Информационно-измерительная система для определения содержания свободного газа в потоках товарной нефти на основе радиоизотопного преобразователя плотности

Настоящая работа посвящена решению задачи повышения точности коммерческого учета товарной нефти на магистральных нефтепроводах в Российской Федерации за счет уменьшения методической погрешности измерения расхода, связанной с наличием в потоках товарной нефти свободного газа.

Исследования потоков товарной нефти в магистральных трубопроводах для выявления в ней свободного газа и измерения его количества начались в конце 70-х, начале 80-х годов прошлого века. Причиной их проведения послужило различие в количестве нефти, принятой к транспортировке и сданной потребителю. В СССР за год оно достигало 2 млн. тонн [30,31,34,29].

Для объяснения такого расхождения было высказано предположение о наличии в потоке нефти остаточного свободного газа. По мере прохождения партии нефти через нефтеперекачивающие станции, свободный газ может улетучиваться в атмосферу, тогда его количество на конечной станции окажется меньше, чем на начальной. Поскольку свободный газ учитывается турбинными преобразователями (преимущественно используемыми на коммерческих узлах учета нефти) наравне с нефтью, учтенное количество нефти на выходе системы трубопроводного транспорта будет меньше количества нефти, учтенного на входе системы.

В исследованиях принимали участие следующие научные организации: ВНИИОЭНГ, ВНИИСПТ-нефти, СПКБ СНА, ЦНИИ РТК. Основные результаты данных исследований сводятся к следующему [30,48]:

— в потоках нефти в измерительных линиях коммерческих узлов учета присутствует свободный газ, среднее содержание которого составляет 0.20.5% по объему;

— свободный газ движется в виде обособленных скоплений пузырьков. В момент прохождения скопления пузырьков содержание свободного газа в нефти может достигать 2% по объему;

— наличие свободного газа приводит к появлению погрешности измерения объемного расхода нефти турбинными преобразователями расхода.

На основе данных результатов Миннефтепромом были разработаны организационные меры с целью учета влияния наличия свободного газа в нефти при сведении баланса между добытым и поставленным количеством нефти. Измерительные линии нефтеперекачивающих станций были оснащены устройствами для определения содержания свободного газа в потоке нефти. По результатам измерения вычислялся поправочный коэффициент, на который помножалось измеренное значение объема [58].

Однако эти меры не привели к окончательному решению проблемы погрешности измерения из-за наличия в потоке свободного газа, поскольку:

— Разработанная методика учета присутствия свободного газа предполагала, что газ распределен в потоке равномерно. Поэтому содержание свободного газа определялось путем периодического отбора и анализа проб нефти. На самом же деле свободный газ движется в виде сравнительно небольших скоплений пузырьков. Поэтому пробы не отражают реального содержания свободного газа в потоке.

— Содержание свободного газа в потоке нефти определялось в блоке контроля качества, через который проходила лишь часть основного потока нефти, что приводило к плохой представительности отбираемых проб.

— Наличие свободного газа приводит к изменению эпюры распределения скорости потока по сечению трубы. Это ухудшает точность измерения турбинным преобразователем расхода.

Для устранения указанных причин возникновения погрешности измерения была предложена методика проведения измерений [30], основанная на дополнении турбинного преобразователя расхода специальным измерительным прибором, который должен:

— непрерывно определять, имеется ли в потоке нефти свободный газ;

— измерять текущее и среднее относительное содержание свободного газа;

— измерять текущее и среднее значение плотности жидкости без газа на потоке в измерительной линии;

Внесение поправки в результаты измерения турбинного преобразователя расхода (или объемного расходомера другого типа), определенной на основе измеренного среднего значения содержания свободного газа позволит 6 уменьшить методическую погрешность, связанную с присутствием в потоке нефти свободного газа.

Следующим шагом в решении проблемы свободного газа должна была стать разработка автоматизированного бесконтактного средства измерения содержания свободного газа, по показаниям которого производилась бы автоматическая коррекция показаний преобразователя расхода нефти. Работы по созданию такого прибора финансировались Миннефтепромом, а затем компанией «Транснефть», однако из-за распада Советского Союза в начале 90-х годов данные работы были приостановлены.

Таким образом, проблема, связанная с возникновением погрешности измерения расхода товарной нефти из-за присутствия в потоке нефти свободного газа, в настоящее время не решена.

В то же время, экономическая необходимость повышения точности учета товарной нефти очевидна. Учитывая масштаб коммерческих операций с товарной нефтью, даже незначительное увеличение точности измерения приводит к существенному экономическому эффекту. Значительные финансовые потери из-за погрешности в измерении при расчетно-учетных операциях с нефтепродуктами привели к дублированию измерений коммерческих параметров отпускаемого продукта поставщиком и покупателем. Установка собственных приборов учета, причем как можно более высокой точности, выгодна поставщику и покупателю. Например, она позволяет покупателю контролировать результаты измерений поставщика и в ряде случаев оспаривать их, и таким образом избегать необоснованных переплат [58].

Особенную актуальность измерение содержания свободного газа приобретает при проведении приемо-сдаточных операций, когда нефтегазодобывающие предприятия сдают нефть для транспортировки магистральными трубопроводами АК «Транснефть» или через локальные трубопроводные системы других нефтегазодобывающих предприятий.

Невыполнение регламента подготовки товарной нефти, приводящее к сдаче нефти, содержащей свободный газ, экономически выгодно сдающей стороне, поскольку фактический объем сдаваемой нефти оказывается меньше на объем содержащегося в нефти свободного газа. Использование средств измерения содержания свободного газа при данных операциях позволит свести к минимуму споры между сдающей и принимающей сторонами.

Кроме того, присутствие в товарной нефти свободного газа влияет на надежность работы технологического оборудования на нефтеперекачивающих станциях. Свободный газ в процессе перекачки может накапливаться на возвышенных участках трассы нефтепровода, или наоборот, уноситься с потоком при увеличении производительности перекачки, а в резервуарах — выделяться в газовоздушное пространство. Наличие большого количества свободного газа в потоке нефти может привести к нештатным ситуациям, например, к срыву работы насосных агрегатов в связи с нарушением сплошности потока, к потоплению понтона при попадании нефтегазовой смеси в резервуары с понтоном, и др. Для решения этой задачи важен автоматизированный контроль содержания свободного газа в потоке.

Из всего сказанного выше следует, что разработка автоматизированного бесконтактного средства измерения содержания свободного газа, по показаниям которого могла бы производиться автоматическая коррекция показаний преобразователя расхода нефти на узлах учета — актуальная в настоящее время задача.

В конце 90-х годов прошлого века компания АК «Транснефть» вернулась к идее разработки средства измерения содержания свободного газа, а в 2002 году заказала разработку полного комплекта рабочей конструкторской документации и опытного образца информационно-измерительной системы (ИИС) для измерения содержания свободного газа в потоках товарной нефти на основе радиоизотопного метода измерения.

Целью данной работы является разработка и исследование алгоритмов обработки сигнала для данной ИИС, а также реализация этих алгоритмов в виде программного обеспечения для микроконтроллеров и персональных компьютеров.

Для достижения поставленной цели в работе решены следующие исследовательские и практические задачи.

1. Анализ современного состояния проблемы, заключающейся в возникновении методической погрешности измерения расхода товарной нефти из-за присутствия в ней свободного газа. В результате была сформулирована задача разработки алгоритмов идентификации гидродинамической структуры потока на основе анализа сигналов бесконтактного радиоизотопного измерительного преобразователя плотности.

2. Разработка имитационной математической модели сигнала радиоизотопного преобразователя плотности на потоке товарной нефти, отражающей характерные особенности реального потока.

3. Разработка алгоритмов обнаружения и измерения содержания свободного газа в потоке товарной нефти, основанных на обработке сигнала радиоизотопного преобразователя плотности.

4. Исследование данных алгоритмов с целью подбора оптимальных параметров их работы, определения их метрологических свойств, изучения их устойчивости к изменению значений величин, влияющих на результат измерения.

5. Разработка программных средств, реализующих предложенные алгоритмы.

Для решения данных задач использовались методы математического моделирования, теории вероятностей и математической статистики, теории погрешностей, методы распознавания образов. При математическом моделировании и разработке программного обеспечения использовалась система Matlab и языки высокого уровня С, С++.

На защиту выносятся следующие результаты.

— Имитационная математическая модель сигнала радиоизотопного преобразователя плотности на потоке товарной нефти, содержащей свободный газ.

— Алгоритм идентификации гидродинамической структуры потока и измерения объемной доли свободного газа в потоках товарной нефти, основанный на порядковых статистиках выборок сигнала радиоизотопного преобразователя плотности.

Научная новизна полученных в работе результатов заключается в следующем.

— Предложена новая имитационная математическая модель, позволяющая формировать случайный процесс изменения газосодержания с произвольным законом распределения и экспоненциальной АКФ, характерный для реальных двухфазных потоков. Известная ранее модель [39,41] обеспечивала возможность моделирования указанного процесса только с нормальной плотностью распределения, однако существующие экспериментальные данные не подтверждают нормальность этого распределения.

— Разработаны новые алгоритм идентификации гидродинамической структуры потока, основанные на:

• признаках однородности выборок сигнала радиоизотопного преобразователя плотности.

• порядковых статистиках выборок сигнала радиоизотопного преобразователя плотности.

Данные алгоритмы позволяют измерять газосодержание с более высокой точностью и в более широких пределах изменения значений влияющих факторов по сравнению с известными ранее алгоритмами [39,23,25].

Практическую ценность в данной работе представляет программное обеспечение, разработанное для ИИС для измерения содержания свободного газа, в котором реализованы предложенные в работе алгоритмы для обнаружения свободного газа и измерения его содержания.

В первой главе диссертации показана актуальность разработки нового средства измерения содержания свободного газа на основе радиоизотопного метода измерения и сформулированы основные задачи исследования.

Для этого проведен анализ применяемой в настоящее время методики учета товарной нефти, показавший, что присутствие в потоках товарной нефти свободного газа приводит к появлению целого ряда методических погрешностей измерения.

Для уменьшения этих погрешностей необходимо усовершенствование методики учета товарной нефти на основе измерения фактического содержания свободного газа в потоке. Сформулированы требования к необходимым для этого средствам измерения. Проведен обзор существующих средств измерения содержания свободного газа, по результатам которого показано, что такие средства, удовлетворяющие сформулированным требованиям, в настоящее время отсутствуют. Таким образом, обоснована необходимость разработки нового средства измерения содержания свободного газа.

Показано, что среди различных методов измерения объемной доли свободного газа одним из наиболее перспективных методов является радиоизотопный. Сформулирована основная задача исследования — разработка алгоритмического и программного обеспечения для нового средства измерения содержания свободного газа в потоке товарной нефти на основе радиоизотопного преобразователя плотности.

Во второй главе проведена разработка имитационной математической модели выходного сигнала радиоизотопного преобразователя плотности на потоке товарной нефти, содержащей свободный газ. Обоснована актуальность создания имитационной математической модели сигнала. Приведено описание основ радиоизотопного метода измерения и основные соотношения, определяющие зависимость выходного сигнала радиоизотопного преобразователя от изменения параметров контролируемой среды. Проанализированы особенности применения радиоизотопного метода для измерения газосодержания в потоке жидкости.

Рассмотрен алгоритм реализации имитационной математической модели сигнала. Сформулированы требования к качеству разработанной математической модели, проведено исследование соответствия модели этим требованиям.

В третьей главе проведена разработка алгоритмов идентификации гидродинамической структуры потока и измерения содержания свободного газа. Предложено три различных алгоритма идентификации. На тестовых данных, сформированных при помощи имитационной математической модели сигнала, проведено сравнительное исследование указанных алгоритмов и выявлен алгоритм, имеющий наилучшие метрологические свойства. Выбраны оптимальные параметры его работы, определено значение погрешности измерения газосодержания, которую обеспечивает данный алгоритм.

В четвертой главе рассмотрена практическая реализация работы, в ходе которой было разработано программное обеспечение радиоизотопных ИИС серии РИСГН-1, реализующее предложенные в работе алгоритмы для измерения содержания свободного газа. Рассмотрены устройство и основные характеристики данных ИИС, их метрологическое обеспечение, включая методики проведения первичной и периодической поверок. Рассмотрены метрологический стенд для проведения эксплуатационных испытаний ИИС серии РИСГН-1, методика проведения и результаты эксплуатационных испытаний, на основании которых на ИИС серии РИСГН-1 был получен сертификат об утверждении типа средства измерения.

4.4.3 Выводы по результатам эксперимента.

По результатам эксперимента могут быть сделаны следующие выводы:

— ИИС РИСГН-1−400 чувствительна к появлению в потоке жидкости свободного газа, порог чувствительности первичного преобразователя ИИС составляет не более 0.27%;

— Погрешность измерения содержания свободного газа соответствует значению, указанному в документации: ±0.002 объемных долей.

4.5 Полученные результаты и выводы по главе 4.

Предложенные в работе алгоритмы для обнаружения свободного газа и измерения его содержания в потоках товарной нефти реализованы в виде комплекса программ ИИС для измерения свободного газа серии РИСГН-1.

Для данных ИИС разработано оригинальное метрологическое обеспечение, позволяющее использовать в качестве рабочего эталона весы.

Проведены эксплуатационные испытания ИИС серии РИСГН-1 на специальном метрологическом стенде на базе ОАО «Уралсибнефтепровод», подтвердившие соответствие технических характеристик ИИС требованиям технического задания.

ИИС серии РИСГН-1 прошли сертификацию и в настоящее время зарегистрированы Государственном реестре средств измерений Российской Федерации.

Проведены экспериментальные исследования работы ИИС серии РИСГН-1 на измерительной линии узла учета нефти в условиях эксплуатации, подтвердившие заявленные метрологические характеристики ИИС.

В настоящее время ИИС серии РИСГН-1 эксплуатируются в ОАО «Уралсибнефтепровод» в тестовом режиме.

В программном обеспечении ИИС серии РИСГН-1 реализован алгоритм обнаружения и измерения содержания свободного газа на основе порядковых статистик, предложенный в данной работе.

Реализованный алгоритм измерения позволил обеспечить в ИИС РИСГН-1 абсолютную погрешность измерения объемной доли свободного газа, не превышающую ±0.002 объемных долей.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

1. В первой главе настоящего исследования проведен анализ современного состояния проблемы, заключающейся в возникновении методической погрешности измерения расхода товарной нефти из-за присутствия в ней свободного газа. Выявлены основные источники погрешности измерения расхода товарной нефти, связанные с присутствием в потоке свободного газа. Показана актуальность разработки нового средства измерения содержания свободного газа, основанного на радиоизотопном методе измерения.

2. Во второй главе разработана новая имитационная математическая модель сигнала радиоизотопного преобразователя плотности на потоке товарной нефти, содержащей свободный газ. Сформулированы критерии качества моделирования и проведено исследование, показавшее соответствие разработанной модели критериям качества.

3. В третьей главе разработан ряд алгоритмов идентификации гидродинамической структуры потока товарной нефти и измерения содержания свободного газа:

• на основе оценок коэффициентов разложения функции плотности распределения сигнала в ряд Грама-Шарлье;

• на основе критериев однородности выборок сигнала;

• на основе порядковых статистик выборок сигнала.

4. На тестовых данных, сформированных при помощи имитационной математической модели сигнала, проведено сравнительное исследование указанных алгоритмов, показавшее, что наилучшими метрологическими свойствами обладает алгоритм идентификации на основе порядковых статистик выборок сигнала. Для данного алгоритма определены оптимальные параметры работы, обеспечивающие минимальное значение погрешности измерения газосодержания.

5. В четвертой главе описано созданное в ходе работы программное обеспечение новых ИИС серии РИСГН-1 для измерения содержания свободного газа в потоках товарной нефти, реализующее предложенный в работе алгоритм измерения.

6. ИИС серии РИСГН-1 изготовлены, сертифицированы как средство измерения и введены в тестовую эксплуатацию на нефтеперекачивающей станции «Нурлино» ОАО «Уралсибнефтепровод».

7. Широкое внедрение ИИС серии РИСГН-1 на узлах коммерческого учета нефти позволит повысить точность коммерческого учета товарной нефти за счет уменьшения методической погрешности измерения, связанной с присутствием в товарной нефти свободного газа.

8. Перспективным направлением для внедрения данных ИИС и разработки их новых модификаций является учет нефти при проведении приемосдаточных операций, когда одни предприятия осуществляют транспортировку добытой нефти через локальные трубопроводные системы других предприятий. В этом случае ИИС серии РИСГН-1 позволят контролировать соблюдение технологического регламента подготовки нефти и предотвратить сдачу нефти, содержащей свободный газ.