ОСОБЕННОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ ПЛОТНОСТИ СЫРОЙ НЕФТИ

МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
УДК 681.5:620.113
ОСОБЕННОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ ПЛОТНОСТИ СЫРОЙ НЕФТИ
М.С. Немиров, Т.Г. Силкина, Р.Р. Газизов
(ОП ГНМЦ ОАО "Нефтеавтоматика")
При измерении массы как товарной, так и сырой
нефти используются косвенные методы статических и
динамических измерений. При использовании этих методов измерение плотности нефти является необходимым звеном при определении массы нефти. В отличие
от товарной нефти, сырая нефть является сложной
смесью нефти, воды (от 1 до 98 % по массе) и хлористых солей (массовая концентрация от 900 мг/л до предела растворимости солей в воде), измерение плотности которой – нетривиальная задача. Однако в ряде
методик измерений массы сырой нефти косвенными
методами, вопросу измерений плотности сырой нефти
не уделяется должного внимания. Данная статья посвящена обсуждению этих вопросов.
При измерении плотности сырой нефти используются как методы измерений в потоке (поточные плотномеры), так и лабораторные методы (лабораторные
плотномеры и стандартизованные методы измерений
плотности).
Применению самого распространенного метода измерений плотности – ареометрического, мешает расслоение сырой нефти. Получается, что ареометр плавает в более легкой жидкости, чем есть на самом деле,
и следовательно, измеряет плотность не той жидкости,
которая нас интересует.
Пикнометрический метод трудоемок, кроме того,
при измерении плотности сырой нефти пикнометром
большую погрешность вызывает недостоверная точечная проба, связанная со случайным характером изменения влагосодержания сырой нефти.
Заслуживающим внимания является метод с разделением (например, с помощью отстоя или какого-то
иного способа) сырой нефти на пластовую воду и обезвоженную нефть. Суть его заключается в следующем.
Отобранную пробу сырой нефти путем предварительного отстаивания разделяют на пластовую воду и нефть
(обезвоженную нефть). Измеряют массу пробы сырой
нефти. Сливают отделившуюся воду, измеряют ее массу. Измеряют массу обезвоженной нефти. Измеряют
плотности отделившейся (пластовой) воды и обезвоженной нефти ареометрическим методом или лабораторным плотномером.
Используя измеренные выше величины, вычисляют плотность сырой нефти по формуле
сн
где
100 пв
100 пв Wмв
он
пв
,
(1)
он
3
– плотность обезвоженной нефти, кг/м ;
3
пв – плотность пластовой воды, кг/м ;
Wмв – массовая доля пластовой воды в сырой нефти, %.
он
Массовую долю пластовой воды в сырой нефти
определяют по формуле
mпв
100,
mп
Wмв
(2)
где mпв – масса пластовой воды, г;
mп – масса пробы сырой нефти, г.
Однако для определения массы сырой нефти этого
недостаточно. Другим важным моментом является перевод плотности сырой нефти, измеренной при одной
температуре, к другой температуре (в частности к температуре измерений объема нефти или к стандартной
температуре).
Если плотности обезвоженной нефти и пластовой
воды измеряются с помощью лабораторных плотномеров, можно эти плотности измерить при необходимой температуре (многие современные лабораторные
плотномеры позволяют изменять температуру измеряемой пробы в широком диапазоне) и рассчитать таким
образом плотность сырой нефти при этой температуре
по формуле (1).
При отсутствии таких лабораторных плотномеров
при измерениях плотность сырой нефти приводят к
заданным условиям с помощью коэффициентов объемного расширения сырой нефти.
В самом общем случае коэффициент объемного расширения вычисляют по формуле
β
1
V
V
t
.
(3)
p
Коэффициент объемного расширения сырой нефти
в значительной степени зависит от содержания воды в
нефти. Зачастую этой зависимостью пренебрегают и
для вычисления массы сырой нефти используют значения коэффициента объемного расширения для чистой нефти. Это приводит к дополнительной погрешности измерения массы.
Из формулы (3) следует известная формула для
коэффициента объемного расширения смеси нефти и
воды
βж
1
в
100
βн
в
100
βв ,
(4)
– коэффициент объемного расширения нефти,
1/ С;
коэффициент объемного расширения воды;
–
в
объемная доля воды в нефти, %.
–
в
Коэффициенты объемного расширения нефти,
используемые в (4), определяют в соответствии с
ASTM D 1250 [1]. В применяемых в настоящее время
где
н
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2011
41
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
методиках измерений в формуле (4) используется коэффициент объемного расширения для дистиллированной воды. Однако для коэффициентов объемного расширения воды есть зависимость от содержания растворенных в ней солей. Формула, описывающая эту зависимость, предложена в приложении А "Поправочные
объемные коэффициенты для учета влияния температуры на подтоварную воду" API 20.1 [2].
Согласно API 20.1, поправочные объемные коэффициенты расширения воды вычисляют по следующей
формуле:
CTLW
1 (1,8526 10
6
(4,1151 10
(7,1926 10
4
1,4464 10
9
5
1,2882 10
7
1,3085 10
T
T2
B)
10
B)
B)
T 3,
(5)
где B – массовая доля хлористых солей в пластовой
воде, %;
ΔT = T – 15; T – температура пластовой воды, C.
Аналогом формулы (4) является следующая формула для вычисления плотности сырой нефти
сн
в
1
в
он
100
(6)
пв .
100
Здесь необходимо учесть зависимость плотности
пластовой воды от содержания солей. В соответствии
с [2] плотность пластовой воды рассчитывается по
следующей формуле:
пв
15
CTLW ,
(7)
– плотность пластовой воды при 15 C, кг/м3.
Плотность пластовой воды при 15 С в соответствии с API 20.1 можно вычислить с достаточной точностью по формуле
где
15
15
7, 2 B 999.
(8)
Плотность, кг/м
3
Эта формула применима до значения массовой доли хлористых солей в пластовой воде 14 % и в диапа1002
1001
1000
999
998
997
996
995
994
993
992
991
990
989
988
987
986
985
5
концентрация 0,1 г/л
концентрация 0,9 г/л
аппроксимация (B = 0,10833,
15
аппроксимация ( B = 0,03250,
15 =
10
15
20
25
зоне температур от 15 до 138 С. В отличие от таблиц [3]
и [4] использование этой формулы удобно, так как не
нужно проводить интерполяцию табличных значений.
Авторы исследовали экспериментально формулу (7).
При выполнении измерений плотности использовался
эталонный лабораторный плотномер DMA5000 фирмы
Anton Paar (Австрия) с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности 0,01 кг/м3,
температуры 0,01 С.
На рис. 1 представлены экспериментальные данные
зависимости плотности соленой воды от температуры
для двух концентраций солей (0,1 и 0,9 г/л). На этом
же графике представлены зависимости, полученные по
формуле (7). Как видим, экспериментальные данные
хорошо соотносятся с формулой (7).
Распространенным методом измерений плотности
сырой нефти является динамический (т. е. с применение поточных плотномеров или канала измерений плотности массомеров). Авторами проводились эксперименты по измерению плотности сырой нефти в потоке по
каналу измерений плотности массомера при различном
влагосодержании. Приготавливались смеси нефти и воды,
плотности которых были предварительно перед смешением измерены эталонным плотномером DMA5000.
Плотность полученной эталонной смеси рассчитывали
по формуле (6). Абсолютная погрешность приготовления такой эталонной смеси не более 0,2 кг/м 3 в диапазоне влагосодержания 0,1...99 %. На специальном стенде осуществлялась циркуляция приготовленной смеси
при значении объемного расхода 1,7 м3/ч. Экспериментально плотность полученной смеси измерялась в потоке на стенде по каналу измерений плотности массомера Promass 83 F с абсолютной погрешностью не
более 1 кг/м3. Результаты представлены на рис. 2.
Как видим, формула (6) хорошо подтверждается экспериментом. Отклонение плотности, измеренной массомером, от плотности приготовленных эталонных смесей, превышающее погрешность канала измерений
плотности массомера, наблюдается лишь при влагосодержании более 70 %. Возможно, это связано
с тем, что вода и нефть имеют разные плотности, что приводит к возникновению допол-
3
= 999,780 кг/м )
3
999,234 кг/м )
30
35
40
45
Температура, °С
Рис. 1. Теоретические и экспериментальные зависимости
плотности соленой воды от температуры
42
50
Рис. 2. Теоретическая и экспериментальная
зависимость плотности сырой нефти
от содержания воды
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2011
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
нительной систематической погрешности вибрационного метода измерений. С другой стороны, возможно,
это отклонение связано с расслоением приготовленной
пробы.
В заключение сделаем следующие выводы:
1. При определении плотности сырой нефти расчетным путем по плотности входящих в ее состав воды и
чистой нефти необходимо обязательно учитывать коэффициенты объемного расширения воды с солями в
соответствии с API 20.1.
2. Наши исследования показали, что вибрационные
плотномеры и массомеры можно использовать для измерений плотности сырой нефти с влагосодержанием
до 70 %. При большем влагосодержании необходимо
проводить дальнейшие исследования метрологических
характеристик вибрационных плотномеров и массомеров.
ЛИТЕРАТУРА
1. ASTM D 1250-08 Standard Guide for Use of the Petroleum
Measurement Tables.
2. API 20.1. Manual of petroleum measurement standards.
Chapter 20. – Allocation measurement. Appendix A-Volume
correction factor for the effect of temperature on produced
water.
3. ГСССД 134-89. Растворы NaCl в воде. Удельный объем
при температурах 273...873 К, давлениях 0,1...400,0 МПа,
концентрациях 0,1...22,0 моль/1000 г H2O в области жидкой
фазы.
4. Зайцев И.Д., Асеев Г.Г. Физико-химические свойства.
Справочник бинарных и многокомпонентных растворов неорганических веществ. – М.: Химия, 1988.
УДК 681.5:622.276
ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ ГАЗА, СОДЕРЖАЩЕГОСЯ В НЕФТИ,
НА ПОКАЗАНИЯ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ ОБЪЕМНОГО РАСХОДА НЕФТИ
Е.В. Березовский, А.Д. Акчурин
(ОП ГНМЦ ОАО "Нефтеавтоматика", ФГАОВПО "Казанский (Приволжский) федеральный университет")
В современной России важнейшей частью экономики является нефтяной комплекс, обеспечивающий
жизнедеятельность многих отраслей народного хозяйства и оказывающий решающее влияние на формирование основных финансово-экономических показателей страны.
Одной из важнейших технических задач нефтяного комплекса является измерение количества нефти на
этапах добычи, подготовки, транспортировки и при
расчетах между продавцом и покупателем нефти. В
свете постоянного роста цен на нефть повышаются
требования к точности измерений количества нефти.
Основное влияние на точность измерений количества нефти оказывает содержащийся в ней газ. Зависимость метрологических характеристик средств измерений количества нефти от содержащегося в ней газа
в настоящее время изучена недостаточно [1–3]. Таким
образом, разработка методики, позволяющей определить влияние газа, содержащегося в нефти, на метрологические характеристики преобразователей расхода
нефти, представляет значительный интерес для повышения точности и достоверности измерений количества нефти.
Методика, позволяющая определить влияние газа,
содержащегося в жидкости, на метрологические характеристики преобразователей объемного расхода (ПОР)
жидкости заключалась в сличении показаний двух идентичных ПОР, опорного и исследуемого. Через опорный
ПОР протекает жидкость с известными параметрами,
затем в жидкость добавляется газ и через исследуемый
ПОР протекает уже газожидкостная смесь с известны-
ми параметрами. В качестве опорных и исследуемых
ПОР использовались преобразователи объемного расхода турбинного типа.
Для реализации методики была использована установка для испытаний средств измерений на эталонных
газожидкостных смесях [4], позволяющая воспроизводить газожидкостные потоки в широком диапазоне режимных параметров (далее – установка). Установка
предназначена для исследования средств измерений
параметров газожидкостных потоков, а именно объемного и массового расходов, плотности, содержания
свободного газа.
Процесс передачи единицы объемного и массового
расходов производится одним из двух способов:
– с применением эталонных весов;
– с применением эталонных расходомеров.
В первом случае количество жидкости, прошедшее
через поверяемый прибор, сравнивается с количеством
жидкости, измеренным на весах.
Во втором случае непосредственно сличаются показания поверяемого прибора с показаниями эталонного расходомера.
В качестве газовой фазы рабочей среды установки
используется осушенный воздух, в качестве жидкой
фазы – индустриальное масло И-12А.
Установка обеспечивает воспроизведение и передачу следующих единиц измерений:
– объемного и массового расходов жидкости в диапазоне измерений от 3 10–2 до 40 м3/ч (т/ч), с пределом
относительной погрешности измерений 0,02 % (при
использовании способа измерений с применением эта-
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2011
43