автореферат диссертации по приборостроению, метрологии и информационно-измерительным приборам и системам, 05.11.13, диссертация на тему:Методы испытаний средств измерений расхода нефти на газожидкостных потоках и установки для их реализации

На правах рукописи

оочьоазэе

Лукманов Павел Индусович

МЕТОДЫ ИСПЫТАНИЙ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ РАСХОДА НЕФТИ НА ГАЗОЖИДКОСТНЫХ ПОТОКАХ 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

2 3 СЕН ?ою

Казань —2010

004608390

Работа выполнена в ГОУ ВПО «Казанский государственный энергетический университет»

Научный руководитель:

доктор физико-математических наук, профессор

Козлов Владимир Константинович

Официальные оппоненты:

доктор физико-математических наук, профессор

Кубарев Юрий Григорьевич

доктор технических наук, доцент Фафурин Виктор Андреевич

Ведущая организация:

Межрегиональное открытое акционерное общество «Нефтеавтоматика», г.Уфа

Защита состоится 22 октября 2010 г. в 14 часов 30 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« /О ь 09 2010 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

Р.И. Калимуллин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность темы

Одной из важнейших технических задач нефтедобывающих компаний является измерение количества добываемой нефти. В настоящее время в России ужесточается государственный контроль разработки нефтяных месторождений и рационального использования недр нашей страны. В этих условиях задача измерений количества добываемой нефти на устьях скважин и на лицензионных участках недр становится всё более актуальной.

Для решения этой задачи в настоящее время разрабатывается множество средств измерений. Однако для их применения необходимо знать их метрологические характеристики, такие как погрешность средства измерений и условия измерений, при которых погрешность измерений находится в обозначенных пределах.

Метрологические характеристики средств измерений определяются в процессе калибровки, поверки или испытаний с целью утверждения типа. В данной работе термином «испытания» мы определяем любые испытания средств измерений с целью определения их метрологических характеристик.

Существующие методы испытаний средств измерений расхода нефти разработаны для так называемой «товарной», или подготовленной нефти. Существуют государственные эталоны, поверочные установки, разработаны методы испытаний средств измерений расхода. Однако остается нерешенной проблема измерений расхода так называемой «сырой» нефти. Такие измерения необходимо выполнять с целью контроля за использованием месторождений нефти с точки зрения повышения отдачи нефтяных пластов, а также для финансовых расчетов между предприятиями и с целью налогообложения на добычу полезных ископаемых.

Сырая нефть содержит в себе воду, свободный и растворенный газ, механические примеси и т.д. Сырая нефть является очень сложным объектом измерений из-за неоднородности своего состава, и в первую очередь это связано с наличием в ней свободного газа.

Методы испытаний средств измерений расхода нефти, применяемые в настоящее время, позволяют определять характеристики приборов только на чистых жидкостях. Чаще всего такие испытания проводятся на товарной нефти или на воде. Для средств измерений расхода сырой нефти необходимы другие методы испытаний, позволяющие определять метрологические характеристики средств измерений.

Поведение сырой нефти в трубе является весьма сложным процессом, поэтому чрезвычайно сложно построить модель этого процесса и теоретически оценить влияние тех или иных параметров на процесс измерений. В настоящее время только обширные экспериментальные исследования могут дать надежные результаты при определении метрологических характеристик средств измерений расхода.

Таким образом, разработка и исследование методов испытаний расходомеров на искусственных газожидкостных потоках с заранее заданными характеристиками, а также методов комплексных испытаний сложных систем измерений количества сырой нефти в условиях эксплуатации представляют значительный интерес для создания системы метрологического обеспечения измерений и учета добываемых углеводородов.

Цель работы

1. Разработка метода испытаний расходомеров на газожидкостных потоках, позволяющего экспериментально определить метрологические характеристики расходомеров.

2. Разработка метода комплексных испытаний сложных систем измерений количества сырой нефти на месте их эксплуатации.

3. Разработка испытательных установок для реализации предложенных методов.

Достижение поставленной цели требует решения следующих научно-технических задач:

• Разработать метод испытаний и алгоритм определения метрологических характеристик расходомеров нефти на газожидкостных потоках.

• Разработать и создать установку для испытаний средств измерений расхода на газожидкостных потоках.

• Экспериментально опробовать метод испытаний на примере кориолисовых массовых расходомеров.

• Разработать схему испытательного полигона для метрологического обеспечения средств измерений расхода нефти.

• Разработать метод испытаний стационарных систем измерений количества сырой нефти с помощью передвижной поверочной установки.

• Разработать мобильную установку для комплексных испытаний систем измерений количества нефти на месте их эксплуатации.

Научная новизна

В данной диссертационной работе получены следующие результаты, характеризующиеся научной новизной:

1. Разработан метод испытаний кориолисовых массовых расходомеров, заключающийся в сличении результата измерений массы газожидкостной смеси расходомером с суммой масс отдельных компонентов смеси. Данный метод позволяет определить метрологические характеристики расходомеров при измерении газожидкостных потоков.

2. Разработан метод применения градуировочной характеристики кориолисовых массовых расходомеров на основе измерений плотности жидкости, что повышает метрологическую надежность прибора.

3. Разработан метод комплексных испытаний стационарных систем измерений количества сырой нефти, заключающийся в сличении результата измерений массы нетто нефти двумя последовательно установленными измерительными системами.

4. Разработана и предложена эталонная мобильная массоизмерительная установка (ЭММУ) для реализации метода комплексных испытаний стационарных систем измерений количества нефти.

Практическая значимость работы

1. Разработанная и построенная установка высокой точности (УВТ) позволяет создавать газожидкостные потоки, с высокой точностью соответствующие заранее заданным характеристикам, а также контролировать структуру газожидкостного потока.

2. Разработанный метод испытаний расходомеров с применением УВТ позволяет экспериментально исследовать влияние свободного газа в жидкости на метрологические характеристики расходомеров любого типа.

3. Проведенные исследования метрологических характеристик расходомеров позволяют научно обоснованно выбирать тип расходомеров в составе измерительных систем и методы их поверки, а также позволяют определить метрологические характеристики расходомеров и границы их применимости. Результаты проведенных исследований использованы при разработке ГОСТ Р 8.615 «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования», имеется акт об использовании результатов исследований.

4. Предложена структура и состав испытательного полигона для средств измерений сырой нефти и продукции нефтяных скважин.

Результаты данной работы были использованы при выполнении НИР «Разработка технологии создания государственного эталонного комплекса метрологического обеспечения измерений количества добываемого углеводородного сырья (нефти и нефтяного газа) и экологически чистого бензина с использованием мембранных материалов», выполняемой в рамках Федеральной целевой программы «Национальная технологическая база» на 2007-2011 годы. Разработанные методы испытаний средств измерений расхода нефти заложены в основу проектируемого Государственного эталонного комплекса метрологического обеспечения добываемого углеводородного сырья. Имеется акт об использовании результатов диссертационной работы.

5. Разработанные метод комплексных испытаний стационарных систем измерений количества сырой нефти и эталонная мобильная массомерная установка (ЭММУ) позволяют определять погрешность систем измерений количества сырой нефти путем сличения результатов измерений массы нетто нефти, измеренной за сутки, с показаниями ЭММУ.

На защиту выносятся:

• Метод испытаний средств измерений расхода, основанный на измерениях расхода газожидкостной смеси с заранее заданными характеристиками.

• Установка УВТ для испытаний средств измерений расхода на газожидкостных потоках.

• Результаты экспериментальных исследований метрологических характеристик кориолисовых массовых расходомеров, показывающие систематический характер дополнительной погрешности расходомеров при наличии газа в измеряемой жидкости.

• Метод градуировки кориолисового массового расходомера на основе измеренной плотности газожидкостного потока, заключающийся в построении зависимости коэффициента коррекции расходомера от объемного содержания газа в жидкости.

• Структурная схема и состав испытательного полигона средств измерений газожидкостных потоков.

• Разработанная и построенная эталонная мобильная массомерная установка ЭММУ для комплексных испытаний и поверки стационарных измерительных систем.

Степень достоверности результатов проведенных исследований Достоверность полученных результатов обеспечивается одновременным применением нескольких принципов измерений и повторяемостью результатов, сопоставимостью результатов эксперимента с результатами исследований известных авторов. Достоверность результатов также подтверждается актами

использования результатов работы при разработке ГОСТ Р 8.615 и при проектировании Государственного эталонного комплекса для средств измерений добываемого углеводородного сырья. Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на V, IX международных симпозиумах «Ресурсоэффективкость и энергосбережение» (Казань, 2004 и 2008 гг.), XXII, XXVII и XXVIII международных практических конференциях «Коммерческий учет энергоносителей» (Санкт-Петербург, 2005 и 2008 гг.), II молодежной международной научной конференции «Тинчуринские чтения» (Казань, 2007 г.). Публикации

Основное содержание диссертации опубликовано в 12 печатных работах, из них четыре в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях, входящих в Перечень ВАК, Личный вклад автора

Результаты, представленные в диссертации и публикациях, получены при непосредственном участии соискателя. Автор принимал участие в разработке и создании испытательной установки, разработал методы испытаний средств измерений, выполнил экспериментальные исследования и анализ экспериментальных данных.

Соответствие диссертации научной специальности

Диссертация соответствует специальности 05.11.13 - Приборы и методы контроля природной среды, веществ, материалов и изделий. Представленные в ней результаты соответствуют 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» и п. 7 «Методы повышения информационной и метрологической надежности приборов и средств контроля в процессе эксплуатации, диагностика приборов контроля» паспорта специальности. Структура диссертации

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и библиографии. Работа изложена на 120 страницах машинописного текста, включая 35 рисунков и 10 таблиц. Библиографический список включает 98 наименований.

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 литературы и нормативных документов по существующим методам испытаний средств измерений расхода нефти, дана оценка состояния вопроса на данный момент, сформулированы цели и задачи исследования.

В настоящее время в нашей стране все больше внимания уделяется экономному расходованию запасов углеводородов, и повышаются требования к точности измерений. Одно из важнейших требований при этом, приведенное в ГОСТ Р 8.615 «Измерение количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования» - измерение количества углеводородов, добытых по каждой скважине и по каждому лицензионному участку. Однако технически проблема измерений сырой нефти с содержанием попутного нефтяного газа до сих пор не решена. Методы испытаний и поверки средств измерений, применяемых в составе систем измерений сырой нефти и измерительных установок для нефтяных скважин, заимствованы из опыта работы с подготовленной нефтью, и зачастую не позволяют получать истинные метрологические характеристики средств измерений.

Существует ряд зарубежных компаний, имеющих установки для воспроизведения газожидкостных потоков и для испытаний средств измерений на них. Однако детальных исследований влияния газа на метрологические характеристики расходомеров, насколько известно автору, не проводилось.

При проведении испытаний измерительных установок и систем измерений количества сырой нефти и продукции нефтяных скважин применяют различные подходы, такие как:

- поэлементные испытания;

- испытания на чистых средах;

- испытания на реальных газожидкостных потоках;

- испытания на искусственных газожидкостных смесях.

Поэлементные испытания являются одним из самых распространенных

подходов к испытаниям и поверке сложных измерительных систем. Поэлементный метод испытаний означает, что каждый элемент системы испытывается отдельно. При этом метрологические характеристики измерительной системы в целом определяют расчетным путем, исходя из характеристик отдельных элементов.

Испытания на чистых средах - наиболее распространенный метод испытаний средств измерений расхода нефти. Чаще всего испытания проводят в специальной лаборатории на воде, а полученные характеристики прибора считают верными и для других измеряемых сред. Достоинством такого метода является дешевизна испытаний. Существенным же недостатком является недостоверность полученных характеристик.

Испытания на реальных газожидкостных потоках выполняют для определения работоспособности и предварительной оценки метрологических характеристик средств измерений. Так, испытания измерительной установки на реальной нефтяной скважине позволяют определить надежность установки, а сличение показаний с другими измерительными установками на той же скважине позволяет оценить метрологические характеристики измерительной установки. Однако применение такого метода испытаний ограничено в связи с отсутствием эталонных средств измерений многофазных потоков.

Испытания средств измерений на искусственных газожидкостных смесях является наиболее перспективным методом испытаний средств измерений многофазных потоков. Суть этого подхода заключается в искусственном воспроизведении многофазных потоков с заранее заданными

характеристиками. Применение современного технического оснащения позволяет задавать и воспроизводить двухфазные многокомпонентные потоки, которые с высокой точностью соответствуют заранее заданным характеристикам.

Проведенный анализ литературных источников показал, что наиболее надежным методом определения метрологических характеристик средств измерений сырой нефти является метод испытаний на искусственных газожидкостных смесях. Однако реализация этого метода требует значительных финансовых затрат, а также связана с необходимостью проведения широкого круга научных исследований для обеспечения точности измерений.

На основании вышеизложенного и сформулированы цель и задачи диссертационного исследования.

Во второй главе рассмотрен принцип создания газожидкостных потоков на основе смешивания жидкости и газа. Приведены достоинства и недостатки такого метода, выведены основные расчетные формулы. Приведено подробное описание испытательной установки УВТ, разработанной и созданной в процессе выполнения данной диссертационной работы. Поэтапно рассмотрены все блоки и узлы установки УВТ. Рассмотрены результаты исследований характеристик установки, методики контроля точности измерений.

Подобные установки существуют за рубежом, и они упоминаются в публикациях иностранных авторов, однако проведение исследований на зарубежных испытательных установках связано со значительными финансовыми затратами. Поэтому была создана испытательная установка УВТ, не уступающая по своим характеристикам зарубежным аналогам.

Установка предназначена для испытаний средств измерений с применением газожидкостных потоков с заранее заданными характеристиками, такими как расход жидкости и объемное содержание газа в жидкости. Несмотря на сложность конструкции установки, принцип ее работы прост: расходы жидкости и газа задаются и измеряются по отдельности, а затем смешиваются, образуя газожидкостный поток. Параметры этого потока можно рассчитать с высокой точностью, зная расходы отдельных компонентов, а также температуру и давление в трубопроводе (или в точке установки испытуемого прибора). В качестве жидкости в установке используется индустриальное масло И-12А, в качестве газа - азот. В большинстве описанных ниже экспериментов в качестве газа использовался атмосферный воздух. Расход масла в системе задается двумя циркулярными насосами с частотными приводами, и измеряется кориолисовыми массовыми расходомерами. Расход газа в системе задается с помощью критических сопел. После прохождения через испытуемое средство измерений, газожидкостный поток направляется на узел сепарации, где происходит отделение газа от жидкости. Установка позволяет в течение заданного времени подавать газожидкостный поток в весовой бак, который по завершении измерений можно взвесить на весах. Такая система позволяет испытывать средства измерений, обладающие высокой точностью.

Блочная схема установки приведена на рисунке 1.

Работа блоков и узлов организуется следующим образом. Жидкость из резервуара Р1 с помощью насосов подается на узел определения начального газосодержания, на котором по измеренным значениям плотности вычисляется

начальное газосодержание. Затем жидкость, через блок измерений расхода, подается на узел смешивания жидкости и газа. В тот же узел смешивания подается газ. Расход газа задается с помощью блока критических сопел. На узле смешивания формируется газожидкостный поток. Объемное содержание газа в смеси можно проконтролировать с помощью устройства для определения содержания свободного газа в нефти УОСГ-ЮОСКП (далее - УОСГ), установленного после узла смешивания. Далее смесь подается в блок испытуемых средств измерений, где располагается испытуемое средство измерений.

Блок насосов

Узел

^Перекидное, сепарации] ! устройство

Блок испытуемых

средств измерений

!Г

Узел

:п

„г>

Узел измерения

!начального

Весовой бак

7Г

Блок | критических!

сопел : ]

Блок измерения и-] расхода | ¡содержания

жидкости ! I----Л???-----

Баллоны со сжатым азотом (воздухом)

Рис. 1. Блочная схема испытательной установки

Установка включает в себя следующие основные блоки и узлы:

- узел измерения начального газосодержания;

- блок измерения расхода жидкости (эталонными расходомерами);

- блок критических сопел;

- узел смешивания жидкости с газом;

- блок испытуемых средств измерений;

- перекидное устройство с блоком весов.

Блок критических сопел предназначен для прецизионного задания расхода газа, подаваемого в узел смешивания. Расход задается с помощью одиннадцати критических сопел, подключенных параллельно. Расход газа может быть задан в диапазоне от 0,018 до 300 м3/ч, с относительной погрешностью не более ±0,25%. Критическими называются сопла, в которых обеспечивается «критический» режим течения газа, то есть скорость газа в горловине сопла достигает скорости звука. Важным свойством критических сопел является то, что объемный расход газа через сопло не зависит от перепада давления на сопле, если соотношение давлений до и после сопла Р1/Р2 >1,25, то есть для обеспечения точных измерений расхода раза достаточно отслеживать перепад давления на соплах.

Объемный расход газа, приведенный к нормальным условиям, м3/ч, определяется выражением

Я = (1)

где Р„Л.- давление газа в трубе перед соплом, МПа;

Т - абсолютная температура газа перед соплом, К; В - коэффициент, определяемый при поверке сопла и указанный в его паспорте.

Для получения различных значений расхода допускается открывать несколько сопел, при этом суммарный расход получается арифметическим сложением расходов включенных сопел.

Узел определения начального газосодержания включает в себя датчики температуры и давления, а также поточный измеритель плотности модели 7835 фирмы 5о1аг1гоп, измеряющий плотность жидкости, подаваемой на узел смешивания. Принцип измерений газосодержания основан на том, что при наличии свободного газа в жидкости плотность жидкости уменьшается.

Объемную долю газа в жидкости, %, вычисляют по формуле:

<р = ЕлГ1£ж.. юо (2)

Ргж-Рг

где ргж~ плотность жидкости с газом, измеренная плотномером, кг/м3;

р1—плотность газа при температуре и давлении в трубопроводе, кг/м3;

рж~ плотность жидкости без газа, кг/м3.

Наличие прибора УОСГ позволяет экспериментально проверить применимость

предлагаемого метода измерений. Мы провели эксперимент по сличению результатов измерений газосодержания с применением плотномера и прибора УОСГ. Результат эксперимента

представлен на рисунке 2.

По результатам

эксперимента разница показаний не превышает 0,1% при содержании газа до 1,0%.

В большинстве проводимых исследований начальное

содержание газа не превышает 0,2 %. При этом погрешность плотномером находится в пределах 0,02%. Это достаточная точность измерений для проводимых исследований.

В свою очередь характеристики прибора УОСГ были исследованы путем сличения с расчетным значением газосодержания, задаваемого установкой с применением кориолисовых массовых расходомеров и критических сопел.

Суть эксперимента заключается в воспроизведении газожидкостного потока с заданным значением содержания газа в жидкости и сличениями данных значений с результатами измерений УОСГ. Расход жидкости задается с помощью эталонного массомера, расход газа в системе задается с помощью набора критических сопел. Одновременно (при условии стабильности потока) выполняются измерения содержания газа в жидкости с помощью прибора УОСГ в соответствии с рекомендацией МИ 2575.

Результаты измерений показывают, что при малых содержаниях газа в жидкости (до 3%) прибор УОСГ'надежно подтверждает свои метрологические характеристики и может быть использован для контроля количества остаточного газа в жидкости при приготовлении газожидкостных смесей.

0,0 0,2 0,4 0,6 0,8

Рис. 2. Зависимость отклонения результата измерений газосодержания от значения газосодержания смеси

измерений содержания газа поточным

Постоянные сличения результатов измерений всех параметров процесса -это необходимое условие точности определения характеристик газожидкостных потоков.

В третьей главе описан разработанный метод испытаний средств измерений расхода газожидкостных смесей на примере кориолисовых массовых расходомеров, а также представлены результаты экспериментальных исследований средств измерений расхода на испытательной установке.

Суть метода заключается в сличении показаний двух одинаковых средств измерений расхода (в данном эксперименте - массомеров), в одном из которых протекающая жидкость содержит свободный газ.

Два одинаковых массомера РготазБ 83Б ОЫ 50 фирмы Епс^еяя+Нашег соединены последовательно, по ним течет масло. Оба массомера поверены, показания их идентичны (разница показаний составляет не более 0,03% при сличении непосредственно перед проведением эксперимента).

Схема, поясняющая суть эксперимента, приведена на рисунке 3.

Рис. 3. Схема эксперимента по определению зависимости характеристик массомера от содержания газа в измеряемой смеси.

В первом по потоку массомере (на рисунке обозначен ММ) протекающая жидкость содержит незначительное количество газа, не влияющее на его метрологические характеристики.

Ниже по потоку в жидкость инжектируется газ (воздух). Подача газа в трубопровод осуществляется через блок критических сопел, позволяющий точно задавать расход газа.

Испытуемый массомер (на рисунке обозначен DUT) измеряет расход смеси жидкости с газом.

На рисунке 3 также обозначены места установки датчиков температуры (Т) и датчиков давления (Р). Измерения температуры и давления жидкости и газа необходимы для корректных расчетов расхода газа в трубопроводе, а также для расчета объемной доли свободного газа в жидкости.

При идеальной работе массомеров должно выполняться следующее равенство:

M dut = Ммм + Mo , (3)

где Mdut - масса газожидкостной смеси, измеренная испытуемым массомером за время измерения;

Ммм - масса жидкости, измеренная эталонным массомером;

Mo-масса газа, измеренная с применением критических сопел.

Такая схема эксперимента позволяет увидеть отклонение показаний испытуемого расходомера от истинных значений измеряемой величины при различных условиях измерений.

Эксперимент показал, что отклонение показаний массомера практически зависит только от содержания газа в жидкости, и не зависит от величины расхода. Кроме того, отклонения носят систематический характер и обладают хорошей повторяемостью.

Зависимость среднего квадратического отклонения (СКО) результатов измерений от газосодержания приведена на рисунке 4.

Из рисунка (4) видно, что разброс отклонений (выраженных в СКО) не превышает 0,2% при газосодержании до 15%.

15 20 25 30 35

10 15 20 25 30 35

сг, %

Рис. 4. Зависимость среднего квадратического отклонения от газосодержания смеси

10 15 20 25 30 35

Wer, %

Рис.5. Отклонение показаний массомера в зависимости от газосодержания измеряемой смеси

Таким образом, можно анализировать отклонение показаний испытуемого массомера в зависимости только от газосодержания, приняв во внимание все результаты измерений при всех значениях расхода жидкости.

Отклонение показаний массомера от истинных значений приведено на рисунке 5. Из этого графика видно, что отклонение показаний расходомера от истинных значений очень велико даже при малых содержаниях свободного газа в жидкости. Так, например, при объемной доле газа в жидкости, равной 2%, показания расходомера превышают истинные значения на 2,5%. Такие измерения неприемлемы с точки зрения требований к погрешности измерений массы нефти.

Однако эта дополнительная погрешность является систематической, и можно попытаться ее исключить. Для внесения поправки необходимо знать содержание свободного газа в жидкости. С целью исследования возможностей массомера измерять газосодержание мы провели эксперимент по исследованию метрологических характеристик массомера по каналу измерений плотности.

Для целей этого эксперимента мы сличали плотность смеси, измеренную массомером, с истинным значением плотности. Истинное значение плотности смеси, кг/м3, в данном случае рассчитывалось по формуле:

<Р 1. _ Ч>

где р,тх - плотность газожидкостной смеси, кг/м"\

Р/_ - плотность жидкости, кг/м3;

Рс - плотность газа при условиях измерений, кг/м°;

<р ~ объемная доля газа в смеси, %.

Оценка погрешности измерений плотности смеси массомером приведена на рисунке 6.

Измеренное массомером значение плотности невозможно считать с экрана устройства в связи с неустойчивостью показаний, особенно при высоком содержании газа. Однако автоматическое усреднение показаний за время измерения позволяет выявить некоторую закономерность.

Измеренное расходомером значение плотности смеси можно использовать для расчета содержания свободного газа в смеси:

«>,„,=^^•100, (5) Л. - Л;

где р^с - плотность газожидкостной смеси, измеренная испытуемым массомером.

Применив метод определения содержания газа по измеренной плотности, описанный выше, а также зная отклонения в измерениях массы смеси, мы можем применить алгоритм совместной обработки данных по каналам измерений массы и плотности массомера. Такой алгоритм, занесенный в систему обработки информации, позволяет массомеру вводить поправку на измерение массы жидкости в зависимости от измеренной плотности. Таким образом, появляется возможность самодиагностики и самокорректировки средства измерений.

В данном случае корректировка внесена только в виде линейной поправки к показаниям расходомера:

Мкорр = М1т|-(1 -к-ф/100), (6)

где к - поправочный коэффициент, рассчитанный по методу наименьших квадратов, с использованием результатов измерений при содержании газа в жидкости до 5%.

После внесения такой корректировки в алгоритм измерений мы повторили экспериментальное определение отклонений показаний массомера в зависимости от объемной доли газа в измеряемой смеси. Фактически мы выполнили калибровку испытуемого массомера. По результатам калибровки погрешность массомера при измерении массы газожидкостного потока не превышает 1,5% при содержании газа в жидкости до 5% во всем диапазоне расходов жидкости. Такой результат является удовлетворительным с точки зрения требований к точности измерений количества нефти на скважинах.

В настоящее время при испытаниях массомеров принято строить градуировочную характеристику как зависимость поправочного коэффициента от значения расхода жидкости. Проведенные эксперименты убедительно

О 2 4 б 8 10 12 14 16 18 20

V/ СГ, %

Рис.6. Погрешность измерений плотности смеси массомером в зависимости от газосодержания

доказывают, что при измерении газожидкостных потоков градуировочная характеристика массомера должна строиться как зависимость от газосодержания смеси, так как именно газосодержание является основным фактором, влияющим на работу прибора.

В четвертой главе предложена схема государственного испытательного полигона средств измерений добываемого углеводородного сырья (ГИП), который обеспечит возможность испытаний средств измерений количества сырой нефти и продукции нефтяных скважин. Кроме того, предложена установка для комплексных испытаний стационарных измерительных систем.

Принцип работы испытательного комплекса основан на измерении расхода товарной нефти, пластовой воды, подаваемых из резервуаров, и измерении расхода нефтяного газа, поступающего от установки подготовки газа. Эти компоненты смешиваются в блоках смешивания и подаются на поверяемые средства измерений.

Предложены оптимальные средства измерений для испытательного полигона, а также методы испытаний и поверки средств измерений. Приведены основные формулы для расчета процентного содержания воды и газа в трехкомпонентной смеси по известным значениям расхода каждого из компонентов, с учетом влияния температуры и давления в трубопроводе. Оценены погрешности комплекса при воспроизведении газожидкостных потоков.

Также в главе описана разработанная и созданная эталонная мобильная массоизмерительная установка (ЭММУ), применяемая для поверки систем измерений количества сырой нефти. Установка ЭММУ собрана на базе кориолисовых массовых расходомеров Micro Motion фирмы Emerson, кроме того, в состав ЭММУ входят поточные измерители плотности и влагосодержания нефти, и система отбора пробы нефти. Схема установки ЭММУ приведена на рисунке 7.

На рисунке цифрами 1,2 обозначены массовые расходомеры, 3 -поточный влагомер ВСН-2, 4 - пробозаборное устройство, 5 - автоматический пробоотборник, 6 - бачок для сбора пробы нефти, 7 - поточный плотномер, 8 -влагомер УДВН-1, 9 - расходомер, Р - датчик давления, Т - датчик температуры.

Особенность установки

ЭММУ заключается в том, что она разработана для применения в широком диапазоне расходов нефти и в широком диапазоне значений содержания воды в нефти. По условиям измерений ЭММУ подходит для выполнения измерений на 95% узлов учета нефти в Республике Татарстан. ЭММУ ^ обладает высокой точностью измерений массы нефти и

Рис.7. Схема установки ЭММУ

адаптирована для последовательного подключения с большинством узлов учета в Республике Татарстан (с учетом существующих трубных обвязок).

lí

От существовавших ранее поверочных мобильных установок ЭММУ отличается тем, что содержит влагомеры, плотномеры и аттестованную систему отбора проб, и на основании измеренных параметров с высокой точностью рассчитывает массу нетто нефти (массу нефти за вычетом балласта).

Указанные особенности установки ЭММУ открывают принципиально новую возможность - с ее помощью можно испытывать существующие измерительные системы не просто по расходу сырой нефти, или по ее объему (массе), а путем сличения массы нетто нефти, то есть именно той величины, которая в конечном интересует нефтяные компании при взаимных расчетах и для ведения материального баланса.

Установка ЭММУ прошла государственные испытания, получила Сертификат об утверждении типа и занесена в Государственный реестр средств измерений.

В заключении диссертации сформулированы основные результаты:

1. Разработан метод испытаний кориолисовых массовых расходомеров, заключающийся в сличении результата измерений массы газожидкостной смеси расходомером с суммой масс отдельных компонентов смеси.

2. Разработана установка, позволяющая экспериментально исследовать метрологические характеристики ряда средств измерений, определенные ранее лишь теоретически, а также влияние свободного газа в жидкости на метрологические характеристики расходомеров любого типа.

3. Проведены экспериментальные исследования характеристик кориолисовых массомеров, что позволило выявить систематический характер погрешности, вносимой наличием свободного газа в жидкости, и ввести соответствующую корректировку.

4. Разработан метод комплексных испытаний сложных систем измерений количества сырой нефти на месте их эксплуатации, заключающийся в сличении результата измерений массы нетто нефти двумя последовательно установленными измерительными системами.

5. Предложена структура и состав испытательного полигона для средств измерений сырой нефти и продукции нефтяных скважин.

Основные результаты работы изложены в следующих публикациях:

1. Лукманов П.И., Козлов В.К., Немиров М.С. Измерения количества сырой нефти с высоким содержанием воды // Казань: Известия вузов. Проблемы энергетики. 2006. № 9-10. С. 94-99 (Статья, вклад соискателя -85%).

2. Лукманов П.И., Лахов В.М., Иванов В.П., Немиров М.С. Метрологическое обеспечение и перспективы дальнейшего развития измерений в трубопроводном комплексе при транспортировке нефти и нефтепродуктов // М.: Приборы. 2008. №6. С. 2-12 (Статья, вклад соискателя - 70%).

3. Лукманов П.И., Немиров М.С., Березовский Е.В., Газизов P.P. Установка для испытаний средств измерений на эталонных газожидкостных смесях с цифровой обработкой данных. // М.: Приборы. 2009. №1. С. 7-10 (Статья, вклад соискателя - 60%).

4. Лукманов П.И., Немиров М.С. Применение кориолисовых массовых расходомеров для измерений газожидкостных потоков. // М.: Приборы. 2010. №6. С. 1 -5 (Статья, вклад соискателя - 90%).

5. Лукманов П.И., Газизов P.P., Жучков М.С. Новые нормативные документы в области учета нефти // Труды V международного симпозиума «Ресурсоэффективность и энергосбережение». Казань: 2004. С. 258-260 (Материалы доклада, вклад соискателя - 70%).

6. Лукманов П.И., Немиров М.С., Силкина Т.Г., Газизов P.P., Жучков М.С. Разработка и аттестация методик выполнения измерений массы нефти и нефтепродуктов II Труды V международного симпозиума «Ресурсоэффективность и энергосбережение». Казань: 2004. С. 280-284 (Материалы доклада, вклад соискателя - 65%).

7. Лукманов П.И., Немиров М.С., Силкина Т.Г., Березовский Е.В. Влияние влагосодержания нефти на погрешность измерений ее количества // Материалы XXII международной практической конференции «Коммерческий учет энергоносителей» СПб: 2005. С. 341-343 (Материалы доклада, вклад соискателя - 90%).

8. Лукманов П.И., Немиров М.С., Силкина Т.Г., Березовский Е.В. 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 (Материалы доклада, вклад соискателя - 50%).

9. Лукманов П.И. Методы измерений сырой тяжелой высоковязкой нефти // Материалы докладов II молодежной международной научной конференции «Тинчуринские чтения». Казань: 2007. С. 10-11 (Материалы доклада, вклад соискателя - 100%).

10. Лукманов П.И., Ибрагимов P.P., Газизов P.P., Силкина Т.Г., Немиров М.С. Принципы технологии приготовления эталонных водонефтяных смесей // Материалы XXVII международной научно-практической конференции «Коммерческий учет энергоносителей». СПб: 2008. С. 319-327 (Материалы доклада, вклад соискателя - 80%).

11. Лукманов П.И., Газизов P.P., Силкина Т.Г., Немиров М.С., Березовский Е.В. Испытания средств измерений расхода на газожидкостных потоках // Материалы XXVIII международной научно-практической конференции «Коммерческий учет энергоносителей». СПб: 2008. С. 262-265 (Материалы доклада, вклад соискателя - 90%).

12. Лукманов П.И., Немиров М.С. Разработка государственного эталонного комплекса метрологического обеспечения измерений количества добываемого углеводородного сырья (нефти и нефтяного газа) // Труды IX Международного симпозиума «Энергоресурсоэффективность и энергосбережение» Казань: 2008. С. 394-399 (Материалы доклада, вклад соискателя 50%).

Отпечатано в ООО «Печатный двор». д Казань, ул. Журналистов, 1/16, оф.207

Тел: 272-74-59, 541-76-41, 541-76-51. Лицензия ПД№7-0215 от 01.11.2001 г. Выдана Поволжским межрегиональным территориальнымуправлением МПТР РФ. Подписано в печать 02.09.2010 г. Печ.л.1,0 Заказ № К-6922. Тираж 100 зкз. Формат 60x841/16. Бумага офсетная. Печать - ризография.

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЗОР И АНАЛИЗ МЕТОДОВ И СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ РАСХОДА НЕФТИ И МЕТОДОВ ИХ ИСПЫТАНИЙ

1.1 Структура основополагающих нормативных документов по измерениям и учету нефти

1.2 Методы и средства измерений расхода и количества нефти

1.3 Методы и средства испытаний средств измерений расхода

2. РАЗРАБОТКА, СОЗДАНИЕ И ИССЛЕДОВАНИЕ УСТАНОВКИ ДЛЯ ИСПЫТАНИЙ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ НА

ГАЗОЖИДКОСТНЫХ ПОТОКАХ

2.1 Принцип приготовления газожидкостных потоков

2.2 Исследовательская установка для испытаний средств измерений на газожидкостных потоках

2.3 Исследование характеристик испытательной установки

3. ИСПЫТАНИЯ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ РАСХОДА НА ГАЗОЖИДКОСТНЫХ ПОТОКАХ

3.1 Испытания счетчика жидкости СКЖ

3.2 Исследование структуры газожидкостного потока на установке

3.3 Испытания кориолисового массового расходомера

4. УСТАНОВКИ ДЛЯ ИСПЫТАНИЙ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ РАСХОДА НА ВОДО-НЕФТЕ-ГАЗОВЫХ ПОТОКАХ

4.1 Комплекс метрологического обеспечения измерений количества добываемого углеводородного сырья

4.2 Передвижная установка для испытаний стационарных измерительных систем

Актуальность темы

Одной из важнейших технических задач нефтедобывающих компаний является измерение количества добываемой нефти. В настоящее время в России ужесточается государственный контроль разработки* нефтяных месторождений и рационального использования недр нашей страны. В этих условиях задача измерений количества добываемой нефти на устьях скважин и на лицензионных участках недр становится всё более актуальной.

Для решения этой задачи в настоящее время разрабатывается множество средств измерений. Однако для их применения необходимо знать их метрологические характеристики, такие как погрешность средства измерений и условия измерений, при которых погрешность измерений находится в обозначенных пределах.

Метрологические характеристики средств измерений определяются в процессе калибровки, поверки или испытаний с целью утверждения типа. В данной работе термином «испытания» мы определяем любые испытания средств измерений с целью определения их метрологических характеристик.

Существующие методы испытаний средств измерений расхода нефти разработаны для так называемой «товарной», или подготовленной нефти. Существуют государственные эталоны, поверочные установки, разработаны методы испытаний средств измерений расхода. Однако остается нерешенной проблема измерений расхода так называемой «сырой» нефти. Такие измерения необходимо выполнять с целью контроля за использованием месторождений нефти с точки зрения повышения отдачи нефтяных пластов, а также для финансовых расчетов между предприятиями и с целью налогообложения на добычу полезных ископаемых.

Сырая нефть содержит в себе воду, свободный и растворенный газ, механические примеси и т.д. Сырая нефть является очень сложным объектом измерений из-за неоднородности своего состава, и в первую очередь это связано с наличием в ней свободного газа.

Методы испытаний средств измерений расхода нефти, применяемые в настоящее время, позволяют определять характеристики приборов только на чистых жидкостях. Чаще всего такие испытания проводятся на товарной нефти или на воде. Для средств измерений расхода сырой нефти необходимы другие методы испытаний, позволяющие определять метрологические характеристики средств измерений.

Поведение сырой нефти в трубе является весьма сложным процессом, поэтому чрезвычайно сложно построить модель этого процесса и теоретически оценить влияние тех или иных параметров на процесс измерений. В настоящее время только обширные экспериментальные исследования могут дать надежные результаты при определении метрологических характеристик средств измерений расхода.

Таким образом, разработка и исследование методов испытаний расходомеров на искусственных газожидкостных потоках с заранее заданными характеристиками, а также методов комплексных испытаний сложных систем измерений количества сырой нефти в условиях эксплуатации представляют значительный интерес для создания системы метрологического обеспечения измерений и учета добываемых углеводородов.

Цель работы

1. Разработка метода испытаний расходомеров на газожидкостных потоках, позволяющего экспериментально определить метрологические характеристики расходомеров.

2. Разработка метода комплексных испытаний сложных систем измерений количества сырой нефти на месте их эксплуатации.

3. Разработка испытательных установок для реализации предложенных методов.

Достижение поставленной цели требует решения следующих научно-технических задач:

• Разработать метод, испытаний и алгоритм определения метрологических характеристик расходомеров» нефти на газожидкостных потоках.

• Разработать и создать установку для испытаний средств измерений расхода на газожидкостных потоках.

• Экспериментально опробовать метод испытаний на примере кориолисовых массовых расходомеров.

• Разработать схему испытательного полигона для метрологического обеспечения средств,измерений расхода нефти.

• Разработать метод испытаний стационарных систем измерений количества сырой нефти с помощью* передвижной, поверочной установки.

• Разработать мобильную установку для комплексных испытаний систем измерений количества нефти на месте их эксплуатации.

В данной диссертационной работе использовался метод измерений расхода газа с применением критических сопел, способ и устройство для определения режима течения газожидкостного потока (патент №2390766 [1]). Исследования проводились с применением экспериментальных исследований на разработанной испытательной установке. Bf процессе экспериментальных исследований были использованы промышленно выпускаемые средства измерений: кориолисовый массовый расходомер Promass 83F фирмы Endress+Hauser, счетчик количества жидкости СКЖ, производства фирмы НПО «НТЭС», датчики температуры и давления производства фирмы Emerson.

Научная новизна

В данной диссертационной работе получены следующие результаты, характеризующиеся научной новизной:

1. Разработан метод испытаний кориолисовых массовых расходомеров, заключающийся в сличении результата измерений массы газожидкостной смеси расходомером с суммой масс отдельных компонентов смеси. Данный метод позволяет определить метрологические характеристики расходомеров при измерении газожидкостных потоков.

2. Разработан метод применения градуировочной характеристики кориолисовых массовых расходомеров на основе измерений плотности жидкости, что повышает метрологическую надежность прибора.

3. Разработан метод комплексных испытаний стационарных систем измерений количества сырой нефти, заключающийся в сличении результата измерений массы нетто нефти двумя последовательно установленными измерительными системами.

4. Разработана и предложена эталонная мобильная массоизмерительная установка (ЭММУ) для реализации метода комплексных испытаний стационарных систем измерений количества нефти.

Научная значимость работы

1. Разработанный метод испытаний средств измерений позволяет рассчитать объемную долю газа в газожидкостной смеси, и построить зависимость погрешности измерений расхода в зависимости от газосодержания смеси;

2. В результате исследований характеристик кориолисовых массовых расходомеров показано, что основное влияние на погрешность измерений расхода оказывает именно содержание свободного газа в нефти. Выявлено, что при одном и том же объемном содержании газа в смеси, отклонения показаний массового расходомера носят систематический характер;

3. Предложен метод градуировки кориолисовых массовых расходомеров, позволяющий вводить поправку на результат измерений расхода газожидкостной смеси с зависимости от значения ее плотности.

Практическая значимость работы

1. Разработанный метод испытаний и установка позволяют экспериментально исследовать метрологические характеристик средств измерений расхода нефти, определенные ранее лишь теоретически, а также исследовать влияние свободного газа в жидкости на метрологические характеристики расходомеров любого типа.

2. Проведенные исследования метрологических характеристик расходомеров-счетчиков позволяют научно обоснованно выбирать тип расходомеров в составе измерительных систем и методы их поверки, а также позволяют определить метрологические характеристики расходомеров и границы их применимости. Результаты проведенных исследований использованы при-разработке ГОСТ Р 8.615 «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования» [2], имеется акт об использовании результатов исследований.

3. Предложена структура и состав испытательного полигона для средств измерений сырой нефти и продукции нефтяных скважин.

Результаты данной работы были использованы при выполнении НИР «Разработка технологии создания государственного эталонного комплекса метрологического обеспечения измерений количества добываемого углеводородного сырья (нефти и нефтяного газа) и экологически чистого бензина с использованием мембранных материалов», выполняемой в рамках Федеральной целевой программы «Национальная технологическая база» на 2007-2011 годы. Разработанные методы испытаний средств измерений расхода нефти заложены в основу проектируемого Государственного эталонного комплекса метрологического обеспечения добываемого углеводородного сырья. Имеется акт об использовании результатов диссертационной работы.

4. Разработанные метод комплексных испытаний стационарных систем измерений количества сырой нефти и эталонная мобильная массомерная установка (ЭММУ) позволяют определять погрешность систем измерений количества- сырой нефти путем сличения результатов измерений массы нетто нефти, измеренной за сутки, с показаниями ЭММУ. На защиту выносятся

• Метод испытаний средств измерений расхода, основанный на измерениях расхода газожидкостной смеси с заранее заданными характеристиками.

• Установка УВТ для испытаний средств измерений расхода на газожидкостных потоках.

• Результаты экспериментальных исследований метрологических характеристик кориолисовых массовых расходомеров, показывающие систематический характер дополнительной погрешности расходомеров при наличии газа в измеряемой жидкости.

• Метод градуировки кориолисового массового расходомера на основе измеренной плотности газожидкостного потока, заключающийся в построении зависимости коэффициента коррекции расходомера от объемного содержания «газа в жидкости.

• Структурная схема и состав испытательного полигона средств измерений газожидкостных потоков.

• Разработанная и построенная эталонная мобильная массомерная установка ЭММУ для комплексных испытаний и поверки стационарных измерительных систем.

Степень достоверности результатов проведенных исследований Достоверность полученных результатов обеспечивается одновременным применением нескольких принципов измерений и повторяемостью результатов, сопоставимостью результатов эксперимента с результатами исследований известных авторов. Достоверность результатов также подтверждается актами использования результатов работы при разработке ГОСТ Р 8.615 и при проектировании Государственного эталонного комплекса для средств измерений добываемого углеводородного сырья.

Апробация работы

Основные результаты работы представлялись на Всероссийских и международных конференциях: V международный симпозиум «Ресурсоэффективность и энергосбережение» (Казань, 1-2 декабря 2004 г.), XXII международная практическая конференция «Коммерческий учет энергоносителей» (Санкт-Петербург, 2005 г.), II молодежная международная научная конференция «Тинчуринские чтения» (Казань, 2007), XXVII международная практическая конференция «Коммерческий учет энергоносителей» (Санкт-Петербург, 2008 г.), XXVIII международная практическая конференция «Коммерческий учет энергоносителей» (Санкт-Петербург, 2008 г.), IX Международный симпозиум «Энергоресурсоэффективность и энергосбережение» (Казань, 2-4 декабря 2008 года). Публикации

Основное содержание диссертации опубликовано в 12 печатных работах, из них четыре в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях, входящих в Перечень ВАК.

Основные результаты работы изложены в следующих публикациях:

1. Лукманов П.И., Козлов В.К., Немиров М.С. Измерения количества сырой нефти с высоким содержанием воды // Казань: Известия вузов. Проблемы энергетики. 2006. № 9-10. С. 94-99 [3] (Статья, вклад соискателя-85%).

2. Лукманов П.И., Лахов В.М., Иванов В.П., Немиров М.С. Метрологическое обеспечение и перспективы дальнейшего развития измерений в трубопроводном комплексе при транспортировке нефти и нефтепродуктов // М.: Приборы. 2008. №6. С. 2-12 [4] (Статья, вклад соискателя — 70%).

3. Лукманов П.И., Немиров М.С., Березовский Е.В., Газизов P.P. Установка для испытаний средств измерений на эталонных газожидкостных смесях с цифровой обработкой данных. // М.: Приборы. 2009. №1. С. 7-10 [5], (Статья, вклад соискателя - 60%).

4. Лукманов П.И., Немиров М*С. Применение кориолисовых массовых расходомеров для измерений газожидкостных потоков. // М.: Приборы. 2010., №6. С. 1-5 [6] (Статья, вклад соискателя — 90%).

5. Лукманов П.И., Газизов P.P., Жучков М.С. Новые нормативные документы в области учета нефти // Труды V международного симпозиума «Ресурсоэффективность и энергосбережение». Казань: 2004. С. 258-260 [7] (Материалы доклада; вклад соискателя — 70%).

6. Лукманов П.И., Немиров М.С., Силкина Т.Г., Газизов Р.Р:, Жучков М.С. Разработка и аттестация методик выполнения измерений массы нефти и нефтепродуктов; .// Труды V международного, симпозиума «Ресурсоэффективность. и энергосбережение». Казань: 2004. С. 280-284 [8]; (Материалы доклада, вклад соискателя - 65%).

7: Лукманов* П.И., Немиров М.С., Силкина Т.Е., Березовский. Е.В: Влияние влагосодержания нефти на погрешность измерений ее количества // Материалы XXII международной практической конференции «Коммерческий учет энергоносителей» СПб: 2005. С. 341-343 [9] (Материалы доклада, вклад соискателя — 90%).

8:. Лукманов П.И1, Немиров^ М;С., Силкина, T.F.,, Березовский? E;BL 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 [10] (Материалы доклада, вклад соискателя — 50%). • .

9- Лукманов П.И. Методы? измерений: сырой тяжелой высоковязкой нефти // Материалы докладов II молодежной! международной научной конференции «Тинчуринские, чтения». Казань: 2007. С. 10-11 [11] (Материалы доклада, вклад соискателя - 100%).

10. Лукманов П.И., Ибрагимов P.P., Газизов P.P., Силкина ТТ., Немиров М.С. Принципы технологии приготовления эталонных водонефтяных смесей // Материалы XXVII международной научно-практической конференции «Коммерческий учет энергоносителей». СПб: 2008. С. 319-327 [12] (Материалы доклада, вклад соискателя — 80%).

11. Лукманов П.И., Газизов P.P., Силкина Т.Г., Немиров М.С., Березовский Е.В. Испытания средств измерений расхода на газожидкостных потоках // Материалы XXVIII международной научно-практической конференции «Коммерческий учет энергоносителей». СПб: 2008. С. 262-265 [13] (Материалы доклада, вклад соискателя — 90%):

12. Лукманов П.И., Немиров М.С. Разработка государственного эталонного комплекса метрологического обеспечения измерений количества добываемого углеводородного сырья; (нефти и нефтяного газа) // Труды IX Международного- симпозиума «Энергоресурсоэффективность и энергосбережение» Казань: 2008. С. 394-399 [14] (Материалы доклада, вклад соискателя 50%).

Личный вклад автора заключается в следующем:

Результаты, представленные в\ диссертации и публикациях, получены при непосредственном участии соискателя. Автор принимал участие в разработке и создании испытательных установок, разработал методы испытаний средств измерений, выполнил экспериментальные исследования и; анализ экспериментальных данных.

Соответствие диссертации научной специальности

Диссертация соответствует специальности 05.11.13 - Приборы, и методы контроля природной среды; веществ, материалов и изделий. Представленные в ней результаты соответствуют 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 природнойг среды, веществ, материалов и изделий, оптимизация метрологических характеристик приборов» и п. 7 «Методы повышения информационной и метрологической надежности приборов и средств контроля в процессе эксплуатации, диагностика приборов контроля» паспорта специальности.

Структура диссертации

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и библиографии. Работа изложена на 120 страницах машинописного текста, включая 35 рисунков и 10 таблиц. Библиографический список включает 98 наименований.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В заключение диссертации можно сформулировать следующие основные результаты:

1. Разработан метод испытаний кориолисовых массовых расходомеров, заключающийся в сличении результата измерений массы газожидкостной смеси расходомером с суммой масс отдельных компонентов смеси.

2. Разработана установка, позволяющая экспериментально исследовать метрологические характеристики ряда средств измерений, определенные ранее лишь теоретически, а также влияние свободного газа в жидкости на метрологические характеристики расходомеров любого типа.

3. Проведены экспериментальные исследования характеристик кориолисовых массомеров, что позволило выявить систематический характер погрешности, вносимой наличием свободного газа в жидкости, и ввести соответствующую корректировку.

4. Разработан метод комплексных испытаний сложных систем измерений количества сырой нефти на месте их эксплуатации, заключающийся в сличении результата измерений массы нетто нефти двумя последовательно установленными измерительными системами, а так же установка ЭММУ для реализации этого метода.

5. Предложена структура и состав испытательного полигона для средств измерений сырой нефти и продукции нефтяных скважин.

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

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

3. Козлов В.К., Немиров М.С., Лукманов П.И. Измерения количества сырой нефти с высоким содержанием воды // Казань: Известия вузов. Проблемы энергетики. 2006. № 9-10. С. 94-99.

4. Лахов В.М., Иванов В.П., Немиров М.С., Лукманов П.И. Метрологическое обеспечение и перспективы дальнейшего развития измерений в трубопроводном комплексе при транспортировке нефти и нефтепродуктов // М.: Приборы. 2008. №6. С. 2-12.

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

6. Лукманов П.И., Немиров М.С. Применение кориолисовых массовых расходомеров для измерений газожидкостных потоков. // М.: Приборы. 2010. №6. С. 1-5.

7. Лукманов П.И. Газизов P.P., Жучков М.С. Новые нормативные документы в области учета нефти // Труды V международного симпозиума «Ресурсоэффективность и энергосбережение». Казань: 2004. С. 258-260.

8. Немиров М.С., Силкина Т.Г., Березовский Е.В., Лукманов П.И. Влияние влагосодержания нефти на погрешность измерений ее количества //

9. Материалы XXII международной практической конференции «Коммерческий учет энергоносителей» СПб: 2005. С. 341-343.

10. Лукманов П.И. Методы измерений сырой тяжелой высоковязкой нефти // Материалы докладов II молодежной международной научной конференции «Тинчуринские чтения». Казань: 2007. С. 10-11.

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

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

13. М.С. Немиров. Исследование методов и средств метрологического обеспечения измерений влагосодержания нефти // Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Казань 1980 г.

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

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

16. М.С. Немиров, Т.Г. Силкина, P.P. Газизов, P.P. Ибрагимов Влияние погрешности влагомеров на погрешность измерений массы нефти // М.: Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, № 4, 2010. С. 15-19.

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

18. ГОСТ Р 8.599-2003 ГСИ. Плотность и объём нефти. Таблицы коэффициентов пересчёта плотности и массы.

19. ASTM D1250 08 Standard Guide for Use of the Petroleum Measurement Tables

20. ГСССД 98.96 Вода. Удельный объём и энтальпия при температурах 0. 800 °С и давлениях 0,001. .1000 МПа

21. Рекомендации по определению массы нефти при учётных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти. Утверждены приказом Минэнерго №69 от 31.03.2005.

22. Р 50.2.040-2004 ГСИ. Метрологическое обеспечение учёта нефти при её транспортировке по системе магистральных нефтепроводов. Основные положения.

23. МИ 2825 ГСИ. Системы измерений количества и показателей качества нефти. Метрологические и технические требования к проектированию.

24. МИ 2725 Нефть. Остаточное газосодержание. Методика выполнения измерений.

25. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

26. OIML R 117 Dynamic measuring systems for liquids other than water.

27. OIML R 105 Direct mass flow measuring systems for quantities of liquids.

28. Г.С. Абрамов, А.В. Барычев. Практическая расходометрия в нефтяной промышленности // М.: ВНИИОЭНГ, 2002 460 с.

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

30. Кремлевский П.П. Расходомеры и счетчики количества: Справочник 4-е изд., перераб. и доп. // JL: Машиностроение. Ленингр. Отделение, 1989. 701 с.

31. П.П. Кремлевский. Расходомеры и счетчики количества веществ: Справочник: Кн.1. 5-е изд. Перераб и доп. // СПб.: Политехника, 2002. - 409 с.

32. П.П. Кремлевский. Расходомеры и счетчики количества веществ: Справочник: Кн.2. 5-е изд. Перераб и доп. // СПб.: Политехника, 2004. - 412 с.

33. Г.П. Катыс. Методы и приборы для измерения параметров нестационарных тепловых процессов // М.: Государственное научно-техническое издательство машиностроительной литературы, 1959. 212 с.

34. Altendorf М. et. al. Flow handbook. 3rd Edition // Reinach, Switzerland: Endress+Hauser Flowtec AG, 2006. 456 p.

35. А.Ш. Фатхутдинов, M.A. Слепян, M.C. Немиров, и др. Автоматизированный учет нефти и нефтепродуктов при добыче, транспорте и переработке // М.: Недра-Бизнес-центр, 2002. 417 с.

36. МИ 1974-2004 ГСИ. Преобразователи расхода турбинные. Методика поверки.

37. А.Н. Попов. Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion, моделей DS, DH, DT, DL, CMF, F, R, Т, CNG 050, Н, LF // Государственный реестр средств измерений, регистрационный № 13425-01, 2001 г.

38. МИ 3151-2008. Рекомендация. ГСИ. Преобразователи массового расхода. Методика поверки на месте эксплуатации трубопоршневой поверочной установкой в комплекте с поточным преобразователем плотности

39. A.C. Двужилов. Расходомеры UFM 500, UFM 3030, Altosonic III // Государственный реестр средств измерений РФ. Регистрационный № 1389708, 2008 г.

40. API Manual of Petroleum Measurement Standards. Chapter 20 Allocation Measurement // Washington. American Petroleum Institute. 1993.

41. API 2540 Volume Correction Factors Volume I - Table 5A: Generalized Crude Oils.

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

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

44. A.A. Боев «Учет сырой нефти— ГОСТ настоятельно рекомендуемый» // Журнал интеллектуальных технологий INTECH №13. Июнь 2009 г.

45. Э.И. Глушков, С.М. Михайлов. К вопросу разработки нормативных документов в области учета жидкого углеводородного сырья в отрасли // М.: Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, № 4, 2003. С. 9-11.

46. A.B. Калошин. Системы измерений количества жидкости и газа R-AT-ММ // Государственный реестр средств измерений. Регистрационный № 29154-07.

47. В.М. Полторацкий, A.A. Гончаров, C.B. Маншилин, и др. КТС-ИУ -Алгоритм работы и преимущества использования // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, № 4, 2009 г.

48. A.C. Черняк, В.И. Горбунов Модернизация массоизмерительных установок «АСМА». Технология, управление, метрология // М.:

49. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, №3, 2005. С.44-46.

50. 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.

51. НПО «Новые технологии эксплуатации скважин». Счетчик жидкости СКЖ. Руководство по эксплуатации СКЖ30М9.00.000РЭ.http ://www.nponts .ru/produce/skg/

52. Г.С. Абрамов. Измерители дебита нефтяных скважин (проблемы и перспективы) // М.: Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности №12 2007. С. 6-12.

53. А.А. Демьянов, Т.В. Кепещук. Оценка соответствия суммарной погрешности измерительных установок требованиям ГОСТ Р 8.615-2005 // М.: Законодательная и прикладная метрология №6 2007. С. 53-57.

54. Busaidi Khamis, Bhaskaran Haridas. Multiphase Flow Meters: Experience and Assessment in PDO // SPE Annual Technical Conference and Exhibition held, Denver, Colorado, USA, 5-8 October 2003.

55. Джозеф Бейти. Измеритель расхода многофазный AGAR MPFM-400 // Государственный реестр средств измерений. Регистрационный № 15368-96.

56. Wang Dong. Gas-liquid two-phase flow measurement using ESM / Wang Dong, Lin Zong Hu // Experimental Thermal and Fluid Science 26 (2002) 827— 832.

57. А.И. Жерновский, E.M. Белов, Ю.Н. Важев и др. Ядерно-магнитный расходомер для многофазной среды // Описание изобретения к патенту на изобретение RU 21522006. 2006 г.

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

59. Мамаев В.А., Одишария Г.Э., Семенов Н.И. Точигин А.А. Гидродинамика газо-жидкостных смесей в трубах / // М.: Недра, 1969. 208 с.

60. С.С. Кутеладзе. Гидродинамика газожидкостных систем / Кутеладзе С.С., Стырикович М.А. // М.: Энергия, 1976, Изд. 2-е перераб и доп, 296 с.

61. Лабупцов Д.А., Ягов В.В. Механика двухфазных систем // М.: Издательство МЭИ, 2000. 374 с.

62. G. Oddie. Experimental study of two and three phase flows in large diameter inclined pipes / G. Oddie, H. Shi, L.J. Durlofsky, K. Aziz, B. Pfeffer, J.A. Holmes // International Journal of Multiphase Flow 29 (2003) 527-558

63. P. L. Spedding. Three phase oil-water-gas horizontal co-current flow. Experimental and regime map / P. L. Spedding,G. F. Donnelly, J. S. Cole // Chemical engineering research and design, 83(a4): 401-411

64. N.D. Jin. Flow pattern identification of oil/water two-phase flow based on kinematic wave theory / N.D. Jin, X.B. Nie, J. Wang, Y.Y. Ren // Flow Measurement and Instrumentation 14 (2003) 177-182

65. Xiao-Xuan Xu. Study on oil-water two-phase flow in horizontal pipelines // Journal of Petroleum Science and Engineering 59 (2007) 43-58.

66. A.C. Bannwart. Experimental investigation on liquid-liquid-gas flow: Flow patterns and pressure-gradient / A.C. Bannwart, O.M.H. Rodriguez, F.E. Trevisan, F.F. Vieira// Journal of Petroleum Science and Engineering 65 (2009) 1-13.

67. P. Martin. Realistic Pipe prover volume uncertainty // 27th International North Sea Flow Measurement Workshop 20-23 October 2009, Tonsberg, Norway. https://www.tekna.no/ikbViewer/Content/783855

68. OIML R 119. International recommendation. Pipe provers for testing measuring systems for liquids other than water.

69. ISO 7278-4:1999. International standard. Liquid hydrocarbons Dynamic measurement - Proving systems for volumetric meters.

70. Daniel L. Gysling. An aeroelastic model of Coriolis mass and density meters operating on aerated mixtures // Flow Measurement and Instrumentation« 18 (2007) 69-77.

71. Artur J. Jaworski. On-line measurement* of separation dynamics in primary gas/oil/water separators: Challenges and technical^ solutions—A review / Artur J. Jaworski, Guangtian Meng // Journal of Petroleum Science and Engineering 68 (2009) 47-59.

72. 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.

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

74. ГОСТ 30319.2-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости.

75. ГСССД 4-78. Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость жидкого и газообразного азота при температурах 70-1500К и давлениях 0,1100 МПа.

76. Einar Eng Johnsena, Hans Petter Ronningsen. Viscosity of 'live' water-in-crude-oil emulsions: experimental work and validation of correlations // Journal of Petroleum Science and Engineering 38 (2003) 23- 36.

77. J. Lovick, P. Angeli. Experimental studies on the dual continuous flow pattern in oil-water flows. // International Journal of Multiphase Flow 30 (2004) 139-157.

78. Martin Anklin, Wolfgang Drahm, Alfred Rieder. Coriolis mass flowmeters: Overview of the current state of the art and latest research // Flow Measurement and Instrumentation 17 (2006) 317—323

79. Michael Tombs. High precision Coriolis mass flow measurement applied to small volume proving / Michael Tombs, Manus Henry, Feibiao Zhou, Robbie M. Lansangan, Michael Reese // Flow Measurement and Instrumentation 17 (2006) 371-382.

80. C. Clark, M. Zamora, R. Cheesewright, M. Henry. The dynamic performance of a new ultra-fast response Coriolis flow meter // Flow Measurement and Instrumentation 17 (2006) 391-398.

81. С. Clark, R. Cheesewright. Experimental determination of the dynamic response of Coriolis mass flow meters // Flow Measurement and Instrumentation 17 (2006) 39-47.

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

83. 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.

84. Г.С. Абрамов, B.JI. Арбузов. Испытательный полигон для калибровки средств измерений многофазных жидкостей, подаваемых из нефтяных скважин // М.: ОАО «ВНИИОНГ». Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, №11, 2005 г. Стр 31-33.

85. Р.А. Сафиуллин. Установка эталонная массоизмерительная мобильная ЭММУ // Государственный реестр средств измерений. Регистрационный № 30991-06, 2006 г.