CC BY
38
УДК 303.552
Р. Р. Нурмухаметов, Ю. К. Евдокимов, М. С. Немиров, А. А. Гайнуллина
ПРИБОР КОНТРОЛЯ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ВОДЫ В НЕФТИ В ГОРИЗОНТАЛЬНОМ ТРУБОПРОВОДЕ
Ключевые слова: распределение влагосодержания нефти в трубопроводе, прибор контроля распределения воды в нефти в
горизонтальном трубопроводе.
В данной статье описан прибор контроля распределения воды в нефти в горизонтальном трубопроводе и метод его калибровки.
Keywords: distribution of the moisture content of oil in the pipeline, water distribution control device in a horizontal pipeline oil. This article describes the water distribution control device in a horizontal pipeline oil and method of calibration.
Введение
При добыче и подготовке нефти с последующей её транспортировкой по трубопроводу необходимо контролировать физико-химический состав нефти. Для этого осуществляют отбор проб небольшого количества нефти из трубопровода с целью проведения лабораторных исследований свойств нефти в испытательной лаборатории. Нефть в общем случае является многокомпонентной жидкостью, состоящей из сложных углеводородов и примесей, при этом основной примесью в нефти является вода.
Наиболее часто встречающейся схемой отбора проб является схема, при которой часть потока нефти из основного трубопровода отбирается с помощью пробозаборного устройства, установленного в основном трубопроводе, в контур отбора проб, где и происходит извлечение пробы в контейнер для хранения и транспортировки проб (рис. 1). При такой схеме отбора необходимо знать распределение воды и нефти в водонефтяном потоке в поперечном сечении трубопровода для правильного выбора типа пробозаборного устройства и его установки.
Рис. 1 - Схематичное обозначение пробозаборного устройства трубчатого типа по ГОСТ 2517 [1]
В соответствии с РМГ 109 [2] распределение воды в верхней и нижней точке поперечного сечения трубопровода не должна превышать 2,5 % от содержания воды в водонефтяном потоке.
Распределение воды в трубопроводе можно смоделировать, например, методом аналогичным [3], либо экспериментально на месте эксплуатации системы отбора проб.
1. Описание работы прибора контроля распределения воды в нефти в горизонтальном трубопроводе
С целью контроля распределения воды в нефти в горизонтальном трубопроводе разработан прибор [4], который устанавливается на место установки пробозаборного устройства. Общий вид прибора контроля распределения воды в нефти в горизонтальном трубопроводе приведен на рис. 2.
ы
4
Рис. 2 - Установка прибора контроля распределения воды в нефти в горизонтальный трубопровод: 1 - блок электроники, 2 - измерительный зонд, 3 - ноутбук с установленным программным обеспечением, 4 - ZigBee модем
Блок электроники с измерительным зондом предназначен для сбора и хранения данных с измерительных датчиков. Измерительный зонд включает в себя четыре измерительных датчика, каждый из которых состоит из трех металлических дисков, средний из которых изолирован и соединен с 24-разрядным преобразователем емкости в цифровой код AD 7747 фирмы ANALOG DEVICES (позволяет измерять емкость до 17-10-12 Ф с погрешностью измерений 10-14 Ф). Измерительный датчик измеряет электрическую емкость между центральным диском и двумя крайними. Измеренные данные электрической емкости с измерительных датчиков по ZigBee модему передаются в переносной компьютер, где значение емкости измерительных датчиков преобразуется по градуировочной кривой в разницу содержания воды в нефти между измерительными датчиками.
Прибор контроля распределения воды в нефти в горизонтальном трубопроводе имеет следующие технические характеристики: диапазон температуры нефти - от 5 °С до 40 °С; давление в трубопроводе - не выше 4,0 МПа; диапазон влаго-содержания нефти - от 2 % до 60 %; диаметр условного прохода трубопровода - 100, 150, 200, 250 мм; диапазон расхода нефти в трубопроводе - от 10 до 600 м3/ч.
2. Градуировка и оценка относительной погрешности прибора контроля распределения воды в нефти в горизонтальном трубопроводе
Из-за не идентичности измерительных датчиков между их показаниями могут наблюдаться различия. Для устранения этих различий введена процедура юстировки датчиков при измерении емкости в однородной среде (воздух, вода, масло). 2
\
Рис. 3 - Схема градуировочного стенда прибора контроля распределения воды в нефти в горизонтальном трубопроводе: 1 - шестеренчатый насос; 2 - расширительный бачок; 3 - сливной кран; 4 - измерительная секция; 5 - прибор контроля распределения воды в нефти в горизонтальном трубопроводе; 6 - термостат
Коэффициент юстировки определяется относительно нижнего измерительного датчика, как К1=С1/С1, где С! -емкость 1-го измерительного датчика; 1=1..4. Коэффициенты юстировки равны К1 = 1,00, К2 = 1,02, К3 = 0,98, К4 = 0,99, относительная погрешность юстировки не превышает 1,5%.
Для градуировки прибора контроля распределения воды в нефти в горизонтальном трубопроводе в зависимости от влагосодержания нефти приготавливались эталонные водонефтяные смеси, которые заливались в контур градуировочного стенда, схема стенда приведена на рис. 3. Смесь готовилась смешением в контуре стенда водопроводной воды с маслом И-20. Методика приготовления смесей приведена в [5].
Влагосодержание смеси вычислялось, как
V. +
<р = -
(р0 • VH 100
V + V
-100
где у - объем воды, добавляемый в контур стенда, мл; уи - объем масла, мл; ф0 - содержание воды в масле, %.
Зависимость средней емкости измерительных датчиков от содержания воды в смеси, и результат линейной аппроксимации представлены на рис. 4. Среднее значение емкости измерительных датчиков
4
_ X С
находилось как с = ,=1
где С-емкость /-го
измерительного датчика. Разброс находился как
АС = 1С" -Ст1„|, где Стах, Стт- максимальное и
минимальное значение емкости измерительных датчиков.
- тЯ Зависимое! ь емкости датчика от содержали полы в смеси ■ Адщюгеншция__
Equation у * а + Ь'к
Standard Е г га г
а 9.70495 0.0193
Ь 5.7544 0 09599
Содержание ВОДЫ & СМССС1 в объемных долях
Рис. 4 - Зависимость емкости измерительных датчиков от содержания воды в смеси и результат линейной аппроксимации
Из рис. 4 определяется градуировочный коэффициент как
= I
(2)
(1)
где Ь - наклон аппроксимационной прямой на рис. 4.
В соответствии с [6] наибольшее влияние на точность диэлектрометрического метода оказывают температура нефти и сорт нефти, меньшее влияние оказывают степень минерализации воды, изменение давления и изменение дисперсности среды. Однако, данный прибор измеряет не абсолютное значение содержания воды в нефти, а измеряет разницу содержания воды в нефти между измерительными датчиками. Поэтому влияющие факторы влияют одинаково на показания измерительных датчиков и взаимно скомпенсируются.
Из рис. 4 видно, что зависимость емкости измерительных датчиков от влагосодержания имеет линейную зависимость, что позволяет градуировать прибор контроля распределения воды в нефти в горизонтальном трубопроводе всего по двум точкам. Для этого следует погрузить измерительные датчики в среду с обезвоженной нефтью, измерить емкости измерительных датчиков, а затем в среду с нефтью с известным влагосодержанием.
Оценка относительной погрешности измерений распределения воды в нефти в горизонтальном трубопроводе понимается как отношение изменения емкости измерительных датчиков под действием влияющих факторов к среднему значению емкости измерительных датчиков и выражается как
5 = л\е1 +е2 + £2 д , (3)
у С юст град ' 4 '
где ес- относительная погрешность измерений емкости, %; еюст - относительная погрешность юстировки измерительных датчиков, %; еград - относительная погрешность градуировки измерительных датчиков, %.
Заключение
Разработанный прибор контроля распределения воды в нефти в горизонтальном трубопроводе позволяет проводить исследование неоднородности распределения воды в смеси в верхней и нижней точке поперечного сечения трубопровода и может использоваться при проведении аттестации пробо-отборных систем в соответствии с требованиями РМГ 109 [2].
Предложенный метод калибровки прибора контроля распределения воды в нефти в горизонтальном трубопроводе позволяет калибровать его на
месте эксплуатации с относительной погрешностью измерений распределения воды в нефти в горизонтальном трубопроводе не превышающей 2,0%, что согласуется с погрешностью регламентированной РМГ 109 [2].
Литература
1.ГОСТ 2517-2012Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб.
2.РМГ 109-2011ГСИ. Нефть. Отбор проб из трубопроводов.
3.Усманова Р.Р., Панов А.К., Заиков Г.Е., Яруллин А.Ф. Расчет гидравлического сопротивления в прямоточном вихревом аппарате. - Вестник КТУ. -2012. № 10. - с. 244246.
4.Пат. №2395801 Российская Федерация. МПК 00Ш27/22. Устройство для определения распределения содержания воды в нефти в трубопроводе на месте установки пробозаборного устройства/ М.С. Немиров, Т.Г. Силкина, В.А. Тропынин, Р.Р. Нурмухаметов. -№2008122820/28; заявл. 28.05.2008; опубл.27.07.2010.
5.Ибрагимов Р.Р., Алексеев С.В. Алгоритм расчета и оценка точности приготовления аттестованных водо-нефтяных смесей на автоматизированной установке. -Вестник КТУ. -2013. № 14. - с. 199-203.
6.Клугман, Ю.И. Диэлькометрические нефтяные влагомеры (обзор)/ Ю.И. Клугман, Н.Б. Ковылов. - М . : ВНИИОЭНГ, 1969.
© Р. Р. Нурмухаметов - аспирант кафедры радиоэлектроники и информационно-измерительной техники, КНИТУ им. А. Н. Туполева, [email protected]; Ю. К. Евдокимов- д-р техн. наук, зав. каф. радиоэлектроники и информационно-измерительной техники, КНИТУ им. А. Н. Туполева, [email protected]; М. С. Немиров - к.т.н., директор ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань, [email protected]; А. А. Гайнуллина - ст. преп. кафедры САУТП, КНИТУ, [email protected].
© R. R. Nurmukhametov - post-graduate course, Radio-Electronic and Information & Measuring Technology, KNRTU n. a. A.N. Tupolev, [email protected]; Y. K. Evdokimov - PhD degree, Head of Department Radio-Electronic and Information & Measuring Technology, KNRTU n. a. A.N. Tupolev, [email protected]; M. S. Nemiroff - PhD degree, director JSC Nefteavtomatika in Kazan, [email protected]; A. A. Gainullina - assistant professor, Department of SAUTP, KNRTU, [email protected].
