Робастная стабилизация в локальных системах управления процессом подготовки товарной нефти Джарагян Максим Александрович

Содержание к диссертации

Введение

1. Состояние проблемы автоматизации технологического процесса подготовки товарной нефти. Обоснование новых подходов к выбору управления 15

1.1. Технология обработки продукции скважин Пермяковского месторождения 15

1.2. Технология обработки продукции скважин Кошильского месторождения 17

1.3. Технология подготовки нефти на Хохряковском ЦПС 18

1.4. Анализ перспектив добычи нефти, жидкости и газа, поступающих на Хохряковский ЦПС 20

1.5. Анализ существующей схемы утилизации газа на объектах подготовки иефти Хохряковской группы месторождений 21

1.6. Описание процесса сепарации 22

1.7. Нефтяные эмульсии и их свойства 23

1.8. Устройство и принцип работы трубчатой печи ПТБ-10 26

1.9. Экономическое обоснование новых подходов к выбору управления и постановка задачи исследования 33

Выводы к главе 1 38

2. Робастное управление 41

2.1. Робастное управление линейным инерционным объектом с запаздыванием 41

2.1..1. Постановка задачи 42

2.1.2. Синтез системы регулирования 47

2.1.3 Пример синтеза робастного регулятора 52

2.2. Робастная стабилизация в каскадиой системе автоматического управления 55

2.2.1. Синтез каскадной системы 55

2.2.2. Синтез внешнего контура 57

2.2.3. Синтез внутреннего контура 58

2.2.4. Пример синтеза системы управления трубчатой нагревательной печью 60

2.3. Стабилизация температуры продукта при помощи изменения скорости потока нефтепродукта в нагревательных печах 63

Выводы к главе 2 64

3. Моделирование и управление процессом сепарации 66

3.1. Модель газосепаратора по уровню вода - нефть 67

3.2. Модель газосепаратора подавлению углеводородного газа 69

3.3. Модель газосепаратора по уровню нефть -газ 70

3.4. Управление процессом сепарации 74

3.5. Моделирование процесса газосепарации в системе MATLAB 76

3.6. Робастное управление процессом газосепарации 80

Выводы к главе 3 83

4. Управление процессом нагрева нефти в трубчатой печи 86

4.1. Стабилизация в каскадной системе управления трубчатой печью ПТБ-10 86

4.2. Стабилизация температуры продукта при помощи изменения скорости

потока нефтепродукта в трубчатой печи ПТБ-10 92

Выводы к главе 4 93

Выводы 95

Литература 97

Приложения 107

• Технология обработки продукции скважин Пермяковского месторождения
• Анализ перспектив добычи нефти, жидкости и газа, поступающих на Хохряковский ЦПС
• Робастное управление линейным инерционным объектом с запаздыванием
• Модель газосепаратора подавлению углеводородного газа

Введение к работе

Нефть занимает особое место среди природных полезных ископаемых, которым человечество в значительной степени обязано своим техническим прогрессом. Ни одно государство со сколько-нибудь развитой экономикой не может в настоящее время обойтись без нефти.

Нефть - ценнейшее природное ископаемое. Из нее получают бензин, керосин, дизельное топливо - горючее для автомобилей, реактивной авиации, дизелей, а также мазут и другие виды топлив, без которых невозможно представить современную промышленность и энергетику. По теплоте сгорания нефть превосходит все известные природные виды ископаемых. Но не только этими уникальными энергетическими свойствами определяется ее значение в современном техническом мире. Нефть - это важнейшее химическое сырье, на базе которого развиваются целые отрасли химического промышленного производства: органический синтез, производство пластмасс, синтетических волокон, каучука и многие другие. В настоящее время нет ни одной отрасли промышленности, где в той или иной степени не использовались бы нефть и ее продукты [1].

Экономическая эффективность процессов подготовки нефти неразрывно связана с их автоматизацией. Автоматизация позволяет увеличить количество обрабатываемой нефти, улучшить ее качество благодаря непрерывному контролю за работой оборудования и аппаратуры, немедленному устранению всех неисправностей и нарушений технологического режима. Кроме того, автоматизация дает возможность увеличить межремонтный период, постоянно совершенствовать технологические режимы, а также способствует сокращению потерь.

Перспективы достижения большой экономии связаны с переходом от автоматизации отдельных узлов и операций к автоматическому управлению процессом подготовки нефти в делом.

Основной целью деятельности любого предприятия является получение максимальной прибыли. Специфика современного рынка и условия лсесткой конкуренции, характерные для сегодняшнего дня, заставляют непрерывно искать пути повышения рентабельности производства, совершенствования процессов управления и планирования.

На добывающих и перерабатывающих предприятиях нефтегазовой отрасли в условиях постоянной динамики цен и усиления государственного контроля эти вопросы приобретают стратегическое значение. Каким образом можно увеличить прибыль? Основные способы увеличения прибыли - это оптимизация и модернизация производства, увеличение достоверности и скорости распределения информации, снижение потерь продукта и энергоносителей по ходу технологического процесса [2].

Важной особенностью процесса подготовки товарной нефти является то, что он протекает в условиях неопределенности и действия возмущений. Это обуславливается следующими факторами.

1. Сырьем для процесса подготовки товарной нефти является продукция скважин добычи нефти, поступающая на первую ступень сепарации. В состав продукции скважин ломимо непосредственно нефти входят также вода, попутный газ, водонефтяная эмульсия и различные примеси. Измерение количества всех этих составляющих сырой нефти является очень затруднительным. Кроме того, состав сырой нефти, поступающей на ЦПС, постоянно изменяется.

2. Состав попутного газа, поступающего на ЦПС в составе сырой нефти, может изменяться в широких пределах, соответственно, может изменяться и его плотность.

3. Плотность и компонентный состав нефти также могут изменяться.

4. Обводненность, т. с. количество воды в составе сырой нефти, является переменной величиной.

5. Температура сырой нефти изменяется в широких пределах (во многом это зависит от температуры окружающей среды). Это приводит к изменению различных свойств компонентов, входящих в состав сырой нефти, например, плотности, вязкости.

С учетом вышесказанного, можно отметить, что применяющиеся в настоящее время для управления процессом подготовки нефти регуляторы (релейные регуляторы и регуляторы, использующие традиционные линейные законы регулирования[3 - 8, 100 - 114]) не всегда могут справиться с поставленными перед ними задачами управления. Поэтому в данном случае более предпочтительно использование робастных регуляторов, одной из главных особенностей которых является возможность нормальной работы в условиях неопределенности и действия возмущений.

Основными аппаратами, применяемыми на ЦПС, являются сепараторы, предназначенные для разделения сырой нефти иа отдельные составляющие, и трубчатые печи, необходимые для нагрева нефти.

В сепараторах первой ступени сепарации отделяется основная масса попутного газа. Во многом от работы этого аппарата зависит значение ДНП, одной из важнейших характеристик товарной нефти [9]. В случае превышения ДНП определенного значения, товарной нефти может быть присвоен более высокий номер группы по степени подготовленности, в результате чего цена на нефть понизится.

Для более рационального использования сепараторов первой ступени уровень жидкости в аппарате необходимо поддерживать на уровне 50% (1,5 м). В этом случае, с учетом того, что сепараторы первой ступени являются цилиндрическими аппаратами и расположены горизонтально, площадь поверхность жидкости будет максимальной, что наиболее оптимально для сепарации газа. Однако следует отметить, что процесс сепарации попутного газа является потенциально опасным, так как превышение уровнем жидкости определенного значения (2,1 м) приведет к тому, что жидкость направится в коллектор для отвода газа. С учетом того, что технологический процесс, как уже отмечалось ранее, протекает в условиях неопределенности и действий возмущений, такой вариант развития событий во время переходных процессов вполне возможен. Поэтому в настоящее время в целях безопасности уровень жидкости в сепараторах первой ступени поддерживается на уровне 35-40%, так как в этом случае при увеличении объема сырой нефти, поступающей на ЦПС, уровень жидкости в аппарате растет с меньшей скоростью.

Трубчатые печи предназначены для нагрева водонефтяной эмульсии. При повышении температуры процесс разделения эмульсии протекает более оптимально. Однако нагрев жидкости до очень высокой температуры (например, +40°С) может привести к закипанию нефти в змеевике печи, что недопустимо. С этой точки зрения процесс нагрева водонефтяной эмульсии также является потенциально опасным. С другой стороны, при низкой температуре процесс разделения эмульсии будет протекать хуже, чем при более высокой, что может привести к увеличению обводненности товарной нефти, увеличению ее номера по степени подготовленности и уменьшению ее цены [9].

Для решения задачи управления процессом подготовки товарной нефти автором предлагаются методы робастного управления, которые интенсивно развиваются на протяжении последних 25-ти лет. Существует достаточно большое число подходов к решению проблемы. Общим для них является значительная сложность теории, а также методов проектирования систем. По-видимому, в этом причина малой востребованности за столь большой срок современной теории оптимального робастного управления при решении конкретных реальных задач автоматизации технологических процессов на инженерном уровне. Применение предлагаемого подхода с использованием разделения движения в объекте и организации в дальнейшем взаимной компенсации составляющих за счет выбора управления позволяет более просто решить задачу синтеза робастной системы, используя классические методы. При этом получаются результаты близкие по эффективности к оптимальным, что легко показать на практических примерах. Кроме этого, автору не известны работы по синтезу каскадных робастных систем, и поэтому соответствующие методы синтеза также рассмотрены в диссертации. Также новыми являются результаты по использованию робастных методов при управлении потенциально опасными процессами.

Методы робастного управления применимы для трубчатой печи, где целью управления является поддержание определенной разности температур нефти на входе и выходе печи, причем в условиях неопределенности. Для управления трубчатой печью возможно применение таких методов робастного управления, как робастная стабилизация в каскадной системе автоматического управления, а также использование скорости движения нефти по змеевику трубчатой печи в качестве управления. Введение этого дополнительного контура позволяет повысить эффективность управления при ограниченных значениях управляющих воздействий. Применение методов робастного регулирования возможно и для поддержания оптимального уровня жидкости в сепараторе первой ступени сепарации, а также для минимизации дисперсии отклонения выходной величины (уровня жидкости) от заданного значения, что приведет к уменьшению затрат [10-11,96-97].

Процесс подготовки товарной нефти является потенциально опасным. В данном случае постановка задачи отличается от традиционной [70, 115 - 126], так как аварийная ситуация связана не с потерей устойчивости, а только с нарушением ограничений типа неравенства для некоторых переменных. Перечислим данные ограничения.

1. Уровень жидкости в сепараторе 0ж # 2,1.«. Превышение уровнем жидкости значения 2,1м приведет к ее попаданию в трубопровод для отвода попутного газа.

2. Температура нефти 2°С Г 40°С. Данное ограничение актуально при управлении процессом нагрева нефти в трубчатой печи. При температуре более 40°С нефть может закипеть.

3. ДНП 500 мм. рт. ст. При превышении ДНП данного значения товарной нефти будет присвоена группа с более высоким номером, соответственно, при этом понизится цена товарной нефти. Также возможно вынесение штрафа, так как значение ДНП характеризует количество газа в подготовленной нефти.

Отметим, что значение ДНП во многом зависит от того, насколько качественно проводится процесс сепарации. При сепарации в горизонтальном аппарате важно учитывать значение уровня жидкости, так как от него зависит площадь соприкосновения жидкости и газа, которая максимальна при уровне жидкости, равном половине высоты сепаратора. Таким образом, значение ДНП косвенно зависит от величины уровня жидкости в сепараторе и от точности стабилизации на этом уровне.

4. Обводненность товарной нефти j 0,5%. Превышение обводненностью данного значения также приведет к тому, что товарной нефти будет присвоен более высокий номер группы. Понизится цена нефти, а также необходимо будет выплатить штраф компании, которой принадлежит трубопровод, так как повышенная обводненность нефти приведет к коррозии трубопровода. 

Обводненность товарной нефти во многом зависит от того, как на ЦПС была разделена водонефтяиая эмульсия. Качество разделения эмульсии определяется используемым реагентом-деэмульгатором, а также температурой, при которой проводится процесс отстаивания. С учетом того, что аппараты для отстаивания расположены в технологической схеме после трубчатых печей, обводненность косвенно зависит от их работы, а именно от разницы температур жидкости на входе и выходе печи.

Отметим, что помимо указанных ограничений существуют также ограничения на управляющие воздействия, которые необходимо учесть при управлении процессом подготовки нефти. Учтены ограничения на расход топливного газа, который подается в горелки трубчатой печи, а также ограничения на площади проходных сечений клапанов, расположенных иа трубопроводах для вывода из сепаратора нефти, газа и воды.

Целью работы является создание локальных систем управления процессом подготовки нефти для повышения качества товарной нефти.

В ходе достижения поставленной цели в диссертационной работе решены следующие задачи:

изучен конкретный технологический процесса подготовки нефти и проведен обзор существующих методов управления данным процессом;

рассмотрен синтез робастных систем для линейных объектов с запаздыванием, при этом для упрощения процедуры проектирования применена гипотеза разделения движений, а для оценки качества системы использовалась Н" норма сигнала ошибки;

рассмотрен синтез робастных систем стабилизации в рамках каскадной системы регулирования;

разработана и использована робастная каскадная система управления трубчатой печью при ограничениях на управление;

для увеличения эффективиости управления процессом нагрева нефти при ограничениях на управление предложено дополнительно в качестве управления использовать скорость движения нефти по змеевику печи;

рассмотрено управление процессом сепарации с учетом потенциальной опасности и с ограничениями на управление; проведена программная реализация результатов работы.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, выводов по работе, списка использованных источников и приложений.

В первой главе представлен аналитический обзор состояния проблемы и определены основные направления исследования. Приведено описание технологического процесса подготовки нефти. Более подробно описаны процессы газосепарации и разделения водонефтяных эмульсий, а также представлено устройство и принцип работы трубчатой печи для нагрева нефти. По результатам аналитических обзоров выявлены основные особенности процесса и проблемы управления им, сформулированы цели и задачи исследований, направленные на решение этих проблем. Показано, что при управлении процессом подготовки нефти используются главным образом релейные регуляторы и регуляторы, использующие традиционные линейные законы регулирования. Показано, что процесс подготовки нефти проходит в условиях неопределенностей и действия возмущений, в связи с этим предложено использование методов робастного регулирования. С экономической точки зрения показана необходимость минимизации дисперсии отклонения выходной величины от заданного значения, что приводит к уменьшению затрат и делает актуальной задачу стабилизации.

Вторая глава посвящена разработке методов теории робастного управления. В основе методологических разработок лежит концепция разделения (искусственного или естественного) движения объекта на две или более составляющих и организация такого управления в системе, которое позволяет обеспечить их не полную взаимную компенсацию в процессе управления. За счет этого уменьшается чувствительность вектора ошибки к неопределенности в объекте. При этом задача решается при помощи классических методов синтеза. Особое внимание уделено описанию принципов робастного управления линейным инерционным объектом с запаздыванием, робастной стабилизации в каскадной системе автоматического управления, а также стабилизации температуры продукта при помощи изменения скорости потока нефтепродукта в нагревательных печах.

В третьей главе проведено моделирование установки сепарации газонефтяной смеси как объекта управления по уровню жидкости с учетом изменения давления газа в установке. Получена нелинейная модель динамики, связывающая величины расходов воды, нефти и газа, которые используются в качестве управлений, с выходными регулируемыми переменными: уровнями воды и нефти в сепараторе, а также давлением попутного газа в сепараторе. Разработана нелинейная система робастного управления, которая учитывает фактор потенциальной опасности. Получены линейные номинальные модели процесса газосепарации, которые используются для синтеза управлений. Показаны расчет робастных регуляторов и результаты управления при использовании их во всех трех каналах.

В четвертой главе проведено моделирование и управление процессом нагрева нефти в трубчатой печи. При этом рассмотрено два варианта управления: за счет изменения расхода топливного газа, подаваемого в горелки трубчатой печи, а также за счет изменения времени пребывания нефти в змеевике трубчатой печи.

Таким образом, основными положениями, выносимыми на защиту, являются:

1. разработка методов робастного управления в одноконтурной и каскадной системах и их применение при создании систем управления процессами нагрева нефти в трубчатой печи и разделения газоводонефтяной смеси с учетом ограничений на управляющие воздействия;

2. система управления процессом нагрева нефти в трубчатой печи с использованием в качестве управлений расхода топливного газа, поступающего в горелки печи, а также скорости потока нефтепродукта в нагревательных печах;

3. математическая модель процесса разделения газоводонефтяной смеси;

4. система управления процессом разделения газоводонефтяной смеси.

Внедрение. Результаты работы переданы для использования в ОАО «Самотлорнефтегаз» и ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие», что подтверждается соответствующими актами.

Апробация работы. Основные положения и результаты работы докладывались: на международной конференции «Математические методы в технике и технологиях» ММТТ-16 - Ростов-на-Дону, Санкт-Петербург, 2003, ММТТ-17-Кострома, 2004, ММТТ-18 - Казань, 2005.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 11 печатных работ, в том числе 3 статьи и 8 тезисов докладов.

Практическая значимость заключается в том, что результаты работы могут быть использованы для создания или модернизации систем управления процессом подготовки товарной нефти. 

Технология обработки продукции скважин Пермяковского месторождения

На ДНС-1 Пермяковского месторождения (рис. 1.1.1) газожидкостная смесь с кустов сішажин поступает в сепаратор первой ступени объемом 50 м3. На входе: давление 0,43 - 0,45 МПа; температура летом 20"С. На вход сепаратора первой ступени подается деэмульгатор. Сепарация на первой ступени осуществляется при давлении около 0,41 МПа.

Жидкость с первой ступени сепарации поступает в печь «Сивалс», где нагревается и обезвоживается до остаточного содержания воды до 5% при температуре 40 - 43 С. Далее нефть проходит вторую ступень сепарации в двух сепараторах-буферах объемом по 50 м3 при давлении 0,12 МПа.

Частично дегазированная и обезвоженная нефть через узел учета откачивается на Хохряковский ЦГІС. Сбрасываемая вода дегазируется в сепараторе объемом 50 м , поступает в РВС [25] для очистки от нефти и мехпримесей и далее подается на КНС. Газ используется на собственные нул ды, а излишек сжигается на факеле.

Таким образом, на Пермяковской ДНС-1 происходит предварительное, достаточно глубокое разгазирование и обезвоживание добываемой на месторождении нефти в количестве 2500 т/сут. с исходной обводненностью около 40%.

Первичная обработка сырой нефти Кошильекого месторождения осуществляется практически по той же технологии, что и Пермяковского месторождения, разница заключается в используемом оборудовании.

На ДНС-4 Кошильекого месторождения газожидкостиая смесь с кустов скважин поступает в сепаратор первой ступени объемом 50 м3. По входу: давление 0,43 - 0,45 МПа; температура летом 20С. На вход сепаратора первой ступени подается деэмульга-тор. Сепарация на первой ступени осуществляется при давлении 0,4 МПа.

Жидкость с первой ступени сепарации поступает в два аппарата «Сивалс», где нагревается и обезвоживается до остаточного содержания воды около 3% при температуре 30 - 40 С. Далее нефть проходит вторую ступень сепарации в двух сепараторах-буферах объемом по 50 м3 при давлении 0,12 МПа.

Подготовленная нефть через узел учета откачивается совместно с нефтью Пермяковского и Аригольского месторождений иа Хохряковский ЦПС. Сбрасываемая вода дегазируется в сепараторе объемом 50 м3, поступает в РВС-2000 и далее подается на КНС. Часть газа из сепаратора первой ступени используется иа собственные нужды, а излишек сжигается иа факеле.

Таким образом, на ДНС-4 Кошильекого месторождения в настоящее время осуществляется практически полное разгазирование и предварительное обезвоживание нефти с исходной обводненностью 28 - 30% в количестве 3900 т/сут.

Нефть Аригольского месторождения ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» в количестве 600 т/сут. поступает со следующими параметрами: температура около 4 С; содержание воды 0,03%; плотность при температуре 20С составляет 839,1 кг/м , т. е. практически товарная нефть.

На ЦПС Хохряковского месторождения проходит подготовку нефть с кустов скважин Хохряковского и Колик-Еганского месторождений, а также отсепаржрованная и частично обезвоженная нефть, поступающая с Пермяковского, Кошильского и Ариголь-ского (ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз») месторождений.

Подготовка иефти осуществляется по технологической схеме, принципиально представленной на рис. 1.3.1.

Поступающая газожидкостная смесь Хохряковского и Колик-Еганского месторождений подается в четыре сепаратора НГС первой ступени объемом по 100 м3, где сепарация осуществляется при давлении 0,36-0,38 МПа и температуре 18С. Перед сепаратором подается реагент-деэмульгатор.

Газ, выделившийся в сепараторах первой ступени, после очистки его от капельной жидкости в газосепараторах ГС, частично используется на собственные нужды в качестве топлива для нагревателей и котельной, Оставшийся газ сжигается на факеле высокого давления.

Далее нефть нагревается в трех нагревателях ПТБ-10 до температуры 40С и затем поступает в сепараторы горячей ступени сепарации СГС-1 (2 аппарата по 80 MJ), отстойники ОГ-200П (2 аппарата по 200 MJ), сепараторы СГС-2 (2 аппарата по 80 м"). В сепараторах СГС-1,2 осуществляется отделение газа, выделившегося в результате нагрева. Отстойники ОГ-200П предназначены для разделения жидкости на воду и нефть. Окончательное разгазирование производится в сепараторах концевой ступени сепарации КСУ (2 аппарата по 100 м3).

После КСУ нефть поступает в резервуары РВС для динамического отстоя и далее насосами внешней откачки, через узел учета нефти, откачивается в магистральный нефтепровод в количестве 15000 т/сут.

Газ, выделившийся в сепараторах горячей ступени и в сепараторах концевой ступени сепарации, сжигается на факеле, причем газ КСУ додавливается вакуумными компрессорами, предварительно пройдя газосепараторы.

Вода, выделившаяся в отстойниках ОГ-200П, подается на очистные сооружения (очистные РВС). Очищенная вода подается на КНС системы ППД, и далее - в нагнетательные скважины.

Анализ перспектив добычи нефти, жидкости и газа, поступающих на Хохряковский ЦПС

Хохряковский ЦПС был запроектирован институтом ВолгоградНИПИнефть для подготовки нефти Хохряковской группы месторождений в 1986 г. Проектная мощность ЦПС была принята 3 млн. тонн по товарной нефти, исходя из имевшихся на тот период прогнозных показателей добычи. За последние годы выполнено некоторое расширение Хохряковской ЦПС.

К настоящему времени объем подготавливаемой нефти на Хохряковском ЦПС превысил 5 млн. тонн в год и составляет, по данным на май 2004 года, 5,8 - 5,9 млн. тонн в год. Текущая загрузка по нефти составляет около 200% от его первоначальной мощности и будет в ближайшие годы увеличиваться, исходя из расчетных показателей по месторождениям.

Ожидаемая динамика поступления на ЦПС нефти, жидкости и газа, а также изменение обводненности поступающего сырья приведены на рис. 1.4.1 на основании данных отдела разработки ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие» с учетом того, что с ДНС-1 Пермяковского и ДНС-4 Кошильского месторождений нефть будет поступать отсепарироваиная и предварительно обезвоженная.

Видно, что на протяжении всего рассматриваемого периода, т. е. до 2014 г., загрузка ЦПС по нефти будет превышать его первоначальную номинальную мощность, постепенно снижаясь.

Предполагается, что по жидкости загрузка ЦПС за рассматриваемый период составит 9,3 - 10,4 млн. тонн в год, начиная с 2006 г. загрузка по нефти будет снижаться, а по жидкости будет расти до 2008 г., а затем пойдет на спад. Обводненность к концу периода возрастет до 60%.

В этой связи логичнее ожидать, что загрузка Хохряковского ЦПС по жидкости в ближайшие годы не будет снижаться и может достигнуть в рассматриваемом периоде порядка 10 млн. тонн в год, даже притом, что с Пермяковского и Кошильского месторождений нефть будет поступать разгазированная и обезвоженная.

Таким образом, в перспективе возможно существенное увеличение загрузки ЦПС, отдельных узлов, аппаратов и коммуникаций по жидкости и воде по сравнению с теперешней и ожидавшейся. Это обстоятельство следует иметь в виду при реконструкции объектов Хохряковского ЦПС.

На площадках сепарации нефти Хохряковской группы месторождений ежегодно извлекается около 800 млн. м3 попутного нефтяного газа. Процент утилизации (использование попутного нефтяного газа на собственные нужды) составляет около 10% от извлекаемого (табл. 1.5.1). Собственными нуждами предприятия является использование попутного газа в качестве топлива для котельных отопительной системы и установок подогрева нефти. Весь оставшийся газ сжигается на факелах ДНС Пермяковского, Кошильского месторождений и Хохряковского ЦПС. Причиной этого является отсутствие газопроводов и компрессорной станции, с помощью которых газ с площадок сепарации мог бы подаваться на ГПЗ.

Цена на попутный нефтяной газ, добываемый на месторождения Хохряковской группы, по ценам 2002 года составляет 422 руб./ЮОО м \ Это самая высокая цена на данное сырье. Исходя из вышеизложенного, можно сделать вывод, что газ Хохряковской группы месторождений является ценным, дорогим сырьем. Поэтому утилизация попутного нефтяного газа, добываемого на данных месторождениях, позволила бы не только удовлетворять требования по охране окружающей среды, но и обеспечивать нефтехимические комбинаты ценным углеводородным сырьем и получать дополнительную прибыль от реализации газа.

Одним из более рентабельных и удовлетворяющих требования по охране окружающей среды вариантом утилизации попутного нефтяного газа Хохряковской группы месторождений является компримирование и транспортировка газа на ближайший газоперерабатывающий завод - Белозерный ГПЗ. При реализации данного варианта необходимо строительство компрессорной станции в районе Хохряковского ЦПС.

Сепарация начинается, как только давление нефти снизится до давления насыщения. Выделение газа из нефти увеличивается с уменьшением давления. Выделившийся газ стремится в сторону понижения давления: в пласте - к забою скважины, в скважине - к ее устью. Перемещаясь в сторону пониженного давления, газ в виде пузырьков, соединяющихся во все более и более крупные, увлекает за собой нефть и в то же время опережает ее. Этот поток, состоящий из двух фаз - жидкой и газовой, входит в газ о сепаратор, где идут два основных процесса - отделение свободного газа от захваченной нефти и выделение из нефти растворенного газа [26 - 28].

Существует много конструкций газосепараторов (цилиндрические - вертикальные и горизонтальные, сферические и др.). В газосепараторах может также нефть отделяться от воды.

Робастное управление линейным инерционным объектом с запаздыванием

При решении задач автоматизации технологических процессов значительные трудности возникают из-за неопределенности их математического описания [35 - 66]. Здесь молено выделить разные типы неопределенностей [67,95]. Во-первых, это структурная неопределенность, так как модель процесса может структурно не соответствовать объекту управления. Например, когда порядок инерционной части модели меньше, чем у реального объекта, что практически всегда имеет место [68], так как при моделировании обычно пренебрегают малыми постоянными времени.

Во-вторых, это функциональная неопределенность. Например, при моделировании кинетики процесса могут быть использованы уравнения, порядок которых не соответствует реальному порядку уравнений. В-третьих, это параметрические неопределенности, Например, величины транспортных запаздываний и коэффициентов модели могут быть известны не точно и, более того, они могут изменяться во времени.

Кроме этого реальный химико-технологический процесс почти во всех случаях относится к классу нелинейных объектов. Даже в простейшем случае, когда может быть использована модель идеального смешения [69], нелинейность уже присутствует, например, в зависимости кинетических констант от температуры в формуле Арре-ниуса. Но при решении задачи управления чаще всего используется линеаризованная модель, которая априори имеет неопределенность по отношению к исходной нелинейной модели.

Проблема построения линеаризованного описания процесса, грубого по отношению к неопределенностям исходной нелинейной модели, актуальна и требует отдельного исследования. Практически она решается в два этапа. На первом этапе осуществляется линеаризация нелинейной модели относительно желаемого режима путем разложения нелинейности в ряд Тейлора с точностью до линейных членов. На втором этапе линеаризованная таким образом модель аппроксимируется по переходной характеристике для заданного канала регулирования при помощи последовательного соединения звена запаздывания и динамического инерционного звена. При этом запаздывание состоит из транспортной составляющей, если она присутствует в объекте, и из переходной составляющей, полученной при аппроксимации.

Второй этап может быть выполнен путем моделирования на ЭВМ. Заметим, что отказ от первого этапа приводит к неправильным результатам, так как для нелинейного объекта вид переходной характеристики зависит от величины и знака ступенчатого сигнала на входе.

С другой стороны, в [127] описан подход, который, не нарушая общности математического анализа, позволяет строить различные по уровню сложности регулирующие и корректирующие устройства с использованием закона управления дробного типа, кратного 1/2, что значительно расширяет возможности при проектировании перспективных систем автоматизации технологических объектов.

В этих условиях актуальна задача проектирования таких регуляторов, которые обеспечивают малую чувствительность регулируемой величины к перечисленным типам неопределенности модели объекта управления. Полученная таким образом линейная модель объекта управления может быть представлена в виде передаточной функции W0(p) = --ye- , (2.1.1) где к0 - коэффициент передачи (к 0 кп к ), г - запаздывание (г т г"), Ап (р) -полином п - того порядка (Аа (о) -1), который может быть устойчивым, неустойчивым или находится на границе устойчивости.

Таким образом, модель (2.1.1) представляет собой параметрическое множество передаточных функций. Для целей синтеза из этого множества выделяется одна передаточная функция, которая называется номинальной. Обычно она отражает знание разработчика об объекте и имеет вид К{р) = р) е " {2Л2) где к ,тйіА(р) - номинальные значения соответствующих элементов из (2.1.1).

Считается, что полиномы А„(р) и Л(р) устойчивы или неустойчивы одновременно. Если это не так, то решение должно искаться в классе нелинейных систем [70].

Целью синтеза является построение такой передаточной функции регулятора IV Ар), которая обеспечит грубость, то есть малую чувствительность системы к ва риациям параметров в (2.1.1). Для синтеза системы используется номинальная передаточная функция объекта (2.1.2). Будем искать решение задачи синтеза при помощи расширения математической модели (2.1.2) за счет введения в рассмотрение опорных траекторий [71].

Для реализации этой методологии в общем случае необходимо от (2.1.2) перейти к передаточной функции номинального объекта, не содержащей запаздывания. Это удобно сделать, используя идею приближенной компенсации запаздывания [72], которая позволяет построить систему, грубую к вариациям величины запаздывания. Для компенсации влияния запаздывания используется корректирующий элемент шс/р,(тс =0343/тв), который для передаточной функции чистого запаздывания обеспечивает астатизм, а также запас устойчивости по фазе р 71 и запас по амплитуде h я ХЪдБ. При этом для асимптотической устойчивости системы с запаздыванием требуется выполнение неравенства

Модель газосепаратора подавлению углеводородного газа

Также было исследовано влияние на вид переходных характеристик по каналам AFA — AhH , AF2 - Ар , AFt -» АН изменений расходов Gw GH, Gr, являющихся возмущающими воздействиями. Переходные характеристики по каналам AFA - AkB, AF2 — Ар , AF3 - АН при ступенчатом изменении расходов Gui, GH, Gr как в сторону увеличения, так и в сторону уменьшения, а также при нанесении возмущений в виде гармонического сигнала и в виде линейно возрастающего сигнала показаны на рис. 4 — 18 приложения 6,

Как уже отмечалось ранее, при измерении уровня воды hB возникают существенные трудности, связанные с наличием в сепараторе между водой и нефтью водонефтяной эмульсии. В связи с этим были проведены эксперименты при наличии ошибки измерения уровня воды hB на 0,1 м как в сторону увеличения, так и в сторону уменьшения. Соответствующие переходные характеристики показаны на рис. 19 - 20 приложения 6.

Проведенный анализ показал, что полученная система управления процессом сепарации работоспособна при воздействии возмущений (изменений расходов GlB,GH,Gr) и параметрических неопределенностей (изменений температуры Г и плотности смеси рсм), При этом учтены ограничения на управляющие воздействия.

1. Проведено моделирование процесса газ о сепарации. При этом рассмотрен аппарат с разделением сырой нефти на три потока: газ, нефть и воду. Модель любого другого аппарата, предназначенного для разделения сырой нефти на два потока (жидкость и газ или нефть и воду) может быть представлена как частный случай модели аппарата с разделением на три потока. В качестве управляющих воздействий рассмотрены расходы воды, нефти и попутного газа на выходе из газосепаратора. Целью управления является стабилизация уровней нефти и воды, а также давления газа в аппарате. Таким образом, рассмотрено три канала управления: изменение уровня воды в аппарате за счет изменения расхода воды на выходе AF„ -» 6hE , изменение давления газа в аппарате за счет изменения расхода газа на выходе AF2 — Ар , изменение уровня нефти в аппарате за счет изменения расхода нефти на выходе AFi -» д# . Математическая модель установки сепарации газонефтяной смеси по уровню жидкости с учетом изменения давления газа в установке описана уравнениями (3.1,4). (3.2.5), (3.3.б). Также приведены таблицы, в которых указаны номинальные значения параметров полученных уравнений и возможные интервалы изменения этих параметров.

2. Получены номинальные модели газосепаратора как объекта управления по каналам AF4 - AhB, AF2 - Ар , AF3 -» АН . При этом была проведена линеаризация уравнений математической модели с помощью метода частных производных.

3. Получено управление по всем трем каналам. В общем виде оно имеет две составляющие. Так как работа происходит в условиях неопределенности, а регулятор синтезируется на основании номинальной модели, то первая составляющая изменяется в соответствии с линейным робастным алгоритмом управления. Вторая (нелинейная) составляющая выполняет роль системы защиты.

4. Проведено моделирование процесса газосепарации в системе MATLAB. При этом программная модель процесса сепарации составлена таким образом, что в ней ОСОбо ВЫДелеНЫ ВОЗМОЖНЫе ВОЗМущеНИЯ (ИЗМЄИЄНИЯ раСХОДОВ G]jj, (?„, G,.) и параметрические неопределенности (изменения температуры Т и плотности смеси рсм). Кроме того, введены блоки для ограничения управляющих воздействий в соответствии с составленной моделью (0,2 10-3 м2 F2 1,2-10"3 м2, S 10"3 м2 F3 16-1(Г3 ж2, 2-10"3ж2 4 8 1(Г3лг). 5. В соответствии с теоретическими аспектами, изложенными во второй главе данной работы, проведен расчет передаточных фуніщий линейных робастных регуляторов по трем каналам управления.

6. Процесс сепарации является потенциально опасным. Использование линейных робастных регуляторов при управлении по всем трем каналам управления привело к превышению аварийного уровня нефти #1 = 0,71)(2,1 м), что недопустимо, так как в этом случае нефть может поступить в трубопровод для отвода газа. Поэтому при управлении по каналу д/"3 - д# была введена дополнительная нелинейная составляющая для устранения потенциальной опасности. Она представляет собой величину -1п(#Ґ -#(/)) по аналогии с методом внутренней точки.

7. Исследованы возможности предложенного метода управления процессом газосепарации. Проведенный анализ показал, что полученная система управления процессом сепарации работоспособна при воздействии реальных возмущений (изменений расходов Gm,GH,Gr) и параметрических неопределенностей (изменений температуры Т и плотности смеси рсм) при наличии ограничений на управление.