О погрешности измерения массы сырой нефти без учета воды ООО «НПП ОЗНА-Инжиниринг»

О погрешности измерения массы
сырой нефти без учета воды
Фаткуллин А.А., Мирончук Б.В.
ООО «НПП ОЗНА-Инжиниринг»
В первоначальной редакции ГОСТ Р 8.615 задавались пределы
допускаемой основной относительной погрешности измерительной
установки (далее - ИУ) для измерений:
а) массы сырой нефти:  2,5 %;
б) массы нефти с содержанием воды:
до 70 %:  6,0 %;
до 95 %:  15,0 %;
до 98 %:  30,0 %.
В последней редакции уже задаются пределы допускаемой
относительной погрешности измерений:
а) массы сырой нефти:  2,5 %;
б) массы сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти:
до 70 %:  6,0 %;
от 70 до 95 %:  15,0 %;
свыше 95 % - по методике измерений массы нефти (МИ).
В первой редакции ГОСТ Р 8.615 говорилось о пределах допускаемой
основной относительной погрешности СИКНС, измерений массы нефти в
зависимости от содержания воды в сырой нефти (в объемных долях, %):
до 5:
 0,35 %;
до 10:
 0,4 %;
до 20:
 1,5 %;
до 50:
 2,5 %;
до 70:
 5,0 %;
до 85:
 15,0 %;
более 85 рекомендовалось сбрасывать воду.
В последней редакции уже говорится о допускаемой относительной
погрешности МИ массы нетто сырой нефти с применением СИКНС в
зависимости от содержания воды в сырой нефти (в объемных долях, %):
от 0 до 5:
 0,35 %;
от 5 до 10:
 0,4 %;
от 10 до 20:
 1,5 %;
от 20 до 50:
 2,5 %;
от 50 до 70:
 5,0 %;
от 70 до 85:
 15,0 %;
более 85 погрешность нормируется по МИ.
Разработано много ИУ и еще к ним добавились многофазные расходомеры
(МФР), а что они измеряют и как убедиться в правильности их показаний для
конкретного месторождения и конкретных нефтяных скважин? Для этого требуется
создание передвижных эталонных установок. При этом эталонная установка должна:
1) точнее измерять массу сырой нефти, массу обезвоженной нефти, количество
свободного нефтяного газа в продукции нефтяной скважины;
2) осуществлять поверку ИУ или МФР в условиях эксплуатации в
непрерывном режиме без вмешательства в режим работы скважины, ИУ или
МФР;
3) тестировать
параметры
продукции
скважин
для
актуализации
геологической и промысловой информации о режиме работы скважин и в целом
по месторождению.
Стоимость такой эталонной установки в несколько раз выше стоимости рабочих
ИУ и это, конечно же, тормозит их разработку и изготовление. Но когда-то не было
ТПУ и расходомеры поверялись на стенде по воде, а теперь на СИКН и СИКНС
появились стационарные или передвижные ТПУ, а к ним еще свои эталонные
поверочные установки.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности поточных влагомеров
Поддиапазон
измерений
0-10
% об.
Модель
10-20
% об.
20-30
% об.
30-40
% об.
40-50
% об.
50-60
% об.
60-70
% об.
70-80
% об.
80-90
% об.
90-100
% об.
Абсолютная погрешность измерений объемного содержания воды в нефти, % об.
Ph. Dyn.
серии F
0,15
0,20
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,5
1,5
1,5
ВСН-2,
ВОЕСН
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,5
1,5
1,5
ВСН-ПИК
0,8
0,8
0,8
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
ВСН-АТ
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
ПВН-615
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,9
0,9
1,4
1,4
1,4
Дробно-линейная функция погрешности СИ
ХН
Х
X  (Х Н   М )
  М  (Х В   М )
Х
ХВ
Здесь первое слагаемое представляет аддитивную
составляющую погрешности, второе – мультипликативную, третье –
нелинейную составляющую. Индексы «Н» и «В» относятся к нижнему и
верхнему значениям диапазона измерений.
О.А. Цыбульский «Погрешность широкодиапазонных измерений»
ж. «Законодательная и прикладная метрология» № 4, 2010 г.
Относительная погрешность измерений массы нетто сырой нефти
 М нет  1,1   М бр2 
2
2
WВ2  WХС
 WМП
 WВ  WХС  WМП 
1 

100


2
Из формулы расчета относительной погрешности измерений массы
нетто сырой нефти наибольший вклад в величину этой погрешности
при увеличении содержания воды вносит погрешность измерения
содержания воды в сырой нефти.
В настоящее время для определения содержания воды в пробе сырой нефти
часто применяют комбинированный метод, о котором сказано в статье авторов:
Немиров М.С., Силкина Т.Г., Ибрагимов Р.Р. «Измерение содержания воды в нефти в
лабораториях нефтяной промышленности» ж. «Автоматизация, телемеханизация и
связь в нефтяной промышленности» № 4, 2011 г.
Согласно этому методу сначала надо отстаивать принесенную пробу сырой
нефти в ХАЛ в течение 1-2 часов в делительной воронке, затем слить свободную воду,
после чего измерить содержание воды в оставшейся пробе нефти и по результатам
измерений массовой доли воды в оставшейся пробе и массе слитой воды определить
массовую долю воды в сырой нефти.
Несмотря на то, что у этого метода есть недостатки: в неопределенности
времени отстаивания; в неизвестности количества нефти, ушедшей со слитой водой.
Но его достоинством является, то, что с помощью него определяется содержание
воды не при 90 % воды, а уже при 30 % или ниже, то есть в устойчивой эмульсии.
Изменение погрешности определения массы нетто в диапазоне
содержания воды в сырой нефти от 0 до 25 % об. при обычном методе
определения содержания воды в нефти по ГОСТ 2477
относительная погрешность, %
Основной
Основной
в ХАЛ по ГОСТ
2477
Основной
Основной
Основной
предел по ГОСТ Р
8.615
Основной
Основной
Основной
апроксимация
ГОСТ Р 8.615
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Poly.
(апроксимация
ГОСТ Р 8.615)
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
содержание воды в сырой нефти, % об.
Основной
Изменение погрешности определения массы нетто в диапазоне
содержания воды в сырой нефти от 30 % об. до 85 % об. при обычном
и комбинированном методах определения содержания воды в нефти
по ГОСТ 2477
относительная погрешность, %
Основной
Основной
в ХАЛ комб. метод
Основной
Основной
Основной
предел по ГОСТ Р
8.615
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
апроксимация ГОСТ
Р 8.615
Poly. (апроксимация
ГОСТ Р 8.615)
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
содержание воды в сырой нефти, % об.
Изменение погрешности определения массы нетто нефти при
измерении содержания воды в сырой нефти с помощью влагомера
Phase Dynamics серии F в диапазоне от 0 до 25 % об.
относительная погрешность, %
Основной
предел по ГОСТ Р
8.615
Основной
апроксимация ГОСТ Р
8.615
Основной
Ph_Dyn сер. F
Основной
мод. Ph_Dyn сер. F
Основной
Poly. (апроксимация
ГОСТ Р 8.615)
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
содержание воды в сырой нефти, % об.
Основной
Изменение погрешности определения массы нетто сырой нефти при
измерении содержания воды в сырой нефти с помощью влагомера
Phase Dynamics серии F в диапазоне от 25 до 85 % об.
относительная погрешность, %
Основной
предел по ГОСТ Р 8.615
Основной
Основной
Основной
апроксимация ГОСТ Р
8.615
Основной
Основной
Ph_Dyn сер. F
Основной
Основной
мод. Ph_Dyn сер. F
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
содержание воды в нефти, % об.
Poly. (апроксимация
ГОСТ Р 8.615)
ΔW в, % об.
φв
δМ нетто, %
ГОСТ комбин. Ph-Din F Ph-Din F ВСН-2 ВСН- ВСН- ПВН- ГОСТ комбин. Ph-Din
Ступенч. ДробноВОЕСН ПИК
предел линейная
об %
2477
метод
0
0,00
0,00
0,15
0,15
1,00
1,1
0,09
0,09
0,15
0,01
1,99
0,16
0,16
0,15
2
0,16
0,16
3,99
0,15
4
4,99
Ph-Din F ВСН-2 ВСН- ВСН- ПВН- ГОСТ Р 8.615
ДробноВОЕСН ПИК
линейная
АТ
615
2477
метод
серия F
0,80
0,50
0,70
0,28
0,28
0,33
0,33
1,00
0,80
0,50
0,70
0,30
0,30
0,33
0,28
0,03
1,00
0,80
0,50
0,70
0,33
0,33
0,33
0,28
0,15
0,03
1,00
0,80
0,50
0,70
0,33
0,33
0,33
0,28
0,15
0,15
0,06
1,00
0,80
0,50
0,70
0,33
0,33
0,33
0,29
0,15
0,15
0,15
0,06
1,00
0,80
0,50
0,70
0,33
0,33
0,33
0,29
0,19
0,19
0,15
0,07
1,00
0,80
0,50
0,70
0,36
0,36
0,33
0,29
5
0,19
0,19
0,15
0,07
1,00
0,80
0,50
0,70
0,36
0,36
0,33
0,29
5,01
0,19
0,19
0,15
0,07
1,00
0,80
0,50
0,70
0,36
0,36
0,33
0,29
АТ
615
Ступенч. Аппро
предел ксим.
7
0,27
0,27
0,15
0,10
1,00
0,80
0,50
0,70
0,43
0,43
0,33
0,31
9,99
10
0,38
0,38
0,15
0,15
1,00
0,80
0,50
0,70
0,55
0,55
0,34
0,34
1,14
1,15
1,16
1,16
1,19
1,19
1,20
1,20
1,20
1,23
1,27
1,44
1,43
1,43
1,43
1,42
1,42
1,42
1,42
1,42
1,42
1,42
1,26
1,26
1,26
1,26
1,24
1,24
1,24
1,24
1,24
1,25
1,28
0,82
0,84
0,87
0,87
0,89
0,89
0,92
0,92
0,92
0,99
1,13
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,36
0,35
0,36
0,35
0,42
0,35
0,42
0,35
0,47
0,35
0,47
0,4
0,47
0,4
0,59
0,4
0,83
0,38
0,38
0,20
0,15
1,00
0,80
0,50
0,70
0,55
0,55
0,37
0,34
1,27
1,42
1,28
1,13
1,5
0,83
19,99
20
0,77
0,77
0,20
0,30
1,00
0,80
0,50
0,70
1,12
1,12
0,40
0,51
1,44
1,45
1,58
1,85
1,5
1,88
0,77
0,77
1,00
0,30
1,00
0,80
0,50
0,70
1,12
1,12
1,44
0,51
1,44
1,45
1,58
1,85
2,5
1,88
29,99
1,15
1,15
1,00
0,45
1,00
0,80
0,50
0,70
1,91
1,91
1,66
0,79
1,66
1,53
2,20
2,5
3,04
30
1,15
1,15
1,00
0,45
1,00
1,20
0,50
0,70
1,91
1,91
1,66
0,79
1,66
2,12
2,21
2,5
3,04
49,99
1,92
1,15
1,00
0,76
1,00
1,20
0,50
0,70
4,67
2,81
2,44
1,85
2,44
2,97
2,5
6,13
50
1,92
1,15
1,00
0,76
1,00
1,20
1,00
0,90
4,67
2,81
2,44
1,85
2,44
2,97
5
6,14
60
2,31
1,15
1,00
0,91
1,00
1,20
1,00
0,90
7,37
3,69
3,20
2,91
3,20
3,86
4,85
5,28
8,04
2,92
2,92
5,70
5,86
8,72
5
9,51
69,99
2,69
1,15
1,00
1,06
1,00
1,20
1,00
0,90
12,55
5,39
4,67
4,95
4,67
5,61 13,40 14,29
5
15,86
70
2,69
1,15
1,50
1,06
1,50
1,20
1,00
1,40
12,56
5,39
7,01
4,95
7,01
5,61
13,40
15,15
15
15,87
75
2,88
1,15
1,50
1,14
1,50
1,20
1,00
1,40
17,51
7,00
9,11
6,90
9,11
7,30
18,53 20,68
15
20,75
84,99
3,27
1,15
1,50
1,29
1,50
1,20
1,00
1,40
49,71
17,54
22,83
19,59
22,83 18,26 51,99 56,86
15
35,30
85
3,27
1,15
1,50
1,29
1,50
1,20
1,00
1,40
49,79
17,57
22,86
19,62
22,86 18,29 52,07 56,95
15
35,32
90
3,46
1,15
1,50
1,36
1,50
1,20
1,00
1,40
215,16
71,70
93,31
84,81
93,31
74,64
223,97 242,94
45,68
Рекомендации:
1. Увеличить допускаемые пределы относительной погрешности
измерения массы нетто сырой нефти по ГОСТ Р 8.615 в диапазонах
содержания воды в сырой нефти от 1 до 5 % об. и от 5 до 10 % об.
2. Перейти от ступенчатого задания относительной погрешности
определения массы нетто сырой нефти по ГОСТ Р 8.615 к заданию этих
пределов в виде полиномиальной кривой или в виде таблицы.
3. Перейти от ступенчатого задания абсолютной погрешности
определения содержания воды в сырой нефти для поточных влагомеров к
заданию в виде суммарной погрешности из трех составляющих:
аддитивной, мультипликативной и нелинейной, то есть к дробно-линейной
функции.
4. Обеспечить возможность поверки ИУ на месте эксплуатации путем
создания эталонных измерительных установок.
5. Внести в ГОСТ Р 8.615 предложение о разработке и аттестации МИ
массы сырой нефти с использованием ИУ применительно к конкретным
условиям эксплуатации ИУ, подобно разработке и аттестации МИ массы
сырой нефти для СИКНС.
Выводы:
1. Только влагомер Phase Dynamics серии F, согласно последнему
свидетельству об утверждении типа СИ удовлетворяет
требованиям по погрешности массы нетто сырой нефти по ГОСТ
Р 8.615 в диапазоне от 0 до 85 % об.
2. Предложенные рекомендации позволят оптимизировать
процессы:
– выбора влагомеров сырой нефти;
– проведения метрологической экспертизы проектов СИКНС и ИУ;
– разработки и внедрения новых ИУ и СИКНС;
– модернизации и разработки влагомеров сырой нефти;
– повышения доверия к результатам измерений массы нетто
сырой нефти по СИКНС и массы сырой нефти без учета воды по ИУ.
ООО «НПП ОЗНА-Инжиниринг»
СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ
Зам. главного метролога
Фаткуллин Амир Анварович
тел. (347) 292-79-10
моб. (917) 492-55-91