Масса нефти

О погрешности измерения массы сырой нефти без учета воды

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

Пределы допускаемой основной относительной погрешности

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.

Многофазные расходомеры

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: точнее измерять массу сырой нефти, массу обезвоженной нефти, количество свободного нефтяного газа в продукции нефтяной скважины; осуществлять поверку ИУ или МФР в условиях эксплуатации в непрерывном режиме без вмешательства в режим работы скважины, ИУ или МФР; 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.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности поточных влагомеров

Поддиапазон измерений

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.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Дробно-линейная функция погрешности СИ

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.

Относительная погрешность измерений массы нетто сырой нефти

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.

Комбинированный метод

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.

Ступенч. предел

? в.

? в

?W в, % об.

?W в, % об.

?W в, % об.

?W в, % об.

?W в, % об.

?W в, % об.

?W в, % об.

?W в, % об.

?М нетто, %

?М нетто, %

?М нетто, %

?М нетто, %

?М нетто, %

?М нетто, %

?М нетто, %

?М нетто, %

?М нетто, %

?М нетто, %

1,14

1,44

1,26

0,82

1,15

1,43

1,26

0,84

1,16

1,43

1,26

0,87

1,16

1,43

1,26

0,87

1,19

1,42

1,24

0,89

1,19

1,42

1,24

0,89

1,20

1,42

1,24

0,92

1,20

1,42

1,24

0,92

1,20

1,42

1,24

0,92

1,23

1,42

1,25

0,99

1,27

1,42

1,28

1,13

1,85

2,92

2,92

2,97

4,85

5,70

5,28

5,86

8,04

8,72

5,61

13,40

14,29

15,15

17,51

18,53

20,68

49,71

17,54

22,83

19,59

22,83

18,26

51,99

56,86

49,79

17,57

22,86

19,62

22,86

18,29

52,07

56,95

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

Гост р 8.615

0

1,1

1,99

2

3,99

4

4,99

5

5,01

7

9,99

10

19,99

20

29,99

30

49,99

50

60

69,99

70

75

84,99

85

90

Об %

2477

Метод

Ступенч. предел

Дробно-линейная

Воесн

Пик

Ат

615

2477

Метод

Серия F

Дробно-линейная

Воесн

Пик

Ат

615

Ступенч. предел

Аппроксим.

0,00

0,00

0,15

0,15

1,00

0,80

0,50

0,70

0,28

0,28

0,33

0,33

0,35

0,35

0,09

0,09

0,15

0,01

1,00

0,80

0,50

0,70

0,30

0,30

0,33

0,28

0,35

0,35

0,16

0,16

0,15

0,03

1,00

0,80

0,50

0,70

0,33

0,33

0,33

0,28

0,35

0,36

0,16

0,16

0,15

0,03

1,00

0,80

0,50

0,70

0,33

0,33

0,33

0,28

0,35

0,36

0,15

0,15

0,15

0,06

1,00

0,80

0,50

0,70

0,33

0,33

0,33

0,29

0,35

0,42

0,15

0,15

0,15

0,06

1,00

0,80

0,50

0,70

0,33

0,33

0,33

0,29

0,35

0,42

0,19

0,19

0,15

0,07

1,00

0,80

0,50

0,70

0,36

0,36

0,33

0,29

0,35

0,47

0,19

0,19

0,15

0,07

1,00

0,80

0,50

0,70

0,36

0,36

0,33

0,29

0,35

0,47

0,19

0,19

0,15

0,07

1,00

0,80

0,50

0,70

0,36

0,36

0,33

0,29

0,4

0,47

0,27

0,27

0,15

0,10

1,00

0,80

0,50

0,70

0,43

0,43

0,33

0,31

0,4

0,59

0,38

0,38

0,15

0,15

1,00

0,80

0,50

0,70

0,55

0,55

0,34

0,34

0,4

0,83

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

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

1,5

1,88

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

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

2,5

3,04

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

2,5

3,04

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

2,5

6,13

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

6,14

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

5

9,51

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

15,86

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

15,87

2,88

1,15

1,50

1,14

1,50

1,20

1,00

1,40

7,00

9,11

6,90

9,11

7,30

15

20,75

3,27

1,15

1,50

1,29

1,50

1,20

1,00

1,40

15

35,30

3,27

1,15

1,50

1,29

1,50

1,20

1,00

1,40

15

35,32

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

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

Влагомер Phase Dynamics

Выводы: 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. 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.

Спасибо за внимание

Зам. главного метролога Фаткуллин Амир Анварович тел. (347) 292-79-10 моб. (917) 492-55-91.

ООО «НПП ОЗНА-Инжиниринг»