О погрешности измерения массы сырой нефти без учета воды Фаткуллин А.А., Мирончук Б.В. ООО «НПП ОЗНА-Инжиниринг»

В первоначальной редакции ГОСТ Р 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 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.

Поддиапазон измерений 0-10 % об % об % об % об % об % об % об % об % об % об. МодельАбсолютная погрешность измерений объемного содержания воды в нефти, % об. Ph. Dyn. серии F 0,150,201,0 1,5 ВСН-2, ВОЕСН 1,0 1,5 ВСН-ПИК0,8 1,2 ВСН-АТ0,5 1,0 ПВН-6150,7 0,9 1,4 Пределы допускаемой абсолютной погрешности поточных влагомеров

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

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 в ΔW в, % об.δМ нетто, % ГОСТкомбин.Ph-Din F ВСН-2ВСН- ПВН-ГОСТкомбин.Ph-DinPh-Din FВСН-2ВСН- ПВН-ГОСТ Р об %2477метод Ступенч. предел Дробно- линейная ВОЕСНПИКАТ методсерия F Дробно- линейная ВОЕСНПИКАТ615 Ступенч. предел Аппро ксим. 0 0,00 0,15 1,000,800,500,700,28 0,33 1,141,441,260,82 0,35 1,1 0,09 0,150,011,000,800,500,700,30 0,330,28 1,151,431,260,84 0,35 1,99 0,16 0,150,031,000,800,500,700,33 0,28 1,161,431,260,87 0,350,36 2 0,16 0,150,031,000,800,500,700,33 0,28 1,161,431,260,87 0,350,36 3,99 0,15 0,061,000,800,500,700,33 0,29 1,191,421,240,89 0,350,42 4 0,15 0,061,000,800,500,700,33 0,29 1,191,421,240,89 0,350,42 4,99 0,19 0,150,071,000,800,500,700,36 0,330,29 1,201,421,240,92 0,350,47 5 0,19 0,150,071,000,800,500,700,36 0,330,29 1,201,421,240,92 0,350,47 5,01 0,19 0,150,071,000,800,500,700,36 0,330,29 1,201,421,240,92 0,40,47 7 0,27 0,150,101,000,800,500,700,43 0,330,31 1,231,421,250,99 0,40,59 9,99 0,38 0,15 1,000,800,500,700,55 0,34 1,271,421,281,13 0,40, ,38 0,200,151,000,800,500,700,55 0,370,341,271,421,281,131,50,83 19,99 0,77 0,200,301,000,800,500,701,12 0,400,511,441,451,58 1,85 1,51, ,77 1,000,301,000,800,500,701,12 1,440,511,441,451,581,852,51,88 29,99 1,15 1,000,451,000,800,500,701,91 1,660,791,661,532,20 2,92 2,53, ,15 1,000,451,001,200,500,701,91 1,660,791,662,122,21 2,92 2,53,04 49,99 1,921,151,000,761,001,200,500,704,672,812,441,852,44 2,974,855,70 2,56, ,921,151,000,761,001,201,000,904,672,812,441,852,442,97 5,285,86 56, ,311,151,000,911,001,201,000,907,373,693,202,913,203,86 8,048,72 59,51 69,99 2,691,151,001,061,001,201,000,9012,555,394,674,954,67 5,6113,4014,29 515, ,691,151,501,061,501,201,001,4012,565,397,014,957,015,6113,40 15, , ,881,151,501,141,501,201,001,40 17,51 7,009,116,909,117,30 18,5320, ,75 84,99 3,271,151,501,291,501,201,001,40 49,7117,5422,8319,5922,8318,2651,9956, , ,271,151,501,291,501,201,001,40 49,7917,5722,8619,6222,8618,2952,0756, , ,461,151,501,361,501,201,001,40215,1671,7093,3184,8193,3174,64223,97242,94 45,68

Рекомендации: 1.Увеличить допускаемые пределы относительной погрешности измерения массы нетто сырой нефти по ГОСТ Р 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 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 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 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 ВНИМАНИЕ Зам. главного метролога Фаткуллин Амир Анварович тел. (347) моб. (917)