автореферат диссертации по приборостроению, метрологии и информационно-измерительным приборам и системам, 05.11.13, диссертация на тему:Информационно-измерительная система контроля расхода нефти и определения остаточного газосодержания в нефтегазовом потоке

На правах рукописи

БРАТИН Борис Сергеевич

ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ СИСТЕМА КОНТРОЛЯ РАСХОДА НЕФТИ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОГО ГАЗОСОДЕРЖАНИЯ В НЕФТЕГАЗОВОМ ПОТОКЕ

Специальность 05.11.13 - Приборы и методы контроля

природной среды, веществ, материалов и изделий

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 2005

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования Санкт-Петербургском государственном горном институте имени Г.В.Плеханова (техническом университете).

Научный руководитель -

доктор технических наук, профессор

Р.М.Проскуряков

Официальные оппоненты. доктор технических наук, профессор

А.И.Потапов,

кандидат технических наук

А.П.Казаков

Ведущее предприятие - Санкт-Петербургский институт информатики и автоматизации РАН.

Защита диссертации состоится 29 декабря 2005 г. в 12 ч на заседании Диссертационного совета Д 212.224.07 в Санкт-Петербургском государственном горном институте имени Г.В.Плеханова (техническом университете) по адресу: 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2, ауд.7212.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Санкт-Петербургского государственного горного института.

Автореферат разослан 29 ноября 2005 г.

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ диссертационного совета, д.т.н., профессор С.Л.ИВАНОВ

22Ш6

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Коммерческий учёт расхода нефти, при транспортировке, в которой содержится газ и вода, требует особых подходов, что делает тему актуальной. Контроль потоков товарной нефти обусловлен наличием разногласий, в том числе и международных, связанных с дисбалансами при учёте количества нефти, которые начали проявляться в 80-х годах 20 века. Причиной их является наличие в потоке включений свободного газа. Эти дисбалансы составляют более 3 млн.т./год, что приводит к экономическим потерям для производителя порядка 2,5 млрд. руб.

Анализ товарно-экономических операций на нефтеперекачивающих станциях показал, что дисбалансы нефти вызваны наличием в потоке газа и воды, так как существующие в настоящее время расходомеры измеряют, расход нефтегазовой смеси, а не расход нефти. Газовые включения достигают в единичных случаях 2 %от объёма поставки, по данным нефтяных компаний; вносят основную составляющую погрешностей при транспорте нефти; измеряются расходомерами, как объём протекающего в трубопроводе нефтяного потока.

Для практической нефтедобычи, транспортировки нефти измерения признают адекватными, если был измерен расход нефти, которая в своём составе имеет примесей до 0,001 объёмного расхода. Существующие в настоящее время средства измерения не позволяют этого сделать.

Таким образом, актуальным является решение задачи измерения расхода нефти, прокачиваемой по нефтепроводу, с достаточной для промышленной практики точностью, путём коррекции измеренного расхода нефти на величину газосодержания и разработки для этого эффективных средств измерения.

Цель работы: является разработка подсистемы коррекции информационно-измерительной системы контроля расхода нефти на магистральных нефтепроводах и оценки остаточного газосодержания в нефтегазовом потоке, основанной на радиоизотопном методе измерения.

Идея работы: контроль расхода нефти на нефтеперекачивающих станциях и магистральных нефтепроводах следует произво-

дить путем корректировки показаний измерителей расхода нефти на величину газосодержания в нефтегазовом потоке

Задачи исследования:

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

•анализ существующих методов измерения параметров одно- и двухфазных потоков в трубопроводах;

•анализ процесса измерения расхода товарной нефти, с целью выявления источников погрешности измерений;

• разработка алгоритма обработки сигналов в процессе измерений, учитывающего относительную и априорную информацию о гидродинамических и физических свойствах потока;

•разработка структуры системы коррекции, радиоизотопного измерителя содержания газа в нефти и его экспериментального образца;

• программная реализация алгоритма работы радиоизотопного определителя свободного газа в нефти и исследование работы опытного образца на физической модели, на реальных потоках товарной нефти;

•исследование экспериментального образца на промышленном стенде с целью метрологической оценки работы системы на реальных потоках нефтяных смесей в трубопроводах.

Положения, выносимые на защиту:

1. Корректировка величины расхода нефти осуществляется путём учёта газосодержания в нефтегазовом потоке пропорционального отношению коэффициентов прямого и рассеянного гамма-излучения и разности показаний детектора, полученных для трубы, заполненной воздухом, и трубы, заполненной газожидкостной смесью.

2. Корректировка показаний измерителя расхода нефти в измерительной системе путём вычитания из них объёмного расхода газа, измеренного радиоизотопным измерителем содержания газа в нефти, повышает точность измерения расхода нефти на величину газосодержания с абсолютной погрешностью учёта газа до 0,2 % путём оценки интенсивности регистрируемого рассеянного гамма-излучения в энергетическом диапазоне 60-400 кЭВ.

Методы исследований: В работе использованы методы математической статистики, корреляционного анализа, теория гидродинамики газожидкостных систем, анализ зоны влияния нефтеперекачивающего предприятия на гидродинамическую структуру нефтяных потоков теория погрешностей, математические методы обработки результатов измерений; исследования и опытно-промышленные испытания экспериментального образца измерительной аппаратуры.

Научная новизна работы:

• предложенное измерение компонентов нефтегазового потока радиоизотопным способом, инвариантное к расположению и величине газовых включений в сечении потока и основанное на измерении флуктуации плотности потока с использованием прямого и рассеянного гамма-излучения;

• энергия поля рассеянного гамма-излучения, регистрируемого по сечению трубопровода в энергетическом диапазоне 60400 кЭВ, наиболее полно характеризует количество и характер распределения газа в нефтяном потоке трубопровода, за счёт разных физико-химических свойств поглотителей.

Обоснованность и достоверность научных положений базируется на результатах стендовых и промышленных испытаний на узле учёта нефтеперекачивающей станции; теории погрешности; численных методах решения уравнений; результатах математического и физического моделирования на ЭВМ; обеспечена использованием значительного объема исходных материалов и применением современных методов анализа; полученные результаты подтверждены лабораторными и натурными экспериментами.

Достоверность полученных практических и теоретических результатов, выводов и рекомендаций подтверждается сходимостью результатов теоретических исследований и результатов испытаний прибора на лабораторном стенде и на реальном нефтепроводе с абсолютной погрешностью измерений остаточного газосодержания в нефти до ± 0,2%.

Практическая ценность работы заключается в следующем:

• разработаны структура и алгоритм выбора косвенных измерительных параметров системы коррекции, позволяющих без потерь технологических и функциональных возможностей основного оборудования нефтеперекачивающей станции, обеспечить измерение покомпонентного расхода нефтегазового потока на узлах учёта нефти минимизируя погрешность измерения, вызванную включениями газа в потоке нефти;

• предложена методика обработки данных сигнала радиоизотопного преобразователя, полученных в результате измерения параметров нефтяного потока, характеризующая структуру потока, и учитывающая основные параметры потока, влияющие на результаты измерений расхода нефти и определения газосодержания.

• предложен алгоритм идентификации структуры потока товарной нефти, использующий существующую информацию о структуре газожидкостного потока, а также информацию о получаемом сигнале радиоизотопного преобразователя;

• разработан, исследован и испытан опытный образец прибора, предназначенного для корректировки показаний расходомера нефти;

• представлены анализ и оценка информации, полученной путём исследования газожидкостных потоков; получены практические результаты для синтеза информационно-измерительной системы контроля расхода нефти с коррекцией результатов измерений на содержание газа в нефтяном потоке.

Реализация выводов и рекомендаций работы:

разработанные технические предложения по синтезу инструментальных методов и средств измерения расхода и количества нефти в нефтепроводах приняты за основу технического задания на проектирование информационно-измерительной системы контроля расхода нефти и определения остаточного газосодержания на нефтеперекачивающей станции «Нурлино» АК «Транснефть».

Личный вклад автора

• определение диапазонов измерительных параметров во времени, необходимых для определения гидродинамической структуры контролируемых нефтяных потоков на узлах учёта нефти;

• разработана математическая модель нефтегазового потока и алгоритм системы коррекции, позволяющие определить структуру потока, а также газосодержание в нём;

• найдено техническое решение, обеспечивающее повышение точности измерения расхода нефти в условиях присутствия в нефтяном потоке остаточного свободного газа;

• экспериментальные исследования на промышленном стенде (НПС «Нурлино» АК «Транснефть» «Уралсибнефтепровод») с использованием макета прибора.

Апробация. Основные положения и результаты работы докладывались и получили положительную оценку на конференциях "Полезные ископаемые России и их освоение", в 2002, 2003 гг. в СПГГИ (ТУ), на VI международной конференции по мягким вычислениям и измерениям (8СМ'2003) в СПЭТИ, на VI конкурсе ОАО «ЛУКОЙЛ» «научно-технических разработок молодых учёных и специалистов» в 2004г, проводимом ОАО «РИТЭК».

Публикации. Основные результаты диссертации опубликованы в 4 печатных работах.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав и заключения, изложенных на 150 страницах. Работа содержит 18 рисунков, 5 таблиц, 3 приложения, список литературы из 97 наименований.

Во введении дается общая характеристика работы, обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цель и задачи исследования.

В главе 1 проведён обзор теории многофазных потоков, их характеристик, структур, показателей качества товарной нефти.

В главе 2 проведен обзор и анализ методов и средств контроля многокомпонентных потоков современными приборами контроля и учёта потоков нефти в трубопроводах. Приведен обзор методов исследования нефтегазовых потоков и определения остаточного газосодержания в них. Сформулированы задачи исследования,

произведён выбор измеряемых параметров, на основе которых происходит определение измеряемых величин.

В главе 3 описана экспериментальная установка, сформулированы основные принципы построения и структура информационно-измерительной системы, предложены технические средства и программное обеспечение интеллектуальной информационно-измерительной системы, а также приведена методика проведения экспериментальных исследований. Разработана структура экспериментального образца информационно-измерительной системы.

В главе 4 приведены результаты экспериментальных исследований опытного образца на лабораторном и промышленном стендах.

Заключение содержит выводы по результатам научно-исследовательской работы.

ОСНОВНЫЕ ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Корректировка величины расхода нефти осуществляется путём учёта газосодержания в нефтегазовом потоке пропорционального отношению коэффициентов прямого и рассеянного гамма-излучения и разности показаний детектора, полученных для трубы, заполненной воздухом, и трубы, заполненной газожидкостной смесью.

Существующие в настоящее время информационно-измерительные системы (ИИС) контроля расхода нефти не корректируют результаты измерения расхода нефти на содержащееся в нефти объёмное газосодержание.

Главным при создании информационно-измерительной системы (ИИС) контроля расхода нефти является - синтез системы коррекции расхода нефтегазовой смеси на основе бесконтактного измерителя содержания свободного газа в нефти.

Основная проблема учёта расхода нефти, при синтезе ИИС заключается в определении фактического количества нефти, прокачиваемой по нефтепроводу, минимизируя при этом погрешности, вызываемые газовыми включениями.

Подсистема коррекции информационно-измерительной системы контроля расхода нефти и определения остаточного газосодержания в нефтяном потоке представлена на рис. 1.

Датчик плотности

Блок обработки

флуктуаций плотности, определение покомпонентного расхода и идентификации типа среды

Устройство для измерения расхода жидкости

Устройство для измерения расхода газа

Блок управления

Рис. 1. Блок-схема информационно-измерительной системы контроля расхода нефти и определения остаточного газосодержания

На трубопроводе дополнительно устанавливается система автоматического измерения газосодержания, главную роль в которой играет радиоизотопный измеритель содержания газа в нефти (РИСГН). Схема РИСГН представлена на рис. 2.

РИСГН состоит из блока детектирования (БД) и трёх блоков ионизирующего излучения (БИИ). В качестве источника ионизирующего излучения (ИИИ) в БИИ применён радионуклид Сб137 с энергией излучения 661 кэВ. БД выполнен на основе кристаллов ЫаДТ1), спектрометрических ФЭУ и блока обработки информации, реализованного в виде платы с однокристальной ЭВМ.

Взаимное расположение БИИ и БД обусловлено задачей -фиксировать наличие флуктуаций плотности в контролируемой среде, определять физику примесей.

Измерение плотности контролируемой среды, определение флуктуаций в контролируемом потоке жидкости, определение остаточного газосодержания в ней - осуществляется с помощью радиоизотопного первичного преобразователя (РИСГН), путём просвечивания поперечного сечения трубопровода прямым и рассеянным излучением.

Блок ионизирующего и лучения - 2 (БИИ 2)

Поперечное сече] контролируемого у ка трубопровод

БИИ 3

Рис. 2. Схема радиоизотоиного измерителя содержания газа в нефти

Зарегистрированные гамма-кванты дискриминируются по энергиям. Рассеянное излучение регистрируется в диапазоне 60 -400 кЭВ, прямое - более 550 кЭВ.

Работа системы коррекции заключается в определении интервалов времени присутствия свободного газа в нефтяном потоке; измерении плотности нефти, нефтегазового потока; объёмного расхода газа; введением корректировки в показания измерителя расхода нефти, на величину объёмного газосодержания, соответственно, в измерении покомпонентного расхода всего потока. Здесь необходимо понимать, что нефтегазовый поток, хоть и является пульсирующим, изменяющимся по случайным законам, но и то, что есть «куски» этого потока, когда он движется без пульсаций и состоит только из нефти (может быть нефть + вода).

Для обнаружения интервалов потока, где присутствует свободный газ, разработан специальный алгоритм, заключающийся в измерении числа гамма-квантов N, дискретно во времени с интервалом t. Формирование выборки заданного объема N вычислении, по сформированной выборке значений среднего и дисперсии:

1 "

N

2

1=1

определяется отношением правдоподобия и сравнением его с пороговым значением 0.

В моменты времени, когда через измерительный участок трубопровода протекает нефть, не содержащая включений газа,, плотность её может быть определена по отсчетам рассеянного излучения с достаточной точностью по формуле

Проблема обнаружения свободного газа сводится к проблеме определения участка с флуктуациями плотности на выходе детектора излучения, который имел место при прохождении газожидкостной смеси через измерительную линию.

Используя имеющуюся априорную информацию, можно выделить следующие критерии, построенные на ее основе:

- проверки принадлежности выборки пуассоновскому распределению;

- анализу наиболее вероятного значения отсчета.

Наряду с априорной информацией о потоке необходимо использовать и относительную (текущую, измеренную).

Наиболее эффективными при определении принадлежности выборки к той или иной группе являются алгоритмы определения газовых включений в потоке, использующие возможно больший объем априорной информации.

Разбив всю совокупность отсчетов на выборки, определив для каждой выборки с номером г значения среднего счета А/, и среднего счета на чистой жидкости Иж„ нами предложено измерять газосодержание ф, косвенным методом путем измерения плотности жидкости (рж) и плотности смеси (рсд1), включающей жидкость и свободный газ согласно соотношению:

Р

Поскольку чистая жидкость протекает по трубе большую часть времени, значения ф, будут преимущественно равны нулю.

На интервалах отсутствия свободного газа РИП измеряет плотность нефти, либо нефть + вода (р;ж). На всех интервалах присутствия свободного газа - плотность нефтегазовой смеси (р.„). Условия измерения рсм и рж при этом идентичны и дополнительная погрешность исключается.

Определение газосодержания на основе предлагаемой математической модели нефтегазового потока требует решить следующие задачи:

1. определение присутствия газа в потоке товарной нефти;

2. определение среднего газосодержания для партии нефти;

3. определение плотности жидкости без газа на потоке в измерительной линии.

Остаточный газ в нефтяном потоке частично перемешивается, а частично собирается в некоторые газовые включения, которые и составляют его основную часть. Правильно учесть количество газа в нефти в настоящее время является главной задачей при коммерческом контроле нефтегазового потока!

Аналитическое описание выходного сигнала РИП отражает следующие существенные особенности:

1) гидродинамический режим течения двухфазного потока;

2) изменения во времени плотности жидкости;

3) закон ослабления потока излучения контролируемой средой.

Предлагаемый метод определения газосодержания в нефти

позволяет нам уйти от громоздкой системы уравнений к более простой, включающей в себя уравнения с взаимосвязанными, неявно-выраженными параметрами нефтегазового потока, за счёт инвариантности точности измерений к пространственно-временной структуре потока, к расположению трубопровода.

Исходя из закона Гуго-Ламберто-Бера поток узкого пучка прямого гамма-излучения, прошедший через среду с постоянными во времени свойствами, характеризуется экспоненциальным законом поглощения измеряемой средой и определяется из соотношения:

п^щ-е-^- ", (5)

где ¡X/ - коэффициент линейного поглощения пучка прямого

излучения, р, - плотность среды, с? - толщина поглощающего слоя, щ - скорость счета гамма-квантов при градуировке на пустой трубе.

Характерной особенностью прямого у-излучения является возможность контроля с его помощью ограниченного объема, то есть, части среды, через которую проходит узкий пучок у-излучения.

Для широкого пучка, создающего рассеянное излучение, принята линейная аппроксимация поглощения гамма-квантов:

п, =и0-Л-ц2-р,-аГ, (6)

где А - коэффициент пропорциональности между прямым и рассеянным излучением, ^ - коэффициент линейного поглощения рассеянного излучения.

Плотность нефти и нефтегазовой смеси определяются по результатам регистрации рассеянного излучения. Прямое излучение необходимо для определения интервалов времени наличия свободного газа в нефти. С учетом взаимосвязи каналов, соотношение для относительной доли свободного газа принимает следующий вид:

Ш "о - "см

= ■ -------^-з— (7)

С0-ц, ■с1 + С1 - С"© ""Л где Со, С1 - коэффициенты, характеризующие взаимосвязь результатов измерения скоростей счета прямого и рассеянного излучения.

Величины А, Со, С/, пп, п,„ й практически не изменяются, а определяются стабильностью блока детектирования гамма-излучения. Введём коэффициент "5",связывающий величины А, Со, С/, с1, щ, п„, который определяется по следующей формуле:

В~ А-(С0 -ц, •¿ + С,-(Я0-«,,))' (8)

тогда относительная доля свободного газа в партии нефти будет определяться как:

ф( = 2? • — • (п0 - псм). (9)

М12

Точность измерения в этом случае практически не изменится, за счёт достаточно большой составляющей щ. Среднее газосодержание для партии нефти определится по формуле:

ф^-ЕФ.' 0°)

л 1=1

где А' - количество выборок, на которые разделена совокупность отсчётов.

Реальное значение величины расхода товарной нефти будет определяться по формуле:

Vнефти =У777/» -(1-ф). 00

где У„ефти - фактический объёмный расход партии нефти; Утпр ~ расход партии нефти, определённый турбинным преобразователем расхода; ф - среднее газосодержание в партии нефти.

2. Корректировка показаний измерителя расхода нефти в измерительной системе путём вычитания из них объёмного расхода газа, измеренного радиоизотопным измерителем содержания газа в нефти, повышает точность измерения расхода нефти на величину газосодержания с абсолютной погрешностью учёта газа до 0,2 % путём оценки интенсивности регистрируемого рассеянного гамма-излучения в энергетическом диапазоне 60400 кЭВ.

Как показывает опыт, при коммерческом учёте нефти возникают дисбалансы между поставщиком и потребителем, которые достигают до 2% от объёма из-за наличия в потоке остаточного свободного газа. При существующих количествах объёмов поставки нефти поставщик несёт значительные экономические потери.

Наличие свободного газа в потоке нефти отражается на распределении регистрируемого гамма-излучения по энергиям на энергетическом спектре. О наличии газа в потоке свидетельствует регистрируемое прямое гамма-излучения, а определение величины газосодержания происходит путём - рассеянного. Регистрация квантов прямого гамма-излучения, подвергнувшихся дополнительному ком-птоновскому рассеиванию в энергетическом окне 400-500 кЭВ происходит совместно с регистрацией рассеянного гамма излучения. Данный диапазон энергетического спектра характеризует наличие в потоке твёрдых частиц. О наличии газа в потоке свидетельствуют регистрируемые гамма-кванты в диапазоне 60-400 кЭВ. Предло-

женное разбитие энергетического спектра на несколько энергетических уровней и поддиапазонов реализовано в алгоритме определения газосодержания в нефти.

Результаты исследований экспериментального образца, полученные в результате исследований, представлены в таблицах №1,2, на рис. 4, 5, 6,. Технологическая схема измерительной линии представлена на рис. 3.

Таблица 1

Результаты измерения газосодержания в различных средах

Контролируемая среда «5 и О и л _ Я г; X св & * £ в р. кг/м3 Содержание Результаты измерений экспериментальным образцом

х и я В Е » ч 5 ж II4 £ о. 8 и £ И § ъ * н свободного газа, % Р, кг/м3 8р, % Ф, об д. Д<р, %

Вода _ б ч£> й г"> а. 1-- . 2 г-Г и <ч ° 999 0 0.5 1 2.5 997 100 0 0,4999 0,9998 2,5004 0 0,02 0,02 -0,016

Раствор поваренной соли в воде о1 ° 1089 0.5 1 2.5 1089 85 0,5001 0,9997 2,4995 -0,02 0,03 0,02

Таблица 2

Результаты измерений газосодержания в потоках нефти установкой "Фактор" и экспериментальным образцом

Результаты измерения газосодержания Абсолютная погрешность измерения газосодержания

инструментальными методами экспериментальным образцом установкой "Фактор" экспериментальной образца установки "Фактор"

0,1997 0,1999 0,1986 0,1002 0,5508

0,2501 0,2503 0,2513 0,0800 0,4798

0,2997 0,3001 0,2985 0,1335 0,4004

0,5002 0,4993 0,5030 0,1799 0,5598

1,0005 1,0024 1,0027 0,1899 0,2199

1,4997 1,5021 1,5023 0,1600 0,1734

1,9999 1,9982 2,0030 0,0850 0,1550

3,0004 3,0046 3,0056 0,1400 0,1733

3,9999 4,0004 4,0026 0,0125 0,0675

МАХ отклонение 0,1899 0,5598

Газосодержание в «стоячей» нефти, измеренное экспериментальным образцом измерительной аппаратуры; ГОСТ-ным средством измерения «Фактор»; счётчиком газа представлено на рис. 3, 4.

4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0

□Фактор - В Истинное газосодержание □ Эксп обр

I Юрядковый номер измерен

п

тттДШДЩ Ж

т- т ш

Рис. 3. Результаты измерения газосодержания на устройстве воспроизведения газа в нефти экспериментальным образцом и установкой Фактор-400, в статике

Погрешность экспериментального

образца Погрешность "Фактора"

Порядковый номер измерение

£

со ю

Г» СП тт- т- СМ

СО Ю ^

см см см

Рис. 4. Погрешность измерения газосодержания в измерительной линии экспериментальным образцом измерительной установки и установкой Фактор-400

Как видно из диаграммы, абсолютная погрешность измерения газосодержания, относительно счётчика газа, эксперименталь-

ным образцом не превышает 0,075% абсолютной величины, а ГОСТ-ным средством измерения газа в нефти - 0,2%.

Измерение газосодержания в динамике, не представляется возможным, поскольку отсутствуют приборы, способные контролировать нефть, без учёта газосодержания в ней. Эксперимент заключается в подаче воздуха от компрессора, через счётчик газа, в измерительную линию снабжённую двумя турбинными преобразователями расхода, через которую проходит поток нефти. Измерительная линия для проведения исследований представлена на рис. 5. Результаты экспериментальных исследований представлены на рис. 6.

Рис. 5. Технологическая схема экспериментальных исследований на НПС «Нурлино» АК «Транснефть»

Рис.6. Результаты измерения газосодержания в нефтяном потоке экспериментальным образцом и счётчиком газа

Как видно из результатов экспериментов, радиоизотопный измеритель газа в нефти контролирует остаточное газосодержание в нефти, с достаточной для промышленности точностью (абсолютная

погрешность измерения газа 0,2%). К сожалению, в настоящее время, отсутствуют приборы и технические средства для более точной, с метрологической точки зрения, проверки работоспособности системы в динамике потока.

Погрешность определения расхода вследствие неоднородности потока по сечению, ведет к появлению методической составляющей случайной погрешности измерения. При учете нефти в единицах массы, массовый расход определяется по следующему соотношению (когда поток считается однородным по сечению):

= 02)

С учетом неоднородности потока, массовый расход нефти через поперечное сечение линии должен рассчитываться по следующей формуле:

оз)

Значения массового расхода, определенные по уравнению

(12), смещены относительно значений, определенных по уравнению

(13), на следующую величину:

(И)

(15)

Смещение между значениями массового расхода, рассчитанными по (12) и (13) имеет случайный характер и зависит от соотношения между расходами нефти (либо нефть + вода) и газа в потоке товарной нефти, а также от степени различия между физико-химическими свойствами различных нефтей, входящих в состав потока.

Величина может рассматриваться как методическая составляющая случайной погрешности измерения расхода нефти с использованием уравнения (12). Ориентировочный расчет этой составляющей погрешности, основанный на исследованиях данных о фазовом и компонентном составе и гидродинамической структуре потока, дает величину в пределах от 0 до 0,1%.

Анализ полученных экспериментальных данных показал:

1. существующие приборы измерения расхода нефти дают нам показания не «чистой» нефти, а показания нефтегазовой смеси, внося в процесс измерения дополнительную погрешность, вызванную включениями свободного газа в нефтяном потоке;

2. данная погрешность является случайной величиной, и по данным нефтяных предприятий составляет 0,5% ежегодно, имея единичные мгновенные значения до 2% от объёма;

3. погрешность измерения объёмного газосодержания, в нефтяном потоке, может быть обусловлена возможным присутствием некоторого малого значения газа в подаваемом потоке.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Диссертация представляет собой законченную научно-квалификационную работу, в которой содержится новое решение актуальной научно-производственной задачи: повышение точности контроля расхода нефти в нефтепроводе за счёт учёта остаточного газосодержания в нефтяном потоке на результат измерения расхода нефти вне зависимости от газораспределения по сечению потока.

Основные научные и практические выводы и результаты:

1. на основе разработанной оригинальной модели нефтегазового потока построен алгоритм обнаружения свободного газа, уменьшающий погрешность измерения расхода нефти на величину до 2% абсолютных, за счёт корректировки показаний измерителей расхода нефти на величину газа в нефтяном потоке;

2. на основе проведённых исследований, а также промышленных испытаний экспериментального образца, определена область применения радиоизотопного измерителя газа в нефти, как основного элемента подсистемы коррекции информационно-измерительной системы контроля расхода нефти и определения остаточного газосодержания в диапазоне 0 - 4 % присутствия газа в нефтяном потоке;

3. экспериментальный образец измерительной аппаратуры определяет объёмное содержание газа в нефти в диапазоне от 0 до 4 %, с погрешностью измерения не более 0,2% абсолютных, по данным экспериментальных замеров и замеров расхода газа подаваемого от компрессора, регистрируемого расходомером, установленным на трубопроводе после компрессора, но, до смешивания газа с нефтью;

4. подтверждено, на основе проведённых экспериментальных исследованиях и анализе результатов измерений, что в настоящее

время при транспорте нефти контролируется не её расход, а расход нефтегазовой смеси, то есть газ в нефтяном потоке вызывает случайную составляющую абсолютной погрешности измерения расхода нефти до 2%;

5. на основе проведённых теоретических и экспериментальных исследований, установлено, что энергия поля рассеянного гамма-излучения, прошедшая через контролируемый участок и охватывающая всё сечение трубопровода, регистрируемая детектором в энергетическом диапазоне 60-400 кЭВ, характеризует количество и характер распределения газа в нефтяном потоке, за счёт разных физико-химических свойств поглотителей;

6. разработан и апробирован надежный способ измерения расхода нефти в трубопроводе, а также определения газосодержания, позволяющий обеспечить с достаточной для промышленной практики точностью коммерческий учёт нефти на нефтеперекачивающих станциях.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1. Брагин Б.С. Распределённая интеллектуальная система управления и контроля показателей качества нефтегазоводяного потока // Записки Горного института. Том 155. Часть 1- РИЦ СПГГИ(ТУ), СПб, 2003, с. 112-118.

2. Кратиров В.А. Измерение сухости пара, подаваемого в нефтяной пласт при паротепловом воздействии / Кратиров В.А., Моисеев A.A., Брагин Б.С. // Труды конференции «Комерческий учёт энергоносителей», С-Пб, Борей-Арт, 2003, с. 92-99.

3. Газин Д.И. Имитационное и физическое моделирование сигнала радиоизотопного первичного преобразователя при измерении параметров флуктуирующих и не флуктуирующих поглотителей / Газин Д.И., Брагин Б.С. // Труды конференции «Комерческий учёт энергоносителей», С-Пб, Борей-Арт, 2003, с. 81-86.

4. Кратиров В.А. Состояние проблемы измерения содержания свободного газа в нефтегазовых смесях радиоизотопным методом / Кратиров В.А., Моисеев A.A., Брагин Б.С. // Труды конференции «Комерческий учёт энергоносителей», С-Пб, Борей-Арт, 2005, с. 94-97.

РИЦ СПГГИ. 23 11 2005 3.509. Т. 100 экз. 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2

»2 5 0 37

РНБ Русский фонд

2006-4 28988

ГЛАВА 1. ЗАДАЧА ИЗМЕРЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ПОТОКОВ НЕФТЕГАЗОВОДЯНЫХ СМЕСЕЙ.

1.1. Потоки нефтегазоводяных смесей как физические объекты.

1.1.1. Разновидности многофазных потоков.

1.1.2. Основные характеристики многофазных потоков.

1.1.3. Структура многофазных потоков.

1.2. Потоки нефтегазоводяных смесей как объекты измерений.

1.2.1. Показатели качества товарной нефти.

1.2.1.1. Плотность.

1.2.1.2. Фракционный состав.

1.2.1.3. Содержание воды.

1.2.1.4. Содержание механических примесей.

1.2.1.5. Содержание серы.

1.2.1.6. Вязкость.

1.2.2. комерческий учёт нефти.

ГЛАВА 2. МЕТОДЫ И ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ СВОБОДНОГО ГАЗА В ПОТОКАХ НЕФТИ.

2.1. Современные приборы покомпонентного контроля нефтегазоводяных потоков.

2.2. Ультразвуковой метод измерения.

2.3. Диэлькометрический метод измерения расхода.

2.4. Радиационно-акустический метод.

2.4.1. Резонансное поглощение.

2.4.2. Молекулярное рассеяние.

2.4.3. Аэрозольное рассеяние.

2.4.4. Измерение скоростей потоков.

2.5. Радиоизотопный метод измерения расхода и количества.

2.5.1. Обоснование использования радиоизотогшого метода.

2.5.2. Описание технических решений по бесконтактному измерению плотности нефти, основанных на применении гамма-излучения.

2.5.3. Техническая реализация метода.

2.5.4. Радиоизотопный преобразователь.

2.5.5. Постановка задачи исследования и выбор сферы применения.

ГЛАВА 3. СИНТЕЗ И АНАЛИЗ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО КОМПЛЕКСА ДЛЯ НПС.

3.1. Экспериментальная установка.

3.1.1. Узел учёта нефти (УУН).

3.1.2. Особенности УУН.

3.1.3. Погрешность измерений при наличии в. товарной нефти остаточного свободного газа.

3.1.4. Формулирование условий эксперимента.

3.1.5. Выбор измеряемых параметров для определения значения измеряемых величин.

3.1.6. Основы математического моделирования потока.

3.1. 6. 1. Физическая модель — постановка проблемы.

3.1.6.2. Математическая модель.

3.2. Информационно-измерительная система.

3.2.1 Назначение и область применения измерительной аппаратуры.

3.2.2 Интеллектуализация измерения гидродинамических параметров гетерогенных сред.

3.2.3 Структура ИИС измерения гидродинамических параметров гетерогенных сред.

3.2.4 Архитектурная платформа открытых систем.

3.2.5 Измерительный интерфейс.

3.2.6 Вычислительный блок ИИС.

3.2.7 Операционная система.

3.3. Технические средства ИИИС.

3.3.1 Радиоизотопный преобразователь.

3.3.2 Контроллер интеллектуального датчика.

3.3.3. Центральный процессор ИИИС.

3.3.4. CAN-контроллер.

3.3.5 Контроллер локальной сети Ethernet.

3.3.6. Экспериментальный образец измерительной аппаратуры.

3.3.6.1. Назначение и область применения экспериментального образца.

3.3.6.2. Технические требования к экспериментальному образцу.

3.3.6.3 Принцип действия, устройство, конструктивное исполнение, технические характеристики экспериментального образца.

3.4. Программное обеспечение.

3.4.1 Программное обеспечение интеллектуального датчика.

3.4.2. Программное обеспечение центрального процессора.

3.4.3 Программное обеспечение автоматизированного места оператора.

3.5. Методика выполнения экспериментальных исследований.

3.5.1. Метод измерений.

3.5.2. Основы эксперимента.

ГЛАВА 4. РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ.

4.1. Экспериментальные исследования на исследовательских стендах.

4.2.Экспериментальные исследования на натурном стенде (в промышленных условиях).

В настоящее время гетерогенные среды широко встречаются во многих отраслях промышленности, при пневмо- и гидротранспорте, добыче, сборе, транспортировке и переработке твердых, жидких и газообразных полезных ископаемых, в энергетике и военной технике. Гетерогенные среды — это многофазные и многокомпонентные потоки веществ. Особое место, среди гетерогенных потоков занимают газожидкостные потоки в трубопроводах. Их роль настолько велика, что в 60-х годах этого века возникла и стала бурно развиваться самостоятельная отрасль гидродинамики - гидродинамика газожидкостных потоков [$]. Главная особенность этой отрасли науки заключается в том, что свойства объектов, которые она изучает, изменяются в очень широких пределах. Обусловленно это тем, что в широких пределах изменяются как свойства жидкостей и газов, образующих потоки, так и их объёмное содержание в потоке, и термодинамическое состояние. Гидродинамические параметры газожидкостных потоков зависят не только от свойств жидкостей и газов образующих потоки, их состояния и относительного содержания, но и от геометрических характеристик трубопровода, физических и химических свойств материала, из которого он изготовлен, шероховатости стенок и ориентации трубопровода относительно вектора силы тяжести.

Специфическая особенность газожидкостных потоков состоит в том, что мгновенные значения их гидродинамических параметров изменяются случайным образом - флуктуируют. Осредненные характеристики этих флук-туаций влияют на ход процессов, в которых газожидкостные потоки играют роль агентов, не меньше, а часто даже больше, чем средние значения гидродинамических параметров газожидкостных потоков [2j\.

Большое число влияющих факторов, трудно учитываемых, затрудняет создание достаточно точной, обобщенной, теоретической модели газожидкостного потока и определило индуктивный путь развития гидродинамики газожидкостных потоков. В процессе развития происходило накопление больтого количества экспериментальных данных, их трактовок, интерпретаций, полученных различными авторами. Это послужило основой теории газожидкостных потоков. Следует отметить, что физические эксперименты проводились лишь со сравнительно небольшим набором относительно "чистых" жидкостей (вода, глицерин и т.д.) и газов (воздух, водяной пар и т.д.) на исследовательских стендах при фиксированных условиях формирования и движения газожидкостного потока. Это позволило контролировать воспроизводимость результатов, сопоставлять данные, полученные различными экспериментаторами, но ограничило возможности созданной на их основе теории. В тех случаях, когда к исследованиям предъявляются высокие требования по точности и достоверности результатов, основным методом исследований остается физический эксперимент. Теория в этом случае необходгша для планирования и контроля хода эксперимента, анализа, оценки и трактовки результатов.

Потребность в проведении таких экспериментов очень велика и непрерывно возрастает. Она обусловленна широким и непрерывно возрастающим применением газожидкостных потоков. Кроме того, возросшие требования к качеству и контролю расхода потоков жидкостей и газов заставляют учитывать наличие в потоке второй фазы там, где раньше этим можно было пренебречь. В этих случаях исследования необходимо проводить в натурных условиях на промыитенно эксплуатируемых объектах. К таким исследованиям помимо высоких требований к метрологическим и эксплуатационным характеристикам аппаратуры предъявляются следующие требования: отсутствие внешнего влияния на ход исследуемых процессов, на работу технологического оборудования, целостность трубопроводов, по которым движутся исследуемые газожидкостные потоки.

Отсутствие технических средств, необходимых для проведения исследований, удовлетворяющих сформулированным требованиям, определяет актуальность и важность проблемы создания бесконтактной измерительной аппаратуры для точных и достоверных измерений гидродинамических параметров газожидкостных потоков в трубопроводах.

Измерительная аппаратура, посредством первичных измерительных преобразователей, должна: формировать конкретные физические величины, кодировать и передавать вычислительным средствам более высокого уровня сигналы измерительной информации, соответствующие результатам наблюдений этих величин. Кроме того, первичные измерительные преобразователи должны принимать от вычислительных средств более высокого уровня управляющие сигналы. Сигналы должны формироваться на основе априорной информации об объекте исследований и об условиях измерений и задавать режимы работы измерительных первичных преобразователей. Вычислительные средства более высокого уровня могут быть удалены от первичных измерительных преобразователей на значительные расстояния, а условия проведения исследований на промышленно-эксплуатируемых объектах характеризуются высоким уровнем промышленных помех. Эти требования определяют необходимость включения в состав первичных измерительных преобразователей сравнительно мощных средств автоматической обработки, преобразования, приема и передачи информации - контроллеров, которые образуют вычислительные средства нижнего уровня. Связь между вычислительными средствами нижнего и более высокого (среднего) уровня должна осуществляться по помехозащищенным линиям связи с использованием новейших способов кодирования информации и современных протоколов обмена информацией между вычислительными средствами. Высокие требования, по наглядности представления результатов измерений, определяет необходимость введения вычислительных средств верхнего уровня.

Измерительная аппаратура для бесконтактного измерения гидродинамических параметров гетерогенных сред предполагает создание аппаратуры в виде многоуровневой информационно-измерительной системы открытого типа, построенной по модульному принципу. Создание такой информационно-измерителъной системы невозможно без проведения научно-исследовательской работы.

Целью и содержанием представленной на рассмотрение работы является ответить на поставленные выше вопросы, подтвердить ответы экспериментом, построить экспериментальную установку, доказывающую возможность с необходимой для промышленной практики точностью измерять параметры потоков в нефтепроводах.

Главной задачей при синтезе информационно-измерительной системы является проблемма точного учёта энергорессурсов, в частности — нефти. Для решения этой проблеммы необходимо макимально снизить погрешность измерения. В настоящее время, главным неконтроллируемым фактором, влияющим на точность измерения нефти, является остаточный свободный газ в нефти. Отсутствие корректировки измерения расхода нефти на содержание в нефтяном потоке свободного газа приводит к существенным погрешностям измерения и экономическим потерям. Поэтому, основное внимание в работе, уделено проблемме контроля остаточного свободного газа в потоках нефти.

Выполненные патентные исследования подтвердили отсутствие в мировой практике завершенных технических решений аналогичных синтезируемому в рамках настоящей работы.

Выводы:

По результатам выполненной работы можно сделать следующие выводы:

1. Патентно-информационный поиск, анализ патентной литературы, монографий, диссертаций на соискание ученой степени кандидата и доктора наук, публикаций в периодических научно-технических изданиях, показал:

- актуальность и важность проблемы создания измерительной аппаратуры для бесконтактного измерения гидродинамических параметров гетерогенных сред;

- позволил определить перспективные направления исследований и выявить наиболее передовые технические решения в исследуемой области.

2. Анализ возможных областей применения разрабатываемой измерительной аппаратуры позволил выделить следующие наиболее важные сферы ее применения: коммерческие узлы учета товарной нефти; магистральные трубопроводы; коррозийноопасные участки трубопроводов; воздуховодяные и пароводяные исследовательские стенды.

3. Измерительная аппаратура должна представлять из себя открытую систему и строиться по модульному принципу.

4. Проведенные работы показали, что для измерения плотности и газосодержания потоков жидкостей с малым и средним газосодержанием целесообразно применять радиоизотопный метод измерения и первичные измерительные преобразователи потоков ионизирующего излучения преобразующие его в сигналы измерительной информации.

5. Имеется возможность измерять объемный расход газожидкостной смеси, текущей по измерительной линии трубопоршневой установкой с погрешностью 0.05%.

6. Наилучшее приближение к реальным условиям измерения обеспечивает обобщенная модель сигнала РИП, включающая математическую и физическую модели соответствующих сигналов.

ГЛАВА 4. Результаты экспериментальных исследований

4.1. Экспериментальные исследования на исследовательских стендах

Экспериментальный образец информационно-измерительной системы был изготовлен в трех вариантах для измерительных линий с диаметром условного прохода 250 и 400 мм.

Проведены исследования двух экспериментальных образцов системы, рассчитанных на диаметр условного прохода 250 и 400 мм, на исследовательских стендах.

Исследования включают в себя эксперименты в статических условиях и на воздухо-водяном потоке. Целью исследований образца в статических условиях является контроль следующих характеристик образца:

• стабильность работы первичных измерительных преобразователей системы;

• диапазон и погрешности измерений плотности жидкости и объемного содержания свободного газа;

• чувствительность к изменению химического состава исследуемых веществ.

Экспериментальный образец системы для трубопроводов имеет следующий состав. В нижней части трубопровода устанавливается блок источника гамма-излучения, создающий узко коллимированный пучок прямого излучения в вертикальном направлении по диаметру поперечного сечения трубопровода. Кроме того, в нижней части трубопровода установлены два блока источника, создающие встречно направленные потоки излучения в одной из хорд поперечного сечения и формирующие поток вторичного (рассеянного) излучения. Потоки прямого и рассеянного излучения, прошедшие через среду, регистрируются блоком детектирования. Аппаратурные спектры прямого и рассеянного излучения, измеренные в ходе исследований, показаны на рис. 4.1. Зарегистрированные гамма-кванты дискриминируются по энергиям с помощью двухканального амплитудного скриминатора. Рассеянное излучение регистрируется в диапазоне 60 - 400 кЭВ ("мягкий" канал), прямое - более 550 кЭВ ("жесткий" канал).

В дальнейшем будут использоваться следующие обозначения: жесткий канал - канал 1, мягкий - канал 2. Зарегистрированные в каналах 1 и 2 кванты подсчитываются в течение промежутков времени фиксированной длительности. Таким образом, формируются дискретные отсчеты сигнала по каналам 1 и 2. Поскольку прямое и рассеянное излучение регистрируются одним и тем же детектором, то необходимо исключить их взаимное влияние. В диапазоне энергий 60-400 кЭВ, соответствующем рассеянному излучению, будет регистрироваться не только излучение, рассеянное контролируемой средой, но и кванты из прямого пучка излучения, испытавшие комптонов-ское рассеяние в кристалле сцинтиллятора. Это наглядно иллюстрирует рис 15,6, где показан аппаратурный спектр выходного сигнала детектора при облучении его монохроматическим пучком гамма-излучения с энергией

661 кЭВ. На рисунке видно, что большая часть излучения регистрируется именно в комптоновском канале.

Влияние этого явления, присущего всем сцинтилляционным детекторам, устраняется путем вычитания этой компоненты из суммарного сигнала в "мягком" канале. Для этого необходимо знать ее численное значение, для чего, в свою очередь, требуется выяснить ее связь со значением сигнала в "жестком" канале. С этой целью при градуировке экспериментального образца выполняется следующий эксперимент. Источники рассеянного излучения перекрываются. В результате этого в детектор попадает только пучок прямого излучения, и аппаратурный спектр принимает вид, показанный на рис. 15,а. При этом все содержимое канала 2 обусловлено только комптонов-ским рассеянием гамма-излучения в сцинтилляторе. После этого необходимо создать различные условия ослабления прямого пучка, для чего в него помещают твердые имитаторы контролируемой среды или контрольные жидкости с различной плотностью. Для каждой жидкости выполняется измерение средней величины отсчета по обоим каналам (nj и п2) и снимается зависимость между nj и п2. Эта зависимость с достаточной степенью точности является линейной. Ее коэффициенты а0, bo определяются методом Хаузнера-Бреннана. Таким образом, определяется линейная связь между средней величиной отсчета в жестком канале и вкладом, вносимым комптоновской частью спектра в мягкий канал. В алгоритме работы системы предусмотрено вычитание этого вклада из величины отсчета в "мягком" канале: n'i = n2- (ао + Ь0щ ) • (4-1.)

Экспериментальные образцы системы, рассчитанные на диаметр условного прохода трубопровода 250 и 400 мм.

Поскольку прямое и рассеянное излучения регистрируется различными блоками детектирования, то это позволяет отказаться от процедуры градуировки прямого канала, описанной выше. Во всем остальном способ измерения плотности и объемной доли свободного газа, используемый во всех трех вариантах системы, и объем их исследований один и тот же.

Экспериментальный образец монтируется на измерительном участке трубопровода. Участок устанавливается горизонтально и заглушается с обеих сторон фланцами. Фланцы снабжены прозрачными окнами для визуального контроля заполнения участка жидкостью и кранами для слива жидкости.

Для исследования метрологических характеристик образца необходимо выполнить его градуировку по обеим измеряемым величинам. В качестве имитатора контролируемой среды использовались контрольные жидкости различного химического состава и различной плотности в диапазоне от 0.780 до 1.090 г/см (вода, раствор поваренной соли в воде, керосин, дизельное топливо, различные масла нефтяного происхождения). Требуемое содержание свободного газа создавалось путем отливания из измерительного участка определенных объемов жидкости.

Принципиально задача о возможности применения такого способа измерений решена. Дальнейшие исследования направлены на то, чтобы оптимизировать параметры системы.

Поскольку градуировочные коэффициенты полностью определяются решением системы из четырех уравнений, то для градуировки необходимо измерить выходные сигналы в "жестком" и "мягком" каналах для четырех контрольных жидкостей и для "пустого" трубопровода. Кроме того, для измерения градуировочных коэффициентов аз, Ь3 в каждой из контрольной жидкостей формировалось объемное содержание газа 1%, 2% и 4%.

Целью исследований образца на воздуховодяном стенде является проверка чувствительности системы к локальным неоднородностям плотности в потоке контролируемой среды и ее способности автоматически различать фазы в гетерогенных потоках.

Измерительный участок трубопровода устанавливался вертикально и заполнялся жидкостью до уровня отводного крана. Воздух от компрессора подавался в нижнюю часть трубопровода и барботировал через столб жидкости. Часть жидкости при этом вытеснялась через отводной кран в мерный цилиндр. Опорное значение содержания свободного газа в жидкости измерялось как отношение объема вытесненной жидкости к полному объему трубопровода. Объемный расход воздуха регулировался с помощью мембранного редуктора. Поток воздуха прерывался через равные промежутки времени с помощью электроклапана, управляемого мультивибратором с регулируемой длительностью импульсов, или перекрывался вручную. Таким образом, в контролируемой среде создавались флуктуации плотности с различной частотой и длительностью, разделенные участками однородной жидкости. Экспериментальный образец системы, установленный на трубопроводе, измерял плотность жидкости, плотность газожидкостной смеси и объемное содержание газа в смеси.

Результаты измерений индицировались на экране и записывались на жесткий диск в виде файлов протоколов для распечатки на принтере.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Диссертация представляет собой законченную научно-квалификационную работу, в которой содержится новое решение актуальной научно-производственной задачи: повышение точности контроля расхода нефти в нефтепроводе за счёт учёта остаточного газосодержания в нефтяном потоке на результат измерения расхода нефти вне зависимости от газораспределения по сечению потока.

Основные научные и практические выводы и результаты: на основе разработанной оригинальной модели нефтегазового потока построен алгоритм обнаружения свободного газа, уменьшающий погрешность измерения расхода нефти на величину до 2% абсолютных, за счёт корректировки показаний измерителей расхода нефти на величину газа в нефтяном потоке; на основе проведённых исследований, а также промышленных испытаний экспериментального образца, определена область применения радиоизотопного измерителя газа в нефти, как основного элемента подсистемы коррекции информационно-измерительной системы контроля расхода нефти и определения остаточного газосодержания в диапазоне 0 - 4 % присутствия газа в нефтяном потоке; экспериментальный образец измерительной аппаратуры определяет объёмное содержание газа в нефти в диапазоне от 0 до 4 %, с погрешностью измерения не более 0,2% абсолютных, по данным экспериментальных замеров и замеров расхода газа подаваемого от компрессора, регистрируемого расходомером, установленным на трубопроводе после компрессора, но, до смешивания газа с нефтью; подтверждено, на основе проведённых экспериментальных исследованиях и анализе результатов измерений, что в настоящее время при транспорте нефти контролируется не её расход, а расход нефтегазовой смеси, то есть газ в нефтяном потоке вызывает случайную составляющую абсолютной погрешности измерения расхода нефти до 2%; на основе проведённых теоретических и экспериментальных исследований, установлено, что энергия поля рассеянного гамма-излучения, прошедшая через контролируемый участок и охватывающая всё сечение трубопровода, регистрируемая детектором в энергетическом диапазоне 60-400 кЭВ, характеризует количество и характер распределения газа в нефтяном потоке, за счёт разных физико-химических свойств поглотителей; разработан и апробирован надежный способ измерения расхода нефти в трубопроводе, а также определения газосодержания, позволяющий обеспечить с достаточной для промышленной практики точностью коммерческий учёт нефти на нефтеперекачивающих станциях.

1. Авторское свидетельство Н2 668, Кл. G 01 F 1 / 10. Турбинный расходомер/В.Т. Дробах, А.Ш. Фатхутдинов, Р.Т. Ахунянов //Б.И.-1980 №4.

2. Андерсон Т. Введение в многомерный статистический анализ. — М, 1963.

3. Балл Г.А. Аппаратурный корреляционный анализ случайных процессов. М.: Энергия, 1968, -160с.

4. Беликов М.П., Бескин Л.И. и др. Радиационные методы контроля и измерений в гидротехнике. М.: Издательство литературы по строительству, 1972.-144с.

5. Белов ВГ., Соловьев В .Я. Модернизация АГЗУ "Спутник АМ-40" и методики измерения продукции скважин //Нефтяное хозяйство, 2000. № 10

6. Беляков В.Л. Автоматический контроль нефтяных эмульсий. — М.: Недра, 1992.

7. Блочные установки для коммерческого и оперативного учета нефти / М.А. Слепян, Е.А. Золотухин, А.Ш. Фатхутдинов, А.С. Шатунов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. — 1997. № 3-4.

8. Бурдун Г.Д., Марков Б.Н. Основы метрологии. М.: Изд-во стандартов, 1975.

9. Вопросы теплоотдачи и гидравлики двухфазных сред: Сборник статей / Под общ.ред. С.С. Кутателадзе.—Москва; Ленинград: Госэнергоиз-дат, 1961.—392 е.: ил.—Библиогр. в конце ст.

10. Газожидкостные течения: Сб. науч. тр. Новосибирск, Ин-т теплофизики СО АН СССР, 1990

11. Н.Газин Д.И., Кратиров В.А. Проблема обнаружения свободногогаза в товарной нефти и пути ее решения. СПГПУ, ФТК. Микропроцессорные средства измерений. Сборник трудов. Вып. III. СПб.: Нестор, 2003.

12. Танеев Ф.К. Автоматизированные групповые установки типа "Спутник" для покомпонентного измерения продукции скважин / Экспресс-информ. Серия "Автоматизация и телемеханизация в нефтяной промышленности". М.: ВНИИОЭНГ, 1971. - вып. 10.

13. Гарт Г. Радиоизотопное измерение плотности жидкости и бинарных систем: пер. с нем. М: Атомиздат, 1975.

14. ГОСТ 8.009-84. Нормирование и использование метрологических характеристик средств измерений. М.: Изд-во стандартов, 1985.

15. Гуревич Г.Р. Брусиловский А.И. Справочное пособие по расчету фазового состояния ч свойств газоконденсатных смесей. М., Недра, 1984.

16. Гидродинамика газо-жидкостных смесей в трубах. Мамаев В.А., Одишария Г.Э. и др. М: Недра, 1969.

17. Грехем П., Уоллис «Одномерные, двухфазные течения»

18. Гареев М.М., Кратиров В.А. «Массовый расходомер газожидкостного потока».Заявка на изобретение №2000125679 от 11.10.2000.

19. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руководство в 2-х томах / Под. ред. Ю.П. Коротаева, Р.Д. Маргу-лова М., Недра, 1984. - 360 с.

20. Закон РФ "Об обеспечении единства измерений" // Измерительная техника. 1993. - № 7.

21. Гордеев О.Г., Гареев М.М., Кратиров В.А. «О совершенствовании учета нефти при ее транспортировании». Трубопроводный транспорт нефти. АК Транснефть. № 3,1999.

22. Кратиров В.А., Гареев М.М., Бикбавов Р.А., Проблема свободного газа в товарной нефти. // Нефтяное хозяйство М., 2001 - № 1.

23. Кремлевский П.П. Измерение расхода многофазных потоков.- Л.: Машиностроение. Ленингр. отд-ние, 1982.-214с., ил.

24. Кремлевский П.П. Расходомеры и счетчики количества: Спра-вочник.-4-е изд., перераб. и доп.-Л.: Машиностроение. Ленингр. отд-ние, 1989.-701с., ил.

25. Кратиров В.А., Казаков А.Н., Козлов А.В. Способ определения параметров газожидкостного потока. А.с. 1402842, Опубл. в Б.И., 15.06.1988., №22.

26. Кратиров В.А., Кратиров Д.В., Гареев М.М. Учет реального фазового и компонентного состава энергоносителей при их учете. Материалы 11-й Международной научно-практической конференции. Коммерческий учет энергоносителей. Апрель, 2000г., С-Петербург.

27. Коммерческий учет энергоносителей. Труды 15-й Международной найчно-практической конференции 23-25 апреля 2002 г./ Под ред. Лач-кова. СПб.: Борей-Арт, 2002. - е.: ил.

28. Кутателадзе С.С., Стырикович М.А. «Гидродинамика газожидкостных систем». М., Энергия, 1976

29. Кутателадзе С.С. Гидравлика газо-жидкостных систем / С.С. Кутателадзе, М.А. Стырикович. — Москва; Ленинград: Госэнергоиздат, 1958.— 232 е.: ил.—Библиогр.: с.229-232.

30. Кендалл М., Стьюарт А. Теория распределений, 1966.

31. Кратиров В.А., Казаков А.Н., Малыхина Г.Ф., Гареев М.М. Способ измерения параметров газожидкостного потока. Патент на изобретение № 2086955, 10.08.1997., Бюл. № 22.

32. Кратиров В.А., Гареев М.М., Кондратьев А.С. Испытательно-поверочный комплекс средств измерений объемной доли свободного газа в жидкости. Совершенствование измерений расхода жидкости, газа и пара: Материалы 12-ой научно-практической конференции, 2002.

33. Кратиров В.А., Казаков А.Н., Козлов А.В., Кашкет Ж.М., Николаев В.Н., Надеин В.А. Способ измерения объемного газосодержания в газожидкостных потоках. А.с. 1022002, Опубл в Б.И.,1983, № 21.

34. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М., Недра,1983.

35. Мамаев, Одишария, Семенов, Точигин. «Гидродинамика газожидкостных смесей в трубах». М., Недра, 1980

36. Маринин Н.С., Саватеев Ю.Н. Разгазирование и предварительное обезвоживание нефти в системах сбора. М., Недра, 1983.

37. Мелик-Шахназаров A.M., Маркатун М.Г. Цифровые измерительные системы корреляционного типа.-М.: Энергоатомиздат, 1985.-128с.

38. Методы и средства измерений / К.Л. Куликовский, В.Я. Купер / -М.: Энергоатомиздат, 1986.

39. Методы и средства измерения плотности нефти / В.Л. Беляков идр. / Обзорная информация. М.: Недра, 1992.

40. Метрологическое обеспечение автоматизированных узлов учета нефти / А.Ш. Фатхутдинов и др. / Обзорная информация. М.: ВНИИОЭНГ, 1986.

41. Муравьев И.М., Репин Н.Н. Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах. М., Недра, 1972.

42. Новицкий П.В., Зорграф И.А. Оценка погрешностей результатов измерений. — JT.: Энергоатомиздат Ленингр. отделение, 1985 248 е.: ил.

43. О повышении эффективности использования коммерческих узлов учета нефти / Ф.Р. Сейм, В.Т. Дробах, М.А. Слепян и др. // Автоматизация и телемеханизация в нефтяной промышленности. — М, 1982. Вып.З.

44. Нефтепромысловое дело. 1999г., NN 1-4.

45. Нефть России. 1997г., NN 1-12.- 1998г., NN1-12.

46. Нефтяная и газовая промышленность. Научно-технический ин-форм. сборник; Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1992г., NN1-5.

47. Оценка влияния изменений профиля скорости, температуры воды и шероховатости труб на погрешность ультразвуковых расходомеров. Н.В. Голышев, Б.М. Рогачевский, И.Н. Завалишин / Законодательная и прикладная метрология №1, 1997.

48. Пат. 210 44 97 G 01 F 1 /34, 1 / 86. Установка для измерения количества нефти и нефтепродуктов / А.Ш. Фатхутдинов, М.А. Слепян, Е.А. Золотухин, Ф.Г. Фахрисламов, И. Я. Абдуллин // Б.И. 1998. - № 4.

49. Пат. 2014568 5 G 01 F1/68 от 25.12.91 Способ определения расхода фаз многофазного жидкостного потока и устройство для его осуществления / Хуснуллин М.Х., Хатмуллин И.Ф., Фазлутдинов К.С., Фосс В.П., Петров С.Б.

50. Пат. 2041862 6 G 01 N 21/01 от 07.04.92 Способ измерения концентрации / Ицкович B.C., Мануйлов B.C.

51. Пат. 2029947 6 G 01 N 29/02 // G 01 Р 5/00 от 26.06.92 Способ определения параметров потока / Галкин В.И.

52. Пат. 2019823 5 G 01 N 29/00 от 09.01.92 Устройство для измерения параметров вещества / Онищенко A.M.

53. Пат. 2027149 6 G 01 F 1/66 от 27.06.90 Ультразвуковой способ определения скорости потока и устройство для его осуществления / Наумчук А.П., Федосеев П.В., Бочканов Е.М., Журавлев Л.П.

54. Прибор бесконтактного измерения гидродинамических параметров гетерогенных сред. — Отчет о научно-исследовательской работе НИТИ им. А.П. Александрова, № гос. регистрации 01.99.00.07979, 1999.

55. Приборы и системы управления. 1993г., NN1-12; 1995г., NN1-12; 1996г., NN1-12; 1997г., NN2-12; 1999г., NN1-6.

56. Полупроводниковые приборы: Диоды, тиристоры, оптоэлектрон-ные приборы. Справочник / А.В. Баюков, А.Б. Гитцевич, А.А. Зайцев и др.; под общ. Ред. Н.Н. Горюнова. — 2-е изд., перераб. М.: Энергоатомиздат, 1985.-744 е., ил.

57. Пугачев А.В. Чувствительность радиоизотопных способов контроля. М.:Атомиздат, 1976.-96с.

58. Приборы и устройства для контроля и регулирования технологических процессов. Вып.4, 1984г.

59. Проблемы измерения продукции скважин нефтяных месторождений. А.И. Фролов / Датчики и системы. №9, 2001.

60. Пытьев Ю.П. Математические методы интерпретации эксперимента: Учеб. пособие для вузов.- М.: Высш. шк., 1989. — 351 е.: ил.

61. Рабинович С.Г. Погрешность измерений. Д.: Энергия, 1978

62. Радиоизотопный метод контроля обводненности нефтеводяных потоков в трубопроводах. А.Н. Казаков, А.В. Козлов, В.А. Кратиров, А.А. Путилов / Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности, вып. 4., 1982.

63. Расходомеры переменного перепада давления, расходомеры переменного уровня, тахометрические расходомеры и счетчики.—2002.—409 е.: ил.—Библиогр.: с.383-404.—ISBN 5-7325-0410-9.

64. Рекомендация. ГСП. Метрология. Основные термины и определения. МИ 2247-93. СПб: Изд-во ВНИИМ им. Д.И. Менделеева, 1994.

65. Рид. Р., Праусниц Дж., Шервуд Г. Свойства газов и жидкостей. Д., Химия, 1982.

66. Розенблюм В.И. Разработка математической модели и исследование одномерных двухфазных потоков: Автореф. дис. канд. техн. наук: 05.14.05 / Розенблюм В.И.; СПбГТУ.—Санкт-Петербург: Б.и., 1966—14 с.

67. Свидетельство на полезную модель 3962, МПК Е 21 В 47 / 10. Узел учета нефти и нефтепродуктов / А.Ш. Фатхутдинов, М.А. Слепян, Е.А. Золотухин, Ф.Г. Фахрисламов, И. Я. Абдуллин // БПМ ПО. 1997. - № 4.

68. Слепян М.А. и др. Информационно-измерительные системы для измерения продукции скважин и учета сырой нефти. Аналитический обзор. АО "Нефтеавтоматика". — Уфа, 2000.

69. Сирая, Грановский «Методы обработки результатов измерений»

70. Сизиков B.C. математические методы обработки результатов измерений: Учебник для вузов. СПб: Политехника, 2001. - 240 е.: ил.

71. Синайский Э.Г. Разделение двухфазных многокомпонентных смесей в нефтегазопромысловом оборудовании. М.: Недра, 1990.-272с.

72. Система информационно-измерительная «Вентиль». Пояснительная записка к техническому проекту 159.00.00.000 ПЗ. Часть 1. Технические характеристики, конструкция и эксплуатация.

73. Сотникова M.JT. Массовые расходомеры, приборы и системы управления // Нефтепромысловое дело 1996. №11.

74. Способ измерения истинного объемного газосодержания в газожидкостных потоках. Кратиров В.А., Казаков А.Н., Козлов А.В., Кашкет Ж.М., Николаев В.Н., Надеин В.А. А.с. № 1022002

75. Тарасов Г.П. Статистические методы обработки информации в системах измерения ионизирующего излучения. М: Атомиздат, 1980.79. "Татнефть", передовые технологии в добыче и транспортировке нефти и газа"; 1998г. N 7, с. 55-56

76. Тюрин Н.И. Введение в метрологию. М.: Изд-во стандартов,1976.81. "Ультразвуковые технологии измерения расхода нефти.", Венге-ровА. П.; 1998г.-N 1, с. 53

77. Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения: Пер. с англ. / Г. Уоллис. —Москва: Мир, 1972. — 440 с: ил. — Доп. тит. л. на англ. яз. — Библиогр. в конце гл.

78. Учет реального фазового и компонентного состава энергоносителей при их учете. В.А.Кратиров, Д.В.Кратиров, М.М. Гареев. Материалы 11-й Международной научно-практической конференции. Коммерческий учетэнергоносителей. Апр.,2000г.

79. Фатхутдинов А.Ш. Метрологическое обеспечение средств измерений нефти и нефтепродуктов // Автоматизация и телемаханизация в нефтяной промышленности. — М, 1977. — вып. 9

80. Фатхутдинов А.Ш., Пашина Н.А. Комплекс нормативно-технических документов по метрологическому обеспечению средств измерений объема нефти на узлах учета // Автоматизация и телемаханизация в нефтяной промышленности. М, 1988. - Вып. 5.

81. Фатхутдинов А.Ш., Слепян М.А., Ханов Н.И., Золотухин Е.А., Немиров М.С. Автоматизированный учет нефти и нефтепродуктов при добыче, транспорте и переработке. М.: ООО "Недра-Бизнес-центр", 2002. — 417 е.: ил.

82. Фокин Б.С. «Разработка методов расчета пульсационных и ос-редненных характеристик двухфазного потока на основе принципа минимума диссипации энергии». Автореферат на соискание ученой степени доктора технических наук. Спб, 1992.

83. Ханов Н.И. и др. Измерение количества и качества нефти и нефтепродуктов при сборе, транспортировке, переработке и коммерческом учете. СПб.: Изд-во СПбУЭФ, 2000

84. Экспресс-гамма-плотнометрия на обратнорассеянном излучении. В.А. Горшков, В.А. Воробьев, Е.Г. Сухов, К.А. Пичугин / Дефектоскопия №1 1999.

85. Яковлев В.Н.АКУР в системах автоматизированного учета нефти и нефтепродуктов. Омск, 1996.

86. A. Kennedy, I. Simm. Use of a subsea multiphase flow meter in the West Brae/Sedgwick joint development, North Sea Flow Measurement Workshop, Gleneagles, Scotland, 1998.

87. A. W. Jamieson. Multiphase metering the challenge of implementation, North Sea Flow Measurement Workshop, Gleneagles, Scotland, 1998.

88. G. Roach, T.S. Whitaker. Long term use and experience of multiphase flow metering, North Sea Flow Measurement Workshop, Gleneagles, Scotland, 1998.

89. H. Toral, S. Cai, E. Akartuna, K. Stothard, A.W. Jamieson. Field tests of the ESMER multiphase flow meter, North Sea Flow Measurement Workshop, Gleneagles, Scotland, 1998.

90. Measurement & Control. A. 1994r., v. 27, N 6-10; 1995r., v. 28, N1-10; 1996r., v. 28, N1-10.

91. Oil & Gas Journal. А. 1999г. (еженедельник).

92. V.Kratirov, D.Orlov. On one source of environment pollution with simultaneous casing-head gas. INTERNATIONAL CONFERENCE INSTRUMENTATION in ECOLOGY and HUMAN SAFETY. PROCEEDINGS. October-November, 1996, St.Petersburg.

93. W.J. Priddy. BP multiphase meter application experience, North Sea Flow Measurement Workshop, Gleneagles, Scotland, 1998.iSi