометра), технологический патрубок статического смесителя 9 (для опорожнения статического смесителя не регулируемого 3 при проведении диагностических и ремонтных работ, для подключения дополнительных анализаторов показателей качества нефти, измерителей скорости потока нефти, дренирования, ввода дополнительных потоков жидкости, в том числе повышающих качество смешения и т.д.).
Контроль однородности смеси нефти после прохождения статического смесителя не регулируемого 3 осуществляется путем одновременного отбора проб с помощью пробоотборника 5 с определением показателей качества смеси нефти на БИК 12, которые размещаются на площадочном объекте и связаны с пробоотборником 5 гидравлически, для каждой пробы в отдельности (от каждого патрубка размещенного в полости трубопровода), без их смешения между собой (фиг. 3 и фиг. 4).
После получения данных о показателях качества смеси нефти БИК 12 в автоматическом режиме передает информацию по информационным каналам 22 в блок анализа и управления качеством смеси нефти 21, на котором осуществляется обработка данных и принятие решения о необходимости дополнительного смешения партии нефти или необходимости добавления дополнительного количества нефти определенного класса для доведения смеси до требуемого уровня качества, исходя из технологической возможности компаундирования.
При этом контроль грузопотоков осуществляется по информационным каналам 22, а управление ими путем подачи управляющих сигналов по каналам управления 23 на заслонки запорно-регулирующей арматуры 35 с приводом управления при этом блок анализа и управления качеством смеси нефти 21 по настоящему изобретению также подает сигналы по каналам управления 23 на управляемый статический смеситель 4 с регулируемой лопастной системой 31, для осуществления дополнительного смешения партий нефти, а также на насосную станцию 13.
Технологическая возможность компаундирования - наличие сырьевого ресурса (нефть 1 и/или 2 класса качества), обеспечивающего процесс смешения нефти до нормативного запаса по качеству нефти в схеме нормальных (технологических) грузопотоков нефти, утвержденной приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 03.09.2010 №425 (далее - схема).
Нормативный запас качества есть величина, равная разности между нормативом, установленным схемой (или иными документами, регламентирующих содержание серы в грузопотоках) и погрешностью (абсолютной), установленной для типа средств измерений и диапазона измеряемых показателей. Запас по качеству нефти в транспортном потоке после пункта компаундирования должен составлять не менее 5% от нормы, установленной схемой.
Исходя из данных с расходомерных устройств 24, а также БИК 12 осуществляется перераспределение грузопотоков в пределах площадочного объекта, с подачей требуемых объемов нефти различного типа и класса к системе компаундирования.
Подача и регулирование потоков нефти к системе компаундирования осуществляются при помощи запорно-регулирующей арматуры 35 с приводом управления путем либо полного перекрытия заслонок, либо их частичного открытия, с обеспечением на входе в узел параметров по давлению до 6,3 МПа, со скоростью потока нефти от 2 до 9 м/с.
Нормативные показатели качества нефти, по которым осуществляется сравнение в системе анализа и управления приведены в таблице 1.
В блоке анализа и управления качеством смеси нефти 21 текущее значение показателей качества нефти сравнивается с расчетным значением, получаемым исходя из данных о планируемых грузопотоках по данных БИК 12, размещенных на входе в площадочный объект.
Значения расчетной плотности и вязкости смеси нефтей определяются с учетом дополнительных объемов нефти поступающих в систему, при расчетной температуре перекачиваемой нефти в нефтепроводе, принимаемой по данным на рассматриваемом участке нефтепровода за предыдущий год.
см
Расчетное значение вязкости смеси нефтей (ν) определяется по формуле Вальтера:
a
где  и b - доля сортов нефти №1 и №2 в смеси;
k=0,6 - коэффициент, применяемый при перекачке нефти с вязкостью более 2,0 сСт;
1
ν - вязкость нефти №1 при расчетной температуре нефти;
2
ν - вязкость нефти №2 при расчетной температуре нефти.
см
Расчетная плотность смеси нефтей (ρ) определяется по формуле:
1
где ρ - плотность нефти №1 при расчетной температуре нефти;
2
ρ - плотность нефти №2 при расчетной температуре нефти.
Расчетное содержание серы в смеси нефтей необходимо определять с учетом дополнительных объемов нефти поступающих в систему по следующей формуле:
где: S - средневзвешенное содержание серы в смеси потоков;
k
Q - количество нефти в потоке k;
k
S - массовая доля серы в потоке k;
с
K - абсолютная погрешность прибора измерения массовой доли серы (для поточного анализатора серы - 0,06%).
Текущая величина показателя однородности смеси нефти определяется на основе измеренных значений серы, плотности и вязкости, полученных в блоке измерения показателей качества, для каждого показателя качества определяется аналогично, по формуле:
i
где c - разница между исходным значением показателя концентрации первой нефти и текущим значением, с подмешанной нефтью другого типа или класса;
ave
c - значение/уровень концентрации для каждой пробы отобранной пробоотборником из определенного сечения трубопровода;
n - количество точек замера концентрации в потоке;
mean
c - значение концентрации для каждой пробы.
Физический смысл показателя однородности смеси по показателю качества смеси нефти «массовая доля серы» характеризуется распределением локальных концентраций одного вещества в другом по сечению канала или трубопровода. Аналогично определяются значения для плотности и вязкости смеси нефти.
В случае рассогласования показателей качества на выходе из неуправляемого смешивающего блока 25 со статическим смесителем не регулируемым 3 по результатам отбора проб пробоотборником 5 и их анализом в БИК 12 с передачей информационного сигнала по информационным каналам 22 в блок анализа и управления качеством смешения нефти 21 с расчетными значениями им подается управляющий сигнал по каналам управления 23 и запорно-регулирующей арматуры 35 с приводом управления, в частном случае поток смеси нефти направляется в резервуар для приема нефти для дополнительного смешения 16 для доведения показателей качества до расчетных значений, с периодическим отбором проб и проведением исследований в исследовательской лаборатории площадочного объекта или на БИК 12, иначе осуществляется дополнительное смешение при помощи управляемого смешивающего блока 26, содержащего управляемый статический смеситель 4 с регулируемой лопастной системой 31.
Управляемый статический смеситель 4 с регулируемой лопастной системой 31 в зависимости от требуемого режима эксплуатации, в том числе при необходимости дополнительного смешения нефти лопасти ранее размещенные параллельно потоку, при помощи привода 29, редуктора/мультипликатора 30, тяг 33 и шарнирных креплений 32 отклоняются на угол, необходимый для создания дополнительного вихревого потока внутри рабочей камеры смесителя, с последующим выравниванием и повторным отбором проб пробоотборником 5 и их анализом в БИК 12, с подачей соответствующего сигнала по информационным каналам 22 в блок анализа и управления качеством смешения нефти 21, для подтверждения доведения показателей качества до требуемого уровня.
Способ компаундирования по фиг. 7 для выполнения задачи приема и компаундирования нескольких потоков нефти с разными физико-химическими свойствами в режиме с подключением к резервуарам 15, с привлечением насосных станций 13 (магистральной и/или подпорной) для осуществления с трубопроводной обвязкой, измерительными приборами и регулирующим оборудованием, объединенные одной площадкой размещения для осуществления дополнительного компаундирования осуществляется в следующем порядке:
- при поступлении заявки потребителя на отгрузку определенного объема V1 смеси нефти с качеством R1 в блок анализа и управления качеством смеси нефти 21 задаются исходные данные, для определения диапазона показателей качества смеси нефти, которые должны будут поддерживаться на выходе из системы компаундирования, при этом указываются ожидаемые грузопотоки нефтей с различными физико-химическими свойствами, а также указывается предварительное значение основных показателей качества нефти - плотности, вязкости, массовой доли серы, содержание смол, асфальтенов и парафинов;
- исходя из заданных значений, используя формулы 1-3 вычисляются расчетные значения показателей качества ожидаемой смеси нефти;
- при поступлении потоков малосернистой и сернистой нефти 17, 18 по соответствующим трубопроводам они предварительно перенаправляются в резервуары 15 по отдельности;
- далее в соответствии с расчетными значениями, при помощи насосной станции 13, с контролем показателей качества нефти на БИК 12 (по массовой доле серы, плотности и вязкости) и контролем подкачиваемого объема расходомерным устройством 24 подается команда по каналам управления 23 и выполняется открытие или закрытие заслонки на запорно-регулируемой арматуры 35 с приводом управления и осуществляется подкачка одного или другого типа нефти к точке смешения нефти разных сортов 20;
- контроль данных о показателях качества исходных нефтей смеси на входе трубопровода 1 и выходе трубопровода 2 из системы компаундирования (в частном случае не управляемого смешивающего блока 25) осуществляются в режиме реального времени с подачей данных по информационным каналам 22 на блок анализа и управления качеством смеси нефти 21 и в случае расхождения с расчетных данных, с данными получаемыми после от БИК 12 по информационным каналам 22 после отбора проб пробоотборником 5 и их анализа после прохождения статического смесителя не регулируемого 3 подается управляющий сигнал по каналам управления 23 на приводы регуляторов запорно-регулируемой арматуры 35 для открытия или закрытия заслонок, при этом в ходе эксплуатации системы компаундирования выполняется мониторинг рабочего состояния неуправляемого смешивающего блока 25 путем передачи данных с патрубков точек измерения давления и температуры 6, 7 соответственно по информационным каналам 22 на блок анализа и управления качеством смеси нефти 21.
Способ компаундирования по фиг. 8 при выполнении задачи транспортировка и компаундирование нескольких потоков нефти с контролем однородности смеси нефтей, при помощи пробоотборника 5 и компаундирования на насосной станции 13 с целью доведения однородности смеси до заданных показателей, с отгрузкой непосредственно в магистральный трубопровод по заявке потребителей отличается от способа описанного по фиг.7 следующими операциями:
- на первом этапе осуществляется прием потоков нефти сернистой и высокосернистой 18, 19 в резервуары 15 по отдельности, где формируется запас нефти для последующего компаундирования, в пропорциях, определенных по расчетам;
- далее определяется требуемый объем одного из сортов нефти для подкачки во второй и при помощи насосной станции 13, с замером объема расходомерным устройством 24 и контролем показателей качества нефти на БИК 12, после чего дозируется в основной поток нефти транспортируемый по трубопроводу 17, при этом регулирование расхода осуществляется запорно-регулируемой арматурой 35 с учетом уровня давления, замеряемого на патрубке с точкой измерения давления 6 и передачей данных по информационно-регулирующей линии от регулятора давления до точки отбора давления 11, с учетом данных с БИК 12 размещенных как на линии трубопровода 19, так и на линии перед насосной станции 13;
- потоки смешиваются предварительно в точке 20, далее поток нефти путем подкачки насосной станцией 13, с контролем перекачиваемого объема расходомерным устройством 24 направляется в насосную станцию 13 выступающую элементом системы компаундирования, при этом на выходе насосной станции 13 установлен пробоотборник 5, на котором осуществляется отбор проб по патрубкам 27 для транспортировки проб из пробоотборника 5 до БИК 12, анализом проб нефти и передачей данных об качестве смешения по информационным каналам 22 на блок анализа и управления качеством смеси нефти 21, с подачей управляющих сигналов по каналам управления 23 на привода запорно-регулируемой арматуры 35 для открытия или закрытия заслонок и корректировки объема потока нефти высокосернистой 19 поступающей по трубопроводу.
Способ компаундирования по фиг.9 осуществляется компаундирование статическим смесителем управляемым 4 в составе управляемого смешивающего блока 26, перед направлением смеси в резервуар для приема нефти для дополнительного смешения 16, с последующей ее перекачкой в пределах площадочного объекта или непосредственно в магистральный трубопровод по заявке потребителей, при этом регулирование потоков осуществляется при помощи расходомерных устройств 24 и запорно-регулирующей арматуры 35, при этом поток малосернистой и сернистой нефтей 17, 18 поступают из магистральных трубопроводов:
- при поступлении заявки потребителя на отгрузку определенного объема V1 смеси нефти с качеством R1 в блок анализа и управления качеством смеси нефти 21 задаются исходные данные, для определения диапазона показателей качества смеси нефти, которые должны будут поддерживаться на выходе из системы компаундирования, при этом указываются ожидаемые грузопотоки нефтей с различными физико-химическими свойствами, а также указывается предварительное значение основных показателей качества нефти - плотности, вязкости, массовой доли серы, содержание смол, асфальтенов и парафинов;
- исходя из заданных значений, используя формулы 1-3 вычисляются расчетные значения показателей качества ожидаемой смеси нефти;
- при поступлении потоков малосернистых и сернистых нефтей 17, 18 по соответствующим трубопроводам и контролем показателей качества при помощи БИК 12 данные передаются по информационным каналам 22 в блок анализа и управления качеством смешения 21, откуда подается команда по каналам управления 23 и выполняется открытие или закрытие заслонки запорно-регулирующую арматуру 35 с приводом управления и осуществляется подкачка одного типа нефти, с контролем подаваемого объема для формирования смеси при помощи расходомерных устройств 24, к точке смешения нефти разных сортов 20;
- от точки смешения нефти разных сортов 20 смесь нефтей попадает в управляемый смешивающий блок 26, содержащий управляемый статический смеситель 4 с регулированием качества смешения путем поворота лопастной системы 31 по потоку при помощи привода 29 таким образом, чтобы достигнуть расчетных значений качества смеси нефти, после которого осуществляется отбор проб по патрубкам 27 для транспортировки проб от пробоотборника 5 до БИК 12, где осуществляется контроль данных о показателях качества исходных нефтей на трубопроводе входа 1 и трубопроводе выхода 2 системы компаундирования в режиме реального времени с подачей данных по информационным каналам 22 на блок анализа и управления качеством смеси нефти 21 и в случае расхождения с расчетных данных, с данными получаемыми после от БИК 12 по информационным каналам 22 после отбора проб пробоотборником 5 и их анализа после прохождения смесителя подается управляющий сигнал по каналам управления 23 на приводы запорно-регулирующую арматуру 35 для открытия или закрытия заслонок;
- перераспределение потоков между магистральными трубопроводами и линиями системы компаундирования осуществляется при помощи настройки давления на регуляторах давления размещенных на магистральных трубопроводах потоков малосернистой и сернистой нефти 17, 18, с режимом настройки «до себя», для обеспечения перераспределения потоков нефтей в соответствии с расчетными значениями по показателям качества;
- далее смесь попадает в резервуар для приема нефти для дополнительного смешения 16 и отгружается из него исходя из поставленной задачи - для доведения качества нефти до расчетного значения - при использовании схемы компаундирования по фиг. 9 в качестве отдельного блока на площадочном объекте, с последующим дозированием подготовленной смеси при помощи запорно-регулирующей арматуры 14 с контролем показателей качества смеси на БИК 12 и с привлечением насосной станции 13 (на фигуре не показано), либо осуществляется накопление смеси нефти с последующей отгрузкой подготовленной смеси нефтей потребителю, при этом в ходе эксплуатации системы компаундирования выполняется мониторинг рабочего состояния управляемого смешивающего блока путем передачи данных с патрубков 6 и 7 с точек измерения давления и температуры соответственно по информационным каналам 22 на блок анализа и управления качеством смеси нефти 21.
Заявляемая группа изобретений позволяет с использованием одного комплекта оборудования осуществлять поточное компаундирование на магистральных нефтепроводах объектов магистрального трубопроводного транспорта нефти, контролировать и регулировать качество сформированной смеси и принимать оперативные решения о корректировке качества смеси без увеличения временных затрат при традиционном компаундировании в резервуарном парке.
Сокращение временных затрат на проведение работ достигается за счет того, что заявляемая система компаундирования является проточной, а затраты на транспортировку смеси нефти через нее минимальны и ограниченны с одной стороны сопротивлением создаваемым лопастной системой неуправляемого 3 и управляемого 4 статических смесителей, а также пробоотборником 5, а с другой стороны пропускной способностью и давлением на входе систему компаундирования.
Повышение однородности и стабильности показателей смеси нефти, а также снижение времени на их достижение после компаундирования реализуется за счет того, что заявляемый способ компаундирования в сравнении с другими существующими способами не требует длительных процессов перемешивания полученных на площадочном объекте партий разносортной нефти в резервуаре (перемешивание в резервуаре может длиться до 2 недель, пропуск через статический смеситель осуществляется поточно).