slide1
Download
Skip this Video
Download Presentation
О погрешности измерения массы сырой нефти без учета воды

Loading in 2 Seconds...

play fullscreen
1 / 16

О погрешности измерения массы сырой нефти без учета воды - PowerPoint PPT Presentation


  • 113 Views
  • Uploaded on

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:

loader
I am the owner, or an agent authorized to act on behalf of the owner, of the copyrighted work described.
capcha
Download Presentation

PowerPoint Slideshow about ' О погрешности измерения массы сырой нефти без учета воды' - odysseus-sheppard


An Image/Link below is provided (as is) to download presentation

Download Policy: Content on the Website is provided to you AS IS for your information and personal use and may not be sold / licensed / shared on other websites without getting consent from its author.While downloading, if for some reason you are not able to download a presentation, the publisher may have deleted the file from their server.


- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - E N D - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Presentation Transcript
slide1

О погрешности измерения массы сырой нефти без учета воды

Фаткуллин А.А., Мирончук Б.В.

ООО «НПП ОЗНА-Инжиниринг»

slide2

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).

slide3

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.

slide4

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.

slide5

Пределы допускаемой абсолютной погрешности поточных влагомеров

slide6

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.

slide7

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.

slide8

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.

slide14

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.

slide15

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.

slide16

ООО «НПП ОЗНА-Инжиниринг»

СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ

Зам. главного метролога

Фаткуллин АмирАнварович

тел. (347) 292-79-10

моб. (917) 492-55-91

ad