Методы и средства измерений расхода и количества многофазных сред

Объемный расход нефтяного газа измеряют счетчиком газа, и его значение приводят к стандартным условиям. Жидкость накапливают в емкости, а время накопления фиксируют, чтобы потом вычислить суточный дебит скважины по массе.

2а. Метод с отстоем воды — жидкость выдерживают в емкости до расслоения на пластовую воду и нефть. Затем воду и нефть сливают отдельно, измеряя их массы прямым методом динамических измерений;

2б. Прямое измерение — массу жидкости в емкости измеряют прямым методом статических измерений или прямым методом динамических измерений при сливе. С помощью влагомера при сливе или в лаборатории по отобранной пробе измеряют содержание воды в сырой нефти, затем вычисляют их массы;

2 В. Косвенный метод динамических измерений — объем жидкости измеряют с помощью счетчика объема при сливе. С помощью влагомера при сливе или в лаборатории по отобранной пробе измеряют содержание воды в сырой нефти. Плотность нефти и воды определяют в лаборатории по отобранной пробе, затем вычисляют их массы с поправками на температуру и давление;

2 г. Гидростатический — массу жидкости определяют косвенным методом, для чего измеряют ее гидростатическое давление и объем с помощью мер вместимости. Влагомером при сливе или в лаборатории по отобранной пробе измеряют содержание воды в сырой нефти, затем вычисляют их массы.

Наиболее точным считается метод с отстоем воды, однако он же самый дорогостоящий и трудоемкий, и его применение в широких масштабах, особенно при большом количестве скважин и их разбросанности, требует огромных затрат. Поэтому метод 2а чаще всего применяется на объектах подготовки нефти.

У нефтедобытчиков же широкое распространение получили установки, реализованные по методу 2 В. Это так называемые «автоматизированные групповые замерные установки» — АГЗУ «Спутник» различных модификаций. По оценкам, данными замерными установками в России оснащено порядка 90% всего фонда добывающих скважин. Недостаток метода в том, что емкость сепаратора для отделения газа от жидкости невелика, поэтому свободный газ полностью не отделяется. А это существенно влияет на точность измерения по жидкости, так как измерение производится в объемных единицах с последующим пересчетом в массовые.

В последние годы начали появляться установки, выполненные по принципу 2 г. Они лишены недостатка АГЗУ «Спутник», но имеют свои, поскольку измерение производится на основании косвенных параметров с последующим вычислением массы продукта. Например, АГЗУ «Электрон-400» и -1500, основанные на гидростатическом принципе, выпускает ОАО «Опытный завод «Электрон» (Тюмень).

Однако наиболее привлекательны сейчас являются установки на методе прямого измерения (2б), и в связи с развитием и совершенствованием массомеров, снижением их стоимости они закономерно получают все более широкое распространение. (При любом способе измерений есть и проблемы с учетом попутного газа.)

«Спутник» должен пройти вторую модификацию, поскольку он измеряет жидкости по объему, газ же вообще нельзя измерить. Поэтому был применен новый подход к измерению нефти — на базе массомеров и поточного влагомера. Кориолисов метод выдает значение плотности как газовой, так и жидкостной среды, то есть это контроль сепарации — что принципиально важно, поскольку «Спутник» обрабатывает продукт из нескольких скважин, из разных пластов и с разной температурой. Увидеть повторяемость, когда прием жидкости переходит с одной скважины на другую, отследить колебания плотности в сепараторе ранее никогда не удавалось.

Стало возможно также диагностировать отказы клапанов. Кроме того, когда количество средств измерений превысило некую критическую массу, четырехгодичный межповерочный интервал стал одним из условий для нормального функционирования «Спутника», в противном случае затраты на обслуживание обнулят прибыль от автоматизации средства измерений.

Кориолисов метод дает отсутствие механики, и как следствие, отсутствие ремонта, практически никакого сервиса, минимальные затраты — это то, что нужно нефтяникам. Можно использовать и что-то более простое, но затем на техническое обслуживание потратить очень большие деньги. Что касается вибрации газового трубопровода, от которой страдает измерительная петля кориолисова датчика — было проведено много экспериментов с целью ее гашения — и в конечном счете пришли к решению устанавливать бандаж для гашения колебаний трубы.

Что осталось на скважинном «Спутнике», так это плохая сепарация. Понятно, что добиться полной сепарации при 10 атм. невозможно, остается в больших количествах растворенный газ, появляется жидкая фаза в виде паров на газовой измерительной части «Спутника». Все это можно учесть с помощью программных средств, сделать оценку по плотности жидкости и газа, что и проделали наши молодые специалисты, переработав программу обработки измерений. Действительно, настало время избавляться от ручных замеров обводненности нефти по скважине. Огромное количество скважин требуют огромных затрат на транспортные расходы по отбору проб и лабораторные анализы.

Наиболее перспективен учет по массе поточными методами, поскольку масса флюида неизменна на всем пути от скважины через сепаратор и далее, и может эффективно фиксироваться в балансе предприятия.

Если говорить об учете крупных потоков продукта на товарном парке, то целесообразно использование ультразвукового метода измерения расхода нефти. Главное, отсутствует механика и потери давления на расходомере, что по своей сути является энергосбережением на транспортировку. Прогресс будет снижать цену таких расходомеров, это объективно — в них нет никаких сложных конструкций, только излучатель и одноплатный контроллер.

Все наиболее широко применяемые установки и системы монтируются на объектах стационарно. Национальный стандарт допускает применение измерительных установок, выполненных по любому принципу действия, единственное условие — чтобы они были сертифицированы как средство измерения и внесены в Государственный реестр средств измерений в соответствии с правилами по метрологии. Установки должны проходить периодический контроль и поверку метрологических характеристик.

Добыча газа не требует серьезных энергозатрат — способ практически везде фонтанный. Как и на нефтяных скважинах, на газовых также применяются объемные расходомеры (турбинные, роторные, ультразвуковые). Суммарная погрешность по массе складывается из погрешностей расходомера, плотномера, вискозиметра, датчиков давления и температуры на измерительных линиях, в блоке качества и контроллере, обеспечивающем обработку сигналов названных средств измерения и вычисление массового расхода. Для того, чтобы уложиться в нормируемую ГОСТ 26 976–86 погрешность по массе брутто 0,25%, зачастую приходится прибегать к искусственным методам — например, уменьшению рабочего диапазона измерения объемного счетчика. Следовательно, в сфере добычи газа также назрела необходимость аппаратного обновления.

За рубежом уже давно понимают важность точного учета продукции. Например, компания Emerson Process Management продвигает кориолисов газовый расходомер MicroMotion серии CMF Elite, прямо измеряющий массовый расход. Его погрешность не превышает 0,1% при самых тяжелых условиях эксплуатации.

В России также ведутся работы по созданию и, в меньшей степени, внедрению новых систем контроля. Например, на Ямале скважины разбросаны и кустового бурения мало, а линий электропередачи к скважинам нет, поэтому актуальна проблема точной передачи данных. Помимо этого, замер усложнен высоким содержанием конденсата. К слову, проблема точного замера сырого газа нигде в мире не решена, поскольку это чрезвычайно дорого и экономически неоправданно.

Двухфазность потока на газоконденсатном месторождении серьезно затрудняет замер на скважинах. Значительное количество жидкости в газовом потоке (до 700 г/м³) плохо поддается измерению при помощи метрологического оборудования. Все предлагаемые мультифазные расходомеры, например от компании Schlumberger, страдают значительной погрешностью (до 30%) и основаны на косвенных методах измерения. Поэтому предпочтительнее использовать мобильные замерные установки. Так, российская компания Consolidated Services Western Siberia исследует продукцию газоконденсатных скважин с помощью комплекта средств измерения и проведения лабораторных анализов «GAS Well Tester» непосредственно на скважине. Он позволяет значительно сократить время исследования, уменьшить количество вспомогательного оборудования.

Все крупные нефтяные компании, сдающие нефть для дальнейшей транспортировки в магистральные нефтепроводы системы АК «Транснефть» (по выходу из своих лицензионных участков), обладают современными системами измерения и контроля нефти (СИКН), отвечающими всем требованиям Национального стандарта. Технические требования на подключение к системе нефтепроводов «Транснефти» очень высоки, и здесь российские нефтедобытчики нередко опережают зарубежные компании.

Потери нефти на этапе транспортировки вызваны как естественной убылью (испарение, утечка), так и неточностью измерения. При наличии свободного газа фактические потери нефти могут превышать нормативное значение 0,5%.

В ОАО «Транснефть» система учета организована на базе автоматизированных систем измерения количества и качества нефти. Для достижения нужных показателей работы узлы учета нефти неоднократно реконструировали, в том числе с заменой аппаратуры на электронную. Несмотря на то, что требования ГОСТа «позволяют» не учитывать при неоднократной процедуре учета одной и той же партии нефти 1−2% от общего ее количества, на узлах учета нефти поставили стационарные турбопоршневые установки взамен передвижных. В итоге за счет совершенствования средств и методов измерений достигнута погрешность по объему порядка 0,1%.

Учет продукции на газопроводе имеет свои особенности. Объем природного газа, прошедшего по каждому измерительному трубопроводу и газоизмерительной станции ГИС (или газоизмерительному пункту), определяется с помощью автоматизированных комплексов учета газа (АКУГ). Единицы измерения приводятся к стандартным условиям в соответствии с ГОСТ 8.

563.

1(2)-97 и ГОСТ 30 319.

2−96. Основная относительная погрешность системы при вычислении объемного расхода и количества газа (по аналоговым сигналам, но без учета погрешности датчиков) не должна превышать 0,1% .

На повестке дня существенная автоматизация замеров, то есть внедрение автоматизированных систем измерения количества и качества нефти. Это сделает возможным постоянный контроль процесса измерения и регистрацию основных технологических параметров перекачки нефти.

Заключение

.

Понять физические принципы измерений, научиться распознавать причины и источники возможных погрешностей измерений, а, следовательно, научиться грамотно измерять и проводить метрологическое обслуживание средств измерений — основная задача тех при изучении вопроса измерения расхода и количества многофазных сред.

Основное внимание необходимо уделять физическим явлениям, лежащим в основе методов измерений; оценке методических погрешностей и обоснованию предпочтительных областей и условий применения тех или иных измерительных устройств.

Кроме того, необходимо знать особенности метрологического обслуживания этих измерительных устройств. Это связано с тем, что на сегодняшний день, несмотря на ряд успешно проведенных работ, эталонные и образцовые базы этих областей измерений (более или менее благополучно обстоят дела лишь в области измерения давления) все еще отстают от потребностей науки и производства и их совершенствование так же, как и совершенствование приемов и принципов метрологического обслуживания средств измерений является главной, первоочередной задачей метрологов любой квалификации, специализирующихся в этих областях измерений.

Значение счетчиков и, особенно, расходомеров жидкости, газа, пара и многофазных сред очень велико. В недавнем прошлом основное применение имели счетчики воды и газа преимущественно в коммунальном хозяйстве городов. Но с развитием промышленности все большее значение приобрели расходомеры многофазных сред.

Расходомеры необходимы прежде всего для управления производством. Без них нельзя обеспечить оптимальный режим технологических процессов в энергетике, металлургии, в химической, нефтяной, целлюлозно-бумажной и многих других отраслях промышленности. Эти приборы требуются также для автоматизации производства и достижения при этом максимальной его эффективности.

Расходомеры нужны для управления самолетами и космическими кораблями, для контроля работы оросительных систем в сельском хозяйстве и во многих других случаях. Кроме того, они требуются для проведения лабораторных и исследовательских работ.

Счетчики жидкости и газа необходимы для учета массы или объема нефти, газа и других веществ, транспортируемых по трубам и потребляемых различными объектами. Без этих измерений очень трудно контролировать утечки и исключать потери ценных продуктов. Снижение погрешности измерений хотя бы на 1% может обеспечить многомиллионный экономический эффект. Роль и значение расходомеров и счетчиков жидкости, газа и пара еще более возрастает в связи с необходимостью максимальной экономии энергетических и водных ресурсов страны.

Хансуваров К. И., Цейтлин В. Г. «Техника измерения давления, расхода, количества и уровня жидкости, газа и пара»: Учебное пособие для техникумов. — М.: Издательство стандартов, 1990. — 287 с.

Цейтлин В.Г. «Расходоизмерительная техника» М., 1977

Андронов И.В. «Измерение расхода жидкостей и газов» М., 1981

Кремлевский П.П. «Расходомеры и счетчики количества» Изд.: Машиностроение, 2004 — 412 с.

Евтихеев Н.Н., Купершмидт Я. А. и др. «Измерение электрических и неэлектрических величин», М.: Энергоатомиздат, 1990. — 347с.

Викторов В.А., Линкин Б. В. «Измерение количества и плотности различных сред», М.: Энергия, 1973 г.

Авдеев Б.Я., Антонюк Е. М. и др. «Основы метрологии и электрические измерения»: Учебник для вузов, Л.: Энергоатомиздат, 1987. — 480 с.

Никитин О., статья «Учет и контроль продукции скважин», EnergyLand.info, ноябрь 2009.

В. Кравченко, М. Риккен, статья «Измерения расхода с помощью кориолисовых расходомеров в случае двухфазного потока», Control Engineering, октябрь 2006.

Фединский Ю.И. «Большой нормативно-технический словарь», «АСТ», 2007. — 926 с.

Хансуваров К. И., Цейтлин В. Г. «Техника измерения давления, расхода, количества и уровня жидкости, газа и пара»: Учебное пособие для техникумов. — М.: Издательство стандартов, 1990. — с. 3

Кремлевский П.П. «Расходомеры и счетчики количества» Изд.: Машиностроение, 2004 — с. 4

Фединский Ю.И. «Большой нормативно-технический словарь», «АСТ», 2007. — с. 407

Викторов В.А., Линкин Б. В. «Измерение количества и плотности различных сред», М.: Энергия, 1973 г., с.79

В. Кравченко, М. Риккен, статья «Измерения расхода с помощью кориолисовых расходомеров в случае двухфазного потока», Control Engineering, октябрь 2006.

Никитин О., статья «Учет и контроль продукции скважин», EnergyLand.info, ноябрь 2009.