Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Исследование физических свойств среды и условий, влияющих на погрешность методов и средств измерений объёма и массы жидкости нефтяных скважин 5
1.1. Физические свойства измеряемой среды 5
1.2. Условия измерений, источники погрешности и применяемые средства измерений объёма и массового расхода (дебита) жидкости нефтяных скважин . 6
1.3. Применяемые методы и эталонные средства измерений объема и массь! жидкости 11
1.4. Основные требования к средствам измерений объёма, массы и расхода (дебита) жидкости нефтяных скважин 18
Глава 2. Исследование погрешности метода и средства измерения массового расхода (дебита) жидкости нефтяных скважин 20
2.1. Метод и средство измерения массового расхода (дебита) нефтяных скважин 20
2.2. Методики оценки и компенсации составляющих погрешности 29
2.3. Погрешность массоизмерительной установки в рабочих условиях применения 40
2.4. Выводы 41
Глава 3. Разработка и исследование средств и метода поверки массоизмерительных установок в условиях эксплуатации 42
3.1. Теоретические основы имитационного метода поверки массоизмерительных установок в условиях эксплуатации 42
3.2. Основные соотношения имитационного метода поверки массоизмерительных установок 43
3.3. Исследования метрологических характеристик имитационного метода поверки массоизмерительных установок 44
3.4. Разработка локальной поверочной схемы 45
3.5. Выводы 48
Глава 4. Экспериментальные исследования массоизмерительных установок 50
4.1. Особенности конструкции стационарных и передвижных массоизмерительных установок... 50
4.2. Сравнительный анализ технических характеристик установок «АСМА» с отечественными и зарубежными аналогами 56
4.3. Результаты промышленного внедрения массоизмерительных установок типа «АСМА» 61
4.4. Результаты экспериментальных исследований метрологических характеристик массоизмерительных установок типа «АСМА» 65
4.5. Выводы 75
Заключение 75
Список использованных источников 76
Приложения
- Условия измерений, источники погрешности и применяемые средства измерений объёма и массового расхода (дебита) жидкости нефтяных скважин
- Методики оценки и компенсации составляющих погрешности
- Основные соотношения имитационного метода поверки массоизмерительных установок
- Сравнительный анализ технических характеристик установок «АСМА» с отечественными и зарубежными аналогами
Введение к работе
Задачи повышения эффективности работы топливо-энергетического комплекса неразрывно связаны с совершенствованием методов измерений количества энергоресурсов, и, в первую очередь, количества добываемой нефти. Так, законом РФ «Об энергосбережении» ст. 7 и ст. 11 регламентируется необходимость проведения измерений количества энергоресурсов при их добыче, производстве, переработке, транспортировке, хранении и потреблении.
При этом все работы должны выполняться под государственным метрологическим контролем и надзором, проводимым в рамках Закона РФ «Об обеспечении единства измерений». Это позволит обеспечить правовую базу учетных операций, осуществляемых при купле-продаже нефти.
В настоящее время при учете количества добываемой нефти в основном используются объемные методы измерений, реализованные на базе установок типа «Спутник» и основанные на применении объемных расходомеров нефти. При этом перед измерением скважинный газожидкостной поток предварительно разделяется на газовую и жидкую компоненты в специальных технологических устройствах-сепараторах. Качество сепарации, а, следовательно, и количество газа в жидкой фазе потока зависит от многих факторов (давления, температуры, вязкости, плотности жидкой и газовой фаз потока), что приводит к существенным погрешностям измерений при применении объемных расходомеров Поэтому осуществлять эффективный учет количества добываемой нефти на базе объемных методов измерений весьма сложно.
В этой связи более перспективными являются массовые методы измерений и, в частности, метод измерения массового расхода жидкости нефтяных скважин с помощью тензометрических датчиков. В этом случае масса нефтяного потока скважины измеряется в емкости с помощью тензометрического датчика. При применении данного метода измерения нефтяной поток непосредственно не взаимодействует с тензометрическим датчиком, что позволяет проводить измерения с высокой точностью. Кроме того, не требуется осуществления предварительной сепарации, что упрощает процедуру измерений, т.е. измерения становятся более дешевыми. К такому типу установок относятся массоизмерительные установки типа «АСМА». Эти установки кроме вышеизложенных преимуществ позволяют проводить измерения на потоке без нарушения технологического режима работы нефтяных скважин.
Таким образом, наиболее перспективным методом для осуществления эффективного учета количества добываемой нефти является массовый метод измерений с помощью установок «АСМА».
В то же время для обеспечения высокой точности измерений, реализуемых массоизмерительными установками «АСМА», необходимо разработать специальные методы метрологического обеспечения установок- при выпуске из производства и в условиях эксплуатации. Эти методы должны позволять проводить нормирование метрологических характеристик установок с учетом действия влияющих факторов, а также позволять проводить поверку установок в условиях эксплуатации без демонтажа тензометрических датчиков с использованием наименьшего количества эталонных гирь.
Недостаточность проработки вышеуказанных вопросов обуславливает важность и актуальность темы диссертационной работы.
Для достижения поставленной цели необходимо было решить следующие задачи: -осуществить анализ состояния измерений массового расхода жидкости нефтяных скважин и обосновать перспективность применения массоизмерительных установок; -провести анализ составляющих погрешностей массоизмерительных установок «АСМА» и разработать алгоритмы оценки систематической и случайной составляющих погрешности установок в реальных условиях эксплуатации;
-теоретически обосновать и экспериментально подтвердить возможность применения для поверки массоизмерительных установок «АСМА» специально разработанного метода замещения неизвестной массы рабочей среды известной мерой (эталонными гирями), позволяющего проводить поверку установок в условиях эксплуатации с помощью наименьшего количества эталонных гирь и без демонтажа тензометрических датчиков; -провести анализ существующих эталонных средств измерений и разработать локальную поверочную схему для массоизмерительных установок, позволяющую комплексно решать задачи метрологического обеспечения установок при выпуске из производства и в условиях эксплуатации;
-разработать нормативные документы по метрологии, регламентирующие методики выполнения измерений и поверки массоизмерительных установок при выпуске из производства и в условиях эксплуатации;
-экспериментально апробировать и подтвердить целесообразность применения предлагаемых средств и методов метрологического обеспечения массоизмерительных установок при выпуске из производства и в условиях эксплуатации.
Условия измерений, источники погрешности и применяемые средства измерений объёма и массового расхода (дебита) жидкости нефтяных скважин
Количество добываемой жидкости (нефть, вода) в сутки определяет производительность (дебит) скважины и характеризует геолого-техническое состояние продуктивного пласта, исправность технологического оборудования и является параметром, измерение которого в процессе разработки и эксплуатации нефтяного месторождения обязательно. Эти измерения проводятся периодически и результат измерений представляется в массовых или объемных единицах [8,9,10,12,34,37,38,56-58].
На производительность каждой скважины влияют случайные изменения потока жидкости и давления в трубопроводах, что было показано результатами многочисленных исследований. Исследование динамики расходных характеристик нефтеводогазовых смесей от эксплуатационных скважин показывает их значительные колебания, связанные со случайным характером потока (Рис. 1.1.) [59]. Случайный характер потока объясняется гидравлическими потерями и, соответственно, уменьшением давления по пути движения нефтеводогазовой смеси от забоя скважин к СИ, ведущее к разгазированию смеси и появлению двухфазного потока (жидкость, газ). Двухфазный поток, при изменении рельефа местности по которой проложен нефтепровод, ведет к случайным изменениям относительных скоростей фаз и появлению различных режимов течения потока (раздельное, разделБно-волновое, пробковое эмульсионное и пленочно-дисперсное) (Рис.1.2.). Например, при постепенном подъеме трубопровода на местности газ обгоняет жидкость, апри снижении отстает, образуя в высшей точке рельефа газовую пробку которая в неконтролируемый момент проходит через СИ. Наиболее характерными течениями для нефтеводогазовых смесей являются: раздельное (раздельно-волновое), при котором наблюдается достаточно четкое разделение смеси на жидкость и газ по высоте сечения трубы; пробковое, которое характеризуется чередованием газовых и жидкостных пробок. Режим течения является функцией нескольких параметров (Рис. 1.3.): объемного газосодержания ф); линейной скорости смеси (VCM); диаметра трубопровода (Д) давления (Р). Таким образом, одним из основных методов измерения дебита, как случайной величины,является метод получения математического ожидания значений расхода путем интегрирования (осреднения) за выбранное время, при этом выбор времени интегрирования (измерения) связано с требуемой точностью измерений Определение требуемой периодичности измерения Ож обычно связано с учетом следующих факторов: - минимизация возможных потерь из-за утраты контроля при неконтролируемых остановках скважин; - несовершенство конструкций СИ; - необходимость достижения достаточной точности воспроизведения функции QJK (t) во времени с целью контроля. Минимизация возможных потерь требует сокращения периодичности (Т) для сокращения QJK при обеспечении требуемой точности (б) и достоверности измерений и связаны между собой следующим соотношением Т =/(QJK) при 5 = const, (11) Конструктивные ограничения связаны с наличием общего измерительного узла для N скважин (N = 5,8,10,14) на установке и временем определения С ж для каждой из N скважин. Минимальная периодичность контроля определяется выражением:Т = N(tK + tH3i + e3n), (1.2)где N - число скважин, подключенных для контроля к установке;tK - время коррекции, в течение которого обеспечивается компенсация влияния переходных процессов на погрешность СИ;tH3i — tHn - время измерения Qж соответствующей скважины, начиная с первой. ериодичность измерения Т при различных гиз для N = 14 приведены в таблице 1.2 Из таблицы 1.2. видно, что для повышения оперативности контроля за скважинами, время измерения tH3м желательно иметь наименьшим, но это приводит к уменьшению точности измерения Сок.
В связи с тем, что объемные методы измерений нефтеводогазовых смесей без предварительной сепарации[15-31] не нашли практической реализации, рассмотрим раздельно уравнения измерений и погрешности для объемных и массовых методов и СИ [6-13,14,32] на примере установок типа «Спутник» для последующего сопоставления достоинств и недостатков каждого из них (см.Приложения 1,2, 3).
Среднее значение расхода в объемных и массовых единицах жидкости (дебита) скважины определяется по выражению
Qcp.v = VjKc tH3M"f илиQср.м = Ужсрж-1изм-1 (1.3)где Ужс - объем жидкости, измеренный СИ (например, счетчиком жидкости); гизм - время измерения; рж - плотность жидкости.
Для обеспечения требуемой точности измерений дебита скважин счетчиками, динамическая погрешность от наличия переходных процессов, возникающих в процессе переключения скважин на измерение, компенсируется введением поправочного множителя в пересчетное устройство вторичного прибора. Время измерения дебита каждой скважины на установках «Спутник» устанавливается от 2-х до 24 часов.
С учетом изложенного, в п. 1.1. настоящей главы, зависимость между показаниями счетчикаи величинами, влияющими на его погрешность, описывается уравнением видаУжс = ф (Q2K (t), Ко, Vr.p., Vr.c, NH, Т, Р, -и, а, р), (1.4)где Рж (t) -мгновенное значение расхода; Ко - коэффициент преобразования счетчика; Vr.p. - содержание в жидкости остаточного растворенного газа; Vr.c. - содержание в жидкости остаточного свободного "окколюдированного" газа; NH - содержание нефти в жидкости; Т -температура жидкости; Р - давление жидкости в трубопроводе; -и- кинематическая вязкость; а- коэффициент объемного расширения нефти; Р - коэффициент сжимаемости жидкости. Для решения уравнения (1.4) предложены формулы, позволяющие привести полученные результаты измерений к нормальным условиям [8-10].VH = VC{[1-(0,062 + 0,016?)NHbа(Т-20) + р- (Р-,,1)}, (1.5)где VH - количество жидкости, прведенное к нормальным условиям, В [33] предложена следующая формулагде VKC - показания счетчика в конце интервала измерения; VHC - показания счетчика вначале интервала измерения; Кр.г - поправочный множитель на содержание в безводной нефти остаточного растворенного газа; W - содержание воды в долях единицы; Кс.г. -поправочный множитель на содержание в измеряемой жидкости свободного газа; Кт. -поправочный множитель на температуру жидкости; Ки - поправочный множитель на вязкость.
В [27] предлагается в формулу объемного расхода дополнительно вводить поправочные множители, учитывающие зависимость количества свободного и растворенного в нефти газа от температуры и давления. При этом измеренное значение объемного расхода умножают на поправочный множитель, представляющий собой отношение коэффициента объемного
Методики оценки и компенсации составляющих погрешности
Основная погрешность СИ в нормальных условиях определяется при поверке на заводском испытательном стенде (Рис. 1.9). Дополнительная погрешность от действия в процессе поверки номинальных значений влияющих величин не учитывается, т.к. ее значение не превышает 20% предела допускаемой основной погрешности. Пределы нормальных областей влияющих величин устанавливаются согласно [127]. Основная погрешность средства измерения в общем виде Основная погрешность определяется в двух режимах: точного измерения массы и измерение среднесуточного расхода жидкости. А. Режим измерения массы. Уравнение измерений установки в режиме измерения массы жидкости представим в виде Мн = Кпр JM, (2.5) где Мн - масса «нетто» жидкости, измеренная установкой; JM - выходной сигнал системы измерения усилия, который включает в себя датчик силы, электронный преобразователь и промышленный компьютер; Кпр - коэффициент приведения по массе (коэффициент преобразования). Конструктивные особенности установки определяют необходимость представить Мн в следующем виде -Мн=Мб-Мт, _ (2.6) где Мб - масса «брзтто» измерительной установки, включающая в себя массу измеряемой жидкости и массу тары; Мт- масса тары измерительной емкости, включающая в себя массу собственно емкости и конструктивных элементов, размещенных на ней. В связи с тем, что измерительная емкость установки конструктивно представляет из себя систему, опирающуюся на упругий элемент (датчик силы) и гибкие подвижные соединения (ГМТ) массу жидкости следует определять через средние арифметические значения по формуле: Мн.ср = Мб.ср-Мт.ср (2.7) и соответственно п-число измерений. Аналогично определяются Мб.ср и Мт.ср. Основная погрешность Лом в повседневной практике определяется по упрощенной формуле: Дом= Мн.ср-Мно ш% Мно где Мно - масса, создаваемая образцовыми гирями через приспособление для нагружения измерительной емкости и которая вводится в промышленный контроллер в виде уставки. m Мно = 5Мп, где Mri - масса создаваемая одной гирей; m - количество гирь і (см. формулу 2.11). Значение полученной погрешности Дом сравнивается с заданным значением погрешности Дзад., и если Дом Дзад., то на печать выводится слово «Удовл». Если при поверке получена оценка «Неуд», то промышленный контроллер должен пересчитать коэффициент преобразования по массе Кп и распечатать рекомендуемое новое значение коэффициента преобразования Кп . После этого оператор должен повторить цикл поверки до получения удовлетворительного результата. Пересчет коэффициента преобразования по массе Кп производится по программе по формуле: Основная погрешность массоизмерительной установки в режиме измерения среднесуточного расхода (дебита) жидкости определяется на стенде (Рис. 1.9) в нормальных условиях поверки. Пределы нормальных областей влияющих величин устанавливаются согласно [127], а дополнительная погрешность от их номинальных значений не учитывается, т.к. ее значение не превышает 20% предела допускаемой основной погрешности. Схема преобразования сигнала измерительной информации аналогична рис.2.8 с дополнительно вводимыми в действие в программу промышленного компьютера внутренними часами. Уравнение измерений среднесуточного расхода (дебита) жидкости представим в следующемгде Vo - объем жидкости, измеренный эталонным мерником за время испытаний, (м ); Рв - плотность жидкости, с учетом ее текущей температуры во время испытаний, (т/м ); Ти -время испытаний (в сутках). Относительная основная погрешность измерения среднесуточного расхода вычисляется для нескольких значений диапазона расхода и любое ее значение не должно превышать значений, указанных нормативно-технической документацией на установку. При определении основной погрешности установки в режиме измерения среднесуточного расхода структурная схема узла измерительной емкости с конструктивными элементами соответствует рис.2.10 (приспособление для нагружения удаляется). ї й Рис.2.10 1 -опора, 2 - измерительная емкость, 3 - датчик силы, 4 -подвеска,"5 - заглушка, 6 -цилиндрическая направляюшая, 7 - ГМТ, А -точка приложения нагрузки. Из СЬОрМУЛЫ (2 9) следует что основная погрешность Аор будет определяться неисключенными остатками систематической погрешности и составляющими случайной погрешности канала измерения массы дополнительными погрешностями средств измерений, участвующих в испытаниях, а также погрешностью измерения интервала осреднения (Ти) АT и нестабильности расхода ВНУТРИ интервала осреднения - Аа Рассмотрим вышеуказанные составляющие погрешностей: образцовые мерники 2-го разряда ГОСТ 8.400 с погрешностью ±0,1%; денсиметры общего назначения 1-го разряда типа АМВ-1 ГОСТ 18 481 с абсолютной погрешностью 0,1 кг/м ; термометры ртутные стеклянные ГОСТ 215с погрешностью 0,2С; секундомер механический с погрешностью 0,01 сили внутренние часы и корректируются по сигналам точного времени радиосети. Погрешность, обусловленная длительностью интервала осреднения расхода А Т включает в себя погрешность отсечки времени испытаний АТи и погрешность выделения (индикации) границ интервала АТги и оценивается соответственно относительными СКО [5]: АТи = Tст-(л/бТ у , (2.15) и АТги= ТкЧл/бГиГ1 (2.16) где Тст - период частоты следования преобразованных электрических импульсов датчика силы; Ти - длительность интервала испытаний; Ти = (п + 1) Теш - поправка на измеренную длительность интервала Ти; N - целое число периодов; Тк - интервал времени, внутри которого равновероятно срабатывание схемы включения и выключения отметчика времени. Систематическая составляющая погрешности От, входящая в погрешность Ах обуславливается неисключенными остатками систематической погрешности внутренних часов контроллера и является пренебрежимо малой величиной. Случайная составляющая погрешности Sx может быть вычислена с учетом (2.15) и (2.16) по формуле [5] ST = [Tcm+ - (TL+ Т к2)1/2]-Ти , (2.17) V6 где tec - квантиль совместного распределения случайных величин. Расчитанная величина S х лежит ниже значения 0,005%. Погрешность от нестабильности расхода внутри интервала осреднения Aq определяется по формуле [65] Aq = AQs-QK-4 " (2.18) rfleAQE = AQc+AQK+AQT, (2.19) QK -установившееся значение расхода при Ти = оо. AQc - оценивает максимально возможное изменение осредненных за интервал измерений Ти значений расхода, обусловленное систематическим «трендом» m(t) [65] AQc=UQн-QK Tи1} ", (2.20) где QH - начальное значение расхода, определенное в процессе первого опыта; AQK - определяет максимальные колебания значений расхода, вызванные возможными пульсациями гидростатического напора в емкости-хранилище AQK = Ch aKCcfflhMHHH- Нср)-1\ (2.21) где Clw, максимальная амплитуда колебаний гидростатического напора; со hM„„ - частота колебаний при минимальной амплитуде пульсаций; hM„„ - средняя высота гидростатического напора. Рассмотрим в составе AQK возможную погрешность от пульсаций, создаваемых насосом испытательного стенда для исследуемой СИ источником расхода для которого является
Основные соотношения имитационного метода поверки массоизмерительных установок
Исследование метрологических характеристик имитационного метода поверки массоизмерительных установок.
Метрологические характеристики имитационного метода поверки определяются на основании анализа уровнения измерения (3.8): в соответствии с этим выражением было определено соотношение погрешности измерения величины F„o.
При ЭТом" использовать известные зависимости для расчета погрешности результата косвенного измерения:) dF dF 6Fгде:но. - «о . но -частньіе производные от функции F„o(P2,Li,L2) по параметрамдР2 дЦ 8L2 P2,L1.L2.
АР2, ALi, AL2 - приращения (погрешности) измерения (задания) параметров P2,LbL2. Были получены следующие соотношения для частных производных: К0- коэффициент преобразования тензодатчика при нормальной температуре;
Кт - коэффициент влияния температуры на номинальную статическую характеристикутензодатчика;ос-коэффициент линейного расширения материала приспособления для нагружения; о - нормальная температура при поверке тензодатчика;t -температура окружающей среды.Расчёты показали, что величина 8ьщоп не превосходит ±0,3%.
Качественный анализ дополнительной погрешности установки обусловленный динамикой движения измерительной ёмкости приведён в приложении 3.4. Разработка локальной поверочной схемы.
Структурная схема поверки массоизмерительной установкиимитационного метода представлена на рис. 3.3. с использованиемРис.3.31 - опора, 2 - измерительная емкость, 3 - тензометрический датчик силы, 4 -приспособление для нагружения измерительной емкости, 5 -стойка, б-гири, 7- подвеска, 8- цилиндрическая направляющая, 9 - ГМТ, 10 - заглушка, А - точка приложениянагрузки.
Как было указано в Главе 1 1.3. определение основной погрешности при поверкепроизводится с помощьюприспособления для нагружения измерительной емкости (Рис. 1.8),массы жидкостиприспособления реализуется метод замещения неизвестной измерительной емкости известной мерой (образцовыми гирями).Бпри этом все входы и выходы трубопроводов (поз. 10) заглушены. С помощью указанного
Для создания правовых гарантий применения предлагаемого имитационного метода поверки массоизмерительных установок при выпуске из производства и в условиях эксплуатации была разработана локальная поверочная схема, приведенная на рис.3.4.
Внедрение локальной поверочной схемы в нефтедобывающих комплексах акционерных обществах обеспечит единство и достоверность измерений при контроле режимов эксплуатации нефтяных скважин и при оперативном учете добываемой нефти.
Локальная поверочная схема для массоизмерительных установок устанавливает назначение исходных образцовых средств измерений, заимствованных из других государственных поверочных схем и предназначенных для воспроизведения единицы массы - кг (тонны) единицы времени - секунды (с) и их производной величины - расхода кг/с и порядок передачи размера этих единиц рабочим СИ с указанием погрешностей и основных методов поверки [36,129,133,149,151]. Воспроизведение единицы массового расхода жидкости и передачу ее размера при помощи исходных образцовых средств рабочему средству с целью обеспечения единства измерений осуществляют методами косвенных измерений, непосредственного сличения и сличения при помощи компаратора в следующем составе:-образцовые мерники 2-го разряда вместимостью 50 л по ГОСТ 8.400 с погрешностью ±0,2%с набором колб 2-го класса и цилиндров по ГОСТ 1770;-набор образцовых денсиметров общего назначения 1-го разряда по государственнойповерочной схеме для средств измерений плотности жидкости (ГОСТ 8.024) с диапазономизмерений 650-2000 кг/м и погрешностью ±0,1 кг/м3;-образцовые ртутные стеклянные термометры 1-го разряда по государственной поверочнойсхеме для средств измерений температуры (ГОСТ 8.080) с диапазоном измерений от О доплюс 55С и погрешностью ±0,1С;рабочие эталоны времени по государственной поверочной схеме (ГОСТ 8.129) с диапазономизмерений от 1 х 10" с и погрешностью ±1 мс.
В качестве рабочих эталонов единиц времени применяют квантовые стандарты времени, которые применяют для поверки и калибровки подчиненных рабочих средств измерений непосредственным сличением, а также сличением при помощи сигналов навигационных систем, телевидения, радио и других каналов связи.
В основу измерения расхода жидкости должна быть положена единица равная 1 кг/с. Диапазон расходов, в котором воспроизводится размер единицы расхода, составляет от 1,15-10 кг/с до 4,63 кг/с (от 0,1 т/сут от 400 т/сут).
Комплекс вышеуказанных средств измерений обеспечивает воспроизведение единицы расхода с погрешностью непревышающей 1%.В качестве образцовых средств измерений 4-го разряда применяют гири KTO-IV-20 по ГОСТ-7328 массой 20 кг (от1 до 3 шт.) и допускаемой погрешностью 2000 мг (±0,01%) непосредственным сличением, а также сличением при помощи компаратора (приспособления для нагружения измерительной емкости).
Образцовые гири 4-го разряда и компаратор позволяют обеспечить воспроизведениеединицы массы (кг) с предельной погрешностью 0,12%.В качестве рабочих средствизмерений применяют массоизмерительные установки стационарного илитранспортабельного исполнения для измерения расхода (дебита) нефтяных скважин в диапазоне от 1,15 10" кг/с до 463 кг/с (от 0,1 т/сут до 400 т/сут) с относительной погрешностью от 1% до 4%.
Локальная поверочная схема для массоизмерительных установок (по каналу измерения расхода (дебита) жидкости) разработана с учетом государственных поверочных схем для средств измерений массы, времени, объема, температуры и плотности, действующей НГД и складывающейся в нефтяной отрасли структуры метрологического обеспечения средств измерений добываемой, подготавливаемой и транспортируемой нефти. Локальная поверочная схема для массоизмерительных установок (канал измерения расхода (дебита) жидкости)
Эталонные средства измерений, за-имство-ванныеиз других поверочных схемалойные леры 4-п шряда абочие )едства імерений Эталонные Эталонные Набор эталонных Рабочие мерники ртутные денсиметров об- эталоны 2-го разряда0,05 м3До=0,2% стеклянныетермометры0 + 55С щего назначения1-го разряда 650 + 2000КГ/М3 времени1-10 -И-108ДТ=1мс (ГОСТ 8.400) Д=±1С Д=±0,1 кг/м3 (ГОСТ (ГОСТ 8.083) 8.129-99) Метод косвенных измерений - ДЕ= 0,01% _
Сравнительный анализ технических характеристик установок «АСМА» с отечественными и зарубежными аналогами
Для выявления показателей эффективности передвижных установок исследуемых внастоящей работе, проведем сравнительный анализ технических характеристик и другихпараметров с техническими характеристиками основных аналогов отечественных изарубежных средств измерений дебита нефтяных скважин используя данные Приложенияи [59]. , FИсходя из результатов предварительного анализа, основными аналогами массоизмерительных установок являются следующие:
Установка измерительная транспортабельная «СПУТНИК ОЗНА КВАНТ (КВАНТ-2)».Мобильная нефтяная замерная установка «УЗМ».Моноблок измерительный «СПУТНИК ОЗНА БГТ 40-300».Установка измерительная транспортабельная «СПУТНИК ти А ъкт ло 3пп\чМобильная установка для проведения замеров на сквотедля небтедобывающих предприятий.
Технико-экономические параметры всех указанных установок приведены в табл 4 5 Анализируя табл. 4.5 (без учета стоимости и наличия сертификата соответствия) путем сравнения основных показателей по всем отобранным системам и, назначив систему бальной оценки (от 1 до 5) важности параметров сравнения и весовые коэффициенты на категории, производим сортировку систем по каждому параметру на следующие категории - превосходит (лучшие показатели по параметру);- равнозначны (средние показатели по параметру);- уступает (худшие показатели по параметру).
При отсутствии какого-либо существенного качества (например измеряемого параметра) бальная оценка для данной установки может отсутствовать (равна нулю)
Результаты сведены в табл.4.б. В табл.4.б для краткости использованы вместо наименований параметров сравнения и установок их порядковые номера по табл.4.5.
Результаты бальной оценки параметров, приведенные в табл.4.6 получены из следующих соображений:
Наиболее важными параметрами являются такие показатели назначения как:- измеряемые расходные параметры, принцип измерения расхода жидкости и его погрешность, возможность группового измерения (оценивается в 5 баллов);- принципы измерений и погрешности измерений обводненности и расхода газа (оцениваются в 4 балла).
Остальные параметры оцениваются от 1 до 3 баллов в соответствии с табл.4.6.При наличии сертификата соответствия или занесения в Государственный Реестр средств измерения в табл.4.7 вводится поправочный коэффициент (1,1 или 1,2 соответственно).Мобильная установка (показатели не определены из-за отсутствия данных).
Проанализируем возможности увеличения обобщенного критерия оценки при этом представляет интерес исследование возможности планируемого изменения обобщенного критерия R с целью изменения лидерства в ранжированном ряду. В этом случае существует несколько возможностей:1. Изменение (уменьшение) цены изделия.2. Изменение (увеличение) бальной оценки технико-потребительских свойств установки путем:- расширения функциональных возможностей (увеличения числа исполняемых функций);- изменения технических характеристик с целью увеличения степени превосходствапараметров сравнения (см.табл.4.б.). Определим предельную (лимитную) цену, как предел цены, при которой имеющаяся бальная оценка изделия обеспечила бы выход на первое место в ранжированном ряду. Из выражения (4.3) имеемтолько іии скважин, а ффекх oт гэкономии .злекіри нсріии сисіавш JU іью. руилеи в ценах7007г 1nnnZJ J ПТ ПИР , JL n«r їїїїт Ліл п Го, отопределить, что, отклонения измеренных установками «СПУТНИК» величин дебитов от действительных значений составили от 8 до 114/о, при этом для семи скважин эти отклонения лежат в интервале от 65 до 81%. Таким образом, получены дополнительные подтверждения, что установки типа «СПУТНИК» являются источником искаженной (неточной и недостоверной) информации о дебитах нефтяных скважин.-во всех случаях значительным и нигде не используемым резервом экономии электроэнергии является снижение до 10% установленной мощности электроприводов, в связи с отсутствием в установках типа АСМА, (в отличии от установок типа «СПУТНИК») и их аналогов, противодавления потоку жидкости из скважин и, соответственно, снижение нагрузок, увеличение межремонтного периода и продления срока службы глубиннонасосного оборудования. Так снижение противодавления (см.таблицу 4.11) по расчетным оценкам на 1% от средневзвешенного значения позволяет, например, НК «Лукойл» получить дополнительно 500 000 тонн нефти в год, дополнительному доходу в 75 млн.долларов.
Стоимость массоизмерительных установок, выпускаемых АО «Нефтеавтоматика» в зависимости от модификаций находится в интервале от 50 тысяч до 110 тысяч долларов США, в то время, как зарубежные установки в стационарном или передвижном варианте с характеристиками, во многом уступающими выпускаемым установкам, находятся в интервале от 300 тысяч до 600 тысяч долларов США.
На основании результатов промышленного внедрения массоизмерительных установок типа «АСМА» были установлены следующие преимущества по сравнению с установками типа «СПУТНИК» и их аналогов:-массоизмерительные установки типа «АСМА» имеют простую и надежную конструкцию;-метод измерения используемый установкой, опробован многолетней эксплуатацией гидравлической и тензометрической схем на весоьых поверочных стендах, применяемых в настоящее время при товарном учете нефти и в других отраслях промышленности;-погрешность установок не зависит от давления, температуры, вязкости, отложений парафина, остаточного и растворенного газа и других параметров "жидкости, а также температуры окружающей среды;-достаточно точные и достоверные результаты контроля добывных возможностей скважин позволяют решать вопросы эффективного подбора оборудования для подъема жидкости (электроприводы, глубинные и погружные насосы, станки-качалки), определять динамический уровень (для режимных скважин), оптимизировать геолого-технические мероприятия;-установки способны работать при полном отсутствии попутного нефтяного газа в продукции скважин и измерять дебиты в диапазоне от 0,1 до 400 т/сутки.-имеется возможность управления процессом измерений дебитов по жидкости, нефти, воде и газу каждой, подключенной к установке скважины, что обеспечивает выполнение требований к структуре и организации оперативного учета по бригадам, ЦЦНГ НГДУ, а также по отдельным месторождениям, в том числе с многоуровневыми иерархическими системами; кроме того, в стационарных установках имеется возможность одновременного непрерывного измерения продукции нефтяных скважин с помощью одной измерительной линии;-проведение измерений по скважинам производится без их остановки, при этом учитывается дополнительная масса жидкости, поступившая в измерительную линию установки во время слива на основе расчета среднего значения расхода при заполнении, также на установках практически отсутствуют потери давления.-измерительные линии установок оснащены специальными подвижными металлическими трубопроводами, разрывающими жесткие связи, обусловленные трубопроводной обвязкой, что исключает дополнительные погрешности установок от колебаний температуры окружающей среды и динамических воздействий измеряемого потока.-создаются равные условия измерений (независимость от вязкости, давления, температуры и других свойств жидкости и температуры окружающей среды) для множества скважин, что позволяет применить простые и надежные методы расчетов погрешностей определения масс жидкости, нефти и воды по бригаде, цеху добычи и в целом по НГДУ, в следствии этого сводится к минимуму расхождение между массой добытой жидкости (сырья) и массой сданной товарной нефти, что позволяет оперативно оценивать и устанавливать истинные причины отклонений от установленных режимов эксплуатации скважин;-в установках производится автоматическая корректировка смещения «нулевой» отметки (нижний контролируемый уровень) в связи с возможными накоплениями парафина и других механических примесей в измерительных емкостях, затраты на преобретение и эксплуатацию установок окупаются в течение одного года.4.4. Результаты экспериментальных исследований метрологических характеристик массоизмерительных установок типа «АСМА».
Цель проведения экспериментальных исследований - определить основную погрешность измерения массы и расхода (дебита), изучить влияние дестабилизирующих факторов на погрешность установок, определить погрешность установок в рабочих условиях
