На правах рукописи

Березовский Евгений Вячеславович

МЕТОДИКИ КОНТРОЛЯ КОЛИЧЕСТВА И

ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ, ДОБЫТОЙ ПО УЧАСТКУ НЕДР,

И УСТАНОВКИ ДЛЯ ИХ РЕАЛИЗАЦИИ

05.11.13 Приборы и методы контроля природной среды,

веществ, материалов и изделий

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Казань — 2011

Работа выполнена в ФГАОУВПО «Казанский (Приволжский) федеральный университет»

Научный руководитель: кандидат физико-математических наук, доцент Акчурин Адель Джавидович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Евдокимов Юрий Кириллович доктор технических наук, профессор Андреев Николай Кузьмич

Ведущая организация: ФГУП «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы», г. Москва

Защита состоится 3 июня 2011 г. в 16 часов 00 минут на заседании диссертационного совета Д 212.082.01 при ГОУ ВПО «Казанский государственный энергетический университет» (420066, г. Казань, ул. Красносельская, 51, тел./факс (843) 562-43-30).

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью учреждения, просим направлять по адресу: 420066, г. Казань, ул. Красносельская, 51, КГЭУ, Ученому секретарю диссертационного совета Д 212.082.01.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке Казанского государственного энергетического университета, с авторефератом – на сайте http://www.kgeu.ru

Автореферат разослан «» 2011 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор физико-математических наук Калимуллин Р.И.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. В современной России важнейшей частью экономики является нефтяной комплекс, обеспечивающий жизнедеятельность многих отраслей народного хозяйства и оказывающий решающее влияние на формирование основных финансово-экономических показателей страны.

Одной из важнейших технических задач нефтяного комплекса является измерение количества и параметров нефти, добываемой по участкам недр.

Результаты измерений характеризуют состояние разрабатываемого участка недр и являются основой для налоговых расчетов между государством и нефтедобывающим предприятием, а в некоторых случаях и расчетов между продавцом и покупателем нефти. В свете постоянного роста цен на нефть повышаются требования к точности измерений количества и параметров нефти.

Сложность измерений количества и параметров нефти, добываемой по участкам недр, состоит в том, что нефть с участка недр является «сырой» – содержит газ и посторонние компоненты, образующие балласт. Количество газа и балласта непостоянно, что приводит к нестабильности структуры и физических свойств газожидкостного потока. Количество нефти, вычисленное путем вычитания из измеренного количества нефти газовой фазы и балласта, образует количество «нетто» нефти, добытой по участку недр. Точность измерений количества «нетто» нефти зависит от точности измерений количества нефти, газа и составляющих балласта.

Основное влияние на точность измерений количества нефти оказывает содержащийся в ней газ. Зависимость метрологических характеристик средств измерений количества нефти от содержащегося в ней газа в настоящее время изучена недостаточно.

Основными составляющими балласта являются: хлористые соли, пластовая вода и механические примеси. Содержание хлористых солей в нефти, добытой по участку недр, может составлять значительную часть балласта. Для увеличения точности измерений балласта нефти необходимо использовать результаты измерений содержания хлористых солей в нефти с применением высокоточных методов и средств измерений, имеющих нормированные метрологические характеристики.

В настоящее время для определения концентрации хлористых солей в нефти используют преимущественно лабораторные методы и средства измерений. Лабораторные методы обладают существенными недостатками:

отсутствие нормируемых погрешностей измерений, использование ядовитых растворителей, значительное время анализа. Установки, реализующие данные методы, обладают узким диапазоном измерений и значительными погрешностями.

Таким образом, исследование влияния газа, содержащегося в нефти, на метрологические характеристики преобразователей расхода нефти, а также разработка методики, позволяющей определять содержание хлористых солей в нефти в широком диапазоне, с повышенной точностью и безопасностью измерений представляют значительный интерес для повышения точности и достоверности измерений количества и параметров нефти, добываемой по участкам недр.

Объектом исследования данной работы являются преобразователи объемного расхода нефти и кондуктометрический метод измерения концентрации хлористых солей в нефти.

Предметом исследования данной работы является улучшение метрологических характеристик средств измерений объемного расхода нефти и содержания хлористых солей в нефти.

Цель работы заключается в повышении точности и достоверности измерений количества нефти, добытой по участку недр.

Достижение поставленной цели требует решения следующих научнотехнических задач:

1. Создать установку, позволяющую с высокой точностью воспроизводить газожидкостные потоки с известными параметрами и структурой, разработать методику, позволяющую определить влияние свободного газа (далее - газа), содержащегося в жидкости, на метрологические характеристики преобразователей объемного расхода жидкости.

2. С помощью установки экспериментально изучить влияние газа на показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа и разработать методику коррекции их показаний в зависимости от содержания газа в жидкости.

3. Разработать методику, реализующую кондуктометрический метод измерений содержания хлористых солей в нефти, и на е основе создать автоматизированную лабораторную установку для измерения концентрации хлористых солей в нефти.

Научная новизна диссертационной работы состоит в следующем:

1. Разработана методика, позволяющая определить влияние газа, содержащегося в жидкости, на метрологические характеристики преобразователей объемного расхода жидкости.

2. Разработана и обоснована методика коррекции показаний преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа в зависимости от содержания газа в жидкости.

3. Разработана методика, реализующая кондуктометрический метод измерений содержания хлористых солей в нефти, с целью расширения диапазона, повышения точности и безопасности измерений.

Практическая ценность и реализация результатов работы в промышленности.

1. Создана установка, с высокой точностью воспроизводящая газожидкостные потоки с известными параметрами и структурой, что позволило обеспечить воспроизведение и передачу единиц измерений объемного и массового расхода газожидкостного потока с известным содержанием газа, приближенного по своим характеристикам к реальным газонефтяным потокам. Установка эксплуатируется в ФГУП ВНИИР.

Использование результатов работы при создании установки подтверждается актом внедрения. На установке выполнен цикл исследований гидромеханики газожидкостного потока в широком диапазоне режимных параметров. Создана методика коррекции показаний преобразователей объемного расхода нефти турбинного типа в зависимости от содержания газа в жидкости.

2. Создана автоматизированная лабораторная установка для измерения концентрации хлористых солей в нефти, реализующая методику, основанную на кондуктометрическом методе определения концентрации хлористых солей в нефти. Установка сертифицирована Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии и включена в Государственный реестр средств измерений. Установка эксплуатируется в НГДУ ОАО «Татнефть», что подтверждается актом внедрения.

Результаты данной работы позволили повысить точность и достоверность измерений количества нефти, добытой по участку недр.

На защиту выносятся:

- установка высокой точности (далее – УВТ), позволяющая воспроизводить газожидкостные потоки с известными параметрами и структурой;

- результаты экспериментальных исследований влияния газа на показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа;

- методика коррекции показаний преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа в зависимости от содержания в ней газа;

- методика, реализующая кондуктометрический метод измерений содержания хлористых солей в нефти, и автоматизированная лабораторная установка для измерения концентрации хлористых солей в нефти (далее – АЛУС).

Достоверность результатов и обоснованность сделанных на их основе выводов и рекомендаций определяются совпадением эмпирических данных с теоретическими, соответствием результатам исследований известных авторов, а также обеспечиваются результатами проведенных испытаний в Государственном центре испытаний средств измерений, подтвержденными выдачей сертификата об утверждении типа АЛУС и актами внедрения результатов работ.

Апробация работы. Основные результаты диссертации докладывались и обсуждались на VI научно-технической конференции «Метрологическое обеспечение учета энергетических ресурсов», г. Москва, 2004 г.; XXII международной научно-практической конференции «Коммерческий учет энергоносителей», г. Санкт-Петербург, 2005 г.; XXVIII международной научнопрактической конференции «Коммерческий учет энергоносителей», г. СанктПетербург, 2008 г.; ежегодных технических совещаниях «Метрологическое обеспечение учета нефти и нефтепродуктов», г. Казань, 2005 – 2010 гг.

Публикации. Основные результаты диссертации опубликованы в работах (4 статьи в научных журналах, входящих в перечень ВАК, публикации в трудах научных конференций). Получен сертификат об утверждении типа разработанного средства измерений.

Личный вклад автора. При создании установки УВТ автор принимал непосредственное участие в формировании идей, разработке методики, планировании и проведении экспериментов, обсуждении и обработке экспериментальных данных, написании статей, а также подготовке и представлении докладов на конференциях. Части УВТ, такие как: блок нагнетания газа; блок поверки и калибровки средств измерений расхода газа;

блок задания расхода газа; блок смешения, были разработаны и внедрены непосредственно автором. Методика, реализующая кондуктометрический метод измерений содержания хлористых солей в нефти, установка АЛУС, получение на ней экспериментальных данных и их анализ являются результатом деятельности автора.

Соответствие диссертации научной специальности.

Диссертация соответствует специальности 05.11.13 – «Приборы и методы контроля природной среды, веществ, материалов и изделий» и затрагивает следующие области исследования по паспорту специальности: п. 3 – Разработка, внедрение и испытания приборов, средств и систем контроля природной среды, веществ, материалов и изделий, имеющих лучшие характеристики по сравнению с прототипами; п. 5 – Разработка метрологического обеспечения приборов и средств контроля природной среды, веществ, материалов и изделий, оптимизация метрологических характеристик приборов; п. 7 – Методы повышения информационной и метрологической надежности приборов и диагностика приборов контроля.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и библиографии. Работа изложена на 125 страницах машинописного текста, включая 31 рисунок и 11 таблиц. Библиографический список включает 124 наименования.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснованы актуальность проблемы, научная и практическая значимость работы, сформулированы цели и задачи исследования, изложены основные положения, выносимые на защиту, приведена краткая характеристика работы.

Первая глава посвящена обзору и анализу существующих приборов и методов контроля расхода и параметров нефти, добытой по участку недр. Дана оценка составляющих погрешности измерений количества «нетто» нефти, добытой по участку недр. Сформулированы задачи исследования.

Согласно ГОСТ Р 8.615 «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования», измерения количества нефти, добытой по участку недр, осуществляется при помощи системы измерений количества и параметров нефти «сырой» (далее – СИКНС), представляющей собой совокупность функционально объединенных средств измерений, систем обработки информации и технологического оборудования, предназначенных для измерений количества и параметров нефти.

В настоящее время используют два метода определения количества нефти в потоке с применением СИКНС, реализуемые в методиках:

- прямой метод динамических измерений. При этом напрямую измеряют массу нефти с использованием преобразователей массового расхода;

- косвенный метод динамических измерений. При этом непосредственно измеряют объем и плотность нефти с использованием преобразователей объемного расхода и преобразователей плотности нефти. Массу нефти вычисляют как произведение измеренных объема и плотности нефти, приведенных к одинаковым условиям (температуре и давлению).

Наибольшую часть погрешности измерений количества «нетто» нефти, добытой по участку недр, составляют погрешности измерений количества нефти и составляющих балласта – влагосодержания и содержания хлористых солей.

Основное влияние на погрешность измерений количества нефти с применением СИКНС оказывает газ, содержащийся в нефти. Несмотря на то, что в СИКНС нефть попадает после предварительной дегазации на сепарационных установках, в 1 м3 нефти может содержаться до 0,02 м3 газа даже при штатном (расчетном) режиме работы сепарационной установки. Как правило, на СИКНС объемное содержание газа в нефти не превышает 3 %.

Зависимость погрешности измерений количества нефти от газосодержания нефти для преобразователей расходов, используемых при косвенном методе динамических измерений на СИКНС, исследована недостаточно. Установки для проведения подобных исследований, позволяющие моделировать с высокой точностью режимы течения газожидкостного потока, в России к началу наших исследований отсутствовали.

Для измерений влагосодержания нефти широко используются высокоточные средства измерений – поточные влагомеры с нормируемой погрешностью измерений, которые не имеют существенных недостатков.

Лабораторные методы измерений влагосодержания нефти проходят на нефтедобывающем предприятии аттестацию, при которой экспериментально устанавливаются погрешности метода.

Для измерений содержания хлористых солей в нефти используют лабораторные методы, которые делятся на физические (с использованием лабораторных солемеров) и химические. Существующие методы измерений содержания хлористых солей в нефти имеют следующие недостатки:

метрологические характеристики, большое время анализа;

- для физических методов – верхний предел измерений существующих солемеров обычно до 2000 мг/дм3 и не соответствует содержанию хлористых солей в нефти на СИКНС – преимущественно до 26000 мг/дм3. Относительная погрешность измерений существующих солемеров достигает 6-10%. При использовании физических методов измерений содержания солей в нефти по ASTM D 3230-99 «Сырая нефть. Определение солей электрометрическим методом» возникает необходимость в использовании метанола, который является токсичным веществом, что затрудняет работу с ним.

На основании вышеизложенного сформулированы цель и задачи диссертационного исследования.

Во второй главе рассмотрена созданная установка УВТ, позволяющая с высокой точностью воспроизводить газожидкостные потоки в широком диапазоне режимных параметров. Приведены результаты экспериментальных исследований на УВТ работоспособности индикатора структуры потока, а также метрологических характеристик средств измерений (далее – СИ):

устройства определения содержания свободного газа в нефти УОСГ-100;

счетчика жидкости камерного СКЖ.

УВТ предназначена для исследования средств измерений параметров газожидкостных потоков, а именно объемного и массового расхода, плотности, содержания свободного газа.

Процесс передачи единицы объемного и массового расходов производится одним из двух способов: с применением эталонных весов; с применением эталонных расходомеров.

В первом случае количество жидкости, протекшее через поверяемый прибор, сравнивается с количеством жидкости, измеренным на весах.

Во втором случае непосредственно сличаются показания поверяемого прибора с показаниями эталонного расходомера.

Блок-схема УВТ представлена на рисунке 1.

УВТ расположена в помещении, в котором поддерживаются условия в соответствии с ГОСТ Р ИСО/МЭК 17025 «Общие требования к компетентности испытательных и калибровочных лабораторий».

УВТ включает в себя следующие блоки и узлы: блок хранения жидкости;

блок насосов жидкости, блок определения начального газосодержания жидкости, блок эталонных СИ расхода жидкости, блок нагнетания газа, блок поверки и калибровки СИ расхода газа, блок задания расхода газа, блок смешения, блок контроля газосодержания и структуры газожидкостного Блок контроля газосодержания

УОСГ СМ ЭСИ

Б1,Б2-баки для хранения жидких углеводородов; Н1,Н2-насосы;ТР-преобразователи температуры и давления; Направление Р-преобразователь давления;Р1,Р2,Р3-ресиверы; КС-критические сопла; ИСИ-исследуемое средство -газа измерений; ЭСИ-эталонное средство измерений; ИСП-индикатор структуры потока; -газожидкостного потока, блок поверки и калибровки СИ расхода газожидкостного потока, блок распределительно-весовой, блок сепарации.

Работа блоков организована следующим образом. Жидкость с блока хранения с помощью блока насосов подается в блок определения начального газосодержания, в котором по измеренным значениям плотности вычисляется начальное газосодержание. Затем жидкость, пройдя блок эталонных СИ расхода жидкости, подается в блок смешения, куда попадает и газ с блока нагнетания газа, пройдя через блок задания расхода газа.

В блоке смешения формируется газожидкостный поток и обеспечиваются различные режимы структуры потока (пузырьковый режим газожидкостной смеси с равномерным распределением газа в жидкости; слоеный режим «газ – сверху, жидкость – снизу»; пробковый режим).

Затем газожидкостный поток попадает в блок контроля газосодержания и структуры газожидкостного потока, где с помощью индикатора структуры потока определяется режим течения двухфазного потока газожидкостной смеси, с помощью УОСГ-100 определяется количество свободного газа в жидкости.

Далее газожидкостный поток попадает в блок поверки и калибровки СИ расхода газожидкостного потока, в котором исследуются технические и метрологические характеристики исследуемых СИ.

Из блока поверки и калибровки СИ расхода газожидкостного потока поток, пройдя блок распределительно-весовой, попадает в блок сепарации и оттуда – в блок хранения жидкости.

Циркуляция жидкости – закрытого типа («по кольцу»), газа – открытого типа (после сепарирования и очистки выбрасывается в атмосферу).

В качестве газовой фазы рабочей среды установки используется осушенный воздух, в качестве жидкой фазы – индустриальное масло И-12А.

УВТ обеспечивает воспроизведение и передачу следующих единиц измерений:

- объемного расхода жидкости в диапазоне измерений от 3·10 -2 до 40 м3/ч, с пределом относительной погрешности измерений ±0,02% (при использовании способа измерений с применением эталонных весов) и с пределом относительной погрешности измерений ±0,1% (при использовании способа измерений с применением эталонных расходомеров);

- объемного расхода газа в диапазоне измерений от 18·10 -5 до 300 м3/ч (при стандартных условиях: температуре газа, равной 20 0С; абсолютном давлении газа, равном 101,325 кПа), с пределом относительной погрешности измерений ±0,25 % (при использовании блока задания расхода газа) и с пределом относительной погрешности измерений ±0,3 % (при использовании блока поверки и калибровки СИ расхода газа).

УВТ обеспечивает стабильность поддержания расхода жидкости ±0,1%.

В состав УВТ входит индикатор структуры потока (далее – ИСП), разработанный специально для УВТ. Перед использованием ИСП мы исследовали его работоспособность и адекватность показаний в условиях работы УВТ.

Принцип работы ИСП основан на изменении диэлектрической проницаемости жидкости при появлении свободного газа. ИСП позволяет качественно наблюдать распределение газа в газожидкостном потоке.

Исследование ИСП выполнялось путем изменения параметров газожидкостного потока и наблюдения за показаниями ИСП. Результаты исследований показали, что ИСП адекватно реагирует на изменения количества газа в газожидкостном потоке и может быть использован для качественной оценки распределения газа, находящегося в газожидкостном потоке в трубопроводе.

Прибор УОСГ-100, входящий в состав УВТ, широко используется в нефтяной отрасли. Его метрологические характеристики установлены производителем путем проведения теоретических исследований. На УВТ появилась возможность провести экспериментальные исследования метрологических характеристик УОСГ-100. Принцип измерений УОСГ- основан на том, что изменение давления в пробоотборной камере прибора при изотермическом сжатии пробы газожидкостной смеси зависит от количества свободного газа в смеси.

Суть исследований заключалась в воспроизведении газожидкостного потока с заданным значением содержания газа в жидкости. Расход жидкости задают и контролируют с помощью блока эталонных СИ расхода жидкости УВТ, расход газа в системе задают с помощью блока задания расхода газа УВТ.

Одновременно выполняют измерения содержания газа в жидкости с помощью прибора УОСГ-100 в соответствии с МИ 2575-2000 «ГСИ. Нефть. Остаточное газосодержание. Методика выполнения измерений».

Результаты измерений показали, что при малых содержаниях газа в жидкости погрешность УОСГ-100 находится в пределах значений, нормированных в МИ 2575-2000. Однако при значениях содержания газа более 5 % наблюдаются отклонения показаний прибора более нормированных значений.

Дополнительная погрешность прибора УОСГ-100 при высоком содержании газа в жидкости может быть объяснена непредставительностью отбора пробы жидкости в пробоотборную камеру прибора. Часть пузырьков может накапливаться в пробоотборной камере до закрытия клапанов. Этим объясняется завышение измеренных значений. При малых содержаниях газа в жидкости (до 3 %) прибор УОСГ-100 подтверждает свои метрологические характеристики и может быть использован для контроля остаточного газа при приготовлении эталонных газожидкостных смесей.

Опробование работы УВТ проводилось путем исследований на ней метрологических характеристик счетчика жидкости камерного СКЖ, положительно зарекомендовавшего себя при установке на реальных газонефтяных потоках.

СКЖ предназначен для измерений массового расхода и массы жидкости, содержащей газ. По своему принципу работы СКЖ измеряет только массу протекшей жидкости, так как газ проходит через прибор, минуя измерительный элемент.

В процессе испытаний при каждом значении расхода жидкости мы изменяли содержание газа в смеси. Результаты исследований показали, что при средних расходах и при наличии газа в смеси счетчик СКЖ работает в пределах допускаемой погрешности. Однако в точках расхода, близких к максимальному значению, возникают дополнительные погрешности. Если в жидкости мало газа, погрешность счетчика возрастает, и счетчик может прекратить измерения.

При малых расходах возрастает влияние газа в смеси на погрешность измерений. Полученные результаты исследований СКЖ согласуются с рекомендациями производителя счетчика.

В третьей главе определены границы применимости УВТ, в которых обеспечивается пузырьковая структура течения газожидкостного потока.

Разработана методика, позволяющая определить влияние газа, содержащегося в жидкости, на метрологические характеристики преобразователей объемного расхода жидкости. Экспериментально исследовано влияние газа на показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа. Предложена методика, позволяющая с высокой точностью корректировать показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа в зависимости от содержания газа в жидкости.

Так как в СИКНС наиболее часто встречается пузырьковая структура течения газожидкостного потока, необходимо было определить границы применимости УВТ, при которых обеспечивается пузырьковая структура потока. Проведенные исследования с применением ИСП показали, что пузырьковая структура потока наблюдается при значениях расхода выше 7 м 3/ч и объемном содержании газа в жидкости ниже 15 %.

Методика, позволяющая определить влияние газа, содержащегося в жидкости, на метрологические характеристики преобразователей объемного расхода жидкости, заключалась в сличении показаний двух идентичных преобразователей объемного расхода жидкости (далее – ПОР). Первый ПОР установлен в блоке эталонных СИ расхода жидких углеводородов УВТ (опорный ПОР), второй – в блоке поверки и калибровки СИ расхода газожидкостного потока УВТ (исследуемый ПОР). Через опорный ПОР протекает жидкость с известными параметрами, затем в жидкость добавляется газ и через исследуемый ПОР протекает уже газожидкостная смесь с известными параметрами.

В качестве опорных и исследуемых ПОР использовались ПОР турбинного типа производства ОАО «Арзамасский приборостроительный завод» (Россия) и фирмы «Smith Meter» (США).

Перед проведением исследований проводилась калибровка по жидкости исследуемого ПОР относительно опорного ПОР. После калибровки относительная погрешность исследуемого ПОР по отношению к опорному ПОР не превышала ±0,05 %.

Результаты исследования влияния газа, содержащегося в жидкости, на показания исследуемых ПОР турбинного типа представлены на рисунках 2–4. В каждой точке было произведено не менее 10 измерений.

На рисунке 2 представлены результаты исследования влияния газа, содержащегося в жидкости, на показания исследуемого ПОР при расходе жидкости 8,0 м3/ч; полученные данные трудно описать с высокой точностью какой-либо закономерностью. Данная картина характерна для диапазона расходов жидкости от 0,03 до 8,0 м 3/ч. Это может быть объяснено тем, что в данных условиях измерений, при малых скоростях течения жидкости, за время движения газожидкостного потока от блока смешения до исследуемого ПОР изменяется режим течения потока, что приводит к существенному искажению профиля потока на входе исследуемого ПОР и как следствие – ухудшению метрологических характеристик исследуемого ПОР. Повторяемость результатов измерений, выраженная через среднеквадратическое отклонение, превышает ±1%.

На рисунках 3–4 представлены результаты исследования влияния газа, содержащегося в жидкости, на показания исследуемого ПОР при расходе жидкости 9,0 м3/ч. Как видно из рисунков 3–4, при значениях газосодержания в жидкости до 4% наблюдается связь между погрешностью исследуемого ПОР и содержанием свободного газа в жидкости, которая с высокой точностью может быть описана линейной зависимостью. Данная картина характерна для диапазона расходов жидкости от 9,0 до 40,0 м3/ч (максимальный расход, воспроизводимый установкой).

относительная погрешность исследуемого ПОР, % Рис. 2. Результаты исследования влияния Рис. 3. Результаты исследования влияния газа, содержащегося в жидкости на газа, содержащегося в жидкости на показания исследуемого ПОР при расходе показания исследуемого ПОР при расходе Рис. 4. Результаты исследования влияния газа, содержащегося в жидкости на показания исследуемого ПОР при расходе жидкости 9,0 м3/ч и газосодержании до 4% (A=1,0007, B=0,05, коэффициент корреляции R=0,99967) При газосодержании в жидкости более 4% наблюдается «срыв»

показаний исследуемого ПОР, который может быть объяснен переходом пузырькового, мелкодисперсного режима потока к расслоенному, что приводит к ухудшению метрологических характеристик исследуемого ПОР.

Стабильность показаний результатов измерений, выраженная через среднеквадратическое отклонение результатов измерений не превышает ±0,3%.

Как показали исследования, это утверждение справедливо для всего диапазона избыточного давления жидкости, задаваемого УВТ – от 0,2 до 0,6 МПа.

После проведения исследований опорный и исследуемый ПОР поменяли местами, и снова провели исследования – результаты повторились.

Полученные результаты исследования ПОР позволили разработать методику, выполнение которой позволяет с высокой точностью корректировать показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа в зависимости от содержания газа в жидкости.

Обязательное условие выполнения приведенной ниже методики – пузырьковый, мелкодисперсный режим газожидкостного потока (в частности, при использовании УВТ: содержание газа в жидкости не более 4 %; объемный расход газожидкостной смеси не менее 9,0 м 3/ч).

При известном объемном содержании свободного газа в жидкости в условиях измерения объема, измеренного, например, с применением прибора УОСГ-100, возможна коррекция показаний ПОР, по формуле где: V – скорректированный объем жидкости, прошедший через ПОР, м3/ч; Tv – температура, 0С, при которой был измерен объем жидкости ПОР; P v – давление, МПа, при котором был измерен объем жидкости ПОР; (Tv, Pv) – объемная доля свободного газа в жидкости, %, определенная при условии (T v,Pv);

VПОР (Tv, Pv)– объем жидкости, измеренный ПОР, м3/ч, при условии (Tv,Pv).

При известном объемном содержании свободного газа в жидкости в условиях (Tg,P g), при условии измерения объема (Tv,Pv), возможна коррекция показаний ПОР (при исключении растворимости, а также перехода газа в жидкую фазу частично или полностью) по формуле где: Tg – температура, 0С, при которой было определено содержание свободного газа в жидкости; Pg – давление, МПа, при котором было определено содержание свободного газа в жидкости; (Tg,Pg) – объемная доля свободного газа в жидкости, %, определенная при условии (Tg,P g); L – безразмерный коэффициент, вычисляемый по формуле где: K – коэффициент сжимаемости газа; 15 – коэффициент объемного расширения жидкости, 1/ C, при 15 0С; Tg – коэффициент сжимаемости жидкости, 1/МПа, определенный при Tg; Tv – коэффициент сжимаемости жидкости, 1/МПа, определенный при TV.

Дополнительная относительная погрешность вычисления объема по данной методике не менее ±0,05%.

В четвертой главе описывается разработанная методика, реализующая кондуктометрический метод измерения содержания хлористых солей в нефти, и созданная на е основе автоматизированная лабораторная установка для измерения концентрации хлористых солей в нефти.

Как было показано в первой главе, существующие лабораторные методы измерения содержания хлористых солей в нефти и установки для их реализации имеют существенные недостатки. Актуальна задача создания методики измерения содержания хлористых солей в нефти, лишенной этих недостатков.

Для решения этой задачи была разработана методика, реализующая кондуктометрический метод (далее – метод) измерения содержания хлористых солей в нефти. Данный метод измерения содержания хлористых солей в нефти относится к лабораторным физическим методам и основан на изменении электропроводности жидкости, связанной с присутствием в ней неорганических хлоридов. Методика, реализующая метод, заключается в измерении электропроводности жидкости, находящейся в постоянном турбулентном движении, что позволило добиться отсутствия градиента электропроводности и, как следствие, получить следующие преимущества относительно измерений в статике:

- повысить стабильность и увеличить точность измерений;

- расширить диапазон измерений.

На основе методики создана автоматизированная лабораторная установка для измерения концентрации хлористых солей в нефти (далее – АЛУС). АЛУС предназначена для автоматического измерения концентрации хлористых солей в нефти в лабораторных условиях. По исполнению АЛУС относится к полуавтоматическим широкодиапазонным цифровым измерительным установкам с температурной компенсацией. Блок-схема АЛУС приведена на рисунке 5.

БПиУ - блок питания и управления; ПУ - перемешивающее устройство;

КД - кондуктометрический датчик; БОиИ – блок обработки и индикации;

ПС - преобразователь сигналов; ПК - персональный компьютер;

пАЛУС – программа обработки данных и индикации результатов измерений АЛУС состоит из блока подготовки водной вытяжки и блока измерительного. Блок подготовки водной вытяжки включает в себя блок питания и управления, перемешивающее устройство, состоящее из штатива, электродвигателя с управляемыми частотой и временем вращения, лопатки перемешивающей и делительной воронки в соответствии с ГОСТ «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей».

Блок измерительный включает в себя перемешивающее устройство, датчик кондуктометрический со встроенным датчиком температуры, блок обработки и индикации. Способ взаимодействия электрических цепей датчика кондуктометрического с анализируемой жидкостью – контактный.

Для полного удовлетворения потребностей нефтяного комплекса, АЛУС реализует два способа измерений концентрации хлористых солей в нефти.

Первый способ основан на получении из нефти водной вытяжки с последующим измерением е электропроводности (распространен в России).

Второй способ основан на измерении электропроводности раствора нефти в смешанном спиртовом растворителе (распространен за рубежом).

Основная относительная погрешность измерений концентрации хлористых солей в нефти с применением АЛУС ±3,0 %, в диапазоне от 1,0 до 26000 мг/дм3.

Характеристики АЛУС были подтверждены во время испытаний в Государственном центре испытаний средств измерений. Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии выдало сертификат об утверждении типа средства измерений АЛУС.

Основные особенности АЛУС:

• АЛУС может быть использована для измерений содержания солей в нефти как по ГОСТ 21534, так и по ASTM D 3230, при этом метиловый спирт заменен на этиловый, что упрощает использование АЛУС и делает его безопаснее. Этого удалось добиться благодаря стабильности показателей электропроводности при растворении нефти в растворителе на основе этилового спирта;

• в качестве кондуктометрического датчика использована измерительная ячейка с платиновыми электродами. За счет конструкции ячейки и использованных материалов достигается высокая чувствительность и стабильность показаний кондуктометрического датчика, измеряющего удельную электрическую проводимость (УЭП), в диапазоне от 0 до 20 См/м;

• измерения электропроводности выполняются с одновременным измерением температуры, что позволяет обеспечить автоматическую температурную компенсацию результатов измерений;

• АЛУС полностью метрологически обеспечен. Дополнительные погрешности устанавливаются при аттестации «Методики выполнения измерений АЛУС» в конкретной лаборатории;

• в программном обеспечении установки «пАЛУС» имеется возможность занесения в память градуировочной характеристики на каждый тип нефти в зависимости от соотношения между ионами хлористых солей Na:Mg:Ca, что повышает точность измерений по сравнению с установками отградуированными по хлористому натрию.

В заключении диссертации сформулированы основные результаты.

1. Создана установка, позволяющая с высокой точностью воспроизводить газожидкостные потоки с известными параметрами и структурой. Разработана методика, позволяющая определить влияние газа, содержащегося в жидкости, на метрологические характеристики преобразователей объемного расхода жидкости.

2. С помощью установки экспериментально изучено влияние газа на показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа.

Разработана методика, позволяющая с высокой точностью корректировать показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа в зависимости от содержания газа в жидкости. Дополнительная относительная погрешность вычисления объема по данной методике не менее ±0,05%.

3. Разработана методика, реализующая кондуктометрический метод измерений содержания хлористых солей в нефти, с целью расширения диапазона, повышения точности и безопасности измерений. На основе методики создана автоматизированная лабораторная установка для измерения концентрации хлористых солей в нефти АЛУС. Основная относительная погрешность измерений концентрации хлористых солей в нефти с применением АЛУС ±3,0 %, в диапазоне от 1,0 до 26000 мг/дм3. АЛУС успешно прошла испытания в Государственном центре испытаний средств измерений, внесена в Государственный реестр средств измерений под № 33193-06 и в настоящее время эксплуатируется в НГДУ ОАО «Татнефть».

Основные результаты работы изложены в следующих публикациях:

Березовский Е.В., Немиров М.С., Лукманов П.И., Газизов Р.Р.

Установка для испытаний средств измерений на эталонных газожидкостных смесях с цифровой обработкой данных. // М.: Приборы. 2009. №1. С. 7-10.

Березовский Е.В., Немиров М.С., Лобода И.И., Акчурин А.Д.

Методы и средства определения концентрации хлористых солей в нефти. // М.:

Приборы. 2010. №6. С. 10-12.

Березовский Е.В., Акчурин А.Д. Исследования влияния газа содержащегося в нефти на показания преобразователей объемного расхода нефти. // М.: Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2011. №4. С. 43-45.

Березовский Е.В., Латыпов Р.Р. Особенности расчета погрешности измерений объема свободного нефтяного газа системой измерений количества и параметров свободного нефтяного газа // М.: Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2011. №4. С. 45-48.

Березовский Е.В., Немиров М.С., Силкина Т.Г., Лукманов П.И.

Влияние влагосодержания нефти на погрешность измерений ее количества // Материалы XXII международной практической конференции «Коммерческий учет энергоносителей» СПб: 2005. С. 341-343.

Березовский Е.В., Немиров М.С., Силкина Т.Г., Лукманов П.И.

Методики выполнения измерений. Расчет массы нетто нефти при измерении влагосодержания поточными влагомерами // Материалы XXII международной практической конференции «Коммерческий учет энергоносителей» СПб: 2005.

С. 344-346.

Березовский Е.В., Немиров М.С., Силкина Т.Г., Лукманов П.И., Газизов Р.Р. Испытания средств измерений расхода на газожидкостных потоках // Материалы XXVIII международной научно-практической конференции «Коммерческий учет энергоносителей» СПб: 2008. С. 262-265.