Измерения количества сырой нефти с высоким содержанием воды Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА СЫРОЙ НЕФТИ С ВЫСОКИМ СОДЕРЖАНИЕМ ВОДЫ

В.К. КОЗЛОВ**, М.С. НЕМИРОВ*, П.И. ЛУКМАНОВ**

*Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии **Казанский государственный энергетический университет

В статье рассматриваются проблемы измерения количества сырой нефти с большим содержанием воды. Приведен анализ метода расчета погрешности измерительных систем и методов поверки средств измерений. Предлагаются способы повышения точности измерений, а также возможные пути уменьшения затрат на изготовление систем измерений количества сырой нефти.

Одним из основных условий эффективного использования энергоресурсов и энергосбережения является достоверный учет энергоресурсов, метрологическое обеспечение измерения их количества и качества. Одним из важнейших энергоресурсов нашей страны является нефть.

Добыча сырой нефти при разработке нефтяных месторождений должна сопровождаться учетом добытой нефти. Учет нефти ведут по каждой скважине, по лицензионным участкам и по месторождениям. При этом часто возникает необходимость измерения количества сырой нефти с большим содержанием воды [1].

В настоящее время в России существует комплекс нормативных документов по измерениям количества нефти [2-4]. Эти нормативные документы содержат требования по выбору средств измерений, требования к проектированию измерительных систем и их метрологическому обеспечению. Однако все эти документы разработаны для товарной нефти и нефтепродуктов, то есть для однородных жидкостей и не учитывают особенностей сырой нефти с большим содержанием воды - жидкости, склонной к расслоению и к резкому изменению своих параметров, таких как плотность и вязкость.

Методы измерения количества нефти

Самыми точными и удобными в применении методами измерения количества жидкостей являются динамические методы - методы измерения жидкости в потоке с помощью расходомеров, установленных на трубе (турбинных, ультразвуковых, кориолисовых и т.д.). Из динамических методов измерения массы жидкостей выделяют косвенный динамический метод и прямой динамический метод. Прямой метод заключается в измерении массы жидкости массовым расходомером. Косвенный метод заключается в измерении объема жидкости объемным расходомером и плотности жидкости, массу жидкости при этом находят умножением объема на плотность. Плотность жидкости измеряется ареометром или плотномером по пробе жидкости, отобранной из основного потока

[2]. Во ВНИИР проанализированы возможные методы измерения количества сырой нефти, разработаны соответствующие методики выполнения измерений. В данной статье рассмотрим один из методов - прямой метод динамических измерений с применением кориолисовых массовых расходомеров.

При измерении количества нефти недостаточно измерить ее массу. Необходимо вычислить массу нетто нефти - массу нефти за вычетом массы

© В.К. Козлов, М. С. Немиров, П.И. Лукманов Проблемы энергетики, 2006, № 9-10

балласта (воды, солей и примесей). Именно масса нетто нефти является величиной, на основании которой определяется сумма налога за использование недр, а также выполняются взаимные расчеты между предприятиями, сдающими и принимающими нефть [5]. Для вычисления массы нетто нефти используют результаты лабораторного анализа пробы нефти, в которых указывается процентное содержание всех составляющих балласта, или используют результаты измерений поточными анализаторами.

Массу нетто нефти, в соответствии с рекомендациями [6], вычисляют по формуле

Wмв Жс + ^мп

Мн = т - (1----м^)(1---с-----мп), (1)

н ' 100 100

где т - масса брутто нефти, кг; Мн - масса нетто нефти, кг; Wмв - массовая доля воды в нефти; %; ^мп - массовая доля механических примесей в нефти, %; Жс - массовая доля хлористых солей в нефти, %.

Погрешность измерения массы нетто нефти рассчитывают следующим образом:

5МН = 1,1 -д/ 5т 2 + 5^м„ + 5^ + 5 Жс2 , (2)

где символом 5 обозначены составляющие погрешности измерения массы нетто нефти, обусловленные погрешностями измерения величин, входящих в формулу (1).

Составляющие погрешности находят по формуле

дМ н А

---н - Ах

бх = —--------100,

М н

где х - переменная, входящая в формулу (1); Ах - абсолютная погрешность

дМ н

измерений переменной х;---------частная производная от М н по переменной х.

дх

Расчет показывает, что в погрешности измерения массы нетто сырой нефти значительный вклад дает составляющая погрешности измерения массовой доли воды в нефти. Чем больше воды содержится в нефти, тем больше этот вклад.

Выбор расходомеров для измерительной системы

Вопрос выбора расходомера является одним из важнейших при проектировании системы измерений количества нефти. Построение измерительной системы связано с большими финансовыми затратами, и львиная доля этих затрат приходится на приобретение расходомеров. Современные расходомеры являются надежными и точными, но отнюдь не дешевыми приборами. Каждый такой прибор стоит несколько десятков тысяч долларов. В настоящее время при проектировании измерительных систем руководствуются рекомендациями, утвержденными Министерством промышленности и энергетики

[3], в соответствии с которыми расходомер должен измерять массу жидкости с погрешностью не более 0,25 %. Однако эти рекомендации разработаны для систем

измерений товарной нефти и их распространение на системы измерений сырой нефти не всегда оправдано.

Для примера расчета погрешности измерения возьмем нефть со

следующими параметрами:

объемная доля воды в нефти 80 %;

массовая доля солей 0,1%;

массовая доля механических примесей 0,05 %;

плотность обезвоженной нефти 850 кг/м3.

При расчете составляющих погрешности получим следующие значения:

ЖМв=70 %, 5ЖМв=9,1 %, 5ЖХс=0,012 %, 5ЖМп=0,007 %, 5ш=0,25 %.

Погрешность измерения массы нетто нефти, в соответствии с формулой (2), составит 10,68 %.

Если вместо дорогостоящего расходомера взять более дешевый массовый расходомер с погрешностью 1,0 %, то при тех же условиях получим погрешность измерения массы нетто нефти 10,73 %. Видно, что погрешность измерения массы нетто нефти слабо зависит от погрешности измерения массы брутто нефти. Это явление объясняется тем, что при измерениях количества сырой нефти основной вклад в погрешность измерения вносит измерение влагосодержания нефти, и этот вклад очень высок даже при применении самых лучших средств измерений влагосодержания нефти, существующих на сегодняшний день.

График зависимости погрешности измерения массы нетто нефти от погрешности измерения массы брутто при различных влагосодержаниях изображен на рисунке.

22 -_______________________________________________________

- 90%

20 -

18 -16 -

2

и 1------1----------1----1-----1----'-----1-----'----1---------1------’

0 1 2 3 4 5

5/и, %

Рис. Зависимость погрешности измерения массы нетто от погрешности измерения массы брутто нефти с объемным содержанием воды 50%, 70%, 80%, 90%

На графике видно, что в области малых погрешностей массового расходомера (от 0 до 2%) суммарная погрешность измерительной системы практически не зависит от погрешности расходомера. Этот факт необходимо учитывать при проектировании измерительных систем, поскольку стоимость

расходомера с погрешностью 1,0 % значительно меньше, чем у расходомера с погрешностью 0,25 %. А если учесть, что в состав каждой измерительной системы входят, как правило, по 3 и более расходомеров, получается существенная экономия средств на создание измерительной системы без ухудшения ее метрологических характеристик.

С первого марта 2006 года на территории России был введен в действие ГОСТ Р 8.615 «ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования», разработанный с участием авторов данной статьи. Расчеты и соображения, приведенные выше, были учтены в тексте этого стандарта. Этот стандарт рекомендует применение массовых расходомеров с погрешностью ±0,25%, но допускает применение расходомеров с другими метрологическими характеристиками с учетом их влияния на погрешность измерения массы нетто нефти.

Поверка расходомеров

Поверка средств измерений является необходимым элементом государственного метрологического контроля и надзора. На территории России все расходомеры, входящие в состав систем измерений количества нефти, должны поверяться не реже одного раза в год. Кроме того, в межповерочном интервале необходимо выполнять контроль метрологических характеристик расходомеров [3].

Традиционным средством поверки и контроля метрологических характеристик расходомеров является трубопоршневая поверочная установка (ТПУ). ТПУ бывают различных модификаций, но во всех ТПУ основным элементом является участок трубопровода, внутри которого движется поршень. В начале и в конце измерительного участка расположены детекторы поршня. Объем трубопровода между детекторами измерен с высокой точностью. Для поверки массовых расходомеров применяют ТПУ в комплекте с плотномером. При поверке массу нефти, измеренную расходомером, сравнивают с массой нефти, заполнившей измерительный участок ТПУ. Такой способ поверки позволяет поверять расходомеры на месте их эксплуатации, избегая демонтажа и перевозок [7].

Однако в системах измерения количества сырой нефти при применении ТПУ возникает серьезная проблема. Дело в том, что для определения массы нефти в измерительном участке ТПУ необходимо объем измерительного участка умножить на плотность нефти, находящейся в ТПУ, но возможности измерить эту плотность практически не существует. Прибор, измеряющий плотность нефти, находится не внутри ТПУ, а на другом участке трубы, и чаще всего - на ответвлении от основного потока. Для однородных жидкостей, таких как вода, товарная нефть, нефтепродукты, такой способ измерения плотности приемлем, так как плотность жидкости практически одинакова по всей трубе. Плотность сырой нефти в разных участках трубопровода может отличаться более чем на 10% от плотности нефти до плотности воды. Кроме того, практически невозможно определить процентное содержание воды в нефти, находящейся в измерительном участке ТПУ. В настоящее время на предприятиях, измеряющих количество сырой нефти, эту проблему не учитывают и выполняют поверку и контроль расходомеров по ТПУ.

Проблему можно решить, если в качестве эталонного средства измерения применять эталонный массовый расходомер. Расходомер, установленный на

автомобиле или прицепе, поверенный на однородной жидкости с применением ТПУ I-го разряда или весовой поверочной установки, может подключаться к фланцам, предусмотренным для подключения ТПУ, без каких-либо дополнительных затрат. При поверке расходомеров по эталонному расходомеру нет необходимости измерений плотности, а также отсутствует проблема приведения плотности и объема к одинаковым условиям по температуре и давлению, так как масса нефти не изменяется при изменении температуры и давления. Кроме того, стоимость ТПУ в десятки раз превышает стоимость расходомера, то есть, если на стадии проектирования предусмотреть поверку расходомеров по передвижному эталонному расходомеру и отказаться от ТПУ, затраты на изготовление измерительной системы будут существенно снижены, а точность измерений при этом только повысится. В том случае, если в качестве рабочих расходомеров будут применены расходомеры с погрешностью 1,0 %, то в качестве эталонного расходомера можно будет применять серийные расходомеры с погрешностью 0,25 %, применяемые в настоящее время в качестве рабочих.

Авторами данной статьи были разработаны методики поверки рабочих массовых расходомеров по эталонным, разработана и изготовлена эталонная мобильная массоизмерительная установка «ЭММУ», проведены

экспериментальные исследования метода поверки. В настоящее время данный способ поверки расходомеров внедряется на нефтедобывающих предприятиях Татарстана.

Выводы

Несмотря на многолетний опыт учета нефти в нашей стране, при проектировании систем измерения количества нефти не всегда оптимальным образом выбираются средства измерений и рабочие эталоны для их поверки. Часто такие измерительные системы не вполне соответствуют своему назначению. Это связано с тем, что требования к системам измерения товарной нефти и нефтепродуктов зачастую распространяют и на системы измерения сырой нефти.

В связи с этим возникают дополнительные расходы на изготовление измерительных систем и на их эксплуатацию, появляется дополнительная погрешность измерения количества нефти. По результатам проведенных исследований можно сформулировать следующие способы решения этих проблем:

1. В составе систем измерений количества сырой нефти можно применять значительно более дешевые средства измерений расхода, чем расходомеры высокой точности, рекомендованные для применения Министерством промышленности и энергетики, и применяемые в настоящее время для большинства измерительных систем. Теоретические и экспериментальные исследования показывают, что эта экономия не приведет к ухудшению метрологических характеристик измерительной системы.

2. Поверку расходомеров необходимо выполнять, применяя в качестве эталонного средства измерений эталонные массовые расходомеры. Это повысит точность измерений и существенно сократит расходы на изготовление и обслуживание измерительных систем.

Summary

In the article the problems of measuring of crude oil with a large amount of water are describing. The analyses of method’s of measuring systems accuracy calculating are

given, and methods of measuring devices proving. The ways of increasing measuring precision are suggested. Also the ways of decreasing of expenditure for producing crude oil measuring systems.

Литература

1. Национальный стандарт Российской Федерации. ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования. ГОСТ Р 8.615 - 2005.

2. Национальный стандарт Российской Федерации. ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений. ГОСТ Р 8.595.

3. Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти: утв. Минпромэнерго России от 31 марта 2005 г. №69.

4. Рекомендации по метрологии. ГСИ. Метрологическое обеспечение учета нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов. Основные положения. Р 50.2.040 - 2004.

5. Налоговый кодекс Российской Федерации.

6. Рекомендация. ГСИ. Порядок проведения коммерческого учета сырой нефти на нефтедобывающих предприятиях. Основные положения. МИ 2693 -2001.

7. Автоматизированный учет нефти и нефтепродуктов при добыче, транспортировке и переработке / А.Ш. Фатхутдинов, М.А. Слепян, Н.И. Ханов и др. - М.: ООО «Недра-Бизнес-центр», 2002. - 417с.

Поступила 05.07.2006