Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Обзор и анализ приборов и методов контроля количества и параметров нефти, добытой по участку недр 13
1.1 Общие сведения об измерении количества и параметров нефти, добытой по участку недр 13
1.2 Приборы и методы контроля количества нефти, добытой по участку недр
1.2.1 Преобразователи расхода, используемые для контроля количества нефти, добытой по участку недр, при прямом методе динамических измерений 17
1.2.2 Преобразователи расхода, используемые для контроля количества нефти, добытой по участку недр, при косвенном методе динамических измерений 19
1.3 Приборы и методы контроля параметров нефти, добытой по участку недр 22
1.3.1 Приборы и методы контроля содержания газа в нефти, добытой по участку недр 23
1.3.2 Приборы и методы контроля содержания воды в нефти, добытой по участку недр 27
1.3.3 Приборы и методы контроля содержания хлористых солей в нефти, добытой по участку недр 35
1.3.4 Приборы и методы контроля содержания механических примесей в нефти, добытой по участку недр 40
1.3.5 Приборы и методы контроля плотности и вязкости нефти, добытой по участку недр 41
1.4 Вычисление массы «нетто» нефти, добытой по участку недр 44
1.4.1 Вычисление массы «нетто» нефти, добытой по участку недр, при использовании прямого метода динамических измерений с применением СИКНС 44
1.4.2 Вычисление массы «нетто» нефти, добытой по участку недр, при использовании косвенного метода динамических измерений с применением СИКНС
1.5 Проблемы измерений количества и параметров нефти, добытой по участку недр 50
1.6 Выводы 53
ГЛАВА 2. Установка высокой точности, воспроизводящая газожидкостные потоки с известными параметрами и структурой 55
2.1 Область применения и принцип работы УВТ 55
2.2 Выбор рабочей среды УВТ 58
2.3 Описание блоков и конструкции УВТ 59
2.4 Система автоматизации УВТ 68
2.5 Опробование УВТ 71
2.6 Выводы 84
ГЛАВА 3. Исследования влияния газа, содержащегося в жидкости, на показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа 85
3.1 Определения границ применения установки высокой точности, при исследовании влияния газа, содержащегося в жидкости, на преобразователи объемного расхода жидкости устанавливаемые в СИКНС 85
3.2 Методика определения влияния газа, содержащегося в жидкости, на показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа88
3.3 Результаты исследования влияния газа, содержащегося в жидкости, на показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа 91
3.4 Методика коррекции показаний преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа, в зависимости от содержания газа в газожидкостном потоке 93
3.5 Выводы 97
ГЛАВА 4. Методика измерения содержания хлористых солей в нефти 98
4.1 Кондуктометрический метод измерения содержания хлористых солей в нефти и методика его реализующая 98
4.2 Автоматизированная лабораторная установка для измерения концентрации хлористых солей в нефти АЛУС 101
4.3 Методика градуировки автоматизированной лабораторной установки для измерения концентрации хлористых солей в нефти АЛУС 108
4.4 Выводы 111
Заключение 112
Список литературы
- Преобразователи расхода, используемые для контроля количества нефти, добытой по участку недр, при прямом методе динамических измерений
- Выбор рабочей среды УВТ
- Результаты исследования влияния газа, содержащегося в жидкости, на показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа
- Автоматизированная лабораторная установка для измерения концентрации хлористых солей в нефти АЛУС
Введение к работе
Актуальность темы. В современной России важнейшей частью экономики является нефтяной комплекс, обеспечивающий жизнедеятельность многих отраслей народного хозяйства и оказывающий решающее влияние на формирование основных финансово-экономических показателей страны.
Одной из важнейших технических задач нефтяного комплекса является измерение количества и параметров нефти, добываемой по участкам недр. Результаты измерений характеризуют состояние разрабатываемого участка недр и являются основой для налоговых расчетов между государством и нефтедобывающим предприятием, а в некоторых случаях и расчетов между продавцом и покупателем нефти. В свете постоянного роста цен на нефть повышаются требования к точности измерений количества и параметров нефти.
Сложность измерений количества и параметров нефти, добываемой по участкам недр, состоит в том, что нефть с участка недр является «сырой» -содержит газ и посторонние компоненты, образующие балласт. Количество газа и балласта непостоянно, что приводит к нестабильности структуры и физических свойств газожидкостного потока. Количество нефти, вычисленное путем вычитания из измеренного количества нефти газовой фазы и балласта, образует количество «нетто» нефти, добытой по участку недр. Точность измерений количества «нетто» нефти зависит от точности измерений количества нефти, газа и составляющих балласта.
Основное влияние на точность измерений количества нефти оказывает содержащийся в ней газ. Зависимость метрологических характеристик средств измерений количества нефти от содержащегося в ней газа в настоящее время изучена недостаточно.
Основными составляющими балласта являются: хлористые соли, пластовая вода и механические примеси. Содержание хлористых солей в нефти, добытой по участку недр, может составлять значительную часть балласта. Для увеличения точности измерений балласта нефти необходимо использовать результаты измерений содержания хлористых солей в нефти с применением высокоточных методов и средств измерений, имеющих нормированные метрологические характеристики.
В настоящее время для определения концентрации хлористых солей в нефти используют преимущественно лабораторные методы и средства измерений. Лабораторные методы обладают существенными недостатками: отсутствие нормируемых погрешностей измерений, использование ядовитых растворителей, значительное время анализа. Установки, реализующие данные методы, обладают узким диапазоном измерений и значительными погрешностями.
Таким образом, исследование влияния газа, содержащегося в нефти, на метрологические характеристики преобразователей расхода нефти, а также разработка методики, позволяющей определять содержание хлористых солей в нефти в широком диапазоне, с повышенной точностью и безопасностью измерений представляют значительный интерес для повышения точности и достоверности измерений количества и параметров нефти, добываемой по участкам недр.
Объектом исследования данной работы являются преобразователи объемного расхода нефти и кондуктометрический метод измерения концентрации хлористых солей в нефти.
Предметом исследования данной работы является улучшение метрологических характеристик средств измерений объемного расхода нефти и содержания хлористых солей в нефти.
Цель работы заключается в повышении точности и достоверности измерений количества нефти, добытой по участку недр.
Достижение поставленной цели требует решения следующих научно-технических задач:
1. Создать установку, позволяющую с высокой точностью
воспроизводить газожидкостные потоки с известными параметрами и
структурой, разработать методику, позволяющую определить влияние
свободного газа (далее - газа), содержащегося в жидкости, на метрологические
характеристики преобразователей объемного расхода жидкости.
С помощью установки экспериментально изучить влияние газа на показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа и разработать методику коррекции их показаний в зависимости от содержания газа в жидкости.
Разработать методику, реализующую кондуктометрический метод измерений содержания хлористых солей в нефти, и на её основе создать автоматизированную лабораторную установку для измерения концентрации хлористых солей в нефти.
Научная новизна диссертационной работы состоит в следующем:
1. Разработана методика, позволяющая определить влияние газа,
содержащегося в жидкости, на метрологические характеристики
преобразователей объемного расхода жидкости.
2. Разработана и обоснована методика коррекции показаний
преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа в зависимости
от содержания газа в жидкости.
3. Разработана методика, реализующая кондуктометрический метод
измерений содержания хлористых солей в нефти, с целью расширения
диапазона, повышения точности и безопасности измерений.
Практическая ценность и реализация результатов работы в промышленности.
1. Создана установка, с высокой точностью воспроизводящая
газожидкостные потоки с известными параметрами и структурой, что
позволило обеспечить воспроизведение и передачу единиц измерений
объемного и массового расхода газожидкостного потока с известным
содержанием газа, приближенного по своим характеристикам к реальным
газонефтяным потокам. Установка эксплуатируется в ФГУП ВНИИР.
Использование результатов работы при создании установки подтверждается
актом внедрения. На установке выполнен цикл исследований гидромеханики
газожидкостного потока в широком диапазоне режимных параметров. Создана
методика коррекции показаний преобразователей объемного расхода нефти
турбинного типа в зависимости от содержания газа в жидкости.
2. Создана автоматизированная лабораторная установка для измерения
концентрации хлористых солей в нефти, реализующая методику, основанную
на кондуктометрическом методе определения концентрации хлористых солей в
нефти. Установка сертифицирована Федеральным агентством по техническому
регулированию и метрологии и включена в Государственный реестр средств
измерений. Установка эксплуатируется в НГДУ ОАО «Татнефть», что
подтверждается актом внедрения.
Результаты данной работы позволили повысить точность и достоверность измерений количества нефти, добытой по участку недр. На защиту выносятся:
установка высокой точности (далее - УВТ), позволяющая воспроизводить газожидкостные потоки с известными параметрами и структурой;
результаты экспериментальных исследований влияния газа на показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа;
методика коррекции показаний преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа в зависимости от содержания в ней газа;
методика, реализующая кондуктометрический метод измерений содержания хлористых солей в нефти, и автоматизированная лабораторная установка для измерения концентрации хлористых солей в нефти (далее -АЛУС).
Достоверность результатов и обоснованность сделанных на их основе выводов и рекомендаций определяются совпадением эмпирических данных с теоретическими, соответствием результатам исследований известных авторов, а также обеспечиваются результатами проведенных испытаний в Государственном центре испытаний средств измерений, подтвержденными выдачей сертификата об утверждении типа АЛУС и актами внедрения результатов работ.
Апробация работы. Основные результаты диссертации докладывались и обсуждались на VI научно-технической конференции «Метрологическое обеспечение учета энергетических ресурсов», г. Москва, 2004 г.; XXII международной научно-практической конференции «Коммерческий учет энергоносителей», г. Санкт-Петербург, 2005 г.; XXVIII международной научно-практической конференции «Коммерческий учет энергоносителей», г. Санкт-Петербург, 2008 г.; ежегодных технических совещаниях «Метрологическое обеспечение учета нефти и нефтепродуктов», г. Казань, 2005 - 2010 гг.
Публикации. Основные результаты диссертации опубликованы в 7 работах (4 статьи в научных журналах, входящих в перечень ВАК, 3 публикации в трудах научных конференций). Получен сертификат об утверждении типа разработанного средства измерений.
Личный вклад автора. При создании установки УВТ автор принимал непосредственное участие в формировании идей, разработке методики, планировании и проведении экспериментов, обсуждении и обработке экспериментальных данных, написании статей, а также подготовке и представлении докладов на конференциях. Части УВТ, такие как: блок нагнетания газа; блок поверки и калибровки средств измерений расхода газа; блок задания расхода газа; блок смешения, были разработаны и внедрены непосредственно автором. Методика, реализующая кондуктометрический метод измерений содержания хлористых солей в нефти, установка АЛУС, получение на ней экспериментальных данных и их анализ являются результатом деятельности автора.
Соответствие диссертации научной специальности.
Диссертация соответствует специальности 05.11.13 - «Приборы и методы контроля природной среды, веществ, материалов и изделий» и затрагивает следующие области исследования по паспорту специальности: п. 3 -Разработка, внедрение и испытания приборов, средств и систем контроля природной среды, веществ, материалов и изделий, имеющих лучшие
характеристики по сравнению с прототипами; п. 5 - Разработка метрологического обеспечения приборов и средств контроля природной среды, веществ, материалов и изделий, оптимизация метрологических характеристик приборов; п. 7 - Методы повышения информационной и метрологической надежности приборов и диагностика приборов контроля.
Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и библиографии. Работа изложена на 125 страницах машинописного текста, включая 31 рисунок и 11 таблиц. Библиографический список включает 124 наименования.
Преобразователи расхода, используемые для контроля количества нефти, добытой по участку недр, при прямом методе динамических измерений
В настоящее время, согласно [3], используют два метода определения количества нефти в потоке с применением СИКНС: - прямой метод динамических измерений. При этом напрямую измеряют массу нефти с использованием преобразователей массового расхода; - косвенный метод динамических измерений. При этом непосредственно измеряют объем и плотность нефти с использованием преобразователей объемного расхода и преобразователей плотности нефти. Массу нефти вычисляют как произведение измеренных объема и плотности нефти, приведенных к одинаковым условиям (температуре и давлению).
При прямом методе динамических измерений, для измерений количества нефти, в составе БИЛ СИКНС, используют преобразователи массового расхода (далее - массомеры).
Массомеры появились в 1970-х годах, непрерывно совершенствовались и стали одним из прогрессивных средств измерений массы. В России применение массовых расходомеров для учета нефти началось в 1990-х годах.
В настоящее время массомеры изготавливаются и поставляются рядом зарубежных, а также отечественных фирм. В связи с наилучшей стабильностью характеристик, в промышленности, наибольшее распространение получили так называемые кориолисовые массомеры фирм «Micro Motion» (Германия) и «Endress & Hauser» (Швейцария).
Действие кориолисовых массомеров основано на эффекте Кориолиса [14]. Массомер состоит из сенсора и электронного преобразователя сигнала (датчика). Сенсор имеет одну или две (обычно U-образные) трубки, концы которых закреплены неподвижно. Под воздействием электромагнита, расположенного в центре трубки, и контура обратной связи трубка совершает колебания с собственной резонансной частотой (около 80 Гц с амплитудой около 1 мм). Благодаря этому жидкость, протекающая по трубке, приобретает вертикальную составляющую движения. Во время первой половины цикла при движении трубки вверх жидкость, протекающая через первую половину трубки, сопротивляется движению вверх и оказывает давление на трубку сверху вниз. Жидкость, движущаяся во второй половине трубки, сопротивляется уменьшению вертикальной составляющей движения, оказывая давление на трубку снизу вверх. Это приводит к закручиванию трубки. Во время второй половины цикла колебаний, когда трубка движется вниз, она закручивается в противоположную сторону. Трубка закреплена в точках входа и выхода и колеблется таким образом, что максимальная амплитуда находится в средней точке между точками закрепления. Кориолисовы силы, образуемые в каждой половине трубки, имеют одинаковую величину, но противоположное направление. Эта пара сил создает изгибающий момент, который закручивает трубку и вызывает её ассиметричную деформацию. Величина деформации трубки (величина её закручивания) прямо пропорциональна массовому расходу жидкости. Деформация трубки преобразовывается в выходной сигнал путем измерения временного сдвига между сигналами детекторов, расположенных с двух сторон трубки симметрично и фиксирующих ее прохождение. При отсутствии потока жидкости между сигналами детекторов временной сдвиг отсутствует, при наличии потока, в следствии закручивания трубки, появляется сдвиг, прямо пропорциональный массовому расходу.
Основные технические и метрологические характеристики массомеров: - диаметры условных проходов от 6 до 250 мм; - диапазон измерений массового расхода жидкостей и газов от 0,08 до 600 т/ч; - температура измеряемой среды от минус 240 до +430 С; - избыточное давление измеряемой среды до 40 МПа; - пределы основной относительной погрешности измерений массового расхода жидкости ±0,1 %, газа ± 0,5%. Практика применения выявила ряд несомненных преимуществ массомеров: - прямое измерение массы; - высокая точность измерений; - отсутствие влияния на результат измерений параметров измеряемой среды — вязкости и плотности; - отсутствие движущихся частей и малые затраты на обслуживание. Одним из основных недостатков, возникающих при применении массомеров на газожидкостных потоках, является зависимость метрологических характеристик массомеров от количества газа. Эта проблема исследована в работах [15], [16]. Даже при дополнительной калибровке массомера, с учетом содержания газа в жидкости, погрешность измерений количества газожидкостного потока массомером достигает ±1,5%, что не соответствует требованиям к погрешности измерений массы нефти с применением СИКНС.
При косвенном методе динамических измерений количества нефти, в составе БИЛ СИКНС, используют преобразователи объемного расхода жидкости (далее - ПОР). Массу нефти вычисляют как произведение измеренных объема и плотности нефти приведенных к одинаковым условиям (температуре и давлению). Плотность нефти измеряют с применением преобразователей плотности нефти устанавливаемых в БИК СИКНС.
Выбор рабочей среды УВТ
В УВТ были использованы три типа инжекторов: одна трубка, инжектирующая газ в верхний слой трубопровода; инжектор из пяти трубок загнутых по потоку, обеспечивающих появление пузырьков газа по всему сечению потока (диаметром около 10 мм), и пористый инжектор, обеспечивающий подачу газа в виде мелких пузырьков преимущественно в центральной части потока жидкости. Конструкцией предусмотрен режим смены инжекторов по мере необходимости в зависимости от целей эксперимента. Подобные типы инжекторов применяются на зарубежных многофазных установках [90].
Подача газа на каждый инжектор производится через дисковые затворы с ручным управлением. Между узлом смешения и трубопроводами подводящими газ расположен обратный клапан для предотвращения попадания жидкости в газовую линию.
Блок контроля газосодержания и структуры газожидкостного потока. Для контроля структуры газожидкостного потока в состав блока входит ИСП [88]. ИСП предназначен для определения режима течения двухфазного потока газожидкостной смеси. Технические характеристики ИСП: - количество контролируемых зон по сечению трубопровода - 6; - частота измерений 50 Гц; - напряжение питания 24 В; - интерфейсы: RS 485. Возможность измерений с применением ИСП при: - содержании газа в газожидкостном потоке от 0 до 100 %; - диэлектрической проницаемости газовой фазы от 1,5 до 2,5; Конструктивно ИСП разделён на два блока: измерительный преобразователь (ИП) и устройство контроля-отображения (УКО). ИП устанавливается на горизонтальный участок трубопровода в месте, где требуется определить режим течения двухфазного потока. УКО может быть расположено в любом удобном для оператора месте. Связь между ИП и УКО осуществляется по интерфейсу RS 485.
ИП представляет собой участок трубопровода, оканчивающийся фланцами, рисунок 2.3. В корпусе ИП смонтирована электронная схема измерителя. На стенке кожуха закреплён электрический разъём для подсоединения УКО и источника питания.
В качестве УКО применена панель оператора ИП 320 производства ПО «Овен», работающая в режиме «Master», либо персональный компьютер.
Измерительный преобразователь ИСП Принцип работы ИСП. Внутреннее пространство ИП разделено на 6 горизонтальных слоев пластинчатыми электродами, электрически соединёнными с корпусом устройства (пассивные электроды). Между пассивными электродами установлены более короткие активные электроды. Активные и пассивные электроды образуют систему конденсаторов, у которых пространство между обкладками заполнено измеряемой средой. Емкость каждого конденсатора зависит от диэлектрической проницаемости среды, и, следовательно, от количественного соотношения газ — жидкость.
Калибровка ИСП производится при заполнении внутреннего объёма ИП воздухом или чистым маслом (без газовых включений). Величине ёмкости каждого слоя при заполнении воздухом присваивается значение 0 % выходного значения, при заполнении жидкостью без примеси газа— 100 %.
Для контроля газосодержания потока в состав блока входят поточный прибор УОСГ-100 и лабораторный прибор АЛП-01. Отбор проб для АЛП-01 производят в соответствии с требованиями ГОСТ 2517-85 [11] с помощью индивидуального пробоотборника ИП-1.
Блок поверки и калибровки СИ расхода газожидкостного потока. Блок представляет собой стол, сваренный из прямоугольных труб сечением 60x40 мм и размерами 3500x800x900 мм. На столе расположена горизонтальная трубная обвязка, на которой устанавливаются поверяемые (исследуемые) СИ типоразмером от Ду8 до Ду50, и расходом жидкой фазы до 40 м /ч. Блок имеет достаточное количество сменных участков трубопроводов для подсоединения испытуемых приборов. Блок распределительно-весовой. Блок обеспечивает переключение, с помощью электромагнитного перекидного устройства, подачи жидкости с блока поверки и калибровки СИ расхода газожидкостного потока между блоком сепарации и весовым баком.
В весовом баке измеряется уровень и температура жидкости. В составе УВТ применяются весы: - весы эталонные «Mettler Toledo» KD1500, диапазоны измерения от 0 до 500 кг и от 500 до 1500 кг, предел абсолютной погрешности измерений ±50 г и ±100 г соответственно; - весы эталонные «Sartorius» LP 6400IS, диапазоны измерения от 0 до 50 кг и от 50 до 64 кг, предел абсолютной погрешности измерений ±0,5 г и ±1,0 г соответственно. Блок сепарации. Блок предназначен для отделения газа от жидкости и состоит из двух циклонных сепараторов. Воздух, после очистки, пройдя через фильтр, (степень очистки соответствует ГОСТ Р 51125-98 [91]), выбрасывается в атмосферу.
В результате обобщения итогов исследования и разработки информационно-управляющей автоматической системы УВТ, реализована система обработки информации для исследования газожидкостных потоков.
Упрощенная блок-схема системы обработки информации (далее - СОИ) УВТ представлена на рисунке 2.4. Эталон работает под управлением персонального компьютера, с установленным программным обеспечением на автоматизированном рабочем месте (далее - АРМ) оператора. Программное обеспечение позволяет управлять: - положением клапанов блока задания расхода газа; - режимом работы счётчиков. Программное обеспечение позволяет отображать данные: - о плотности, давлении и температуре на входе установки; - о давлении и температуре в блоке задания расхода газа; - о положении клапанов блока задания расхода газа; - о количестве импульсов подсчитанных блоком счётчиков.
Результаты исследования влияния газа, содержащегося в жидкости, на показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа
Методика, позволяющая определить влияние газа, содержащегося в жидкости, на метрологические характеристики преобразователей объемного расхода жидкости, заключалась в сличении показаний двух идентичных преобразователей объемного расхода жидкости (далее — ПОР). Первый ПОР установлен в блоке эталонных СИ расхода жидких углеводородов УВТ (опорный ПОР), второй — в блоке поверки и калибровки СИ расхода газожидкостного потока УВТ (исследуемый ПОР). Через опорный ПОР протекает жидкость с известными параметрами, затем в жидкость добавляется газ и через исследуемый ПОР протекает уже газожидкостный поток с известными параметрами.
Блок-схема экспериментальной части исследований представлена на рисунке 3.6. Жидкость с блока хранения, с помощью блока насосов, подается в блок определения начального газосодержания, на котором по измеренным значениям плотности вычисляется начальное газосодержание. Затем жидкость, пройдя блок эталонных СИ расхода жидких углеводородов, в котором установлен опорный ПОР, подается в блок смешения, куда попадает и газ с блока нагнетания газа, пройдя через блок задания расхода газа. Б1,Б2-баки для хранения жидких углеводородов; Н1,Н2-насосы;ТР-преобразователи температуры и давления; Р-преобразователи давления; Р1,Р2,РЗ,Р4-респверы; КС-критические сопла; ПОР-преобразователь объемного расхода; ИСП-индикатор структуры потока; С1,С2-сепараторы;
Блок-схема экспериментальной части исследований влияния газа, содержавшегося в жидкости, на показания ПОР направление движения 3 -жидкости -газа ] -газожидкостного потока В блоке смешения формируется газожидкостный поток, обеспечивающий пузырьковую структуру газожидкостного потока, переходящую в расслоенную при увеличении газосодержания. Далее газожидкостный поток попадает в блок контроля газосодержания и структуры газожидкостного потока, где, с помощью индикатора структуры потока (ИСП) определяется режим течения двухфазного потока газожидкостной смеси.
С блока контроля газосодержания и структуры газожидкостный поток попадает в блок поверки и калибровки СИ расхода газожидкостного потока, в котором установлен исследуемый ПОР.
С блока поверки и калибровки СИ расхода газожидкостного потока, поток, пройдя блок распределительно-весовой, попадает в блок сепарации и оттуда в блок хранения жидких углеводородов. В качестве опорных и исследуемых ПОР использовались ПОР турбинного типа производства ОАО «Арзамасский приборостроительный завод» (Россия) и фирмы «Smith Meter» (США) перечисленные в таблице 3.1.
Перед проведением исследований, проводилась калибровка по жидкости исследуемого ПОР относительно опорного ПОР. После калибровки, относительная погрешность исследуемого ПОР по отношению к опорному ПОР не превышала ±0,05 %. 3.3 Результаты исследования влияния газа, содержащегося в жидкости, на показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа
Результаты исследования влияния газа, содержащегося в жидкости, на показания исследуемых ПОР турбинного типа представлены на рисунках 3.7 - 3.9. В каждой точке было произведено не менее 10 измерений. объемное газосодержание жидкости, % Рис. 3.7. Результаты исследования влияния газа, содержащегося в жидкости, на показания исследуемого ПОР при расходе жидкости 8,0 м /ч
На рисунке 3.7 представлены результаты исследования влияния газа, содержащегося в жидкости, на показания исследуемого ПОР при расходе жидкости 8,0 м /ч; полученные данные трудно описать с высокой точностью какой-либо закономерностью. Данная «картина» характерна для диапазона расходов жидкости на УВТ от 0,03 до 8,0 м /ч и напоминает результаты, полученные другими исследователями [82], [21]. Это может быть объяснено тем, что в данных условиях измерений, при малых скоростях течения жидкости, за время движения газожидкостного потока от блока смешения до исследуемого ПОР изменяется режим течения потока, что приводит к существенному искажению профиля потока на входе исследуемого ПОР и как следствие - ухудшению метрологических характеристик исследуемого ПОР. Повторяемость результатов измерений, выраженная через среднеквадратическое отклонение, превышает ±1 %.
На рисунках 3.8-3.9 представлены результаты исследования влияния газа, содержащегося в жидкости, на показания исследуемого ПОР при расходе жидкости 9,0 м/ч. Как видно из рисунков 3.8-3.9, при значениях газосодержания в жидкости до 4 % наблюдается связь между погрешностью исследуемого ПОР и содержанием свободного газа в жидкости, которая с высокой точностью может быть описана линейной зависимостью. Данная картина характерна для диапазона расходов жидкости от 9,0 до 40,0 м /ч (максимальный расход, воспроизводимый установкой).
При газосодержании в жидкости более 4 % наблюдается «срыв» показаний исследуемого ПОР, который может быть объяснен переходом пузырькового, мелкодисперсного режима потока к расслоенному, что приводит к ухудшению метрологических характеристик исследуемого ПОР. Стабильность показаний результатов измерений, выраженная через среднеквадратическое отклонение результатов измерений, на линейном участке, не превышает ±0,3 %. Как показали исследования, это утверждение справедливо для всего диапазона избыточного давления жидкости, задаваемого
Автоматизированная лабораторная установка для измерения концентрации хлористых солей в нефти АЛУС
Кондуктометрический метод измерения содержания хлористых солей в нефти относится к лабораторным физическим методам и основан на зависимости электропроводности жидкости от количества растворенных в ней неорганических хлоридов. Данный метод широко используется для определения физико-химических параметров нефти как в России [53], [54], так и за рубежом [49], [106]. Электропроводность характеризует содержание растворенных солей в жидкости и зависит в основном от концентрации растворенных минеральных солей и температуры. В нефти «сырой» содержатся в основном растворы смесей сильных электролитов. Минеральную часть этих растворов составляют ионы Na+, Mg+, Са .
На достоверность оценки содержания минеральных солей по электропроводности в большой степени влияют температура и неодинаковая электропроводимость различных солей, поэтому, измерение электрической проводимости принято проводить при постоянной температуре. С повышением температуры электрическая проводимость увеличивается примерно на 2% на каждый градус Цельсия. Это связано с уменьшением вязкости среды с повышением температуры и степени сольватации (гидратации) ионов, в результате чего скорость перемещения ионов к электродам увеличивается и проводимость раствора растет. По мере разбавления концентрированных растворов электрическая проводимость их вначале растет, при некоторой концентрации достигает максимального значения, а затем начинает падать. Объясняется это тем, что вначале разбавления ослабляются межионные электрические взаимодействия и увеличивается скорость движения ионов. Падение вызвано общим уменьшением концентрации электролита в единице объема. Обычно измеряют удельную проводимость (или удельную электролитическую проводимость) которая определяется, как способность вещества проводить электрический ток под действием напряжения. Это величина обратная удельному сопротивлению и относится к единице длины проводника. Значение проводимости измеряется в сименсах (См, мкСм, мСм), а удельной проводимости — в мкСм/см (мСм/см, См/м).
Существует несколько разновидностей кондуктометрического метода, основные из которых - метод прямой кондуктометрии и метод высокочастотного кондуктометрического титрования. Токи, имеющие частоту порядка мегагерц и десятков мегагерц, называют токами высокой частоты. При высокочастотных токах электрохимические процессы на электродах не протекают, и зависимость между силой тока и напряжением определяется электрохимическими свойствами всей химической системы, заключенной между электродами. Полная проводимость ячейки является суммой активной и реактивной проводимостей. Активная проводимость является результатом перемещения ионов, вызываемым градиентом потенциала в системе. Реактивная проводимость определяется поляризацией. При таких частотах в растворе начинают играть роль эффекты деформационной и ориентационной поляризации. Поляризация обоих типов вызывает кратковременный электрический ток (ток смещения). Кроме того, поляризация молекул приводит к существенному изменению диэлектрической и магнитной проницаемостей раствора, что открывает новую возможность исследования свойств системы при титровании. В случае высокочастотного метода, ячейку с анализируемым раствором помещают между металлическими пластинками (ячейки конденсаторного типа) или внутрь индукционной катушки (индуктивные ячейки). Измеряют электрическую проводимость раствора после добавления небольших определенных порций титранта и находят точку эквивалентности графическим методом с помощью известной зависимости удельной электропроводности от объема раствора титранта. Практически, в этом методе могут быть использованы такие химические реакции, в ходе которых происходит резкое изменение (обычно возрастание) электрической проводимости после точки эквивалентности (реакции кислотно-основного взаимодействия, осаждения и т. д.) [107]. Высокочастотное титрование имеет ряд преимуществ, основными из которых являются [108]: а) отсутствует контакт металлических электродов с исследуемым раствором. Это исключает поляризационное и каталитическое влияние материалов электродов на химические реакции, что дает возможность работать в агрессивных средах, избавляет от необходимости применять платину; б) выделяющиеся в ходе реакции на внутренней стенке ячейки осадки, не препятствует прохождению через раствор высокочастотного тока, что делает возможным точное установления конечной точки титрования. По чувствительности высокочастотное титрование уступает обычному прямому кондуктометрическому методу [108].
При прямом кондуктометрическом методе удельную электропроводность жидкости измеряют при помощи платиновых или стальных электродов, погружаемых в жидкость, через которые пропускается переменное напряжение частотой от 50 Гц (в маломинерализованной жидкости) до 2000 Гц и более (в сильноминерализованной жидкости), и фиксируется возникающий ток. Для исключения влияния температуры, измерения производятся при постоянной заданной температуре, либо приводятся к ней с использованием эмпирических формул.
Учитывая вышесказанное, предлагаемая методика реализует прямой кондуктометрический метод, и заключается в измерение электропроводности жидкости, находящейся в постоянном турбулентном движении, что позволило добиться отсутствия градиента электропроводности и, как следствие, получить следующие преимущества относительно измерений в статике: - повысить стабильность и увеличить точность измерений, особенно при значительных концентрациях хлористых солей в нефти; - расширить диапазон измерений солесодержания нефти; - исключить погрешность, связанную с отбором пробы; обеспечить стабильность показателей электропроводности с использованием этилового растворителя, что позволило отказаться от использования ядовитой жидкости — метанола. Метод реализован двумя способами. Первый способ основан на получении из нефти водной вытяжки с последующим измерением её электропроводности (распространен в России) [48]. Второй способ основан на измерении электропроводности раствора нефти в смешанном спиртовом растворителе (распространен за рубежом) [49].
На основе методики создана автоматизированная лабораторная установка для измерения концентрации хлористых солей в нефти (далее -АЛУС) [109]. АЛУС предназначена для автоматического измерения концентрации хлористых солей в нефти в лабораторных условиях. По исполнению АЛУС относится к полуавтоматическим широкодиапазонным цифровым измерительным установкам с температурной компенсацией. Областью применения АЛУС является измерение концентрации хлористых солей в сырых и подготовленных по ГОСТ Р 51858 [59] нефтях при определении массы балласта нефти.
