О погрешности измерения массы сырой нефти без учета воды

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

2. В первоначальной редакции ГОСТ Р 8.615 задавались пределы допускаемой основнойотносительнойпогрешностиизмерительной 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 относительнойпогрешности 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).

3. В первой редакции ГОСТ Р 8.615 говорилось о пределах допускаемой основнойотносительнойпогрешности 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 относительнойпогрешности 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.

4. 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.

5. Пределы допускаемой абсолютной погрешности поточных влагомеров

6. 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.

7. 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.

8. 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.

14. 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.

15. Выводы: Только влагомер Phase Dynamics серии F, согласно последнему свидетельству об утверждении типа СИудовлетворяет 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.

16. ООО «НПП ОЗНА-Инжиниринг» СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ Зам. главного метролога Фаткуллин АмирАнварович тел. (347) 292-79-10 моб. (917) 492-55-91