Содержание к диссертации
Введение
Глава I. Газонефтеводяной поток как объект контроля параметров многокомпонентного многофазного потока 9
1.1 Критический обзор и анализ существующих методов контроля газонефтеводяного потока 9
1.1.1 Турбинные счетчики 10
1.1.2 Объемные (камерные) счетчики 12
1.1.3 Силовые (массовые) расходомеры 13
1.1.4 Ультразвуковые расходомеры 14
1.1.4.1 Основные реализации метода 15
1.1.4.2 Временные расходомеры 18
1.1.4.3 Фазовые методы 18
1.1.4.4 Частотные методы 19
1.1.4.5 Допплеровские расходомеры 19
1.1.4.6 Массовые ультразвуковые расходомеры 20
1.1.5 Лазерный метод 23
1.1.6 Диэлькометрический метод измерения 25
1.1.7 Измерение расхода методом контрольных "меток" 26
1.1.8 Радиоизотопный метод измерения 27
1.1.9 Датчики плотности (плотномеры) 32
1.1.10 Бесконтактные расходомеры для однородных жидкостей 32
1.1.11 Идентификаторы гидродинамической структуры потока 33
1.1.12 Измерители свободного газа в жидкости 33
1.1.13 Многокомпонентные бессепарационные расходомеры 34
1.2 Потоки нефтегазоводяных смесей как физический объект 37
1.2.1 Разновидности многофазных потоков 37
1.2.2 Основные характеристики многофазных потоков 39
1.2.3 Структура многофазных потоков 40
Глава II. Первичный преобразователь в системе радиоизотопных измерений газонефтеводяных потоков 42
2.1 Структура радиоизотопной измерительной системы для контроля параметров газонефтеводяных потоков 42
2.2 Разработка имитационной математической модели сигнала радиоизотопного преобразователя плотности на потоке товарной нефти ...50
2.2.1 Физические основы радиоизотопного метода измерения 51
2.1.1.1 Прямое и рассеянное гамма излучение 51
2.1.1.2 Законы ослабления гамма-излучения контролируемой средой 53
2.1.1.3 Ослабление прямого гамма-излучения 53
2.1.1.4 Ослабление рассеянного гамма-излучения 54
2.2.2 Применение радиоизотопного метода для измерения газосодержания в потоке жидкости 55
2.2.2.1 Ослабление гамма-излучения потоком жидкости, содержащей свободный газ 55
2.2.2.2 Определение содержания свободного газа в потоке жидкости по показаниям радиоизотопного преобразователя плотности 56
2.2.3 Разработка имитационной математической модели сигнала радиоизотопного преобразователя на потоке товарной нефти, содержащей свободный газ 59
2.2.3.1 Априорная информация о гидродинамической структуре потоков товарной нефти и их особенностях 59
2.2.3.2 Постановка задачи моделирования 62
2.2.3.3 Разработка имитационной математической модели 63
2.2.3.4 Моделирование случайного процесса изменения газосодержания в потоке газожидкостной смеси 65
2.2.3.5 Моделирование случайного процесса изменения плотности чистой жидкости 67
2.2.3.6 Определение длительности чередующихся интервалов протекания чистой жидкости и газожидкостной смеси 69
2.2.4 Исследование качества разработанной имитационной математической модели 70
2.2.4.1 Постановка задачи 71
2.2.4.2 Метод исследования 72
2.2.4.2.1 Критерии для проверки состоятельности оценок 72
2.2.4.2.2 Критерий для проверки несмещенности оценки плотности распределения 73
2.2.4.2.3 Критерий для проверки несмещенности оценки экспоненциальной АКФ 77
2.2.4.2.4 Критерий для проверки состоятельности и несмещенности оценки АКФ белого шума 77
2.2.4.3 Эффективность методики моделирования 78
Глава III. Поверочные средства радиоизотопных первичных преобразователей и поверочные схемы 82
3.1 Средства и методы градуировки и поверки расходоизмерительных систем 82
3.1.1 Образцовые расходомерные установки, принцип действия, конструктивные и метрологические особенности 82
3.1.2 Статические и динамические расходомерные установки 83
3.1.3 Специальные установки для воспроизведения больших значений расхода 84
3.1.4 Образцовые установки для воспроизведения расхода газообразных сред 86
3.1.5 Метрологическая аттестация образцовых расходомерных установок 88
3.1.6 Градуировка и поверка расходомеров 91
3.1.6.1 Градуировка расходомеров 91
3.1.6.2 Поверка расходомеров 93
3.2 Эталоны газонефтеводяных потоков 1-го и 2-го разрядов: устройство, принцип действия, погрешность 94
Глава IV. Экспериментально-производственные испытания радиоизотопного первичного преобразователя 100
4.1 Принцип действия индикатора "Нефтемер" 100
4.2 Устройство и работа индикатора "Нефтемер" 101
4.3 Ограничения на свойства потоков контролируемой среды и параметры трубопровода 104
4.4 Метрологические характеристики 104
4.5 Общие требования к размещению измерительного первичного преобразователя 104
4.6 Градуировка приборов в лабораторных и производственных условиях .106
Заключение 114
Список проработанной литературы 115
- Потоки нефтегазоводяных смесей как физический объект
- Разработка имитационной математической модели сигнала радиоизотопного преобразователя плотности на потоке товарной нефти
- Эталоны газонефтеводяных потоков 1-го и 2-го разрядов: устройство, принцип действия, погрешность
- Устройство и работа индикатора "Нефтемер"
Введение к работе
Актуальность работы. ГОСТ Р 8.615-2005 устанавливает общие метрологические и технические требования к измерениям количества сырой нефти и нефтяного газа, извлекаемых из недр на территории РФ, а также нормы погрешности измерений с учетом параметров сырой нефти и нефтяного газа.
Сложность измерения расходов компонентов продукции нефтяных скважин обусловлена тем, что жидкость и газ в потоке движутся с разными скоростями, при этом физико-химические свойства нефтегазовой смеси изменяются в широких пределах.
В настоящее время для измерения расхода продукции нефтяных скважин поток скважинной жидкости подвергается предварительной подготовке: разделению его на газ и жидкость или гомогенизации с последующим применением традиционных методов измерения расхода жидкости и газа.
Для реализации этих способов необходимо применение громоздкого, дорогостоящего и металлоемкого оборудования, при этом не удается получить требуемой точности измерений (допускаемая основная относительная погрешность измерений должна быть не более ±5 %) для всех гидродинамических структур потока продукции нефтяных скважин.
Из бессепарационных методов измерений наиболее перспективным является радиоизотопный, позволяющий осуществлять одновременную фиксацию и оценку величины расхода нескольких компонентов (вода, газ, нефть) в едином потоке. При этом на точность показаний радиоизотопных приборов не влияет наличие свободного газа, а также они не чувствительны к форме эпюры скоростей потока, что характерно для других известных бессепарационных приборов. Однако для получения заданной точности измерений не достаточно вести учёт прямого и рассеянного излучения. Полученную таким образом информацию необходимо интерпретировать соответствующей моделью для выделения достоверной информации о величине покомпонентного расхода скважинной жидкости в промысловом трубопроводе, что требует проведения дополнительных теоретических исследований, лабораторных и производственных экспериментов.
Цель работы: выявление функциональных закономерностей изменения величины прямого и рассеянного излучения при прохождении через поток газонефтеводяной смеси для количественной оценки её покомпонентного состава в промысловом трубопроводе.
Идея работы: количество гамма-квантов прямого и рассеянного излучения, прошедших через поток газонефтеводяной смеси, и их соотношение, фиксируемое в вертикальном сечении промыслового трубопровода, детерминировано отражает его покомпонентный состав и с заданной ГОСТ точностью позволяет оценить мгновенное соотношение сырой нефти, нефтяного газа и воды в потоке в любой момент времени.
Для реализации поставленной цели необходимо решить следующие задачи исследования:
провести анализ существующих методов контроля структуры и параметров гомогенных и негомогенных потоков;
обосновать выбор радиоизотопного метода для покомпонентного измерения расхода газонефтеводяного потока;
разработать математическую модель, учитывающую зависимость изменения количества гамма-квантов рассеянного излучения при его прохождении через нефтегазовый поток от обводненности и газосодержания;
разработать макет трубопроводной системы и градуировочного стенда;
разработать поверочные средства измерений и рекомендации по их использованию;
разработать метод и реализующую его измерительную систему определения газосодержания и обводненности нефти;
оценить погрешность и вклад каждого компонента в общую погрешность системы, а также оценить точность измерительной системы в целом;
разработать инженерную методику градуировки прибора для раздельного определения компонентов газонефтеводяного потока.
Защищаемые научные положения:
Выявлена функциональная зависимость изменения интенсивности потока гамма-излучения при прохождении его через газонефтеводяную смесь в вертикальном сечении промыслового трубопровода, которая является квадратичной функцией от обводненности с изменяемыми коэффициентами a, b и c, определяемыми экспериментально; при этом для трубопровода Dу 325 мм значения a, b и c аппроксимированы квадратичными функциями от аргумента (1-); где – газосодержание смеси.
Для обеспечения точности измерений содержания нефти в потоке газонефтеводяной смеси с погрешностью не более ±5 % отн. в условиях промышленной эксплуатации промыслового трубопровода необходимо ввести в алгоритм системы измерения выявленные функциональные зависимости изменения величины потока рассеянного и прямого излучения от обводненности и газосодержания смеси.
Методы исследований. В работе использовались экспериментально-теоретические методы исследований, включавшие в себя анализ литературных источников, использование математических методов обработки результатов измерений, гидродинамики газожидкостных систем, теории погрешностей, а также экспериментальные исследования на стендах и в производственных условиях на реальных нефтепроводах.
Научная новизна работы:
- предложена функциональная зависимость величины энергии прямого и рассеянного излучения, прошедшего через поперечное сечение трубопровода, от состава нефтегазоводяной смеси;
- разработана многопараметрическая математическая модель потока, учитывающая величину и соотношение прямого и рассеянного излучения гамма-квантов, фиксируемого радиоизотопным датчиком.
Обоснованность и достоверность выводов и рекомендаций базируется на численных методах решения уравнений, результатах математического моделирования, удовлетворительной сходимости аналитических расчетов и результатов экспериментальных исследований на стенде и на реальном нефтепроводе, результатах стендовых и промышленных испытаний прибора на дожимной насосной станции.
Практическая ценность работы заключается в следующем:
даны рекомендации к построению системы контроля параметров нефтяных потоков, обеспечивающей заданную ГОСТ точность измерений негомогенных потоков при нефтедобыче;
разработана измерительная система для определения количества свободного газа и доли воды в потоках нефти в трубопроводе;
разработаны рекомендации по обработке первичной измерительной информации при определении газосодержания и обводненности нефти радиоизотопным методом;
изготовлен стенд для градуировки и поверки средств измерения параметров газонефтеводяных потоков, а также разработана методика градуировки данного стенда.
Реализация выводов и рекомендаций работы. Результаты диссертационной работы переданы ООО “ЛУКОЙЛ-Коми” (г. Усинск) для использования при проектировании средств измерения расхода и количества нефти в промысловых трубопроводах на месторождениях нефти.
Личный вклад автора:
обоснована возможность применения радиоизотопного метода для контроля расхода и определения газосодержания и обводненности нефти в промысловых трубопроводах для повышения точности учета ее количества;
разработан экспериментальный стенд для снятия градуировочных характеристик прибора для измерения количества газа и воды в нефти в трубопроводах диаметром 325 мм;
выполнены экспериментальные исследования работоспособности образца измерительной системы на лабораторном стенде, а также в условиях реального трубопровода;
предложена методика выполнения измерения содержания свободного газа и воды в потоках нефтегазоводяных смесей.
Апробация работы. Основные положения и результаты работы докладывались и получили положительную оценку на конференциях “Полезные ископаемые России и их освоение” в 2006, 2007 и 2008 г.г. в СПГГИ (ТУ) и на международной конференции “Коммерческий учёт энергоносителей” в 2007 г.
Публикации. По теме диссертационной работы опубликованы 4 печатные работы, в том числе две в изданиях, входящих в список рекомендуемых ВАК Минобрнауки России, и получен 1 патент.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав и заключения, изложенных на 122 страницах. Содержит 15 рисунков, 9 таблиц и список литературы из 81 наименования.
Потоки нефтегазоводяных смесей как физический объект
В химической, нефтехимической, нефтеперерабатывающей, металлургической, теплоэнергетической и многих других отраслях промышленности широкое применение находят жидкие (однофазные) и газожидкостные (двухфазные) среды и потоки. Поэтому актуальной является задача измерения физических параметров таких сред [3,12,35]. К этим параметрам относятся температура, плотность, давление, вязкость, поверхностное натяжение, концентрация бинарных растворов, степень полимеризации или отвердевания, уровень среды, скорость и расход жидкости в потоке. Для двухфазных сред, кроме того, требуется измерять газо- и паросодержание, распределение пузырьков газа или пара по размерам и скоростям.
Многофазные и многокомпонентные потоки в практике широко распространены. Обычные потоки жидкости, например, газ или пар, протекающие в трубах, и, как правило, принимаемые за однофазные, в той или иной степени содержат примеси другой фазы [41,42].
Потоки жидкости нередко содержат в своём составе воздух или твёрдые включения, а газовые потоки, как правило, содержат какое-то количество воды, конденсирующейся из водяных паров при понижении температуры.
При измерении расхода сред, состоящих только из газа, жидкости или сыпучих материалов, особых трудностей не возникает. Такие потоки можно рассматривать как однофазные, поскольку:- количество иной фазы незначительно;- они однофазно структурны;- характер распределения дополнительной фазы в потоке обуславливает его хорошую гомогенность или обеспечивает выделение дополнительной фазы.В этих условиях дополнительная фаза потока оказывает незначительное влияние на характер движения основной, а, значит, мало влияет и на измерение расхода и формирование погрешности.
Совсем другая картина представляется при измерении расхода действительно многофазных сред. Здесь возникают большие трудности, обусловленные физическими свойствами как самих сред, так и процентным содержанием каждой фазы в потоке. Влияет также характер распределения всех компонентов в сечении потока.
Чаще многофазные среды бывают двух- и трёхфазными. Наиболее распространёнными в технологической практике являются двухфазные потоки. В зависимости от рода фаз, а так же физико-химических свойств, двухфазные потоки бывают трёх типов:- смесь жидкости и твёрдой фазы;- смесь газа и твёрдой фазы;- смесь жидкости с газом или паром.
Двухфазные потоки, состоящие из смеси жидкости и газа, в промышленности имеют особое значение. При измерении расхода двухфазных потоков наиболее сложным является измерение расхода газожидкостных потоков [59,65]. Нефтегазоводяной поток является наиболее распространённым и сложным газожидкостным потоком. Нефть всегда поступает из скважины вместе с газом и водой. При этом возникает важная задача - измерения расхода, в том числе покомпонентного, дебита скважины.
В нефтедобывающей промышленности чаще всего возникает необходимость измерения расхода трёхфазной и многокомпонентной смеси. Так, во многих гидросмесях наряду с твёрдой и жидкой фазами присутствует ещё и газовая фаза - воздух, газ. Поток, добываемый из нефтяных скважин, как правило, состоит не только из нефти и газа, но содержит ещё и пластовую воду. Таким образом, на скважинном поле получается уже, как минимум, трёхкомпонентный двухфазный поток, количество компонентов в котором в дальнейшем увеличивается.
Двухфазные потоки, как правило, не имеют гомогенной структуры, а характеризуются постоянным изменением концентрации фаз по длине трубопровода, поэтому измерение мгновенного расхода газожидкостного потока не имеет практического значения. На практике нужно измерить среднее значение расхода за некоторый определённый интервал времени. Только усреднённое значение расхода многокомпонентного потока с взаимосвязанными, неявновыра-женными параметрами может правильно характеризовать двухфазный поток. Интервалы времени, то есть дискретность измерений, зависят от:- структуры потока;- технологических условий измерения;- количества усреднённых значений расхода (массива) - обеспечивающего необходимую точность измерения;- технических условий заказчика.
Минимальный интервал времени осреднения Т0 в некоторых случаях может достигать 90-100 с.Любой двухфазный поток характеризуется, прежде всего, массовыми или объёмными соотношениями каждой из фаз. При измерении расхода необходимо учитывать тот факт, что средние скорости различных фаз потока будут отличаться друг от друга. Так, например, при движении газожидкостного потока слой, прилегающий к стенке трубопровода, имеет меньшую скорость и нередко состоит из жидкости. В связи с чем возникает необходимость различать истин-нук ; реальную и.расходную концентрацию разных фаз.
В газожидкостных потоках-, как правило, средняя скорость газа в 1,2 — 1,25 раза больше скорости жидкости. Причём при уменьшении скорости течения потока разница между скоростями движения жидкой и газовой фазы увели чивается. Для характеристики движения двухфазных сред, особенно смеси жидкости и газа, во многих случаях целесообразно применять критерии подобия [12,30,41].
Характер движения большинства двухфазных потоков, в том числе газожидкостных, как правило, имеет пульсирующий характер, приводящий к волновому движению границы раздела фаз. Особенно ярко это выражено при переходе от раздельной структуры смеси к пробковой. Для таких потоков применяется критерий Струхаля, который характеризует пульсирующее, и, в частности, волновое движение. К характеристике таких потоков может успешно применяться также критерий Фруда и различные его вариации.
Структуры газожидкостных потоков весьма разнообразны. Это определяется процентным содержанием той или иной фазы, а также скоростью потока, пространственным расположением трубопровода и его диаметром.
При большом различии между концентрациями фаз в потоке, т.е. если количество одной фазы значительно отличается от других, то мы получаем дисперсную структуру, при которой капли жидкости (или пузырьки пара) относительно равномерно распределены в паре, газе (или жидкости, соответственно). Такая структура потока ещё называется капельной или пузырьковой.
С увеличением процентного содержания жидкости в воздухе начинает происходить расслоение, раздельное течение фаз, характер которого зависит от пространственного расположения трубы. В случае вертикального расположения трубопровода жидкость всё в большей степени располагается в виде кольцевого слоя вдоль стенок, а в средней части всё ещё сохраняется капельная структура. Эта переходная форма потока называется-дисперсно-кольцевой. При дальнейшем увеличении доли жидкости в смеси поток принимает кольцевую структуру — течение полностью расслаивается, кольцевой слой жидкости утолщается. В наклонных же и горизонтальных трубах при расслоенном течении
Разработка имитационной математической модели сигнала радиоизотопного преобразователя плотности на потоке товарной нефти
Целью разработки имитационной математической модели сигнала радиоизотопного преобразователя плотности на потоке товарной нефти является сокращение стоимости и уменьшение сроков разработки ИИС для обнаружения и измерения содержания свободного газа в потоках товарной нефти.
Работы по созданию математического обеспечения данной ИИС могут быть условно разделены на три этапа.1. Разработка и исследование алгоритмов обнаружения и измерения содержания свободного газа, отбор наиболее эффективных из них и определение оптимальных параметров их работы.2. Проверка работы алгоритмов в лабораторных условиях.3. Проверка работы алгоритмов в реальных условиях.
По результатам проверки в алгоритмы вносятся изменения, уточняются параметры их работы, после чего последние два этапа повторяются. Этот процесс продолжается, до тех пор, пока не будет достигнут приемлемый результат.
Наиболее трудоемким и дорогостоящим является третий этап работы, когда исследования проводятся на работающем узле учета нефти и в ходе контрольных экспериментов имитация появления в магистральном трубопроводе свободного газа осуществляется путем закачки туда воздуха компрессором.
Проведение таких экспериментов связано с серьезными техническими и организационными трудностями, поэтому использование при разработке имитационной математической и физической моделей сигнала, позволяющих до минимума сократить объем работ, проводимых на узле учета нефти, приводит к значительному снижению стоимости разработки средства измерения. В этой связи, задача создания математической модели сигнала является очень актуальной. Общая структура измерительной системы, основанной на радиоизотопном методе измерения параметров контролируемой среды, представлена на рис. 2.1.
Рассмотрим особенности радиоизотопного метода измерения применительно к задаче измерения параметров потока товарной нефти. Предположим, что измерительная линия трубопровода 1 (рис. 2.5) просвечивается узким пучком гамма-излучения с энергией в диапазоне 400-800 кэВ, формируемым блоком источника излучения (БИИ) 2. Излучение регистрируется блоком приемника излучения (БПИ) 3.
При распространении гамма-излучения в воде и жидких углеводородах имеет место взаимодействие гамма-квантов с атомами вещества. Гамма-кванты, попавшие в приемник излучения и не взаимодействовавшие с веществом, составляют т.н. "прямое гамма-излучение", пространственно сосредоточенное в объеме исходного пучка.
При взаимодействии с атомами вещества гамма-квант теряет либо часть энергии (случай т.н. комптоновского рассеяния), либо всю энергию (случай фотоэлектрического поглощения). При комптоновском рассеянии случайным образом меняется не только энергия, но и направление движения гамма-кванта, что приводит к его выходу из узкого пучка излучения. Гамма-кванты, вышедшие за пределы пучка и испытавшие многократное комптонов-ское рассеяние, формируют так называемое "рассеянное гамма-излучение", распространяющееся во всех направлениях. По интенсивности потоков прямо го и рассеянного излучений, зарегистрированных детектором, можно судить о свойствах контролируемой среды.
При взаимодействии узкого пучка прямого гамма-излучения с материалом стенок измерительной линии трубопровода и с протекающей по нему нефтью, ослабление потока прямого гамма-излучения происходит в основном за счет комптоновского рассеяния гамма-квантов на атомах вещества ослабителя. Фотоэлектрическое поглощение характерно только для гамма-квантов со сравнительно небольшой энергией.
Регистрация излучения осуществляется в блоке приемника гамма-излучения, измерительный преобразователь которого преобразует поток гамма квантов в последовательность отсчетов, представляющих собой количества гамма-квантов, зарегистрированных за последовательные интервалы времени фиксированной длительности.
При регистрации определяется энергия каждого гамма-кванта, что позволяет строить энергетический спектр излучения (рис. 2.6). Выделение сигналов прямого и рассеянного излучения основано на том, что их спектры лежат в неперекрывающихся энергетических диапазонах. Измерительные сигналы прямого и рассеянного излучения получаются в результате суммирования количества гамма-квантов, зарегистрированных в соответствующих энергетических диапазонах.
Поток гамма-излучения, проходя через контролируемую среду, ослабляется. Степень этого ослабления зависит от параметров контролируемой среды.
Как известно, процесс радиоактивного распада подчиняется закону Пуассона, а именно: случайная величина равная количеству гамма-квантов, достигающих за определенное время заданного участка пространства (чувствительного элемента детектора излучения), имеет плотность распределения:где N - параметр распределения Пуассона, равный средней интенсивности потока гамма-квантов, т.е. математическому ожиданию, количества гамма-квантов, регистрируемых за фиксированный интервал времени. Количественно ослабление потока излучения определяется изменением интенсивности потокаN.
Изменение интенсивности потока узкого пучка прямого гамма-излучения, прошедшего сквозь слой вещества плотностью р, толщиной d и постоянными во времени свойствами, подчиняется экспоненциальному закону:где Nf,o, Nh - интенсивности потока прямого излучения при отсутствии и при наличии контролируемой среды соответственно; \ih0, jih — линейный и массовый коэффициенты ослабления прямого излучения средой.
Поскольку рассеянное излучение, возникающее при взаимодействии прямого излучения с атомами вещества, распространяется во всех направлениях, то при описании взаимодействия рассеянного излучения со средой может идти речь о поле рассеянного излучения, параметры которого определяются конфигурацией измерительной системы. Под конфигурацией понимается взаимное расположение источников излучения, объекта измерения и детектора, их размеры и расстояние между ними, активность и количество источников излучения и др.
Интенсивность потока рассеянного излучения, прошедшего через контролируемое вщество, плотностью р, при определенных условиях описывается линейным соотношением:где N - интенсивность потока рассеянного излучения; ц0, /І - линейный и массовый коэффициенты ослабления рассеянного излучения средой; d, N0 -коэффициенты.
Параметр d, означающий при описании прямого излучения толщину слоя вещества, для рассеянного излучения определяется неоднозначно (поскольку излучение возникает также и внутри вещества), поэтому при измерении плотности по ослаблению рассеянного излучения в качестве параметра удобно использовать произведение /id.
При взаимодействии гамма-излучения с энергией в диапазоне 400-800 кэВ с нефтью и нефтепродуктами регистрируется прямое и рассеянное гамма-излучение.
Особенностью прямого излучения является его локализация в объеме узкого пучка, а также нелинейный характер его ослабления веществом (2.18), приводящий к зависимости изменения интенсивности потока излучения, от расстояния между источником излучения и локальной неоднородностью плотности.
Эталоны газонефтеводяных потоков 1-го и 2-го разрядов: устройство, принцип действия, погрешность
Для поверки радиоизотопных первичных преобразователей разработаны следующие средства поверки: "Государственный эталонный комплекс по метрологическому обеспечению измерений количества сырой нефти и нефтяного газа, добываемых на нефтегазодобывающих предприятиях России" ("Эталон 1-го разряда") и "Эталонный комплекс 2-го разряда по метрологическому обеспечению измерений количества сырой нефти и нефтяного газа, добываемых на нефтегазодобывающих предприятиях России" ("Эталон 2-го разряда") [28].
Для поверки и сертификации радиоизотопных приборов с целью утверждения типа и внесения их в государственный реестр средств измерения РФ, а также для выборочных измерений с повышенной точностью производительности по массе жидкости любой из контролируемых приборами скважин предполагается использовать "Эталонный комплекс 2-го разряда" (рис. 3.2).
На рисунке 3.2 обозначены: 1 - магистральный трубопровод;2, 5,7,9 - блоки детектирования гамма-излучения (5 и 9 дополнительно выполняют функции индикаторов уровня); 3 - трубопровод, соединяющий измерительные емкости; 4, 8,19, 20 - источники гамма-излучения; 6,10 - измерительные емкости; 11,12, 22, 24 — трубопроводы; 13,14, 21, 23 — электромагнитные клапаны; 15,16,17, 18 — патрубки; 25 - сливной трубопровод.
Основными элементами предлагаемого эталонного комплекса являются (рис. 3.2) две измерительные емкости 6 и 10, клапаны 13, 14, 21, 23, источники 4, 8,19, 20 и детекторы 2, 5, 7, 9 гамма-излучения. Измерительные емкости связаны между собой по газовой полости. Схема работает следующим образом: в процессе измерений клапаны 13 и 23 закрыты, а клапаны 14 и 21 открыты.
Нефтегазовый поток поступает в измерительную емкость 10, где, поднимаясь, вытесняет газ в измерительную емкость 6. Одновременно происходит вытеснение этим газом жидкости, накопленной ранее в измерительной емкости 10, Вытесняемая жидкость через клапан 13 поступает в сливной трубопровод 25, а оттуда - в сливной участок магистрали. При достижении жидкости заданного уровня происходит переключение клапанов. Клапаны 14 и 21 закрываются, а клапаны 13 и 23 открываются, жидкость из магистрального трубопровода поступает в измерительную емкость 6, вытесняя жидкость из емкости 10 в сливной трубопровод 25 и далее - в магистраль.
Если газосодержание равно нулю, то скорость подъема жидкости в одной емкости будет равна скорости снижения уровня жидкости во второй емкости. Этот факт подтверждают полученные экспериментальные данные.
Если газосодержание не равно нулю, то в измерительных емкостях при подъеме жидкости происходит сепарация газа, пузыри которого всплывают в газовый объем емкости. За счет отсепарированного газа во время заполнения емкости происходит увеличение объема газа над уровнем жидкости. Поэтому скорость снижения уровня в этом случае больше скорости подъема, и слив будет практически всегда происходить быстрее, чем наполнение. Это означает, что слив жидкости осуществляется не только из самой емкости, но и (частично или полностью) из участка сливного трубопровода 25, соединяющего емкость с магистралью. Поэтому после переключения клапанов заполнение емкости начнется не сразу, а только после заполнения жидкостью участка подводящего трубопровода от клапана до измерительной емкости. Этот факт также подтвержден экспериментами."Эталонный комплекс 2-го разряда" имеет слдующие дстоинства:1. Простота конструкции.2. Наличие одного переключателя — четырехходового крана.3. Большая достоверность интерполяции, т.к. за малые промежутки времени расход не может существенно отклониться от линейной зависимости.
Поверка эталона 2-го разряда осуществляется "Государственным эталонным комплексом по метрологическому обеспечению измерений количества сырой нефти и нефтяного газа, добываемых на нефтегазодобывающих предприятиях России" ("Эталон 1-го разряда"). Разработка "Эталона 1-го разряда" была поручена ОАО "Нефтеавтоматика" (г. Уфа) и ФГУП ВНИИР (г. Казань).
Принцип действия эталона производительности нефтяных скважин (рис. 3.3) основан на имитационном способе воспроизведения потока продукции. Накопительные баки заполняются определенным количеством нефти и воды. С помощью насосов создаются потоки нефти и воды в задаваемом диапазоне расходов, далее к ним добавляется поток газа. Эти компоненты смешиваются в смесительной камере и подаются на поверяемые средства измерений. Начальное влагосодержание в нефти измеряют эталонным поточным влагомером. Для определения параметров нефти в лаборатории отбирается проба нефти автоматическим пробоотборником. Для контроля правильности смешения вода-нефть отбирается проба для проведения исследований в лаборатории.. Измерение параметров потоков (нефти, воды и газа) производится высокоточными ко-риолисовыми массовыми расходомерами MicroMotion серии Elite. Источниками воды и нефти являются баки, расположенные в технологическом отсеке. Источником газа являются баллоны высокого давления (газы: азот, инертные газы и т.п.).
Эталон производительности скважин по ГОСТ Р 8.615-2005 состоит из технологического и аппаратурного отсеков, размещенных в блок-контейнерах, которые смонтированы на общем основании Управление эталоном и обработка измерительной информации производится автоматической станцией контроля на основе SCADA TRACE MODE.
На рабочем месте оператора в,Интегрированной среде разработки TRACE MODE 6 реализован удобный интерфейс, содержащий следующие экраны: Мнемосхема эталона; Экран трендов; Экран, на котором задаются технологические уставки эталона; Экран исторического архива; Экран отчета тревог. На операторскую станцию установлен исполнительный модуль МРВ+. Связь ПЛК с АРМ оператора осуществляется по последовательному интерфейсу стандарта RS-232 по протоколу Modbus RTU.
Устройство и работа индикатора "Нефтемер"
На рис. 4.1 схематично представлено взаимное расположение блока источника излучения, трубопровода и блока детектирования.
Измерительный первичный преобразователь включает в себя держатель с установленными на нём БИИ1 и БД. Если используется накладной вариант индикатора, то держатель закрепляется непосредственно на трубопроводе, по которому протекает нефтегазоводяная смесь. Если используется врезной вариант индикатора, то держатель закрепляется на ИУТ. ИУТ представляет собой отрезок трубы того же диаметра и с такой же толщиной стенки, как и трубопровод, по которому протекает нефтегазоводяная смесь. ИУТ монтируется на фланцевом соединении в разрыв технологического трубопровода, по которому протекает поток контролируемой нефтегазовой смеси.
В состав вторичной аппаратуры входят: щит с установленными в нем контроллером и блоками питания; персональный компьютер; программное обеспечение.
БИИ1 формирует узкий пучок прямого гамма-излучения, направленный по диаметру поперечного сечения трубопровода на блок детектирования БД, который установлен на противоположном конце. Ослабление прямого пучка гамма-излучения зависит от плотности нефтегазоводяной смеси.
Узкий прямой пучок, формируемый БИИ1, взаимодействует с материалом стенки трубопровода и нефтегазоводяной смесью, в результате чего образуются потоки рассеянного гамма-излучения. Рассеянное гамма-излучение, направленное в сторону БД, ослабляется нефтегазоводяной смесью и попадает на БД. Степень ослабления рассеянного гамма-излучения так же зависит от плотности нефтегазоводяной смеси.
Прямое и рассеянное излучения, попавшие на БД, преобразуются в нем в электрические сигналы, которые затем преобразуются к цифровому виду и поступают на встроенный в БД контроллер, который обеспечивает их передачу в стандарте RS485 по кабелю в контроллер. Контроллер обеспечивает передачу данных в PC в стандарте RS232. В PC данные обрабатываются с помощью компьютерной программы, в результате чего формируются результаты измерения,
Диапазон измерения расхода зависит от диаметра трубопровода и определяется следующим образом: нижняя граница - как произведение минимальной скорости потока (0,02 м/сек) на диаметр трубопровода; верхняя граница - как произведение максимальной скорости потока (2 м/сек) на диаметр трубопровода.
Индикатор "Нефтемер" устанавливается на вертикальном участке трубопровода на восходящем потоке нефтегазоводяной смеси.
В непосредственной близости от места установки индикатора должны быть установлены средства измерения давления и температуры нефтегазоводяной смеси, показания которых могут быть использованы для приведения объе мов газа и жидкости от действительных условий внутри трубопровода к нормальным условиям.
Схема гидравлического контура, в котором устанавливается индикатор, должна обеспечивать возможность градуировки измерительного первичного преобразователя на "пустой" и "полной" трубе. Т.е. необходимо перед началом эксплуатации индикатора произвести измерения: в отсутствии нефтегазоводяной смеси внутри трубопровода в месте установки индикатора ("пустая" труба); при заполнении трубопровода в месте установки индикатора жидкостью с известной плотностью, гарантированно не содержащей свободного газа ("полная" труба).
Индикатор должен устанавливаться на трубопроводе таким образом, чтобы в процессе его эксплуатации был обеспечен свободный и легкий доступ к переключателю, переводящему БИИ из положения "открыто" в положение "закрыто" и обратно.
Индикатор устанавливается на трубопроводе таким образом, чтобы вероятность и время нахождения персонала в направлении просвечивания трубопровода гамма-излучением были минимальны.
Индикатор должен устанавливаться на охраняемой территории.Место установки индикатора должно хорошо освещаться и просматриваться с возможно больших точек прилегающей территории.
Место установки индикатора должно быть обозначено знаком "радиационная опасность" в соответствии с ОСПОРБ-99.
При проведении измерений с целью сведения баланса между поступающими на объект измерения и отходящими с объекта измерения количествами газа, жидкости и воды необходимо убедиться: что в составе объекта измерения имеются средства измерения количества газа (при нормальных условиях), учитывающие весь и только тот газ, ко торый поступает на объект измерения в составе нефтегазо водяной смеси и учитывается "Нефтемером"; что аналогичные требования выполняются для нефти и воды.
Для выяснения стабильности работы первичных измерительных преобразователей системы, диапазона и погрешности измерений плотности жидкости и объемного содержания свободного газа, чувствительности к изменению химического состава контролируемых веществ прибор был исследован на исследовательском стенде.Важнейшим этапом синтеза прибора является его градуировка.
Теоретическая зависимость количества отсчетов прямого излучения Nnp от плотности среды выражается экспоненциальной зависимостью. Для рассеянного излучения (АГри) эта зависимость намного сложнее, и ее было решено определить в результате эксперимента на трубопроводе диаметра ch325 мм.
Экспериментальный образец был смонтирован на измерительном участке трубопровода (рис. 4.2). Участок установлен горизонтально и заглушён с обеих сторон фланцами, снабженными кранами для слива жидкости.
