Національний науковий центр

“Інститут метрології”

Кепещук Тарас Васильович

УДК 389.6:681.121

МЕТРОЛОГІЧНЕ ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ ТА

ОПТИМІЗАЦІЯ ВУЗЛІВ ОБЛІКУ СИРОЇ НАФТИ

05.11.15 – Метрологія та метрологічне забезпечення

Автореферат

дисертації на здобуття наукового ступеня

кандидата технічних наук

Харків – 2007

Дисертацією є рукопис

Робота виконана в Національному науковому центрі “Інститут метрології” Державного комітету України з питань технічного регулювання та споживчої політики (Держспоживстандарту України)

Науковий керівник:

доктор технічних наук, старший науковий співробітник

Большаков Володимир Борисович,

директор Наукового центру “Витратометрія та механічні вимірювання”

ННЦ “Інститут метрології”

Офіційні опоненти:

доктор технічних наук, професор, лауреат державної премії СРСР

Копил Віталій Кирилович,

провідний науковий співробітник

ННЦ “Інститут метрології”

кандидат технічних наук, професор

Чеховський Степан Андрійович,

завідувач кафедри “Інформаційно-вимірювальної техніки” Івано-Франківського Національного технічного університету нафти і газу

Провідна установа: Національний технічний університет “Київський політехнічний інститут” Міністерства освіти та науки України, м. Київ

Захист відбудеться „23” травня 2007 р. о 14 годині на засіданні спеціалізованої вченої ради Д .827.01 у Національному науковому центрі “Інститут метрології” (61002, м. Харків, вул. Мироносицька, 42).

З дисертацією можна ознайомитися у бібліотеці Національного наукового центру “Інститут метрології” (61002, м. Харків, вул. Мироносицька, 42).

Автореферат розісланий „_10_”_квітня_ 2007 р.

Вчений секретар спеціалізованої вченої ради

кандидат технічних наук, доцент Дем’янков І.Ф.

ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОБОТИ

Актуальність теми. В умовах перебудови економіки України, зростання вартості енергоносіїв, їх дефіциту, питання підвищення точності обліку енергоресурсів і їх якості в цілому, а нафти та водонафтових потоків (сирої нафти), в першу чергу, підняті Урядом України на державний рівень. Важливість вирішення цих питань визначається цілим рядом постанов Кабінету Міністрів України, і, зокрема, № 1679 від 16.12.2004 р. “Про внесення змін до Порядку державного обліку родовищ, запасів і проявів корисних копалин”.

Для визначення кількості і показників якості сирої нафти на об'єктах збору та попередньої підготовки нафти використовуються вузли обліку сирої нафти (ВОСН) і побудовані на їх основі інформаційно-вимірювальні системи (ІВС).

ВОСН є всюди, але за кордоном і, зокрема, в Росії, вони, як правило, розраховані на великі витрати нафти. В Україні ж, з однієї сторони таких витрат немає, з другої, - нафта деяких родовищ володіє аномальними властивостями (висока в'язкість, високий газовміст, наявність агресивних домішок, можливим вмістом пластової води від 0% до 100% та ін.), і в зв’язку з цим будувати такі ВОСН, які є за кордоном, тут недоцільно, їх варто створювати з врахуванням таких особливостей, як характеристики вимірювального продукту, вимог та умов вимірювань та цілої низки інших факторів. Тому виникає необхідність в проведенні наукових досліджень, направлених на розробку концепції побудови (критерії, алгоритми та принципи) оптимальних ВОСН, методологічних підходів до їх метрологічного забезпечення (МЗ), і, як наслідок, створення таких ВОСН, які забезпечать потрібну точність вимірювань існуючих в Україні нафтових потоків, виконання необхідних функцій при мінімальних економічних затратах. При розробці цих ВОСН необхідно керуватися наступними основними критеріями: виконувані функції, технічні та метрологічні характеристики (МХ), вартість.

Варто відмітити, що на аукових досліджень, направлених на _________________________________________________________________________________сьогоднішній день в Україні державні стандарти, які б регламентували облік сирої нафти, відсутні. Що стосується товарної нафти, то діє ГОСТ 26976, проте він розроблений досить давно і не враховує реалій сьогодення, сучасних тенденцій в даній галузі і потребує актуалізації та вдосконалення. Тому з метою забезпечення єдності і достовірності вимірювань, що виконуються на ВОСН, виникає насущна потреба в проведенні досліджень, направлених на розробку відповідних організаційно-методичних нормативних документів з метрології (МДМ) і, в першу чергу, - документа, який би регламентував вимоги до визначення об’єму та маси сирої нафти за допомогою ВОСН в Україні, а також методик виконання вимірювань (МВВ), атестації і повірки ВОСН.

Зв'язок роботи з науковими програмами, планами, темами.

Дисертаційна робота виконувалась в процесі навчання в аспірантурі ННЦ “Інститут метрології”, а також в ТОВ ІТЦ “Нові технології” за місцем роботи аспіранта. Питання дисертаційної роботи розроблялись здобувачем при виконанні науково-дослідних робіт в рамках наступних госпдоговорів: №6/37-р/ІІ-131 на виконання роботи по розробці методики виконання вимірювань на вузлі обліку нафти на виході ДНС Талалаївка НГВУ “Чернігівнафтогаз” (автор – відповідальний виконавець); №6/1009 на виконання роботи по розробці методичного документу з метрології “Визначення об’єму та маси сирої нафти при облікових операціях на нафтогазовидобувних підприємствах ВАТ “Укрнафта” (автор – виконавець); №6/894 на виконання роботи по розробці організаційно - методичних документів з метрології для вузла обліку сирої нафти (автор – виконавець).

Мета і задачі дослідження полягають в підвищенні точності, забезпеченні єдності та достовірності вимірювань, що здійснюються при обліку сирої нафти, а також у розробці наукової основи визначення оптимальних в умовах України ВОСН, їх конфігурації, оснащення, МЗ.

Для досягнення цієї мети необхідно вирішити наступні задачі:

- розглянути методи та засоби вимірювань, що використовуються для обліку сирої нафти на підприємствах нафтогазової галузі України і за кордоном; здійснити їх порівняльний аналіз і на його основі побудувати матрицю характеристик метрологічного забезпечення ВОСН;

- розробити критерії та алгоритми і провести дослідження з метою вибору ВОСН, що будуть оптимальними для умов в Україні;

- визначити принципи побудови ВОСН, їх структуру, склад, а також алгоритми та похибки вимірювань маси нафти на ВОСН при застосуванні різних методів та засобів вимірювань;

- провести аналіз похибок визначення маси нафти на типових для України ВОСН, визначити складові, що вносять вирішальний вплив в сумарну похибку вимірювань маси нафти, і навести заходи щодо зменшення їх впливу на точність вимірювань;

- розробити структуру, конфігурацію оптимальних стосовно умов України ВОСН, їх склад, комплектування засобами вимірювальної техніки (ЗВТ) і устаткуванням, виходячи з необхідних точностей, виконуваних функцій, а також економічної доцільності;

- розробити методику підведення балансу, проведення розподілу між постачальниками сирої нафти, визначення частки цехів і інших структурних підрозділів у виробництві нафти;

- розробити рекомендації по забезпеченню достовірності та єдності вимірювань, що здійснюються при обліку сирої нафти;

- розробити систему нормативно-технічних документів з метрології, які необхідні при створенні, впровадженні та експлуатації ВОСН.

Об’єктом дослідження є ВОСН, їх МЗ, забезпечення необхідної точності, єдності і достовірності вимірювань кількості та показників якості сирої нафти.

Предметом дослідження є комплекс теоретичних, прикладних, методологічних аспектів МЗ ВОСН (його наукова, технічна та нормативна основа) стосовно до вибору оптимальних для України ВОСН.

Методи дослідження. Для розв’язання поставлених задач використовується системний підхід до МЗ ВОСН, який включає до себе як наукове і методичне, так і технічне забезпечення обліку сирої нафти, при цьому враховуються особливості вимірювального продукту, а також вимоги та умови вимірювань при обліку сирої нафти в Україні. Розробка оптимальних для України ВОСН, їх структура, конфігурація і оснащення здійснювалась за допомогою методів оптимізації та аналізу засобів та методів вимірювань. При визначенні похибок вимірювань маси нафти на типових ВОСН використовувалася теорія похибок. Розробка МДМ здійснювалась із застосуванням теорії вимірювань, ймовірності, математичної статистики.

Наукова новизна одержаних результатів полягає у наступному:

-  розвинуто наукові основи МЗ ВОСН, згідно з чим результати вимірювань маси нафти на ВОСН, їх точність повинні визначатися не тільки МХ застосовуваних ЗВТ і методів вимірювань, а і складом вимірювального середовища (вмістом води, розчиненого і вільного газу, механічних домішок, хлористих солей), та властивостями сирої нафти (в’язкістю, густиною), температурою, тиском, діапазоном витрат і режимом роботи ВОСН,

- розроблено принципи побудови оптимальних для умов України ВОСН: критерії і алгоритми вибору оптимального набору ЗВТ для ВОСН, їх структури та конфігурації,

- розвинуто наукові положення визначення маси нафти за допомогою ВОСН при застосуванні на них різних засобів та методів вимірювань,

- удосконалено фізико-математичну модель формування похибок вимірювань маси нафти на типових для умов України ВОСН, визначено складові похибок, що вносять максимальний внесок в їх величину, а також розроблено заходи щодо зменшення їх впливу на точність обліку сирої нафти.

Практичне значення одержаних результатів полягає в тому, що визначено оптимальні для умов України ВОСН, їх склад, конфігурація, оснащення ЗВТ, методи, алгоритми та похибки вимірювань маси нафти, розроблено систему МДМ з МЗ обліку сирої нафти, які необхідні для діяльності підприємств нафтогазової галузі України. Результати роботи використовуються при створенні та експлуатації ВОСН (наприклад, ВОСН на ДНС Рибальській, Коржі, Великі Бубни, Анастасіївка, Артюхівка НГВУ “Охтирканафтогаз”, ДНС Талалаївка НГВУ “Чернігівнафтогаз”).

Розроблена система МДМ, які необхідні при створенні, впровадженні та експлуатації ВОСН:

1. СТП 320.00135390.099-2002 Визначення об’єму та маси сирої нафти. Вимоги до метрологічного забезпечення проектування, впровадження та експлуатації вузлів обліку сирої нафти у ВАТ “Укрнафта”;

2. МВУ Рекомендація. Метрологія. Маса сирої нафти. Методика виконання вимірювань на вузлі обліку сирої нафти Рибальської ДНС;

3. МПУ Рекомендація. Метрологія. Вузол обліку сирої нафти Рибальської ДНС. Методика повірки;

4. Інструкція. Метрологія. Сира нафта. Методика виконання вимірювань маси сирої нафти на вузлі обліку на виході ДНС Талалаївка НГВУ „Чернігівнафтогаз”.

Розроблена система МДМ впроваджена в метрологічну практику підприємств нафтогазової галузі України.

Особистий внесок здобувача. Основні положення та результати, що представлені в дисертації, отримані автором самостійно, а окремі досягнуті у співавторстві з науковим керівником та співробітниками за місцем роботи.

В працях [1, 4] дисертанту належать основні принципи розробки МВВ для ВОСН, реалізація методології МВВ на прикладі ВОСН Рибальської ДНС ВАТ “Укрнафта”; в роботі [2] – аналіз методів та ЗВТ, що застосовуються при обліку сирої нафти; в роботі [5] – дослідження переваг та недоліків масових витратомірів при вимірюванні маси сирої нафти на ВОСН; в роботі [6] – аналіз методів і засобів повірки вологомірів сирої нафти, основні підходи побудови установки для повірки даних ЗВТ.

Апробація результатів дисертації. Основні результати дисертаційної роботи доповідалися та обговорювалися на ІІІ Міжнародній науково-технічній конференції “Метрологія та вимірювальна техніка” (м. Харків, 2002), третій Всеукраїнській науково-технічній конференції “Вимірювання витрати та кількості газу і нафтопродуктів” (м. Івано-Франківськ, 2003), ІV Міжнародній науково-технічній конференції “Метрологія та вимірювальна техніка” (м. Харків, 2004).

Публікації. Основні результати роботи висвітлені в 3-х статтях у фахових наукових журналах (1 стаття одноосібна), у 3-х збірниках матеріалів науково-технічних конференцій.

Структура та обсяг роботи. Дисертація складається із переліку умовних позначень та термінів, вступу, чотирьох розділів, висновків, списку використаних джерел та шести додатків. Повний обсяг дисертації – 211 сторінок, з них перелік умовних позначень та термінів займає 2 сторінки, 4 рисунки та 5 таблиць займають 15 окремих сторінок, список використаних джерел з 102 найменувань – 9 сторінок, додатки – 43 сторінки.

ОСНОВНИЙ ЗМІСТ ДИСЕРТАЦІЙНОЇ РОБОТИ

У вступі обґрунтовано актуальність дисертаційної роботи, сформульовано мету і задачі дослідження, визначено об’єкт та предмет дослідження, наукову новизну, практичне значення та особистий внесок здобувача в одержані результати, подано відомості про їх апробацію та впровадження.

У першому розділі розглянуто сучасний стан та тенденції розвитку вимірювань, що здійснюються при обліку сирої нафти, його метрологічного забезпечення. Розглянуто найбільш типові для України фізико-хімічні характеристики сирої нафти. Проаналізовано основні переваги та недоліки існуючих методів та засобів вимірювань обліку сирої нафти. Встановлено, що облік сирої нафти на установках збору та попередньої підготовки нафти нафтогазового комплексу України ведеться з великими похибками (до ±10% і вище). Існуючі вимірювальні установки не укомплектовані в необхідній степені ЗВТ і допоміжним обладнанням, що потрібні для достовірного визначення кількості та показників якості сирої нафти. Відмічено, що ВОСН – основні технічні засоби для вимірювань кількості та показників якості сирої нафти. Визначено шляхи та методи їх подальшого удосконалення для підвищення точності обліку сирої нафти, сформульовано та обґрунтовано мету і задачі досліджень.

У другому розділі викладено результати досліджень, направлених на розробку наукової основи критеріїв та алгоритму вибору ЗВТ при оптимізації ВОСН, принципів їх побудови, а також проведено дослідження, присвячені удосконаленню алгоритмів визначення маси нафти на ВОСН та похибок її вимірювань.

Зазначено, що розробка, створення, впровадження та експлуатація ВОСН зумовлює актуальність вирішення задач, пов'язаних з методами, вимогами, умовами оптимізації, синтезу і аналізу їх МЗ. На етапах розробки здійснюється синтез МЗ, а на етапі експлуатації - його аналіз. Синтез та аналіз МЗ повинен базуватися на чіткому встановленні об’єкта, предмета і мети метрологічного забезпечення. Об’єкт МЗ повинен включати вимірювання, вимірювальний контроль і одночасні вимірювання параметрів продукції і умов (режимів) її випробовувань (в нашому випадку об’єктом МЗ виступають ВОСН та побудовані на їх основі ІВС). Предметом МЗ є виконання вимог та оптимізація вирішення задач забезпечення: точності і достовірності вимірювань, єдності вимірювань, а також одноманітності ЗВТ. Метою МЗ є досягнення потрібної якості, конкурентноздатності і ефективності застосування продукції (для нашого випадку метою МЗ ВОСН є досягнення потрібної точності вимірювань кількості та показників якості сирої нафти, забезпечення виконання всіх функцій, що ставляться при обліку сирої нафти).

Оскільки ЗВТ являються технічною основою МЗ, їх вибір являється базовою операцією синтезу МЗ ВОСН. Ними визначається вирішення основних задач МЗ - забезпечення точності, достовірності та єдності вимірювань. Вибір ЗВТ доцільно здійснювати, виходячи з наступних принципів: оптимізації вимірювальних параметрів; допустимих значень характеристик точності і достовірності вимірювань; врахування всіх факторів і характеристик, що впливають на точність вимірювань; альтернативного підходу до визначення оптимального варіанту ЗВТ, які вибираються; оптимізації ВОСН за показниками точності, вартості, функціональності.

Вимоги по забезпеченню точності та достовірності вимірювань представлено в наступному виді:

ДУФ ? ДУД при РФ (ДУФ) ? РЗ(ДУД), (1)

де ДУФ і ДУД – відповідно, фактичні та допустимі значення границь сумарної похибки результатів вимірювань; РФ (ДУФ) і РЗ(ДУД) – відповідно, фактичні та задані значення довірчої ймовірності, з якою визначаться ДУФ та ДУД (при обліку сирої нафти РЗ=95тобто рівень довіри, який забезпечується, дорівнює 95

Умову оптимізації забезпечення точності та достовірності вимірювань виражено наступним чином:

ДУФ > ДУД при РФ (ДУФ)> РЗ(ДУД). (2)

Формули (1) та (2) позволяють проводити розрахунки по забезпеченню точності та достовірності вимірювань як при синтезі (для оцінки альтернативних варіантів вибору ЗВТ і визначення оптимального варіанту), так і при аналізі (для оцінки правильності їх вибору і розробки рекомендацій по вдосконаленню МЗ). Значення ДУД і РЗ(ДУД) беруться з адекватної моделі МЗ.

Для визначення ДУФ необхідно визначити складові похибок та їх значення, а також спосіб їх сумування. Оскільки облік сирої нафти, як правило, ведеться в одиницях маси, тому виникає необхідність визначення сумарної похибки вимірювань маси нафти на ВОСН, яка визначається відповідно до алгоритмів розрахунку маси нафти за похибками ЗВТ, що входять в склад ВОСН, а також похибками визначення параметрів якості сирої нафти в лабораторії. Маса нафти на ВОСН визначається опосередкованим методом шляхом прямих вимірювань таких параметрів, як маса (або об’єм та густина) сирої нафти, температура, тиск, вміст води, розчиненого та вільного газу, механічних домішок та хлористих солей. В зв’язку з цим величина сумарної похибки вимірювань визначається у відповідності з відомим виразом:

, (3)

де Y=f(x1, x2,…,xn) – рівняння вимірювань, k – коефіцієнт, що визначається прийнятою довірчою ймовірністю (РЗ) (при РЗ =95% коефіцієнт k приймається рівним 1,1); xі – і-й параметр, виміряний прямим способом; n – кількість цих параметрів;   фактичне значення похибки вимірювань і-го параметру.

Оцінка відповідних всім вимогам альтернативних варіантів вимірювальної системи при виборі оптимального варіанта, а також оцінка варіантів її вдосконалення пропонується здійснювати за критерієм В, що характеризує відношення сумарної похибки вимірювань до вартості витрат на їх реалізацію:

(4)

де - сумарна вартість витрат на реалізацію п-ї кількості вимірювань.

При цьому фактичні значення технічних характеристик ЗВТ, що вибираються, повинні бути рівні або якісно вищі потрібних (допустимих) значень відповідних характеристик, тобто виконання вимог за технічними характеристиками ЗВТ оцінюється за відношенням:

ТХіФж ? ТХіПж, ж=1...r, (5)

де ТХіФж і ТХіПж – відповідно, фактичне і потрібне значення ж характеристики ЗВТ і-го вимірювального параметру; r – кількість оцінюваних характеристик, яким повинен задовільняти ЗВТ вимірювального параметру.

До технічних характеристик ЗВТ можуть відноситися: стійкість до дії умов вимірювань та впливаючих факторів, функціональність, надійність та степінь автоматизації вимірювань, простота виконання вимірювань і їх обслуговування, чутливість, габаритні розміри та маса і ін.

Таким чином, відповідно до введених та прийнятих співвідношень (1)-(5) критерій оптимальності вибору набору ЗВТ для ВОСН, який враховує їх вартість, вимоги по точності, функціональності, сформульовано наступним чином:

(6)

В якості методу, що позволить реалізувати розроблений критерій оптимальності (6), раціонально використовувати метод порівняльного аналізу або метод перебору. У випадку застосування методу порівняльного аналізу стосовно оптимізації ВОСН, необхідно звести в таблицю (матрицю) потрібні і фактичні значення характеристик МЗ обліку сирої нафти; провести порівняльний аналіз даних матриці і, користуючись критерієм оптимальності, вибрати оптимальний варіант МЗ ВОСН, які забезпечать потрібну точність вимірювань існуючих в Україні нафтових потоків, виконання необхідних функцій при мінімальних економічних затратах.

Розроблено структурну та технологічну схему узагальнених ВОСН.

Проведено дослідження, направлені на удосконалення алгоритмів визначення маси нафти на ВОСН та похибок її вимірювань в залежності від використання різних методів та засобів вимірювань. З цією метою було розглянуто алгоритми визначення маси нафти на ВОСН:

- згідно ГОСТ 26976 в алгоритмах визначення маси нафти не враховуються такі складові баласту, як вільний та розчинений газ, оскільки вони відсутні в товарній нафті;

- згідно МИ 2693 при використанні опосередкованого об’ємно-масового методу динамічних вимірювань з застосуванням об’ємних перетворювачів витрати в комплексі з потоковим густиноміром, а також при використанні прямих вимірювань з застосуванням на ВОСН масових витратомірів маса нафти визначається за наступним виразом:

МН =, (7)

де - маса сирої нафти, кг; - маса баласту (води, вільного та розчиненого газу, механічних домішок, хлористих солей), кг; WМВ = ?WОВ - масова частка пластової води в сирій нафті, %; сВ – густина пластової води, кг/м3; ср – густина сирої нафти, кг/м3; WОВ – об'ємна частка пластової води в сирій нафті, %; – масова частка вільного газу в сирій нафті, %; VВГ - об'ємна частка вільного газу в сирій нафті в робочих умовах, %; КР – безрозмірний коефіцієнт, який характеризує відношення абсолютного тиску у вимірювальній лінії ВОСН до атмосферного в момент вимірювання об’ємної частки вільного газу в сирій нафті в робочих умовах; сГ - густина газу при нормальних умовах, кг/мі; – масова частка розчиненого газу в сирій нафті, %; Vрг – об’ємна частка розчиненого газу в одиниці об’єму сирої нафти на ВОСН, м3/м3; WМД – масова частка механічних домішок у обезводненій дегазованій нафті (визначається за ГОСТ ), %; – масова частка хлористих солей у обезводненій дегазованій нафті, %; - концентрація хлористих солей у обезводненій дегазованій нафті (визначається за ГОСТ 21534), мг/дм3 (г/м3); сН – густина обезводненої дегазованої нафти при 20 ?С (визначається в лабораторії по об'єднаній пробі), кг/м3.

При аналізі наведеної вище формули зазначено наступне. Оскільки маса нафти рівна різниці маси сирої нафти та маси баласту (води, розчиненого і вільного газу, механічних домішок, хлористих солей), складові баласту виражені через масові частки. Нехай на протязі певних проміжків часу через ВОСН пройшло 1000 т, 2000 т, 3000 т, 4000 т та 5000 т сирої нафти. Причому кожна складова баласту (води, розчиненого і вільного газу, механічних домішок, хлористих солей) рівна 10%, тобто загалом баласт складає 50% від маси сирої нафти. Відповідно, маса нафти (МН) при вказаних вище параметрах повинна бути рівною 500 т, 1000 т, 1500 т, 2000 т та 2500т, а МН, визначена згідно виразу (7), буде рівною 560 т, 1120 т, 1680 т, 2240 т та 2800т, відповідно. Отримані результати показали, що маса нафти, визначена за виразом (7), перевищує її реальні значення, тому зроблено висновок про те, що даний вираз математично некоректний, і його застосування на практиці призведе до значних методичних похибок, при чому, чим більша кількість видобутої нафти, тим ці похибки будуть вищими.

В зв’язку з цим, виходячи з проведених досліджень, вираз (7) запропоновано виразити наступним чином:

МН = (8)

Згідно МИ 2693 при використанні опосередкованого об’ємно-масового методу динамічних вимірювань з застосуванням об’ємних перетворювачів витрати в комплексі з потоковим густиноміром маса сирої нафти визначається за наступним виразом:

Мр =V?ср, (9)

де V - об’єм сирої нафти, виміряний на ВОСН у робочих умовах, м3; ср – густина сирої нафти, виміряна потоковим густиноміром в умовах, ідентичних умовам вимірювань об’єму сирої нафти, кг/м3.

Проте, як правило, об’єм та густина сирої нафти вимірюються на ВОСН в різних умовах, оскільки витратомір знаходиться в блоці вимірювальних ліній, а вимірювання густини здійснюється густиноміром, що знаходиться в блоці якості або лабораторним методом при нормальних умовах. Тому результати вимірювань об’єму та густини сирої нафти повинні бути приведені до однакових умов, наприклад, до умов вимірювань об’єму (при застосуванні густиноміра) або нормальних умов (при вимірюванні густини сирої нафти в лабораторії). В першому випадку вираз (9) представлено в наступному виді:

, (10)

де ср – густина сирої нафти, виміряна потоковим густиноміром, кг/м3; вР = вН ?+ +вВ? – коефіцієнт об'ємного розширення сирої нафти, °C-1; вН - коефіцієнт об'ємного розширення нафти, °С-1 (регламентується МИ 2153); вВ - коефіцієнт об'ємного розширення пластової води, °С-1; різниця температур сирої нафти при вимірюванні її об’єму (tV) та густини (t), С; FР = FН ?+ FВ? - коефіцієнт стисливості сирої нафти, МПа –1; FН - коефіцієнт стисливості нафти, МПа –1 (регламентується МИ 2153); FВ - коефіцієнт стисливості пластової води, МПа –1; різниця тисків сирої нафти при вимірюванні її об’єму (РV) та густини (Р), МПа.

Якщо об’єм і густина сирої нафти приводяться до нормальних умов, тобто об’єм сирої нафти вимірюється за допомогою об’ємних перетворювачів витрати, а її густина – лабораторним методом, в цьому випадку вираз (9) запропоновано виразити наступним чином:

, (11)

де ср – густина сирої нафти, виміряна в лабораторії (за ГОСТ 3900 і МИ 2153), кг/м3; Кtр = =1-вР?(tР - 20) – коефіцієнт, який враховує вплив температури на кількість сирої нафти; tР – температура сирої нафти на ВОСН, °С; KР =1+FР?РР - коефіцієнт, який враховує вплив тиску на кількість сирої нафти; РР - надлишковий тиск сирої нафти на ВОСН, МПа.

Визначення границь допустимих відносних похибок вимірювань маси нафти та маси сирої нафти при застосуванні на ВОСН вказаних вище методів та засобів вимірювань регламентується МИ 2693. Наприклад, згідно даного МДМ границі допустимої відносної похибки вимірювань маси сирої нафти при використанні опосередкованого об'ємно-масового методу динамічних вимірювань з застосуванням об’ємних перетворювачів витрати в комплексі з потоковим густиноміром визначаються за формулою:

, (12)

де - границі допустимої відносної похибки вимірювань об’єму сирої нафти за допомогою об’ємних перетворювачів витрати, %; - границі допустимої відносної похибки вимірювань густини сирої нафти, %; г – границі допустимої абсолютної похибки вимірювань густини сирої нафти густиноміром, кг/м3; Р МІН - мінімальна густина сирої нафти, кг/м3; – границі складової допустимої відносної похибки вимірювань маси нафти, обумовленої абсолютною похибкою вимірювань температури, %; tР – границі допустимої абсолютної похибки вимірювань температури сирої нафти, С; – границі складової допустимої відносної похибки вимірювань маси нафти, обумовленої абсолютною похибкою вимірювань тиску, %; РР – границі допустимої абсолютної похибки вимірювань тиску, МПа.

Проте, було визначено границі допустимої відносної похибки вимірювань маси сирої нафти при використанні опосередкованого об'ємно-масового методу динамічних вимірювань з застосуванням об’ємних перетворювачів витрати в комплексі з потоковим густиноміром відповідно до алгоритму (10) та виразу (3), і в результаті отримано наступний вираз:

, (13)

де - границі допустимої абсолютної похибки вимірювань температури сирої нафти при вимірюваннях її об’єму () та густини (), відповідно, С .

Аналогічно відповідно до алгоритму (11) та виразу (3) границі допустимої відносної похибки вимірювань маси сирої нафти при використанні опосередкованого об'ємно-масового методу динамічних вимірювань (при вимірюванні об’єму сирої нафти з застосуванням об’ємних перетворювачів витрати, а її густини – використанням лабораторного методу) пропонується визначати таким чином:

, (14)

де – границі допустимої абсолютної похибки вимірювань густини сирої нафти в лабораторії, кг/м3.

Третій розділ присвячено аналізу методів та засобів вимірювань, що використовуються при обліку сирої нафти, а також побудові матриці характеристик МЗ ВОСН. Відмічено, що вимірювання кількості сирої нафти на ВОСН, як правило, здійснюється об’ємними і масовими методами.

При проведенні аналізу методів, що застосовуються при обліку сирої нафти, досліджено вплив на точність вимірювань таких факторів як: обводненість сирої нафти, її в’язкість, наявність в ній вільного газу, наведено та проаналізовано методи та засоби вимірювань вказаних вище параметрів.

В результаті проведеного аналізу ЗВТ встановлено, що на ВОСН можуть застосовуватися як вітчизняні, так і імпортні ЗВТ, які за своїми метрологічними і експлуатаційними характеристиками відповідають вимогам, що ставляться перед ВОСН. Вибір між тими або іншими ЗВТ, в основному, визначається в більшості випадків наступними чинниками: МХ, вартістю і надійністю в роботі. ЗВТ, які виготовляються провідними закордонними виробниками мають високу точність, надійність, якість, але і високу вартість. ЗВТ, що виготовляються на Україні та в Росії, здатні конкурувати за метрологічними характеристиками з імпортними і мають суттєво нижчу вартість. В зв’язку з цим ставиться питання про оптимальний для України вибір комплектації ВОСН.

При вимірюванні кількості сирої нафти тип вимірювачів витрати (лічильників) вибирається, виходячи із виду, фізичних властивостей вимірювального середовища, режиму роботи ВОСН, а також економічної доцільності. При цьому найбільш широке застосування отримали:

- турбінні лічильники (ТПВ). Вони малогабаритні, зручні в обслуговуванні, дешеві, але на їхні покази дуже впливають фізико-хімічні характеристики вимірювального середовища, наявність в ньому вільного газу, варіація витрати. Похибка цих ЗВТ в залежності від умов експлуатації (діапазону витрат, властивостей рідини: в'язкості, густини, забрудненості її, режиму течії, форми епюри швидкостей і т.д.) може варіюватися від ± ,15до ± ,5 %. Тому їх рекомендується застосовувати, в основному, для оперативного обліку однорідних продуктів, в'язкість яких у процесі експлуатації може змінюватися тільки в межах, припустимих для даного типу лічильника. Їх використання на комерційних ВОСН можливе тільки в тому випадку, якщо є можливість контролювати МХ кожного екземпляра ТПВ в робочих умовах і забезпечення тих умов експлуатації, при яких були визначені їх МХ;

- об’ємні лічильники (лопатеві, шестерневі і ін.). Їх можна використовувати для широкої номенклатури рідинних середовищ, зокрема високов'язких (до 3000 мм2/с) при малих швидкостях руху. Перевагою даних лічильників є стабільність їх метрологічних характеристик, менша залежність від виду вимірювального середовища, її в’язкості. Недоліками є їхня громіздкість, складна конструкція і висока вартість;

- масові витратоміри (коріолісові). Ці ЗВТ призначені для прямого вимірювання маси продуктів в динаміці. Масові витратоміри мають ряд безперечних переваг: пряме вимірювання маси, висока точність вимірювання, надійність, відсутність рухомих частин, впливу властивостей рідини - в'язкості, густини. Важливою особливістю коріолісових масових витратомірів є можливість одночасного вимірювання маси і густини, чи об’єму і густини, а також температури продукту. Проте, в процесі експлуатації масових витратомірів необхідно здійснювати контроль зміщення нуля у відповідності з технічним описом на конкретний витратомір. Тому на вузлах обліку на базі масових витратомірів необхідно передбачувати або якийсь еталонний ЗВТ зі стабільними МХ, або можливість контролю МХ масового витратоміра за допомогою пересувних пристроїв, що, звичайно, буде приводити до затрат часу і додаткових капітальних вкладень. Також відмічено, що дані прилади мають дуже високу вартість.

В процесі досліджень, направлених на вибір оптимальних ВОСН, крім перетворювачів витрати (лічильників) сирої нафти, розглянуто та проаналізовано наступні ЗВТ: блочні установки для обліку сирої нафти, автоматичні потокові вологоміри, автоматичні густиноміри, автоматичні потокові віскозиметри, автоматичні пробовідбірники і пробовідбірні системи, вторинні прилади та системи обробки інформації; виявлено їх переваги та недоліки.

В результаті виконаних досліджень встановлено, що найбільш досконалим і точним при обліку сирої нафти є масовий метод вимірювання за допомогою масових витратомірів. Він характеризується практично повною відсутністю впливу на результати вимірювань властивостей сирої нафти і найменшим впливом вмісту в ній вільного газу. На основі проведеного аналізу ЗВТ, які можуть застосовуватися і застосовуються при вимірюваннях, зв’язаних з обліком сирої нафти, та досліджень, проведених в розділі 2, побудована відповідна матриця характеристик МЗ ВОСН.

У четвертому розділі, виходячи з досліджень, які були проведені в попередніх розділах, проаналізовано похибки вимірювань і їх складові при визначенні маси нафти на типових для України ВОСН, здійснено вибір оптимальних ВОСН для оперативного та комерційного обліку сирої нафти на Україні, розроблено методику підведення балансу, проведення розподілу між постачальниками сирої нафти, визначення частки цехів і інших структурних підрозділів у виробництві нафти, а також рекомендації по забезпеченню єдності та достовірності вимірювань при обліку сирої нафти.

У відповідності до алгоритму (8) та виразу (3) визначено метрологічні можливості найбільш типових для України ВОСН - значення допустимої відносної похибки вимірювань маси нафти, її складових, що реалізуються на таких ВОСН для двох типів сирої нафти: високообводненої (при вмісті води порядку 70%) і з малим вмістом води (при вмісті води порядку 20%). Отримані результати - границі допустимої відносної похибки вимірювань маси сирої нафти (дМР), маси нафти (дМН) при використанні вологомірів різних типів, а також дМН без урахування похибок, пов'язаних з визначенням вмісту води (дМН В) наведені в табл. 1.

Таблиця 1

Результати визначення границь допустимих відносних похибок вимірювань

ЗВТ, що використовуються для вимірювань маси сирої нафти | Границі допустимих відносних похибок вимірювань

дМР, % | дМН В, % | дМН , % для різних вмістів води при використанні різних вологомірів

при WМВ=20% | при WМВ=70%

ПИП-ВСН | ВСН-1 | Phase Dynamics | ПИП-ВСН | ВСН-1 | Phase Dynamics

Масовий витратомір фірми “Emerson Process Management” | ±0,15 | ±0,20 | ±1,4 | ±2,1 | ±0,34 | ±9,13 | ±14,63 | ±3,64

ТПВ типу “МИГ” в комплексі з потоковим густиноміром фірми “Solartron” | ±0,17 | ±0,22 | ±0,35

ТПВ типу “МИГ” в комплексі з лабораторним методом вимірювань густини сирої нафти | ±0,21 | ±0,26 | ±0,38

На основі аналізу отриманих результатів встановлено, що похибка вимірювання вмісту води здійснює вирішальний вплив на точність визначення маси нафти на ВОСН, і при цьому внесок в сумарну похибку ВОСН похибки, пов'язаної з визначенням води, в декілька раз перевищує похибку вологоміра. Для зменшення цього впливу рекомендується проводити попереднє скидання води, причому при малому вмісті води точніше працюють не тільки вологоміри, а і інші ЗВТ, що застосовуються на ВОСН.

Вибір оптимальних для умов України ВОСН, їх структури, конфігурації, складу та оснащення ЗВТ, здійснювався, виходячи з критерію оптимальності (6) та необхідних вимог, які ставляться перед ВОСН. Зазначено, що визначення маси нафти на оперативних ВОСН (бригадних та цехових) необхідно здійснювати з похибкою до ±4,5%, а на комерційних ВОСН - ±0,5% (при вмісті води до 20%) та ±2,5% (при вмісті води до 50%). При вмісті води більше 50% комерційний облік сирої нафти необхідно здійснювати з попереднім скиданням води.

Встановлено, що при обліку сирої нафти згідно вибраного методу вимірювань можуть використовуватися три основні типи технологічних схем ВОСН: на базі об’ємних перетворювачів витрати; на базі об’ємних перетворювачів витрати в комплексі з потоковим густиноміром; на базі масових витратомірів. Для вибору оптимальних ВОСН в роботі визначено значення критерію В (4) щодо різних варіантів реалізації МЗ ВОСН для цих трьох вищевказаних технологічних схем, використовуючи результати аналізу похибок вимірювань при визначенні маси нафти на ВОСН і вартості ЗВТ та обладнання, які застосовуються для вимірювань облікових параметрів.

За отриманими результатами побудовано графік залежності критерію В від сумарної вартості на реалізацію вимірювань СУ для наведених вище варіантів ВОСН (рис. 1).

Рис. 1. Графік залежності критерію В від сумарної вартості на реалізацію вимірювань СУ для різноманітних варіантів ВОСН:

1 – ВОСН на базі ТПВ типу “МИГ”; 2 – ВОСН на базі на базі ТПВ типу “МИГ” в комплексі з густиноміром типу 7835 фірми “Solartron”; 3 – ВОСН на базі ТПВ типу Heliflu TZ-100-300N; 4 – ВОСН на базі об’ємного камерного лічильника фірми “Smith Meter Inc”; 5 – ВОСН на базі масового витратоміра типу СMF-300 фірми “Emerson Process Management”; 6 – ВОСН на базі ТПВ типу Heliflu TZ-100-300N в комплексі з густиноміром типу 7835 фірми “Solartron”; 7 – ВОСН на базі об’ємного камерного лічильника фірми “Smith Meter Inc” в комплексі з густиноміром типу 7835 фірми “Solartron”.

Згідно критерію (6) оптимальним буде той варіант, який задовільняє умову Вопт=Вmax при виконанні вимог по точності та функціональності. Виходячи з результатів виконаного аналізу (рис. 1), зроблено висновок про те, що оптимальним ВОСН, який задовільняє вимоги по точностях та функціональності, що ставляться перед оперативним обліком сирої нафти, при мінімальних економічних затратах, є ВОСН на базі об’ємних перетворювачів витрати (з застосуванням в якості перетворювача витрати ТПВ типу “МИГ”); ВОСН, який задовільняє вимогам, що ставляться перед комерційним ВОСН, є ВОСН, оснащений масовими витратомірами фірм “Emerson Process Management” серії Elite, “Krohne” серії Optimass, “Endress & Hauser” серії Promass, для вимірювання вмісту води в сирій нафті – вологомірами фірми “Phase Dynamics”. Ці ЗВТ мають високу вартість, проте їх МХ задовільняють вимогам, що ставляться перед комерційним ВОСН.

В розділі розроблено методику визначення маси нафти, виробленої структурними підрозділами нафтогазовидобувних підприємств, що дозволяє здійснювати підведення балансу та коректного розподілу, визначення частки цехів і інших структурних підрозділів у виробництві товарної нафти. Запропоновано для коректного розподілу і підведення балансу масу товарної нафти, отриманої на установках підготовки нафти (УПН), розподіляти пропорційно масі нафти, отриманої при обліку нафти в цехах та бригадах з урахуванням похибок вимірювань.

Розроблено рекомендації по забезпеченню достовірності вимірювань при обліку сирої нафти, які відображають той факт, що при вимірюваннях маси нафти враховуються не тільки МХ застосовуваних ЗВТ і методів вимірювань, а і склад вимірювального середовища (вміст води, розчиненого і вільного газу, механічних домішок, хлористих солей), властивості сирої нафти (в’язкість, густина), температура, тиск, діапазон витрат і режим роботи ВОСН; наведені заходи щодо виключення чи зведення до допустимого мінімуму впливу наведених вище факторів на точність та достовірність результатів обліку сирої нафти.

ВИСНОВКИ

В результаті виконаних в роботі досліджень розвинуто наукові основи створення оптимальних для умов України ВОСН, розроблено методологічні підходи до їх метрологічного забезпечення і, як наслідок – створено умови для підвищення точності обліку сирої нафти, забезпечення єдності та достовірності вимірювань кількості та показників її якості з найменшими затратами. При цьому отримані наступні основні результати.

1. На основі аналізу методів та засобів вимірювань, що використовуються для обліку сирої нафти на підприємствах нафтогазової галузі України і за кордоном, відмічено, що основними технічними засобами для вимірювань кількості та показників якості сирої нафти являються ВОСН, які повинні забезпечувати вимірювання необхідних величин і визначення облікових параметрів з потрібною точністю. Встановлено, що облік сирої нафти на установках збору та попередньої підготовки нафти нафтогазового комплексу України ведеться з великими похибками (до ±10% і вище). Визначено шляхи і методи підвищення точності обліку сирої нафти в Україні.

2. Розроблено критерії та алгоритми оптимізації вузлів обліку сирої нафти, визначено принципи та підходи побудови ВОСН, їх структуру, склад; розвинуто наукові положення визначення маси нафти за допомогою ВОСН при застосуванні на них різних засобів та методів вимірювань.

3. Проведено порівняльний аналіз методів та засобів вимірювань, що застосовуються на ВОСН, направлений на вибір ВОСН, що будуть оптимальними стосовно умов України. На основі проведеного аналізу ЗВТ побудована відповідна матриця характеристик метрологічного забезпечення ВОСН.

4. Удосконалено фізико-математичну модель формування похибок вимірювань маси нафти на типових для умов України ВОСН, визначено складові похибок, що вносять максимальний внесок в їх величину. Встановлено, що максимальний вплив на точність визначення маси нафти на ВОСН вносить похибка вимірювання вмісту