влияние погрешности измерений влагосодержания газа на

МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
УДК 681.5:622.276
ВЛИЯНИЕ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ ВЛАГОСОДЕРЖАНИЯ ГАЗА
НА ПОГРЕШНОСТЬ ВЫЧИСЛЕНИЯ ОБЪЕМА ГАЗА, ПРИВЕДЕННОГО
К СТАНДАРТНЫМ УСЛОВИЯМ
М.С. Немиров1, Е.В. Березовский1, Д.И. Целищев1, Е.Ю. Целищева2
( ОП ГНМЦ ОАО "Нефтеавтоматика", 2ФГАОУВПО "Казанский (Приволжский) федеральный университет")
1
В настоящее время при учете количества свободного нефтяного газа (СНГ) предъявляются все более
высокие требования к точности измерений объема
СНГ, приведенного к стандартным условиям по ГОСТ
2939-63 [1]. Например, ГОСТ Р 8.615-2005 [2], действующий на территории Российской Федерации с 2006 г.,
устанавливает пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема СНГ, приведенного к стандартным условиям, равными ±5 %.
ГОСТ Р 8.733-2011 [3], вступающий в силу с 1 марта
2012 г., устанавливает допускаемые относительные
погрешности измерений объема СНГ, приведенного к
стандартным условиям, равными от ±1,5 до ±5 % в
зависимости от класса (назначения) и категории (производительности) системы измерений количества и
параметров свободного нефтяного газа.
Относительная погрешность определения объема
СНГ, приведенного к стандартным условиям, зависит
от относительных погрешностей определения плотностей СНГ в стандартных и рабочих условиях, относительной погрешности преобразователя расхода и относительной погрешности вычислителя. Относительные погрешности определения плотности СНГ в
стандартных и рабочих условиях зависят от метода ее
определения. Существует несколько методов определения плотности СНГ: пикнометрический [4], с использованием поточных плотномеров и расчетный.
Наибольшее распространение получил последний
метод, потому что позволяет в реальном времени рассчитывать плотность СНГ как в рабочих, так и в стандартных условиях.
Для расчета плотности СНГ рекомендуется пользоваться методикой ГСССД МР 113-03 [5]. При расчете плотности влажного СНГ по этой методике требуется указать компонентный состав СНГ, его влажность и условия, при которых она была измерена.
Сначала корректируют концентрации компонентов
СНГ с учетом концентрации водяного пара. Концентрацию водяного пара рассчитывают в итерационном
процессе с использованием значений влажности. Далее по скорректированным значениям концентраций
компонентов СНГ рассчитывают плотность СНГ.
Предел допускаемой относительной погрешности
определения плотности СНГ при заданных условиях,
%, согласно ПР 50.2.019-2006 [6], вычисляют по формуле
2
  ρM
 ( p  p )2  (T T )2   (Ck Ck )2 ,
k
где ρM – относительная методическая погрешность
вычисления плотности СНГ по ГСССД МР 113-03 [5],
%;  p – коэффициент влияния давления СНГ на
плотность СНГ; δ p – относительная погрешность
измерений давления, %; T – коэффициент влияния
температуры СНГ на плотность СНГ; T – относительная погрешность измерений температуры, %;
Ck – коэффициент влияния концентрации k-го компонента СНГ на плотность СНГ; Ck – относительная
погрешность измерений концентрации k-го компонента СНГ, %. Так как среди k компонентов СНГ присутствует водяной пар, то одной из составляющих
этой погрешности является относительная погрешность определения концентрации водяного пара, зависящая от относительной погрешности измерений
влажности СНГ. В настоящее время существуют как
поточные, с применением преобразователей влажности с относительной погрешностью 1…6 %, так и лабораторные, с относительной погрешностью не более
10 %, методы определения влажности. В силу того,
что преобразователи влажности не получили широкого распространения на практике, поточные методы
определения влажности в данной статье не рассматриваются.
Целью данной работы является оценка влияния
погрешности измерения влажности СНГ на погрешность определения объема СНГ, приведенного к стандартным условиям. Так как погрешность определения
объема СНГ, приведенного к стандартным условиям,
зависит от погрешности определения плотности СНГ,
нами были оценены коэффициенты влияния содержания водяного пара на плотность СНГ при различных
условиях.
В соответствии с ГСССД МР 113-03 [5] были рассчитаны плотность, концентрация водяного пара, коэффициенты влияния влажности СНГ на плотность
СНГ при стандартных условиях для некоторого компонентного состава СНГ, указанного в табл. 1, и значений относительной влажности СНГ из диапазона
0…100 %. Результаты вычислений представлены в
табл. 2, из которой видно, что коэффициент влияния
влажности СНГ на плотность СНГ при 20 °С не превышает 0,0092. Для сравнения, коэффициенты влияния концентрации метана, этана, пропана на плотность СНГ составляют порядка 0,15…0,20, что в
15…20 раз больше.
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2012
67
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
Таблица 1
Компонентный состав СНГ
№
Компонент
п/п
1
Метан
2
Этан
3
Пропан
4
и-Бутан
5
н-Бутан
6
и-Пентан
7
н-Пентан
8
Гексан
9
Гептан
10
Октан
11
Кислород
12
Азот
13
Диоксид углерода
14
Сероводород
Относительная влажность, %
Концентрация, мол. %
35,847
14,939
13,775
2,137
3,843
1,466
0,414
0,246
0,100
0,061
0,968
22,931
2,131
1,144
0…100
влажности на плотность СНГ при различных температурах и относительной влажности 100 % представлены в табл. 3, из которой видно, что с ростом температуры СНГ коэффициент влияния влажности на
плотность СНГ заметно растет и при высоких температурах становится одного порядка с коэффициентами влияния концентрации метана, этана и пропана
на плотность СНГ.
Таблица 3
Коэффициенты влияния влажности на плотность СНГ
при различных температурах для состава СНГ из табл. 1
и относительной влажности СНГ 100 %
Температура СНГ, °С
20
30
40
50
60
70
Таблица 2
Плотность, концентрация водяного пара, коэффициент
влияния влажности СНГ на плотность СНГ
в стандартных условиях для состава СНГ из табл. 1
при различной относительной влажности СНГ
Плотность
СНГ,
кг/м3
1,2356
1,2350
1,2344
1,2333
1,2300
1,2266
1,2244
Концентрация
водяного
пара, мол. %
0
0,1158
0,2315
0,4630
1,1575
1,8520
2,3150
Необходимо отметить, что
приведенные выше результаты
справедливы для температуры
СНГ 20 °С. С увеличением его
температуры при постоянной
относительной влажности растет концентрация водяных
паров в СНГ. Зависимость
концентрации водяных паров в
СНГ от температуры при различных значениях относительной влажности СНГ представлена на рисунке. Заметно,
что с увеличением температуры СНГ растет крутизна этих
зависимостей, следовательно,
с ростом температуры увеличивается и коэффициент влияния влажности на плотность
СНГ. Коэффициенты влияния
68
Коэффициент влияния
влажности СНГ на плотность СНГ в стандартных
условиях
0
0,0091
0,0091
0,0091
0,0092
0,0092
0,0092
Оценим температуру СНГ, до которой вкладом от
погрешности измерений влажности СНГ можно пренебречь. Будем считать, что вкладом от погрешности
измерений можно пренебречь, если он более чем в 5
раз меньше по сравнению с вкладом от остальных
погрешностей. Вклады от погрешности определения
концентрации компонентов СНГ (см. табл. 1) по
ГОСТ 31371.7-2008 [7], рассчитанные в соответствии
с ПР 50.2.019-2006 [6] при различных температурах,
приведены в табл. 4. Заметно, что с ростом температуры происходит уменьшение этого вклада. Это связано с тем, что с ростом температуры увеличивается
концентрация водяного пара, а концентрация всех
остальных компонентов СНГ уменьшается. Вклад от
35
Содержание водяного пара, мол. %
Относительная
влажность,
%
0
5
10
20
50
80
100
Коэффициент влияния влажности на
плотность СНГ
0,0092
0,0167
0,0294
0,0501
0,0833
0,1356
30
25
20
100 %
75 %
15
50 %
10
25 %
5
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
Температура газа, С
Зависимость концентрации водяного пара в СНГ от температуры СНГ
при различных значениях относительной влажности СНГ
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2012
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
Таблица 4
Вклады от погрешности определения концентрации
компонентов СНГ по ГОСТ 31371.7-2008 [7],
рассчитанные в соответствии с ПР 50.2.019-2006 [6],
при различных температурах
Температура, °С
Вклад от погрешности измерений
концентрации компонентов СНГ
хроматографическим методом, %
20
1,75
30
1,72
40
1,68
50
1,63
60
1,53
70
1,38
погрешности измерений влажности будем сравнивать
с наименьшим из вкладов от погрешности измерений
концентрации 14 компонентов СНГ, приведенных в
табл. 4.
В табл. 5 приведены значения температуры СНГ,
при которых для заданной погрешности измерений
влажности СНГ вклад в погрешность определения
плотности СНГ в 5 раз меньше вклада, связанного с
погрешностью определения концентрации компонентов СНГ. При более низких температурах СНГ для
заданной точности измерений влажности СНГ вкладом от погрешности измерений влажности можно
пренебречь. Заметно, что с увеличением точности
измерений влажности СНГ быстро растет значение
температуры, ниже которой погрешность определения влажности можно не учитывать.
По результатам данной работы можно заключить,
что, если температура СНГ ниже указанной в табл. 5
для заданной погрешности измерений влажности,
вкладом от погрешности измерений влажности СНГ в
погрешность измерений объема СНГ, приведенного к
стандартным условиям, можно пренебрегать, это необ-
Таблица 5
Зависимость температуры, ниже которой вкладом от
погрешности измерений влажности СНГ в погрешность
измерений плотности СНГ можно пренебрегать,
от погрешности измерений влажности СНГ для состава
СНГ из табл. 1
Погрешность измерений
влажности СНГ, %
10
5
4
3
2
1
Температура, ниже которой
вкладом от погрешности измерений влажности СНГ можно пренебрегать, °С
39
52
56
62
70
Более 80
ходимо учитывать при разработке нормативной документации по измерению количества СНГ.
ЛИТЕРАТУРА
1. ГОСТ 2939-63. Газы. Условия для определения объема.
2. ГОСТ Р 8.615-2005. ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.
3. ГОСТ Р 8.733-2011. ГСИ. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие
метрологические и технические требования.
4. ГОСТ 17310-2002. Газы. Пикнометрический метод определения плотности.
5. ГСССД МР 113. Определение плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости нефтяного газа в диапазоне температур
236…500 К при давлениях до 15 МПа.
6. ПР 50.2.019-2006. ГСИ. Методика выполнения измерений
при помощи турбинных, ротационных и вихревых счетчиков.
7. ГОСТ 31371.7-2008. Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности.
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2012
69