автореферат диссертации по приборостроению, метрологии и информационно-измерительным приборам и системам, 05.11.13, диссертация на тему:Методики контроля количества и параметров нефти, добытой по участку недр, и установки для их реализации

На правах рукописи

Березовский Евгений Вячеславович

МЕТОДИКИ КОНТРОЛЯ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ, ДОБЫТОЙ ПО УЧАСТКУ НЕДР, И УСТАНОВКИ ДЛЯ ИХ РЕАЛИЗАЦИИ

05.11.13 Приборы и методы контроля природной среды, веществ, материалов и изделий

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 Э МАЙ 2011

Казань —2011

4847327

Работа выполнена в ФГАОУВПО «Казанский (Приволжский) федеральный университет»

Научный руководитель:

кандидат физико-математических наук, доцент

Акчурин Адель Джавидович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Евдокимов Юрий Кириллович

доктор технических наук, профессор Андреев Николай Кузьмич

Ведущая организация:

ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы», г. Москва

Защита состоится 3 июня 2011 г. в 16 часов 00 минут на заседании диссертационного совета Д 212.082.01 при ГОУ ВПО «Казанский государственный энергетический университет» (420066, г. Казань, ул. Красносельская, 51, тел./факс (843) 562-43-30).

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью учреждения, просим направлять по адресу: 420066, г. Казань, ул. Красносельская, 51, КГЭУ, Ученому секретарю диссертационного совета Д 212.082.01.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке Казанского государственного энергетического университета, с авторефератом - на сайте http://www.kgeu.ru

Автореферат разослан » ¿у 2011 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор физико-математических наук

Калимуллин Р.И.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. В современной России важнейшей частью экономики является нефтяной комплекс, обеспечивающий жизнедеятельность многих отраслей народного хозяйства и оказывающий решающее влияние на формирование основных финансово-экономических показателей страны.

Одной из важнейших технических задач нефтяного комплекса является измерение количества и параметров нефти, добываемой по участкам недр. Результаты измерений характеризуют состояние разрабатываемого участка недр и являются основой для налоговых расчетов между государством и нефтедобывающим предприятием, а в некоторых случаях и расчетов между продавцом и покупателем нефти. В свете постоянного роста цен на нефть повышаются требования к точности измерений количества и параметров нефти.

Сложность измерений количества и параметров нефти, добываемой по участкам недр, состоит в том, что нефть с участка недр является «сырой» -содержит газ и посторонние компоненты, образующие балласт. Количество газа и балласта непостоянно, что приводит к нестабильности структуры и физических свойств газожидкостного потока. Количество нефти, вычисленное путем вычитания из измеренного количества нефти газовой фазы и балласта, образует количество «нетто» нефти, добытой по участку недр. Точность измерений количества «нетто» нефти зависит от точности измерений количества нефти, газа и составляющих балласта.

Основное влияние на точность измерений количества нефти оказывает содержащийся в ней газ. Зависимость метрологических характеристик средств измерений количества нефти от содержащегося в ней газа в настоящее время изучена недостаточно.

Основными составляющими балласта являются: хлористые соли, пластовая вода и механические примеси. Содержание хлористых солей в нефти, добытой по участку недр, может составлять значительную часть балласта. Для увеличения точности измерений балласта нефти необходимо использовать результаты измерений содержания хлористых солей в нефти с применением высокоточных методов и средств измерений, имеющих нормированные метрологические характеристики.

В настоящее время для определения концентрации хлористых солей в нефти используют преимущественно лабораторные методы и средства измерений. Лабораторные методы обладают существенными недостатками: отсутствие нормируемых погрешностей измерений, использование ядовитых растворителей, значительное время анализа. Установки, реализующие данные методы, обладают узким диапазоном измерений и значительными погрешностями.

Таким образом, исследование влияния газа, содержащегося в нефти, на метрологические характеристики преобразователей расхода нефти, а также разработка методики, позволяющей определять содержание хлористых солей в нефти в широком диапазоне, с повышенной точностью и безопасностью измерений представляют значительный интерес для повышения точности и достоверности измерений количества и параметров нефти, добываемой по участкам недр.

Объектом исследования данной работы являются преобразователи объемного расхода нефти и кондуктометрический метод измерения концентрации хлористых солей в нефти.

Предметом исследования данной работы является улучшение метрологических характеристик средств измерений объемного расхода нефти и содержания хлористых солей в нефти.

Цель работы заключается в повышении точности и достоверности измерений количества нефти, добытой по участку недр.

Достижение поставленной цели требует решения следующих научно-технических задач:

1. Создать установку, позволяющую с высокой точностью воспроизводить газожидкостные потоки с известными параметрами и структурой, разработать методику, позволяющую определить влияние свободного газа (далее - газа), содержащегося в жидкости, на метрологические характеристики преобразователей объемного расхода жидкости.

2. С помощью установки экспериментально изучить влияние газа на показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа и разработать методику коррекции их показаний в зависимости от содержания газа в жидкости.

3. Разработать методику, реализующую кондуктометрический метод измерений содержания хлористых солей в нефти, и на её основе создать автоматизированную лабораторную установку для измерения концентрации хлористых солей в нефти.

Научная новизна диссертационной работы состоит в следующем:

1. Разработана методика, позволяющая определить влияние газа, содержащегося в жидкости, на метрологические характеристики преобразователей объемного расхода жидкости.

2. Разработана и обоснована методика коррекции показаний преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа в зависимости от содержания газа в жидкости.

3. Разработана методика, реализующая кондуктометрический метод измерений содержания хлористых солей в нефти, с целью расширения диапазона, повышения точности и безопасности измерений.

Практическая ценность и реализация результатов работы в промышленности.

1. Создана установка, с высокой точностью воспроизводящая газожидкостные потоки с известными параметрами и структурой, что позволило обеспечить воспроизведение и передачу единиц измерений объемного и массового расхода газожидкостного потока с известным содержанием газа, приближенного по своим характеристикам к реальным газонефтяным потокам. Установка эксплуатируется в ФГУП ВНИИР. Использование результатов работы при создании установки подтверждается актом внедрения. На установке выполнен цикл исследований гидромеханики газожидкостного потока в широком диапазоне режимных параметров. Создана методика коррекции показаний преобразователей объемного расхода нефти турбинного типа в зависимости от содержания газа в жидкости.

2. Создана автоматизированная лабораторная установка для измерения концентрации хлористых солей в нефти, реализующая методику, основанную на кондуктометрическом методе определения концентрации хлористых солей в нефти. Установка сертифицирована Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии и включена в Государственный реестр средств измерений. Установка эксплуатируется в НГДУ ОАО «Татнефть», что подтверждается актом внедрения.

Результаты данной работы позволили повысить точность и достоверность измерений количества нефти, добытой по участку недр.

На защиту выносятся:

- установка высокой точности (далее - УВТ), позволяющая воспроизводить газожидкостные потоки с известными параметрами и структурой;

- результаты экспериментальных исследований влияния газа на показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа;

- методика коррекции показаний преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа в зависимости от содержания в ней газа;

-методика, реализующая кондуктометрический метод измерений содержания хлористых солей в нефти, и автоматизированная лабораторная установка для измерения концентрации хлористых солей в нефти (далее -АЛУС).

Достоверность результатов и обоснованность сделанных на их основе выводов н рекомендаций определяются совпадением эмпирических данных с теоретическими, соответствием результатам исследований известных авторов, а также обеспечиваются результатами проведенных испытаний в Государственном центре испытаний средств измерений, подтвержденными выдачей сертификата об утверждении типа АЛУС и актами внедрения результатов работ.

Апробация работы. Основные результаты диссертации докладывались и обсуждались на VI научно-технической конференции «Метрологическое обеспечение учета энергетических ресурсов», г. Москва, 2004 г.; ХХП международной научно-практической конференции «Коммерческий учет энергоносителей», г. Санкт-Петербург, 2005 г.; XXVIII международной научно-практической конференции «Коммерческий учет энергоносителей», г. Санкт-Петербург, 2008 г.; ежегодных технических совещаниях «Метрологическое обеспечение учета нефти и нефтепродуктов», г. Казань, 2005 - 2010 гг.

Публикации. Основные результаты диссертации опубликованы в 7 работах (4 статьи в научных журналах, входящих в перечень ВАК, 3 публикации в трудах научных конференций). Получен сертификат об утверждении типа разработанного средства измерений.

Личный вклад автора. При создании установки УВТ автор принимал непосредственное участие в формировании идей, разработке методики, планировании и проведении экспериментов, обсуждении и обработке экспериментальных данных, написании статей, а также подготовке и представлении докладов на конференциях. Части УВТ, такие как: блок нагнетания газа; блок поверки и калибровки средств измерений расхода газа; блок задания расхода газа; блок смешения, были разработаны и внедрены непосредственно автором. Методика, реализующая кондуктометрический метод измерений содержания хлористых солей в нефти, установка АЛУС, получение на ней экспериментальных данных и их анализ являются результатом деятельности автора.

Соответствие диссертации научной специальности.

Диссертация соответствует специальности 05.11.13 — «Приборы и методы контроля природной среды, веществ, материалов и изделий» и затрагивает следующие области исследования по паспорту специальности: п. 3 -Разработка, внедрение и испытания приборов, средств и систем контроля природной среды, веществ, материалов и изделий, имеющих лучшие

характеристики по сравнению с прототипами; п, 5 - Разработка метрологического обеспечения приборов и средств контроля природной среды, веществ, материалов и изделий, оптимизация метрологических характеристик приборов; п. 7 - Методы повышения информационной и метрологической надежности приборов и диагностика приборов контроля.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и библиографии. Работа изложена на 125 страницах машинописного текста, включая 31 рисунок и 11 таблиц. Библиографический список включает 124 наименования.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснованы актуальность проблемы, научная и практическая значимость работы, сформулированы цели и задачи исследования, изложены основные положения, выносимые на защиту, приведена краткая характеристика работы.

Первая глава посвящена обзору и анализу существующих приборов и методов контроля расхода и параметров нефти, добытой по участку недр. Дана оценка составляющих погрешности измерений количества «нетто» нефти, добытой по участку недр. Сформулированы задачи исследования.

Согласно ГОСТ Р 8.615 «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования», измерения количества нефти, добытой по участку недр, осуществляется при помощи системы измерений количества и параметров нефти «сырой» (далее - СИКНС), представляющей собой совокупность функционально объединенных средств измерений, систем обработки информации и технологического оборудования, предназначенных для измерений количества и параметров нефти.

В настоящее время используют два метода определения количества нефти в потоке с применением СИКНС, реализуемые в методиках:

- прямой метод динамических измерений. При этом напрямую измеряют массу нефти с использованием преобразователей массового расхода;

- косвенный метод динамических измерений. При этом непосредственно измеряют объем и плотность нефти с использованием преобразователей объемного расхода и преобразователей плотности нефти. Массу нефти вычисляют как произведение измеренных объема и плотности нефти, приведенных к одинаковым условиям (температуре и давлению).

Наибольшую часть погрешности измерений количества «нетто» нефти, добытой по участку недр, составляют погрешности измерений количества нефти и составляющих балласта - влагосодержания и содержания хлористых солей.

Основное влияние на погрешность измерений количества нефти с применением СИКНС оказывает газ, содержащийся в нефти. Несмотря на то, что в СИКНС нефть попадает после предварительной дегазации на сепарационных установках, в 1 м3 нефти может содержаться до 0,02 м3 газа даже при штатном (расчетном) режиме работы сепарационной установки. Как правило, на СИКНС объемное содержание газа в нефти не превышает 3 %. Зависимость погрешности измерений количества нефти от газосодержания нефти для преобразователей расходов, используемых при косвенном методе динамических измерений на СИКНС, исследована недостаточно. Установки для проведения подобных исследований, позволяющие моделировать с высокой

б

точностью режимы течения газожидкостного потока, в России к началу наших исследований отсутствовали.

Для измерений влагосодержания нефти широко используются высокоточные средства измерений - поточные влагомеры с нормируемой погрешностью измерений, которые не имеют существенных недостатков. Лабораторные методы измерений влагосодержания нефти проходят на нефтедобывающем предприятии аттестацию, при которой экспериментально устанавливаются погрешности метода.

Для измерений содержания хлористых солей в нефти используют лабораторные методы, которые делятся на физические (с использованием лабораторных солемеров) и химические. Существующие методы измерений содержания хлористых солей в нефти имеют следующие недостатки:

- для химических методов - отсутствуют нормированные метрологические характеристики, большое время анализа;

-для физических методов - верхний предел измерений существующих солемеров обычно до 2000 мг/дм3 и не соответствует содержанию хлористых солей в нефти на СИКНС - преимущественно до 26000 мг/дм3. Относительная погрешность измерений существующих солемеров достигает 6-10%. При использовании физических методов измерений содержания солей в нефти по АЭТМ й 3230-99 «Сырая нефть. Определение солей электрометрическим методом» возникает необходимость в использовании метанола, который является токсичным веществом, что затрудняет работу с ним.

На основании вышеизложенного сформулированы цель и задачи диссертационного исследования.

Во второй главе рассмотрена созданная установка УВТ, позволяющая с высокой точностью воспроизводить газожидкостные потоки в широком диапазоне режимных параметров. Приведены результаты экспериментальных исследований на УВТ работоспособности индикатора структуры потока, а также метрологических характеристик средств измерений (далее - СИ): устройства определения содержания свободного газа в нефти УОСГ-ЮО; счетчика жидкости камерного СКЖ.

УВТ предназначена для исследования средств измерений параметров газожидкостных потоков, а именно объемного и массового расхода, плотности, содержания свободного газа.

Процесс передачи единицы объемного и массового расходов. производится одним из двух способов: с применением эталонных весов; с применением эталонных расходомеров.

В первом случае количество жидкости, протекшее через поверяемый прибор, сравнивается с количеством жидкости, измеренным на весах.

Во втором случае непосредственно сличаются показания поверяемого прибора с показаниями эталонного расходомера.

Блок-схема УВТ представлена на рисунке 1.

УВТ расположена в помещении, в котором поддерживаются условия в соответствии с ГОСТ Р ИСО/МЭК 17025 «Общие требования к компетентности испытательных и калибровочных лабораторий».

УВТ включает в себя следующие блоки и узлы: блок хранения жидкости; блок насосов жидкости, блок определения начального газосодержания жидкости, блок эталонных СИ расхода жидкости, блок нагнетания газа, блок поверки и калибровки СИ расхода газа, блок задания расхода газа, блок смешения, блок контроля газосодержания и структуры газожидкостного

Блок определения начального газосодержания жидких

Б1,Б2-баки для хранения жидких углеводородов; Н1,Н2-насосы;ТР-преобразователи температуры и давления; Направление Р-преобразователь давления;Р1 ,Р2,РЗ-ресиверы; КС-критические сопла; ИСИ-исследуемое средство ^газа*00™

измерений; ЭСИ-эталонное средство измерений; ИСП-индикатор структуры потока; <-газожидкостного

С1,С2-сепараторы;СМ-смеситель;Ф-фильтр потока

Рис.1. Блок-схема УВТ

потока, блок поверки и калибровки СИ расхода газожидкостного потока, блок распределительно-весовой, блок сепарации.

Работа блоков организована следующим образом. Жидкость с блока хранения с помощью блока насосов подается в блок определения начального газосодержания, в котором по измеренным значениям плотности вычисляется начальное газосодержание. Затем жидкость, пройдя блок эталонных СИ расхода жидкости, подается в блок смешения, куда попадает и газ с блока нагнетания газа, пройдя через блок задания расхода газа.

В блоке смешения формируется газожидкостный поток и обеспечиваются различные режимы структуры потока (пузырьковый режим газожидкостной смеси с равномерным распределением газа в жидкости; слоеный режим «газ -сверху, жидкость - снизу»; пробковый режим).

Затем газожидкостный поток попадает в блок контроля газосодержания и структуры газожидкостного потока, где с помощью индикатора структуры потока определяется режим течения двухфазного потока газожидкостной смеси, с помощью УОСГ-ЮО определяется количество свободного газа в жидкости.

Далее газожидкостный поток попадает в блок поверки и калибровки СИ расхода газожидкостного потока, в котором исследуются технические и метрологические характеристики исследуемых СИ.

Из блока поверки и калибровки СИ расхода газожидкостного потока поток, пройдя блок распределительно-весовой, попадает в блок сепарации и оттуда - в блок хранения жидкости.

Циркуляция жидкости — закрытого типа («по кольцу»), газа - открытого типа (после сепарирования и очистки выбрасывается в атмосферу).

В качестве газовой фазы рабочей среды установки используется осушенный воздух, в качестве жидкой фазы - индустриальное масло И-12А.

УВТ обеспечивает воспроизведение и передачу следующих единиц измерений:

- объемного расхода жидкости в диапазоне измерений от 3 • 10'2 до 40 м3/ч, с пределом относительной погрешности измерений ±0,02% (при использовании способа измерений с применением эталонных весов) и с пределом относительной погрешности измерений ±0,1% (при использовании способа измерений с применением эталонных расходомеров);

- объемного расхода газа в диапазоне измерений от 18-Ю"5 до 300 м3/ч (при стандартных условиях: температуре газа, равной 20 °С; абсолютном давлении газа, равном 101,325 кПа), с пределом относительной погрешности измерений ±0,25 % (при использовании блока задания расхода газа) и с пределом относительной погрешности измерений ±0,3 % (при использовании блока поверки и калибровки СИ расхода газа).

УВТ обеспечивает стабильность поддержания расхода жидкости ±0,1%.

В состав УВТ входит индикатор структуры потока (далее - ИСП), разработанный специально для УВТ. Перед использованием ИСП мы исследовали его работоспособность и адекватность показаний в условиях работы УВТ.

Принцип работы ИСП основан на изменении диэлектрической проницаемости жидкости при появлении свободного газа. ИСП позволяет качественно наблюдать распределение газа в газожидкостном потоке.

Исследование ИСП выполнялось путем изменения параметров газожидкостного потока и наблюдения за показаниями ИСП. Результаты исследований показали, что ИСП адекватно реагирует на изменения количества газа в газожидкостном потоке и может быть использован для качественной оценки распределения газа, находящегося в газожидкостном потоке в трубопроводе.

Прибор УОСГ-ЮО, входящий в состав УВТ, широко используется в нефтяной отрасли. Его метрологические характеристики установлены производителем путем проведения теоретических исследований. На УВТ появилась возможность провести экспериментальные исследования метрологических характеристик УОСГ-ЮО. Принцип измерений УОСГ-ЮО основан на том, что изменение давления в пробоотборной камере прибора при изотермическом сжатии пробы газожидкостной смеси зависит от количества свободного газа в смеси.

Суть исследований заключалась в воспроизведении газожидкостного потока с заданным значением содержания газа в жидкости. Расход жидкости задают и контролируют с помощью блока эталонных СИ расхода жидкости УВТ, расход газа в системе задают с помощью блока задания расхода газа УВТ. Одновременно выполняют измерения содержания газа в жидкости с помощью прибора УОСГ-ЮО в соответствии с МИ 2575-2000 «ГСИ. Нефть. Остаточное газосодержание. Методика выполнения измерений».

Результаты измерений показали, что при малых содержаниях газа в жидкости погрешность УОСГ-ЮО находится в пределах значений, нормированных в МИ 2575-2000. Однако при значениях содержания газа более 5 % наблюдаются отклонения показаний прибора более нормированных значений.

Дополнительная погрешность прибора УОСГ-ЮО при высоком содержании газа в жидкости может быть объяснена непредставительностью отбора пробы жидкости в пробоотборную камеру прибора. Часть пузырьков может накапливаться в пробоотборной камере до закрытия клапанов. Этим объясняется завышение измеренных значений. При малых содержаниях газа в жидкости (до 3 %) прибор УОСГ-ЮО подтверждает свои метрологические характеристики и может быть использован для контроля остаточного таза при приготовлении эталонных газожидкостных смесей.

Опробование работы УВТ проводилось путем исследований на ней метрологических характеристик счетчика жидкости камерного СКЖ, положительно зарекомендовавшего себя при установке на реальных газонефтяных потоках.

СКЖ предназначен для измерений массового расхода и массы жидкости, содержащей газ. По своему принципу работы СКЖ измеряет только массу протекшей жидкости, так как газ проходит через прибор, минуя измерительный элемент.

В процессе испытаний при каждом значении расхода жидкости мы изменяли содержание газа в смеси. Результаты исследований показали, что при средних расходах и при наличии газа в смеси счетчик СКЖ работает в пределах допускаемой погрешности. Однако в точках расхода, близких к максимальному значению, возникают дополнительные погрешности. Если в жидкости мало газа, погрешность счетчика возрастает, и счетчик может прекратить измерения. При малых расходах возрастает влияние газа в смеси на погрешность

ю

измерений. Полученные результаты исследований СКЖ согласуются с рекомендациями производителя счетчика.

В третьей главе определены границы применимости УВТ, в которых обеспечивается пузырьковая структура течения газожидкостного потока. Разработана методика, позволяющая определить влияние газа, содержащегося в жидкости, на метрологические характеристики преобразователей объемного расхода жидкости. Экспериментально исследовано влияние газа на показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа. Предложена методика, позволяющая с высокой точностью корректировать показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа в зависимости от содержания газа в жидкости.

Так как в СИКНС наиболее часто встречается пузырьковая структура течения газожидкостного потока, необходимо было определить границы применимости УВТ, при которых обеспечивается пузырьковая структура потока. Проведенные исследования с применением ИСП показали, что пузырьковая структура потока наблюдается при значениях расхода выше 7 м3/ч и объемном содержании газа в жидкости ниже 15 %.

Методика, позволяющая определить влияние газа, содержащегося в жидкости, на метрологические характеристики преобразователей объемного расхода жидкости, заключалась в сличении показаний двух идентичных преобразователей объемного расхода жидкости (далее - ПОР). Первый ПОР установлен в блоке эталонных СИ расхода жидких углеводородов УВТ (опорный ПОР), второй - в блоке поверки и калибровки СИ расхода газожидкостного потока УВТ (исследуемый ПОР). Через опорный ПОР протекает жидкость с известными параметрами, затем в жидкость добавляется газ и через исследуемый ПОР протекает уже газожидкостная смесь с известными параметрами.

В качестве опорных и исследуемых ПОР использовались ПОР турбинного типа производства ОАО «Арзамасский приборостроительный завод» (Россия) и фирмы «Smith Meter» (США).

Перед проведением исследований проводилась калибровка по жидкости исследуемого ПОР относительно опорного ПОР. После калибровки относительная погрешность исследуемого ПОР по отношению к опорному ПОР не превышала ±0,05 %.

Результаты исследования влияния газа, содержащегося в жидкости, на показания исследуемых ПОР турбинного типа представлены на рисунках 2-4. В каждой точке было произведено не менее 10 измерений.

На рисунке 2 представлены результаты исследования влияния газа, содержащегося в жидкости, на показания исследуемого ПОР при расходе жидкости 8,0 м3/ч; полученные данные трудно описать с высокой точностью какой-либо закономерностью. Данная картина характерна для диапазона расходов жидкости от 0,03 до 8,0 м3/ч. Это может быть объяснено тем, что в данных условиях измерений, при малых скоростях течения жидкости, за время движения газожидкостного потока от блока смешения до исследуемого ПОР изменяется режим течения потока, что приводит к существенному искажению профиля потока на входе исследуемого ПОР и как следствие - ухудшению метрологических характеристик исследуемого ПОР. Повторяемость результатов измерений, выраженная через среднеквадратическое отклонение, превышает ±1%.

На рисунках 3-4 представлены результаты исследования влияния газа, содержащегося в жидкости, на показания исследуемого ПОР при расходе жидкости 9,0 м3/ч. Как видно из рисунков 3—4, при значениях газосодержания в жидкости до 4% наблюдается связь между погрешностью исследуемого ПОР и содержанием свободного газа в жидкости, которая с высокой точностью может быть описана линейной зависимостью. Данная картина характерна для диапазона расходов жидкости от 9,0 до 40,0 м3/ч (максимальный расход, воспроизводимый установкой).

я

Э ^

2 г

§ I

3 » 3 &

<и

о

в

о Л? а

Э &Г 1)

&8

и г

» о

<Я 5!

5 в

ю

15

объемное газосодержание жидкости, %

Рис. 2. Результаты исследования влияния

газа, содержащегося в жидкости на показания исследуемого ПОР при расходе жидкости 8,0 м3/ч

объемное газосодержание жидкости, % Рис. 3. Результаты исследования влияния

газа, содержащегося в жидкости на показания исследуемого ПОР при расходе жидкости 9,0 м3/ч

объемное газосодержание жидкости, % Рис. 4. Результаты исследования влияния газа, содержащегося в жидкости на показания исследуемого ПОР при расходе жидкости 9,0 м3/ч и газосодержании до 4% (А=1,0007, В=0,05, коэффициент корреляции 11=0,99967)

При газосодержании в жидкости более 4% наблюдается «срыв» показаний исследуемого ПОР, который может быть объяснен переходом пузырькового, мелкодисперсного режима потока к расслоенному, что приводит к ухудшению метрологических характеристик исследуемого ПОР. Стабильность показаний результатов измерений, выраженная через среднеквадратическое отклонение результатов измерений не превышает ±0,3%.

Как показали исследования, это утверждение справедливо для всего диапазона избыточного давления жидкости, задаваемого УВТ - от 0,2 до 0,6 МПа.

После проведения исследований опорный и исследуемый ПОР поменяли местами, и снова провели исследования - результаты повторились.

Полученные результаты исследования ПОР позволили разработать методику, выполнение которой позволяет с высокой точностью корректировать показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа в зависимости от содержания газа в жидкости.

Обязательное условие выполнения приведенной ниже методики -пузырьковый, мелкодисперсный режим газожидкостного потока (в частности, при использовании УВТ: содержание газа в жидкости не более 4 %; объемный расход газожидкостной смеси не менее 9,0 м3/ч).

При известном объемном содержании свободного газа в жидкости в условиях измерения объема, измеренного, например, с применением прибора УОСГ-ЮО, возможна коррекция показаний ПОР, по формуле

Ф (Т„Р,,Г

ПОР V V'

1—

V V'

100

(1)

4 ' , где: V - скорректированный объем жидкости, прошедший через ПОР, м /ч; Ту -

температура, °С, при которой был измерен объем жидкости ПОР; Р„ - давление,

МПа, при котором был измерен объем жидкости ПОР; <р (Ту, Ру) - объемная

доля свободного газа в жидкости, %, определенная при условии (ТУ,Р„);

УПор (Ту, Ру)- объем жидкости, измеренный ПОР, м3/ч, при условии (Т„РУ),

При известном объемном содержании свободного газа в жидкости в

условиях (Те,РЕ), при условии измерения объема (Т„РУ), возможна коррекция

показаний ПОР (при исключении растворимости, а также перехода газа в

жидкую фазу частично или полностью) по формуле

Ф (Т8,Р8)

1--- (2)

ф(Т8,Р8) + Ь-(100-ф(Т8,Р8)^

где: Т„ - температура, °С, при которой было определено содержание свободного газа в жидкости; Ре - давление, МПа, при котором было определено содержание свободного газа в жидкости; <р (Тг,Р8) - объемная доля свободного газа в жидкости, %, определенная при условии (Т8,Рг); Ь — безразмерный коэффициент, вычисляемый по формуле

РУТё Ре-ту-к

ехр -а15-(Т§-15)

1 + 0,8-(Те-15)

ехр^-а15-(Ту-15)

1 + 0,8-(Ту -15)

(3)

где: К - коэффициент сжимаемости газа; а)5 - коэффициент объемного расширения жидкости, 1/°С, при 15 °С; угв - коэффициент сжимаемости жидкости, 1/МПа, определенный при Т8; уТу - коэффициент сжимаемости жидкости, 1/МПа, определенный при Ту.

Дополнительная относительная погрешность вычисления объема по данной методике не менее ±0,05%.

В четвертой главе описывается разработанная методика, реализующая кондуктометрический метод измерения содержания хлористых солей в нефти, и созданная на её основе автоматизированная лабораторная установка для измерения концентрации хлористых солей в нефти.

Как было показано в первой главе, существующие лабораторные методы измерения содержания хлористых солей в нефти и установки для их реализации имеют существенные недостатки. Актуальна задача создания методики измерения содержания хлористых солей в нефти, лишенной этих недостатков.

Для решения этой задачи была разработана методика, реализующая кондуктометрический метод (далее - метод) измерения содержания хлористых солей в нефти. Данный метод измерения содержания хлористых солей в нефти относится к лабораторным физическим методам и основан на изменении электропроводности жидкости, связанной с присутствием в ней неорганических хлоридов. Методика, реализующая, метод, заключается в измерении электропроводности жидкости, находящейся в постоянном турбулентном движении, что позволило добиться отсутствия градиента электропроводности и, как следствие, получить следующие преимущества относительно измерений в статике:

- повысить стабильность и увеличить точность измерений;

- расширить диапазон измерений.

На основе методики создана автоматизированная лабораторная установка для измерения концентрации хлористых солей в нефти (далее - АЛУС). АЛУС предназначена для автоматического измерения концентрации хлористых солей в нефти в лабораторных условиях. По исполнению АЛУС относится к полуавтоматическим широкодиапазонным цифровым измерительным установкам с температурной компенсацией. Блок-схема АЛУС приведена на рисунке 5.

Блок подготовки водной вытяжки

-------1

БПиУ

0..600 об/мин

0..60 мин

ПУ

I

Блок измерительный

Водная'

ПУ

кд

БОиИ

|г

0..20 I

СМ/м

ПС

ПК

32 |пАЛУС|

БПиУ - блок питания и управления; ПУ - перемешивающее устройство;

КД - кондуктометрический датчик; БОиИ - блок обработки и индикации;

ПС - преобразователь сигналов; ПК - персональный компьютер; пАЛУС - программа обработки данных и индикации результатов измерений Рис.5. Блок-схема АЛУС

АЛУС состоит из блока подготовки водной вытяжки и блока измерительного. Блок подготовки водной вытяжки включает в себя блок питания и управления, перемешивающее устройство, состоящее из штатива, электродвигателя с управляемыми частотой и временем вращения, лопатки перемешивающей и делительной воронки в соответствии с ГОСТ 21534 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей».

Блок измерительный включает в себя перемешивающее устройство, датчик кондуктометрический со встроенным датчиком температуры, блок обработки и индикации. Способ взаимодействия электрических цепей датчика кондуктометрического с анализируемой жидкостью - контактный.

Для полного удовлетворения потребностей нефтяного комплекса, АЛУС реализует два способа измерений концентрации хлористых солей в нефти.

Первый способ основан на получении из нефти водной вытяжки с последующим измерением её электропроводности (распространен в России).

Второй способ основан на измерении электропроводности раствора нефти в смешанном спиртовом растворителе (распространен за рубежом).

Основная относительная погрешность измерений концентрации хлористых солей в нефти с применением АЛУС ±3,0 %, в диапазоне от 1,0 до 26000 мг/дм3.

Характеристики АЛУС были подтверждены во время испытаний в Государственном центре испытаний средств измерений. Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии выдало сертификат об утверждении типа средства измерений АЛУС.

Основные особенности АЛУС: , АЛУС может быть использована для измерений содержания солей в нефти как по ГОСТ 21534, так и по АБТМ О 3230, при этом метиловый спирт заменен на этиловый, что упрощает использование АЛУС и делает его безопаснее. Этого удалось добиться благодаря стабильности показателей электропроводности при растворении нефти в растворителе на основе этилового спирта;

в качестве кондуктометрического датчика использована измерительная ячейка с платиновыми электродами. За счет конструкции ячейки и использованных материалов достигается высокая чувствительность и стабильность показаний кондуктометрического датчика, измеряющего удельную электрическую проводимость (УЭП), в диапазоне от 0 до 20 См/м;

• измерения электропроводности выполняются с одновременным измерением температуры, что позволяет обеспечить автоматическую температурную компенсацию результатов измерений;

• АЛУС полностью метрологически обеспечен. Дополнительные погрешности устанавливаются при аттестации «Методики выполнения измерений АЛУС» в конкретной лаборатории;

• в программном обеспечении установки «пАЛУС» имеется возможность занесения в память градуировочной характеристики на каждый тип нефти в зависимости от соотношения между ионами хлористых солей Иа:М§:Са, что повышает точность измерений по сравнению с установками отградуированными по хлористому натрию.

В заключении диссертации сформулированы основные результаты.

1. Создана установка, позволяющая с высокой точностью воспроизводить газожидкостные потоки с известными параметрами и структурой. Разработана методика, позволяющая определить влияние газа, содержащегося в жидкости, на метрологические характеристики преобразователей объемного расхода жидкости.

2. С помощью установки экспериментально изучено влияние газа на показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа. Разработана методика, позволяющая с высокой точностью корректировать показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа в зависимости от содержания газа в жидкости. Дополнительная относительная погрешность вычисления объема по данной методике не менее ±0,05%.

3. Разработана методика, реализующая кондуктометрический метод измерений содержания хлористых солей в нефти, с целью расширения

диапазона, повышения точности и безопасности измерений. На основе методики создана автоматизированная лабораторная установка для измерения концентрации хлористых солей в нефти АЛУС. Основная относительная погрешность измерений концентрации хлористых солей в нефти с применением АЛУС ±3,0 %, в диапазоне от 1,0 до 26000 мг/дм3. АЛУС успешно прошла испытания в Государственном центре испытаний средств измерений, внесена в Государственный реестр средств измерений под № 33193-06 и в настоящее время эксплуатируется в НГДУ ОАО «Татнефть».

Основные результаты работы изложены в следующих публикациях:

1. Березовский Е.В., Немиров М.С., Лукманов П.И., Газизов P.P. Установка для испытаний средств измерений на эталонных газожидкостных смесях с цифровой обработкой данных. // М.: Приборы. 2009. №1. С. 7-10.

2. Березовский Е.В., Немиров М.С., Лобода И.И., Акчурин А.Д. Методы и средства определения концентрации хлористых солей в нефти. // М.: Приборы. 2010. №6. С. 10-12.

3. Березовский Е.В., Акчурин А.Д. Исследования влияния газа содержащегося в нефти на показания преобразователей объемного расхода нефти. // М.: Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2011. №4. С. 43-45.

4. Березовский Е.В., Латыпов P.P. Особенности расчета погрешности измерений объема свободного нефтяного газа системой измерений количества и параметров свободного нефтяного газа // М.: Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2011. №4. С. 45-48.

5. Березовский Е.В., Немиров М.С., Силкина Т.Г., Лукманов П.И. Влияние влагосодержания нефти на погрешность измерений ее количества // Материалы XXII международной практической конференции «Коммерческий учет энергоносителей» СПб: 2005. С. 341-343.

6. Березовский Е.В., Немиров М.С., Силкина Т.Г., Лукманов П.И. Методики выполнения измерений. Расчет массы нетто нефти при измерении влагосодержания поточными влагомерами // Материалы ХХИ международной практической конференции «Коммерческий учет энергоносителей» СПб: 2005. С. 344-346.

7. Березовский Е.В., Немиров М.С., Силкина Т.Г., Лукманов П.И., Газизов Р.Р. Испытания средств измерений расхода на газожидкостных потоках // Материалы XXVIII международной научно-практической конференции «Коммерческий учет энергоносителей» СПб: 2008. С, 262-265.

Подписано в печать 15.04.2011 г. Отпечатано с готового оригинал-макета в типографии Казанского университета Тираж 130 экз. Заказ 147/4

420008, ул. Профессора Нужина, 1/37 тел.: (843) 233-73-59, 292-65-60

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ОБЗОР И АНАЛИЗ ПРИБОРОВ И МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ, ДОБЫТОЙ ПО УЧАСТКУ НЕДР.

1.1 Общие сведения об измерении количества и параметров нефти, добытой по участку недр.

1.2 Приборы и методы контроля количества нефти, добытой по участку недр

1.2.1 Преобразователи расхода, используемые для контроля количества нефти, добытой по участку недр, при прямом методе динамических измерений.

1.2.2 Преобразователи расхода, используемые для контроля количества нефти, добытой по участку недр, при косвенном методе динамических измерений.

1.3 Приборы и методы контроля параметров нефти, добытой по участку недр

1.3.1 Приборы и методы контроля содержания газа в нефти, добытой по участку недр.

1.3.2 Приборы и методы контроля содержания воды в нефти, добытой по участку недр.

1.3.3 Приборы и методы контроля содержания хлористых солей в нефти, добытой по участку недр.

1.3.4 Приборы и методы контроля содержания механических примесей в нефти, добытой по участку недр.

1.3.5 Приборы и методы контроля плотности и вязкости нефти, добытой по участку недр.

1.4 Вычисление массы «нетто» нефти, добытой по участку недр.

1.4.1 Вычисление массы «нетто» нефти, добытой по участку недр, при использовании прямого метода динамических измерений с применением СИКНС.

1.4.2 Вычисление массы «нетто» нефти, добытой по участку недр, при использовании косвенного метода динамических измерений с применением СИКНС.

1.5 Проблемы измерений количества и параметров нефти, добытой по участку недр.

1.6 Выводы.

ГЛАВА 2. УСТАНОВКА ВЫСОКОЙ ТОЧНОСТИ, ВОСПРОИЗВОДЯЩАЯ ГАЗОЖИДКОСТНЫЕ ПОТОКИ С ИЗВЕСТНЫМИ ПАРАМЕТРАМИ И СТРУКТУРОЙ.

2.1 Область применения и принцип работы УВТ.

2.2 Выбор рабочей среды УВТ.

2.3 Описание блоков и конструкции УВТ.

2.4 Система автоматизации УВТ.

2.5 Опробование УВТ.

2.6 Выводы.

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ ГАЗА, СОДЕРЖАЩЕГОСЯ В ЖИДКОСТИ, НА ПОКАЗАНИЯ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ ОБЪЕМНОГО РАСХОДА ЖИДКОСТИ ТУРБИННОГО ТИПА.

3.1 Определения границ применения установки высокой точности, при исследовании влияния газа, содержащегося в жидкости, на преобразователи объемного расхода жидкости устанавливаемые в СИКНС.

3.2 Методика определения влияния газа, содержащегося в жидкости, на показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа

3.3 Результаты исследования влияния газа, содержащегося в жидкости, на показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа

3.4 Методика коррекции показаний преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа, в зависимости от содержания газа в газожидкостном потоке.

3.5 Выводы.

ГЛАВА 4. МЕТОДИКА ИЗМЕРЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ХЛОРИСТЫХ СОЛЕЙ В НЕФТИ.

4.1 Кондуктометрический метод измерения содержания хлористых солей в нефти и методика его реализующая.

4.2 Автоматизированная лабораторная установка для измерения концентрации хлористых солей в нефти АЛУС.

4.3 Методика градуировки автоматизированной лабораторной установки для измерения концентрации хлористых солей в нефти АЛУС.

4.4 Выводы.

В современной России важнейшей частью экономики является нефтяной комплекс, обеспечивающий жизнедеятельность многих отраслей народного хозяйства и оказывающий решающее влияние на формирование основных финансово-экономических показателей страны.

Одной из важнейших технических задач нефтяного комплекса является измерение количества и параметров нефти, добываемой по участкам недр. Результаты измерений характеризуют состояние разрабатываемого участка недр и являются основой для налоговых расчетов между государством и нефтедобывающим предприятием, а в некоторых случаях и расчетов между продавцом и покупателем нефти. В свете постоянного роста цен на нефть повышаются требования к точности измерений количества и параметров нефти.

Сложность измерений количества и параметров нефти, добываемой по участкам недр, состоит в том, что нефть с участка недр является «сырой» — содержит газ и посторонние компоненты, образующие балласт. Количество газа и балласта непостоянно, что приводит к нестабильности структуры и физических свойств газожидкостного потока. Количество нефти, вычисленное путем вычитания из измеренного количества нефти газовой фазы и балласта, образует количество «нетто» нефти, добытой по участку недр. Точность измерений количества «нетто» нефти зависит от точности измерений количества нефти, газа и составляющих балласта.

Основное влияние на точность измерений количества нефти оказывает содержащийся в ней газ. Зависимость метрологических характеристик средств измерений количества нефти от содержащегося в ней газа в настоящее время изучена недостаточно.

Основными составляющими балласта являются: хлористые соли, пластовая вода и механические примеси. Содержание хлористых солей в нефти, добытой по участку недр, может составлять значительную часть 5 балласта. Для увеличения точности измерений балласта нефти необходимо использовать результаты измерений содержания хлористых солей в нефти с применением высокоточных методов и средств измерений, имеющих нормированные метрологические характеристики.

В настоящее время для определения концентрации хлористых солей в нефти используют преимущественно лабораторные методы и средства измерений. Лабораторные методы обладают существенными недостатками: отсутствие нормируемых погрешностей измерений, использование ядовитых растворителей, значительное время анализа. Установки, реализующие данные методы, обладают узким диапазоном измерений и значительными погрешностями.

Таким образом, исследование влияния газа, содержащегося в нефти, на метрологические характеристики преобразователей расхода нефти, а также разработка методики, позволяющей определять содержание хлористых солей в нефти в широком диапазоне, с повышенной точностью и безопасностью измерений представляют значительный интерес для повышения точности и достоверности измерений количества и параметров нефти, добываемой по участкам недр.

Объектом исследования данной работы являются преобразователи объемного расхода нефти и кондуктометрический метод измерения концентрации хлористых солей в нефти.

Предметом исследования данной работы является улучшение метрологических характеристик средств измерений объемного расхода нефти и содержания хлористых солей в нефти.

Цель работы заключается в повышении точности и достоверности измерений количества нефти, добытой по участку недр.

Достижение поставленной цели требует решения следующих научно-технических задач:

1. Создать установку, позволяющую с высокой точностью воспроизводить газожидкостные потоки с известными параметрами и 6 структурой, и разработать методику, позволяющую определить влияние свободного газа (деле - газа), содержащегося в жидкости, на метрологические характеристики преобразователей объемного расхода жидкости.

2. С помощью установки экспериментально изучить влияние газа на показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа и разработать методику коррекции их показаний в зависимости от содержания газа в жидкости.

3. Разработать методику, реализующую кондуктометрический метод измерений содержания хлористых солей в нефти, и на её основе создать автоматизированную лабораторную установку для измерения концентрации хлористых солей в нефти.

Научная новизна диссертационной работы состоит в следующем:

1. Разработана методика, позволяющая определить влияние газа, содержащегося в жидкости, на метрологические характеристики преобразователей объемного расхода жидкости.

2. Разработана и обоснована методика коррекции показаний преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа в зависимости от содержания газа в жидкости.

3. Разработана методика, реализующая кондуктометрический метод измерений содержания хлористых солей в нефти, с целью расширения диапазона, повышения точности и безопасности измерений.

Практическая ценность и реализация результатов работы в промышленности.

1. Создана установка, с высокой точностью воспроизводящая газожидкостные потоки с известными параметрами и структурой, что позволило обеспечить воспроизведение и передачу единиц измерений объемного и массового расхода газожидкостного потока с известным содержанием газа, приближенного по своим характеристикам к реальным газонефтяным потокам. Установка эксплуатируется в ФГУП ВНИИР.

Использование результатов работы при создании установки подтверждается 7 актом внедрения. На установке выполнен цикл исследований гидромеханики газожидкостного потока в широком диапазоне режимных параметров. Создана методика коррекции показаний преобразователей объемного расхода нефти турбинного типа в зависимости от содержания газа в жидкости.

2. Создана автоматизированная лабораторная установка для измерения концентрации хлористых солей в нефти, реализующая методику, основанную на кондуктометрическом методе определения концентрации хлористых солей в нефти. Установка сертифицирована Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии и включена в Государственный реестр средств измерений. Установка эксплуатируется в НГДУ ОАО «Татнефть», что подтверждается актом внедрения.

Результаты данной работы позволили повысить точность и достоверность измерений количества нефти, добытой по участку недр.

На защиту выносятся:

- установка высокой точности (далее — УВТ), позволяющая воспроизводить газожидкостные потоки с известными параметрами и структурой;

- результаты экспериментальных исследований влияния газа на показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа;

- методика коррекции показаний преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа в зависимости от содержания в ней газа;

- методика, реализующая кондуктометрический метод измерений содержания хлористых солей в нефти, и автоматизированная лабораторная установка для измерения концентрации хлористых солей в нефти (далее — АЛУС).

Достоверность результатов и обоснованность сделанных на их основе выводов и рекомендаций определяются совпадением эмпирических данных с теоретическими, соответствием результатам исследований известных авторов, а также обеспечиваются результатами проведенных испытаний в Государственном центре испытаний средств измерений, 8 подтвержденными выдачей сертификата об утверждении типа АЛУС и актами внедрения результатов работ.

Апробация работы. Основные результаты диссертации докладывались и обсуждались на VI научно-технической конференции «Метрологическое обеспечение учета энергетических ресурсов», г. Москва, 2004 г.; XXII международной научно-практической конференции «Коммерческий учет энергоносителей», г. Санкт-Петербург, 2005 г.; XXVIII международной научно-практической конференции «Коммерческий учет энергоносителей», г. Санкт-Петербург, 2008 г.; ежегодных технических совещаниях «Метрологическое обеспечение учета нефти и нефтепродуктов», г. Казань, 2005-2010 гг.

Публикации. Основные результаты диссертации опубликованы в 7 работах (4 статьи в научных журналах, входящих в перечень ВАК, 3 публикации в трудах научных конференций). Получен сертификат об утверждении типа разработанного средства измерений.

Основные результаты работы изложены в следующих публикациях:

1. Березовский Е.В., Немиров М.С., Лукманов П.И., Газизов P.P. Установка для испытаний средств измерений на эталонных газожидкостных смесях с цифровой обработкой данных. // М.: Приборы. 2009. №1. С. 7-10.

2. Березовский Е.В., Немиров М.С., Лобода И.И., Акчурин А.Д. Методы и средства определения концентрации хлористых солей в нефти. // М.: Приборы. 2010. №6. С. 10-12.

3. Березовский Е.В., Акчурин А.Д. Исследования влияния газа содержащегося в нефти на показания преобразователей объемного расхода нефти. // М.: Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2011. №4. С. 43-45.

4. Березовский Е.В., Латыпов P.P. Особенности расчета погрешности измерений объема свободного нефтяного газа системой измерений количества и параметров свободного нефтяного газа // М.: Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2011. №4. С. 45-48.

5. Березовский Е.В., Немиров М.С., Силкина Т.Г., Лукманов П.И. Влияние влагосодержания нефти на погрешность измерений ее количества // Материалы XXII международной практической конференции «Коммерческий учет энергоносителей» СПб: 2005. С. 341-343.

6. Березовский Е.В., Немиров М.С., Силкина Т.Г., Лукманов П.И. Методики выполнения измерений. Расчет массы нетто нефти при измерении влагосодержания поточными влагомерами // Материалы XXII международной практической конференции «Коммерческий учет энергоносителей» СПб: 2005. С. 344-346.

7. Березовский Е.В., Немиров М.С., Силкина Т.Г., Лукманов П.И., Газизов P.P. Испытания средств измерений расхода на газожидкостных потоках // Материалы XXVIII международной научно-практической конференции «Коммерческий учет энергоносителей» СПб: 2008. С. 262-265.

Личный вклад автора. При создании установки УВТ автор принимал непосредственное участие в формировании идей, разработке методики, планировании и проведении экспериментов, обсуждении и обработке экспериментальных данных, написании статей, а также подготовке и представлении докладов на конференциях. Части УВТ, такие как: блок нагнетания газа; блок поверки и калибровки средств измерений расхода газа; блок задания расхода газа; блок смешения, были разработаны и внедрены непосредственно автором. Методика, реализующая кондуктометрический метод измерений содержания хлористых солей в нефти, установка АЛУС, получение на ней экспериментальных данных и их анализ являются результатом деятельности автора.

Соответствие диссертации научной специальности.

Диссертация соответствует специальности 05.11.13 — «Приборы и методы контроля природной среды, веществ, материалов и изделий» и затрагивает следующие области исследования по паспорту специальности: п. 3 — Разработка, внедрение и испытания приборов, средств и систем контроля природной среды, веществ, материалов и изделий, имеющих лучшие характеристики по сравнению с прототипами; п. 5 — Разработка метрологического обеспечения приборов и средств контроля природной среды, веществ, материалов и изделий, оптимизация метрологических характеристик приборов; п - Методы повышения информационной и метрологической надежности приборов и диагностика приборов контроля.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, библиографии.

4.4 Выводы

1. Разработана методика, реализующая кондуктометрический метод измерений содержания хлористых солей в нефти, с целью расширения диапазона, повышения точности и безопасности измерений.

2. На основе методики создана автоматизированная лабораторная установка для измерения концентрации хлористых солей в нефти АЛУС. Основная относительная погрешность измерений концентрации хлористых солей в нефти с применением АЛУС ±3,0 %, в диапазоне от л

1,0 до 26000 мг/дм . АЛУС успешно прошла испытания в Государственном центре испытаний средств измерений, внесена в Государственный реестр средств измерений под № 33193-06 и в настоящее время эксплуатируется в НГДУ ОАО «Татнефть»

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Создана установка, позволяющая с высокой точностью воспроизводить газожидкостные потоки с известными параметрами и структурой. Разработана методика, позволяющая определить влияние газа, содержащегося в жидкости, на метрологические характеристики преобразователей объемного расхода жидкости.

2. С помощью установки экспериментально изучено влияние газа на показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа. Разработана методика, позволяющая с высокой точностью корректировать показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа в зависимости от содержания газа в жидкости. Дополнительная относительная погрешность вычисления объема по данной методике не менее ±0,05 %.

3. Разработана методика, реализующая кондуктометрический метод измерений содержания хлористых солей в нефти, с целью расширения диапазона, повышения точности и безопасности измерений. На основе методики создана автоматизированная лабораторная установка для измерения концентрации хлористых солей в нефти АЛУС. Основная относительная погрешность измерений концентрации хлористых солей в нефти с применением АЛУС ±3,0%, в диапазоне от 1,0 до 26000 мг/дм3. АЛУС успешно прошла испытания в Государственном центре испытаний средств измерений, внесена в Государственный реестр средств измерений под № 33193-06 и в настоящее время эксплуатируется в НГДУ ОАО «Татнефть».

1. Федеральный закон "О лицензировании отдельных видов деятельности" от 08 августа 2001 г. №128-ФЗ.

2. С.Жданов. Восстановить лицензионный контроль. // М.: Нефтегазовая вертикаль. 2010. №6. с.56-58.

3. ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.

4. И.Д.Кизина. Автоматизированная система учета нефти по лицензионным участкам. Требования и варианты программно-информационных решений // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 2010, №4. с.37-45.

5. Налоговый кодекс Российской Федерации.

6. Федеральный закон "О внесении изменений в главу 26 части второй Налогового кодекса Российской Федерации и признании утратившими силу отдельных положений законодательных актов Российской Федерации" от 27 июля 2006 г. №151-ФЗ.

7. С.Кудряшов. От реформы налогооблажения к закону "О нефти" // Нефть России. М.: Типография ООО "ЛУКОЙЛ-ИНФОРМ", 2009, №10. с. 1617.

8. МИ 2825-2003 ГСИ. Системы измерений количества и показателей качетва нефти. Метрологические и технические требования к проектированию.

9. М.С. Немиров, Т.Г. Силкина, P.P. Нурмухаметов. Совершенствование методов отбора проб сырой нефти из трубопровода // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 2010, №4. с. 10-11.

10. ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб.

11. 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.: Недра, 2002. -417с.

12. МИ 2693-2001 ГСИ. Порядок проведения коммерческого учета сырой нефти на нефтедобывающих предприятиях. Основные положения.

13. Абрамов Г.С., Барычев А.В., Зимин М.И. Практическая расходометрия в промышленности // М.: ВНИИОЭНГ, 2000. -472 с.

14. П.И. Лукманов. Методы испытаний средств измерений расхода нефти на газожидкостных потоках и установки для их реализации // Автореферат диссертации на соискание ученой степени канд. тех.наук. Казань. 2010.

15. В.А.Фафурин, И.А. Яценко и др. Расчет метрологических характеристик ультразвуковых расходомеров // Законадательная и прикладная метрология. М.: ООО "МиксПринт", 2010, №3. с.45-47.

16. Е.Е. Johnsen, Н.Р. Ronningsen. Viscosity of "live" water-in-crude-oil emulsions: experimental work and validation of corrélations // Journal of Petroleum Science and Engineering №38, 2003, p.23-36.

17. T.C. Еременко, Э.И. Глушков. К вопросу о стандартизации в учете нефти, нефтепродуктов и газа // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 2009, №4. с.29-31.

18. Исследование и совершенствования учета нефти в систему ГТН. // Промежуточный отчет. Тема 2-7-83, этапы I, III, IV, V, VII, VIII. ВНИИСПТнефть. Уфа. 1983.

19. Березовский Е.В., Акчурин А.Д. Исследования влияния газа содержащегося в нефти на показания преобразователей объемного расхода нефти. // М.: Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2011. №4. С. 43-45.

20. Иванов В.П., Немиров М.С., Силкина Т.Г. Метрологическое обоснование измерения количества нефти объемным методом // Материалы II научно-технической конференции «Метрологическое обеспечение учета энергетических ресурсов» М.: 2000. С. 117-122.

21. МИ 2575-2000 ГСИ. Нефть. Остаточное газосодержание. Методика выполнения измерений.

22. Газин Д.И., Кратиров В.А. Современные радиоизотопные средства измерения содержания свободного газа в потоках товарной нефти // Материалы НПК "Коммерческий учет энергоносителей". СПб: Борей-Арт, 2006.

23. РД 39-0147035-225-88 Руководящий документ. Инструкция по определению газовых факторов и количества растворенного газа, извлекаемого вместе с нефтью из недр.

24. B.C. Фетисов. Средства измерения влажности нефти: современное состояние, проблемы и перспективы // М.: Датчики и системы. 1999. №3. с.33-38.

25. Немиров М.С., Иванов В.П. Метрологичесое обеспечение измерений количества воды и хлористых солей в нефти // М.: Госстандарт СССР, 1976.

26. Березовский Е.В., Немиров М.С., Силкина Т.Г., Лукманов П.И. Методики выполнения измерений. Расчет массы нетто нефти при измерении влагосодержания поточными влагомерами // Материалы XXII НГЖ«Коммерческий учет энергоносителей». СПб: 2005. С. 344-346.

27. Клугман И.Ю., Ковылов В.М. Диэлькометрические нефтяные влагомеры // М.: ВНИИОЭНГ, 1969.

28. М.Р. Галимов. Микроволновые методы и средства повышения эффективности мониторинга обводненности водонефтяных эмульсий // Дис. кан. тех. наук. Казань. 2005.

29. A.B. Топильский. Микроволновые резонаторные методы определения объемного влагосодержания в жидких углеводородах // Автореферат диссертации на соискание ученой степени канд. тех.наук. Тамбов. 2004.

30. Г.Ф. Ничуговский. Определение влажности химических веществ // Ленинград: Химия, 1977. -200с.

31. М.П. Ельсон. Анализ последних работ в области измерения влажности методом ИК-спектроскопии // Тезисы докладов Всесоюзной школы-семинара "Новые спектральные методы и автоматические системы определения влажности". Фрунзе: Илим, 1970. -58с.

32. Стромский В. А. Исследование рассеяния ИК излучения водонефтяными эмульсиями // Сборник трудов СПКБ "Нефтехимпромавтоматика". №2. Казань: 1972. с.43-44.

33. A.A. Гончаро, В.М. Полторацкий, М.А. Слепян. О метрологических характеристиках влагомера RED EYE 2G // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 2009, №4. с.28-29.

34. А.Н. Романов. Исследование влияния термодинамической температуры и минерализации воды на радиоизлучение водной поверхности в микроволновом диапазоне // Барнаул: АГУ, 1988.

35. Байков Н.М., Сайфутдинова Х.Х., Авдеева Г.Н. Лабораторный контроль при добыче нефти и газа // М.: Недра, 1983. -128с.

36. Р.З. Сафиева. Физикохимия нефти. Физико-химические основы технологии переработки нефти // М.: Химия, 1998. -448с.

37. ASTM D 4177 Стандартный метод автоматического пробоотбора нефти и нефтепродуктов .

38. ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды.

39. АСТМ Д 4006-81 (2000) Вода в сырых нефтях. Метод дистилляции.

40. ISO 10336:1997 Сырая нефть. Определение воды. Метод потенциометрического титрования Карла Фишера.

41. Фомин Г.С., Фрмина О.Н. Нефть и нефтепродукты. Энциклопедия международных стандартов // М.: Протектор, 2006. -1040с.

42. ASTM D 4007-81 Определение содержания воды и осадка в нефти методом центрифугирования. 1981 г.

43. ГОСТ Р ИСО 5725-2002 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений.

44. Abdel-Mohsen O.Mohamed, Maisa EI Gamal. Effect of salinity and temperature on water cut determination in oil reservoirs // Journal of Petroleum Science and Engineering №40, 2003, p. 177-188 .

45. ГОСТ 21534-76 Нефть. Методы определения содержания хлористых солей.

46. АСТМ Д 3230-99 Сырая нефть. Определение солей электрометрическим методом.

47. ГОСТ Р 8.580-2001 ГСИ. Определение и применение методов испытаний точности нефтепродуктов.

48. Березовский Е.В., Немиров М.С., Лобода И.И., Акчурин А.Д. Методы и средства определения концентрации хлористых солей в нефти. // М.: Приборы. 2010. №6. С. 10-12.

49. Министерство нефтяной промышленности СССР, НПО "Нефтеавтоматика". Отчет о НИР "Разработка программы метрологического обеспечения нефтяной промышленности на период до 1995 года" Тема 858990. № гос.регистрации 01890042744 // Уфа: 1990. с.43-45.

50. Солемер нефти автоматический лабораторный С АН-Л // Государственный реестр средств измерений. Регистрационный № 22598-02.

51. Анализатор концентрации солей в нефти лабораторный АУМ 101 // Государственный реестр средств измерений. Регистрационный № 11711-89.

52. ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Методы определения механических примесей.

53. ASTM D 4807-05 Сырая нефть. Методы определения осадка мембранной фильтрацией.

54. ASTM D 473-02 Сырая нефть и топливо. Определение осадка. Метод экстракции.

55. ISO 3735:1999 Сырая нефть и топливо.Определение осадка. Метод экстракции.

56. ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия.

57. ГОСТ 33-2000 Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости.

58. ASTM D 445-04 Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости.

59. ISO 3104-94 Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости.

60. B.JI. Беляков. Автоматический контроль нефтяных эмульсий // М.: Недра, 1992.

61. ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.

62. ГОСТ Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром.

63. МИ 2153-2004 ГСИ. Плотность нефти. Требования к методикам выполнения измерений ареометром при учетных операциях.

64. ASTM D 1298-99 Метод определения плотности, относительной плотности (удельного веса) или плотности в градусах API сырых нефтей и жидких углеводородов с помощью ареометра.

65. ГОСТ 18481-81 Ареометры и цилиндры стеклянные. Общие технические условия.

66. ASTM D 5002-99 Стандартный метод определения плотности и относительной плотности сырой нефти цифровыми анализаторами плотности.

67. ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.

68. ГОСТ 2939-63 Газы. Условия для определения объема.

69. МИ 2632-2001 Рекомендация. ГСИ. Плотность нефти и нефтепродуктов и коэффициенты объемного расширения и сжимаемости. Методы и программа расчета.

70. Березовский Е.В., Латыпов P.P. Особенности расчета погрешности измерений объема свободного нефтяного газа СИКГ. // М.: Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2011. №4. С. 45-48.

71. Березовский Е.В., Немиров М.С., Силкина Т.Г., Лукманов П.И. Влияние влагосодержания нефти на погрешность измерений ее количества // Материалы XXII международной практической конференцииV

72. Коммерческий учет энергоносителей» СПб: 2005. С. 341-343.

73. Г.С. Абрамов. Анализ влияния свободного газа на метрологические характеристики объемно-весовых измерителей дебита // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 2006, №11. с.4-15.

74. A.C. Bannwart, О.М.Н. Rodriguez.Experimental investigation on liquid-liquid-gas flow: Flow patterns and pressure-gradient // Journal of Petroleum Science and Engineering №65, 2009, p.1-13.

75. В.П. Тронов. Сепарация газа и сокращение потерь нефти // Казань: ФЭН, 2002.

76. Artur J. Jaworski, Guangtian Meng. On-line measurement of separation dynamics in primary gas/oil/water separators ¡Challenges and technical solutions— A review // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2009. №68. p. 47-59.

77. РД 39-0147103-352-89 Методическое руководство по исследованию сепарационных установок.

78. Jianwen Dou, Jason Guo, Gokulnath R. Is it a MUST to add Upstream Devices for High GVF Multiphase? // North Sea Flow Measurement Workshop 2005, Tonsberg, Norway, 18 21st October 2005.

79. Д.И Газин. Информационно-измерительная система для определения содержания свободного газа в потоках товарной нефти на основе радиоизотопного преобразователя плотности // Дис. канд. тех. наук. СПб: 2007.

80. А.П. Белоусов. Исследование структуры газожидкостных потоков оптическими методами // Дис. канд. физ.-мат. наук. Новосибирск: 2005.

81. М.Б. Гуткин, В.И. Мишустин, Ю.А.Чистяков Метрологическое обеспечение измерений расхода и объема жидкостей и газов в России // Измерительная техника. М.: Калужская типография стандартов,2010, №3. с.30-34.

82. Березовский Е.В., Немиров М.С., Лукманов П.И., Газизов P.P. Установка для испытаний средств измерений на эталонных газожидкостных смесях с цифровой обработкой данных. // М.: Приборы. 2009. №1. С. 7-10.

83. Березовский Е.В., Немиров М.С., Силкина Т.Г., Лукманов П.И., Газизов P.P. Испытания средств измерений расхода на газожидкостных потоках // Материалы XXVIII международной НПК «Коммерческий учет энергоносителей». СПб: 2008.С. 262-265.

84. ГОСТ Р ИСО/МЭК 17025-2006 Общие требования к компетентности испытательных и калибровочных лабораторий.

85. Немиров М.С., Силкина Т.Г., Тропынин В.А., Контуров С.В.Способ и устройство для определения режима течения газожидкостного потока // Описание к патенту на изобретение RU 2390766. 2010.

86. ПБ 03-576-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.

87. М. Descamps, R.V.A. Oliemans, G. Ooms, et. al. Influence of gas injection on phase inversion in an oil—water flow through a vertical tube // International Journal of Multiphase Flow 32 (2006) p. 311-322.

88. ГОСТ P 51125-98 Оборудование бытовое для кондиционирования и очистки воздуха. Требования безопасности и методы испытаний.

89. ГОСТ 30319.0,1,2,3-96 Межгосударственный стандарт. Газ природный. Методы расчета физических свойств.

90. НПО «Новые технологии эксплуатации скважин». Счетчик жидкости СКЖ. Руководство по эксплуатации СКЖ30М9.00.000РЭ.

91. Акимов В.Ф. Измерение расхода газонасыщенной нефти // М.: Недра, 1978. -199с.

92. Дробков В.П. Разработка и исследование ультразвуковых методов и информационно-измерительной системы измерения нефтеводогазового потока // Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук, 2007 г.

93. Xiao-Xuan Xu. Study on oil—water two-phase flow in horizontal pipelines // Journal of Petroleum Science and Engineering, №59, 2007, p.43-58.

94. Bello, O. Experimental Validation of Multiphase Flow Models and Testing of Multiphase Flow Meters: a Critical Review of Flow Loops Worldwide // presented at the Multiphase Flow 2007, 4th International Conference, Bologna, Italy.

95. P.L. Spedding, G.F. Donnelly, J.S. Cole. Three phase oil-water-gas horizontal co-current flow // Institution of Chemical Engineers Trans IChemE. Part A.April 2005, p. 401-411.

96. G. Oddie, H. Shi, L.J. Durlofsky. Experimental study of two and three phase flows in large diameter inclined pipes // International Journal of Multiphase Flow, №29, 2003, p.527-558.

97. МИ 2083-90 ГСИ.Измерения косвенные. Определение результатов измерений и оценивание их погрешностей.

98. ГОСТ 31371.7 2008. Газ природный определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов.

99. ГССД МР113-03 Определение плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажного нефтяного газа в диапазоне температур 263.500 К при давлениях до 15 МПа.

100. ГОСТ 23781 87. Газы горючие природные. Хроматографический метод определения компонентного состава.

101. РМГ 43-2001 ГСИ. Прменение "Руководства по выражению неопределенности измерений".

102. ГОСТ 8.586.1,2,3,4,5-2005 Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств.

103. N. Aske . Water-in-crude oil emulsions stability studied by critical electric field measurements. Correlation to phisico-chemical parameters and near-infrared spectroscopy/ Journal of Petroleum Science and Engineering №36, 2002, p.1-17.

104. Крешков А.П. Основы аналитической химии, т. 3. // М.: Химия, 1976.

105. Ляликов Ю.С. Физико-химические методы анализа // СПб.: Госхимиздат, 1980.

106. Березовский Е.В., Немиров М.С., Лобода И.И., Акчурин А.Д. Методы и средства определения концентрации хлористых солей в нефти. // М.: Приборы. 2010. №6. С. 10-12.

107. ООО "Норма-Тест". Установка автоматизированная лабораторная определения содержания хлористых солей в нефти. Инструкция по эксплуатации.

108. Кнунянц И. JT. (гл. ред.) Химическая энциклопедия: в 5 т. // М.: Советская энциклопедия, 1992, Т. 3., с. 568, с. 639.

109. НПП "Семико". Анализатор жидкости кондуктометрический лабораторный "Мультитест КСЛ". Руководство по эксплуатации НГЖД. 421522.102 РЭ.

110. Установка автоматизированная лабораторная измерения концентрации хлористых солей в нефти АЛУС // Государственный реестр средств измерений. Регистрационный № 33193-06.

111. Рекомендация. ГСИ. Нефть. Методика выполнения измерений установкой автоматизированной лабораторной измерения концентрации хлористых солей в нефти АЛУС. Утвержденная ФГУП ВНИИР. 2006.

112. Программа аттестации методики выполнения измерений установкой автоматизированной лабораторной измерения концентрации хлористых солей в нефти АЛУС. Утвержденная ФГУП ВНИИР. 2006.

113. ГОСТ 4233-77 Реактивы. Натрий хлористый. Технические условия.

114. ТУ 6-09-4711-81 Кальций хлористый б/в ЧДА.

115. ГОСТ 4209-77 Реактивы. Магний хлористый 6-водный. Технические условия.

116. ГОСТ 24104-88 Весы лабораторные общего назначения и образцовые. Общие технические условия.

117. ГОСТ 1770-74 "Посуда мерная лабораторная стеклянная. Цилиндры, мензурки, колбы, пробирки. Общие технические условия".

118. ГОСТ 6709-72 Вода дистиллированная. Технические условия.

119. ГОСТ 5208-81 Спирт бутиловый нормальный технический. Технические условия.

120. ГОСТ Р 51652-2000 Спирт этиловый ректификованный из пищевого сырья. Технические условия.

121. ТУ 2631-088-44493179-03 О-Ксилол. Техничесие условия.1. ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ СОКРАЩЕНИЯ

122. ASTM American Society for Testing and Materials HART - Highway Addressable Remote Transducer Protocol ISO - International Organization for Standardization

123. АЛУС автоматизированная лабораторная установка для измерения концентрации хлористых солей в нефти

124. АРМ — автоматизированное рабочее место

125. БИК блок измерений показателей качества нефти

126. БИЛ — блок измерительных линий1. БФ блок фильтров

127. ГОСТ — государственный стандарт

128. ДП — диэлектрическая проницаемость

129. ИСП — индикатор структуры потока1. ИЛ — измерительная линия

130. ИП — измерительный преобразователь

131. ИФС — индикатор фазового состояния1. МИ методика института

132. МИД магнитоиндукционный датчик

133. МУН — метод увеличения нефтеконденсатодобычи

134. ПАВ — поверхностно активные вещества

135. ПВ полнопоточный автоматический влагомер1. ПК персональный компьютер

136. ПОР — преобразователь объемного расхода1. ПП поточный плотномер

137. ПУ пробозаборное устройство

138. РИСГН радиоизотопный измеритель свободного газа в нефти СИ — средство измерений

139. СИКГ — система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа

140. СИКНС система измерений количества и параметров нефти «сырой»

141. СКЖ — счетчик жидкости камерный

142. СОИ — система обработки информации

143. ТПР — турбинный преобразователь расхода

144. УВТ — установка высокой точности

145. УКО устройство контроля-отображения

146. УОСГ — устройство определения содержания свободного газа в нефти

147. УПН — установка подготовки нефти

148. У1И1Н установка предварительной подготовки нефти

149. УЭП — удельная электрическая проводимость

150. ЭВМ — электронно-вычислительная машина