Upload
odysseus-sheppard
View
64
Download
0
Embed Size (px)
DESCRIPTION
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: - PowerPoint PPT Presentation
Citation preview
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