Задачи усовершенствованного управления в технологических процессах добычи и транспорта нефти Текст научной статьи по специальности «Математика»

АВТОМАТИЗАЦИЯ

А.п. верёвкин, и.д. Ельцов, о.в. кирюшин,

Уфимский государственный нефтяной технический университет, ЗАО «ЛУКОЙЛ ЭПУ Сервис»

задачи усовершенствованного управления в технологических процессах добычи и транспорта нефти

Считается бесспорным, что перспектива повышения эффективности управления предприятиями нефтедобычи и трубопроводного транспорта нефти связаны с разработкой интегрированных автоматизированных систем управления.

Считается бесспорным [1], что перспектива повышения эффективности управления предприятиями нефтедобычи и трубопроводного транспорта нефти связаны с разработкой интегрированных автоматизированных систем управления, в составе которых решаются так называемые «продвинутые» (advance) задачи или задачи усовершенствованного управления [2, 3]:

а) диагностики, прогнозирования неисправностей и защиты от их последствий;

б) моделирования процессов, расчета показателей качества (ПК) и технико-экономических показателей (ТЭП) вплоть до отдельного процесса или агрегата для целей оперативного управления, оптимизации и обеспечения безопасности;

в) обеспечения основного свойства ИАСУ - оперативности и доступности информации для разнообразного использования (с учетом уровня прав пользователя).

Методической основой при этом являются стандарты управления качеством ИСО 9000, ИСО 14000 (конкретизация экологических требований) и методология SADT (Structure Analysis and Design Technique), которая известна как стандарты IDEF, ARIS [4]. Архитектура ИАСУ обычно рассматривается как трехуровневая. Два нижних

уровня относятся к АСУ технологических процессов (АСУТП) с подсистемами регулирования нижнего уровня (Control), второго уровня АСУТП (SCA-DA) и MES, а верхний уровень - к АСУ производством и предприятием (АСУП) с подсистемами MRP, MRP2, ERP [3]. Задачи, которые решаются на уровнях Control, некоторые задачи на уровне SCADA, задачи на уровне подсистем MRP, MRP2, ERP обычно имеют стандартный вид и потому достаточно успешно решаются стандартными программно-техническими средствами. Наибольшие трудности вызывает решение задач оперативного управления по ПК и ТЭП на уровне процессов и агрегатов, поскольку эти задачи, как правило, являются оригинальными, а методы их решения - наукоемкими. В тоже время, именно решение этих задач способно дать экономический эффект до десятков процентов, кроме того, отсутствие подсистем, решающих задачи оперативного управления по ПК и ТЭП, не дает возможности говорить о завершенности функций ИАСУ. Основными задачами продвинутого управления являются:

• согласованное управление агрегатами и блоками (например, в системах поддержания пластового давления),

• управление по программам (для процессов транспорта нефти — вклю-

чение-выключение агрегатов, программа маршрутизации перекачек в резервуарных парках, программа запуска скребка и т.д.), • оптимизация режимов работы установок (для установки подготовки нефти — дозирование реагентов, выбор температурных режимов, управление временем расслоения эмульсий). Для систем обеспечения безопасности — это задачи согласованного управления аварийной вентиляцией, системами пожаротушения, обеспечение антипомпажных мероприятий, диагностика утечек из агрегатов, аварийные переключения агрегатов и магистралей и др.

К этому же типу можно отнести задачи: вычисления не измеряемых параметров, в частности, ПК и ТЭП; сведения материальных балансов; диагностики и защиты от сбоев в элементах подсистем нижнего уровня; определения настроек управляющих устройств и уставок локальных регуляторов; изменения структуры локальных подсистем (переконфигурирование, включение/ выключение, переход в ручное управление и т.д.).

На существующем уровне управления решение задач этого типа сводится к разработке некоторых программ (планов, сценариев, регламентов) проведе-

ния соответствующих работ и в значительной степени проводится с участием человека.

При автоматизации задач рассматриваемого типа характерными особенностями является необходимость:

• решения оптимизационных задач в условиях ограничений технологического, организационно-технического и, возможно, экономического типа (пропускные способности магистралей, технические возможности нефтеперекачивающих станций, ограничения, вызванные необходимостью выполнения договоров, ограничения по энергетике, ограничения, связанные с экологическими и экономическими рисками и т.д.),

• использования экспертной информации, моделей и методов интеллектуального управления.

Системы автоматизированного управления, которые способны решать подобные задачи обычно относят к экспертным (ЭС) или к системам поддерж-

ки принятия решений (СППР). В качестве примера рассмотрим решение задачи усовершенствованного управления системой поддержания пластового давления (ППД). Опыт эксплуатации существующих систем ППД с ручным управлением агрегатами показывает, что работа систем сопровождается частым срабатыванием защит, и, следовательно, является не удовлетворительной.

Технологический процесс в системе ППД включает в себя этапы добычи артезианской воды, дегазации воды в сепараторах, отстоя водонефтяной эмульсии в резервуаре, закачки с помощью агрегатов высокого давления (АВД) [1, 5].

Автоматизация этого процесса является одной из нерешенных до конца задач вследствие ряда причин, к числу которых относятся:

• распределенность структуры системы ППД;

• большое количество неизмеряемых

параметров, по которым должно производиться управление;

• сильная взаимосвязь управляемых параметров, как между собой, так и с управляющими параметрами, что не позволяет выделить для каждого управляемого параметра собственный (главный) управляющий параметр (например, изменение давления газовой подушки в сепараторе приводит к изменению уровня в нем, расхода поступающей жидкости, качества дегазации, расходов воды и нефти и др.);

• число управляющих параметров меньше числа управляемых параметров;

• необходимость учета большого числа технологических ограничений; в частности, если не обеспечивается давление жидкости на всасе АВД, работа последних должна блокироваться; по аналогичным причинам должна блокироваться работа насосов откачки жидкости с установки подготовки нефти (УПН) при пони-

ГРУППА КОМПАНИЙ

* Разработка и промышленное производство высокотехнологичных стальных опор новых типов для ЛЭП напряжением 6-10, 35, 110 и 220 кВ.

• Комплексное обслуживание объектов электроснабжения (проектирование, комплектация, строительство ЛЭП и подстанций, пуско-наладка)

630024 г. Новосибирск, ул. Сибиряков-Гвардейцев, 50 тел.: (383) 3534662, 2276977, 2174009, 2174010 www.elsi.ru E-mail: eisi@eisi.ru

АВТОМАТИЗАЦИЯ

жении уровня в резервуарах ниже допустимого значения; работа АВД должна блокироваться также по минимально допустимым уровням в сепараторах и в резервуаре УПН;

• нелинейность характеристик объектов управления (например, имеет место нелинейная взаимосвязь между степенями открытия задвижек, расходами и перепадами давления на них);

• наличие плохо алгоритмизируемых операций в процессе управления;

• возможности изменения конфигураций оборудования (например, включение/выключение насосных агрегатов персоналом или при срабатывании защит) и т.д. [5].

Анализ задачи разработки СУ ППД позволил выделить основные этапы ее решения.

Этап 1. Определение задач управления. Задачи управления с точки зрения их важности могут быть разделены на два уровня.

К задачам верхнего уровня относятся такие задачи как:

• стабилизация режимов закачки воды в пласт при наличии возмущений со стороны пласта, напряжения питания электродвигателей, изменения характеристик АВД;

• стабилизация режимов работы насосной станции при наличии возмущений со стороны пласта по количеству жидкостей, поступающей на УПН;

• обеспечение безаварийного включения АВД, то есть обеспечение реализации управлений по числу включенных в работу АВД.

К задачам нижнего уровня относятся

Рисунок 2

задачи поддержания технологических параметров:

• уровней в сепараторах,

• давления газовой подушки в сепараторах,

• уровней в резервуарах УПН,

• давления на входах АВД.

Кроме перечисленных ограничений на технологические параметры имеются также ограничения на число операций включения/отключения насосов артезианских скважин, насосов откачки жидкости УПН и АВД. Этап 2. Построение модели объекта управления.

Этап 2.1. Сбор и анализ исходной информации для моделирования. Модели выступают здесь как средство получения дополнительной информации об объекте при оптимизации параметров СУ, а также при определении интенсив-ностей управляющих воздействий. При моделировании используется информация двух типов:

• экспериментальный материал (временные ряды по технологическим параметрам объектов КНС в режиме

Рисунок 1

нормальной эксплуатации), • аналитические модели, разработанные на основе известных конструктивных характеристик объектов и данных о величинах потоков в системе. Этап 2.2. Построение имитационной модели. Перед построением модели производится декомпозиция объекта на основные узлы, в качестве которых были выбраны: артезианские скважины с центробежными насосами, сепараторы с клапаном сброса газа, резервуары УПН, насосы откачки подтоварной воды с УПН, АВД, трубопроводная арматура.

Модели узлов в соответствии с принципом неизбыточности строятся иерархически. Каждая из моделей состоит из подмоделей трех уровней определенности: 1) концептуального, 2) структурного (структура модели узла и операторов связей); 3) параметрического уровня [4].

Этап 2.3. Анализ полученной модели с целью выявления проблем управления процессом. На основе имитационных экспериментов было выявлено, что существующая система управления способна к парированию только слабых возмущений. На рисунке 1 приведены результаты одного из имитационных экспериментов. Показаны изменения давлений на входах четырех АВД при последовательном включении двух АВД. В результате давление на их входах стало ниже допустимых значений. Этап 3. Разработка методов и алгоритмов управления. Этап 3.1. Формализация знаний экспертов. Алгоритмы работы управляю-

щей части системы формулируются в виде иерархического набора продукционных правил, разбитых на секции в соответствии с принадлежностью к той или иной задаче и этапу принятия решения по управлению. Этап 3.2. Определения оптимальных настроечных параметров синтезируемой СУ. Настроечные параметры полученной системы управления должны быть оптимальны с точки зрения соответствия технологическим ограничениям, минимальности времени переходных процессов, амплитуд колебаний и величин ошибки. Они определяются путем проведения имитационных экспериментов на модели. Этап 4. Определение эффективности разработанных методов автоматического управления. Эффективность разработанных алгоритмов была проверена на имитационной модели системы управления. Для этого были проведены имитационные эксперименты, аналогичные проведенным на

этапе 2.3. Изменения давлений в системе для одного эксперимента представлены на рисунке 2.

Из результатов экспериментов сделан вывод, что предлагаемый алгоритм управления обеспечивает требуемое качество управления давлением на всасе АВД и уровнем в резервуаре УПН, а также поддержание технологических параметров строго в допустимых пределах.

Затраты на разработку систем усовершенствованного управления для процессов нефтяной промышленности составляют от нескольких десятков до нескольких сотен тысяч долларов. Однако, эффективность систем усовершенствованного управления для процессов добычи [7], подготовки [5], переработки нефти [4, 6] как правило составляет величину порядка 5- 25% от существующего уровня прибыли, что обуславливает окупаемость затрат за срок менее года.

литература

1. Беляков В.Л. Автоматизация промысловой подготовки нефти и воды. -М.: Недра, 1988. -232 с.

2. Методы классической и современной теории автоматического управления: Учебник в 3-х томах/ Под ред. Н.Д. Егупова. - М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э Баумана, 2000. Т.1-748 с. Т2-736 с. Т3-748 с.

3. Советов Б.Я. Теоретические основы автоматизированного управления: Учебник для вузов/ Б.Я. Советов, В.В. Цехановский, В.Д. Чертовской. -М.: Высш. шк., 2006. -463 с.

4. Технология, экономика и автоматизация процессов переработки нефти и газа: Учеб. пособие / С.А. Ахметов, М.Х. Ишмияров, А.П. Веревкин, Е.С. Докучаев, Ю.М. Малышев; Под ред. С.А. Ах-метова. -М.: Химия, 2005. -736 с.

5. Веревкин А.П., Ельцов И.Д., Кирюшин О.В., Соловьев В.Я. О модернизации системы управления параллельно работающими сепараторами типа «МаЬпеу». // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, № 4, 2004. - ОАО «ВНИИОЭНГ». - С. 51 - 54.

6. Справочник современных АСУ ТП // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. -1987. -№ 3. -С. 87 - 125.

7. Веревкин А.П., Кирюшин О.В., Соловьев В.Я.Моделирование и оптимизация процессов добычи нефти в динамике.// Вопросы управления и проектирования в информационных и кибернетических системах./Межвузовск. научн. сб. -Уфа: УГАТУ, 2003. -С.175-180.

WWW.MVK.RU

(495)995-05-95

ЕЕПГсшЗЯЗ

' Тв * ЛО г н и к средство пр»д)<првк ДЯЧНЯ ИЛЧКПИДПЦШл по*оро* МП объекта* ксфтегозоюго когяппс«со

■ Ав арий но-« па с отельное об а руде в оннв, с раде тал лащнты ьаЁ ласти промышленной бели кк но сги

■Комплексные системы пожороойноружекив, контроля югозсаанност« и покорат^ниени*

•Обору^оеонио для очистки релер»уоэо»н двпея«одоро*инл ччкостей, п а ра робо тка н ефте ш пс но в, р е* ул»тнв о цна те рриторни

■ СпвцО деж дп н 1'МДИВ'.|ДУИ:1Ы1Ы« ¿ркдСтяц защиты, СПВцСнОрвжвнне понорнн* н с песо по леи

•Экологический мониторинг, охрана окр укающей среды, оценка природный и секиатеины* рч4квв

■Тоянологчн ч средства нейтрализации, переработки, утилизации ч

ре г а г е роцнн саб ро н но н неф тн н не ф те пра ду «1 ое, отраб й тан н ы и со рбе нт об

"Средство лаядлнмцин, сборо И ЛНХВЧАОЦИЧ роЭЛЧ1ЛВ квфти ч тефтепрадуктрк

■ Комола к сн ы в те х н оло ги и л и к» идо цч и ро зл и вов н ефгч

■ Информационны* И г ал информационны а технологии 1 чраавытойныл снтучцив*

■Нормативные ч методические док/менты ■ области организации меропрч-ктлн по прадулрекдени л н ликвидации разливав нефти и нефти продуктам

• Нор*от«виие и методические документы в области продупрв» ленив и тушение по ж вров разливов нвфти и нефтепродуктов •Падгаговка на древ

Д и р н к цч ч пы г тп о к и ■

Тел.: 995.05.94, в-глоИ: Ье<Фпук.ги

Оргатшюр.

Мнпищнтый Еиставоччл1 «1ГДИНГ ичк

жГЫЗлтТЗж!

«'Л'онпо/ Оборудован Ив И технологии дла сбвро, переработки и утилизации отводов Л йР!И5ер/ Оборудование и технолог ни фильтрации и селориравочиЯ!?

При пяадсрмке: __Генеральный Информациспжый спявдр Информационная поддержка

ЧлнжгврсгврРОпалелзшдоддокойо4о)№иы, И Н фор мац^ОНН Ы к СПОНСОР ■нрИШЦйНцИ Ы1 У!цНЛМ Н 1*1Нв>Щ1ЦВН —----

послщци* таимшх бацепн! .ИИ,- |

МкикпвипввоЕорень РФ

—ТРАНСПОРТНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

ОН МАЯ КЕТ

I 1

|гшпчи1ьЛ1ь) Мыд^аа0 Еы(: иОчиОгО ЦгщниГа Ч'.Ч МЦХ-СЕВВ'О-ЗЦЦД »7 1ИЩ МЖ-УТАП -Г<ЯЗ) 371-М-№ ЧУК-ЮПГА »ук-СИБ^ь НУК-ЦУ