О погрешности измерения массы сырой нефти без учета воды

Фаткуллин А.А., Мирончук Б.В.ООО «НПП ОЗНА-Инжиниринг»

В первоначальной редакции ГОСТ Р 8.615 задавались пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительной установки (далее - ИУ) для измерений:а) массы сырой нефти: 2,5 %;б) массы нефти с содержанием воды: до 70 %: 6,0 %;до 95 %: 15,0 %;до 98 %: 30,0 %.

В последней редакции уже задаются пределы допускаемой относительной погрешности измерений:а) массы сырой нефти: 2,5 %;б) массы сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти: до 70 %: 6,0 %;от 70 до 95 %: 15,0 %;свыше 95 % - по методике измерений массы нефти (МИ).

В первой редакции ГОСТ Р 8.615 говорилось о пределах допускаемой основной относительной погрешности СИКНС, измерений массы нефти в зависимости от содержания воды в сырой нефти (в объемных долях, %):

до 5: 0,35 %;до 10: 0,4 %;до 20: 1,5 %;до 50: 2,5 %;до 70: 5,0 %;до 85: 15,0 %;

более 85 рекомендовалось сбрасывать воду.В последней редакции уже говорится о допускаемой относительной

погрешности МИ массы нетто сырой нефти с применением СИКНС в зависимости от содержания воды в сырой нефти (в объемных долях, %):

от 0 до 5: 0,35 %;от 5 до 10: 0,4 %;от 10 до 20: 1,5 %;от 20 до 50: 2,5 %;от 50 до 70: 5,0 %;от 70 до 85: 15,0 %;

более 85 погрешность нормируется по МИ.

Разработано много ИУ и еще к ним добавились многофазные расходомеры (МФР), а что они измеряют и как убедиться в правильности их показаний для конкретного месторождения и конкретных нефтяных скважин? Для этого требуется создание передвижных эталонных установок. При этом эталонная установка должна:

1)точнее измерять массу сырой нефти, массу обезвоженной нефти, количество свободного нефтяного газа в продукции нефтяной скважины;

2)осуществлять поверку ИУ или МФР в условиях эксплуатации в непрерывном режиме без вмешательства в режим работы скважины, ИУ или МФР;

3)тестировать параметры продукции скважин для актуализации геологической и промысловой информации о режиме работы скважин и в целом по месторождению.

Стоимость такой эталонной установки в несколько раз выше стоимости рабочих ИУ и это, конечно же, тормозит их разработку и изготовление. Но когда-то не было ТПУ и расходомеры поверялись на стенде по воде, а теперь на СИКН и СИКНС появились стационарные или передвижные ТПУ, а к ним еще свои эталонные поверочные установки.

Поддиапазонизмерений

0-10 % об.

10-20 % об.

20-30 % об.

30-40 % об.

40-50 % об.

50-60 % об.

60-70 % об.

70-80 % об.

80-90 % об.

90-100 % об.

Модель Абсолютная погрешность измерений объемного содержания воды в нефти, % об.

Ph. Dyn.серии F

0,15 0,20 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,5 1,5 1,5

ВСН-2, ВОЕСН

1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,5 1,5 1,5

ВСН-ПИК 0,8 0,8 0,8 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2

ВСН-АТ 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0

ПВН-615 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,9 0,9 1,4 1,4 1,4

Пределы допускаемой абсолютной погрешности поточных влагомеров

ВМВМ

НМН Х

ХХ

Х

ХХX )()(

Здесь первое слагаемое представляет аддитивную

составляющую погрешности, второе – мультипликативную, третье –

нелинейную составляющую. Индексы «Н» и «В» относятся к нижнему и

верхнему значениям диапазона измерений.

О.А. Цыбульский «Погрешность широкодиапазонных измерений»

ж. «Законодательная и прикладная метрология» № 4, 2010 г.

Дробно-линейная функция погрешности СИ

2 2 22

21,1

1100

В ХС МПнет бр

В ХС МП

W W WМ М

W W W

Из формулы расчета относительной погрешности измерений массы

нетто сырой нефти наибольший вклад в величину этой погрешности

при увеличении содержания воды вносит погрешность измерения

содержания воды в сырой нефти.

Относительная погрешность измерений массы нетто сырой нефти

В настоящее время для определения содержания воды в пробе сырой

нефти часто применяют комбинированный метод, о котором сказано в статье

авторов: Немиров М.С., Силкина Т.Г., Ибрагимов Р.Р. «Измерение содержания воды в

нефти в лабораториях нефтяной промышленности» ж. «Автоматизация,

телемеханизация и связь в нефтяной промышленности» № 4, 2011 г.

Согласно этому методу сначала надо отстаивать принесенную пробу сырой

нефти в ХАЛ в течение 1-2 часов в делительной воронке, затем слить свободную воду,

после чего измерить содержание воды в оставшейся пробе нефти и по результатам

измерений массовой доли воды в оставшейся пробе и массе слитой воды определить

массовую долю воды в сырой нефти.

Несмотря на то, что у этого метода есть недостатки: в неопределенности

времени отстаивания; в неизвестности количества нефти, ушедшей со слитой водой.

Но его достоинством является, то, что с помощью него определяется содержание

воды не при 90 % воды, а уже при 30 % или ниже, то есть в устойчивой эмульсии.

φ вΔW в, % об. δМ нетто, %

ГОСТ комбин. Ph-Din F Ph-Din F ВСН-2 ВСН- ВСН- ПВН- ГОСТ комбин. Ph-Din Ph-Din F ВСН-2 ВСН- ВСН- ПВН- ГОСТ Р 8.615

об % 2477 методСтупенч. предел

Дробно-линейная

ВОЕСН ПИК АТ 615 2477 метод серия FДробно-

линейнаяВОЕСН ПИК АТ 615

Ступенч. предел

Аппроксим.

0 0,00 0,00 0,15 0,15 1,00 0,80 0,50 0,70 0,28 0,28 0,33 0,33 1,14 1,44 1,26 0,82 0,35 0,35

1,1 0,09 0,09 0,15 0,01 1,00 0,80 0,50 0,70 0,30 0,30 0,33 0,28 1,15 1,43 1,26 0,84 0,35 0,35

1,99 0,16 0,16 0,15 0,03 1,00 0,80 0,50 0,70 0,33 0,33 0,33 0,28 1,16 1,43 1,26 0,87 0,35 0,36

2 0,16 0,16 0,15 0,03 1,00 0,80 0,50 0,70 0,33 0,33 0,33 0,28 1,16 1,43 1,26 0,87 0,35 0,36

3,99 0,15 0,15 0,15 0,06 1,00 0,80 0,50 0,70 0,33 0,33 0,33 0,29 1,19 1,42 1,24 0,89 0,35 0,42

4 0,15 0,15 0,15 0,06 1,00 0,80 0,50 0,70 0,33 0,33 0,33 0,29 1,19 1,42 1,24 0,89 0,35 0,42

4,99 0,19 0,19 0,15 0,07 1,00 0,80 0,50 0,70 0,36 0,36 0,33 0,29 1,20 1,42 1,24 0,92 0,35 0,47

5 0,19 0,19 0,15 0,07 1,00 0,80 0,50 0,70 0,36 0,36 0,33 0,29 1,20 1,42 1,24 0,92 0,35 0,47

5,01 0,19 0,19 0,15 0,07 1,00 0,80 0,50 0,70 0,36 0,36 0,33 0,29 1,20 1,42 1,24 0,92 0,4 0,47

7 0,27 0,27 0,15 0,10 1,00 0,80 0,50 0,70 0,43 0,43 0,33 0,31 1,23 1,42 1,25 0,99 0,4 0,59

9,99 0,38 0,38 0,15 0,15 1,00 0,80 0,50 0,70 0,55 0,55 0,34 0,34 1,27 1,42 1,28 1,13 0,4 0,83

10 0,38 0,38 0,20 0,15 1,00 0,80 0,50 0,70 0,55 0,55 0,37 0,34 1,27 1,42 1,28 1,13 1,5 0,83

19,99 0,77 0,77 0,20 0,30 1,00 0,80 0,50 0,70 1,12 1,12 0,40 0,51 1,44 1,45 1,58 1,85 1,5 1,88

20 0,77 0,77 1,00 0,30 1,00 0,80 0,50 0,70 1,12 1,12 1,44 0,51 1,44 1,45 1,58 1,85 2,5 1,88

29,99 1,15 1,15 1,00 0,45 1,00 0,80 0,50 0,70 1,91 1,91 1,66 0,79 1,66 1,53 2,20 2,92 2,5 3,04

30 1,15 1,15 1,00 0,45 1,00 1,20 0,50 0,70 1,91 1,91 1,66 0,79 1,66 2,12 2,21 2,92 2,5 3,04

49,99 1,92 1,15 1,00 0,76 1,00 1,20 0,50 0,70 4,67 2,81 2,44 1,85 2,44 2,97 4,85 5,70 2,5 6,13

50 1,92 1,15 1,00 0,76 1,00 1,20 1,00 0,90 4,67 2,81 2,44 1,85 2,44 2,97 5,28 5,86 5 6,14

60 2,31 1,15 1,00 0,91 1,00 1,20 1,00 0,90 7,37 3,69 3,20 2,91 3,20 3,86 8,04 8,72 5 9,51

69,99 2,69 1,15 1,00 1,06 1,00 1,20 1,00 0,90 12,55 5,39 4,67 4,95 4,67 5,61 13,40 14,29 5 15,86

70 2,69 1,15 1,50 1,06 1,50 1,20 1,00 1,40 12,56 5,39 7,01 4,95 7,01 5,61 13,40 15,15 15 15,87

75 2,88 1,15 1,50 1,14 1,50 1,20 1,00 1,40 17,51 7,00 9,11 6,90 9,11 7,30 18,53 20,68 15 20,75

84,99 3,27 1,15 1,50 1,29 1,50 1,20 1,00 1,40 49,71 17,54 22,83 19,59 22,83 18,26 51,99 56,86 15 35,30

85 3,27 1,15 1,50 1,29 1,50 1,20 1,00 1,40 49,79 17,57 22,86 19,62 22,86 18,29 52,07 56,95 15 35,32

90 3,46 1,15 1,50 1,36 1,50 1,20 1,00 1,40 215,16 71,70 93,31 84,81 93,31 74,64 223,97 242,94   45,68

Рекомендации:

1.Увеличить допускаемые пределы относительной погрешности измерения массы нетто сырой нефти по ГОСТ Р 8.615 в диапазонах содержания воды в сырой нефти от 1 до 5 % об. и от 5 до 10 % об.

2.Перейти от ступенчатого задания относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти по ГОСТ Р 8.615 к заданию этих пределов в виде полиномиальной кривой или в виде таблицы.

3.Перейти от ступенчатого задания абсолютной погрешности определения содержания воды в сырой нефти для поточных влагомеров к заданию в виде суммарной погрешности из трех составляющих: аддитивной, мультипликативной и нелинейной, то есть к дробно-линейной функции.

4.Обеспечить возможность поверки ИУ на месте эксплуатации путем создания эталонных измерительных установок.

5.Внести в ГОСТ Р 8.615 предложение о разработке и аттестации МИ массы сырой нефти с использованием ИУ применительно к конкретным условиям эксплуатации ИУ, подобно разработке и аттестации МИ массы сырой нефти для СИКНС.

Выводы:

1.Только влагомер Phase Dynamics серии F, согласно последнему свидетельству об утверждении типа СИ удовлетворяет требованиям по погрешности массы нетто сырой нефти по ГОСТ Р 8.615 в диапазоне от 0 до 85 % об.2.Предложенные рекомендации позволят оптимизировать процессы:– выбора влагомеров сырой нефти;– проведения метрологической экспертизы проектов СИКНС и ИУ;– разработки и внедрения новых ИУ и СИКНС;– модернизации и разработки влагомеров сырой нефти;– повышения доверия к результатам измерений массы нетто сырой нефти по СИКНС и массы сырой нефти без учета воды по ИУ.

ООО «НПП ОЗНА-Инжиниринг»

СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕЗам. главного метролога

Фаткуллин Амир Анваровичтел. (347) 292-79-10моб. (917) 492-55-91