|
ГЛАВА 12 |
ТИПОВЫЕ ЗАДАЧИ ПО КУРСУ |
|
|
«СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ И ГАЗА» |
||
Теоретические основы
12.1. Цель и задачи промысловой подготовки нефти
Нефть поступает из недр земли по специально пробуренным до нефтяных продуктивных пластов эксплуатационным скважинам.
Впроцессе добычи вместе с нефтью поднимаются на поверхность различные механические примеси (частицы породы, цемента, который попадает в скважину из-за трубного пространства), вода и минеральные соли в виде кристаллов в нефти и раствора в воде.
Примерно 60-75% всей нефти добывается в обводненном состоянии. При извлечении смеси нефти с пластовой водой образуется эмульсия, которую следует рассматривать как механическую смесь двух нерастворимых жидкостей (нефти и воды). Содержание в нефти воды приводит к увеличению транспортных расходов в связи с возрастающими объемами перекачиваемой жидкости. Помимо этого увеличивается вязкость смеси и затрудняет переработку углеводородного сырья. Присутствием в нефти даже 0,1% воды приводит к интенсивному ее вспениванию в ректификационных колоннах, что нарушает технологию переработки.
Содержание в нефти водных растворов минеральных солей приводит к внутренней коррозии трубопроводов.
Наличие в нефти механических примесей помимо чрезвычайного износа оборудования затрудняет переработку нефти, повышает зольность мазутов и гудронов, образует отложения в холодильных печах и теплообменниках, что приводит к быстрому выходу из строя этого оборудования вследствие снижения коэффициента теплопередачи. Механические примеси являются причинами образования трудноразделимых эмульсий.
Впластовой нефти содержится большое количество легких фракций углеводородов, которые при снижении давления переходят в газовую фазу. Эту часть углеводородов называют нефтяным (попутным) газом, растворенным в нефти. Дегазация нефти при снижении давления – основная причина различия свойств нефти в поверхностных и пластовых условиях.
Попутный газ – это углеводороды от этана до пентана, — он является ценным сырьем, из которого получают спирты, синтетический каучук, растворители, жидкие моторные топлива, удобрения, и искусственное волокно и другие продукты органического синтеза. Поэтому следует стремиться исключить потери легких фракций.
433
Перед подачей в магистральный трубопровод следует произвести обезвоживание, обессоливание, дегазацию нефти и очистку от механических примесей.
Основным процессом, реализуемым при подготовке нефти к транспорту, является сепарация, в результате которой происходит разделение нефти, газа и воды. В условиях подготовки осуществляется обычно трехступенчатая сепарация.
12.2. Выбор оптимального числа ступеней сепарации
Выбор оптимального числа ступеней сепарации связан, вообще говоря, с довольно сложными расчетами при использовании констант равновесия, и поэтому здесь он не приводится. Однако, чтобы иметь представление о выборе оптимального числа ступеней сепарации, необходимо рассмотреть здесь два способа разгазирования нефти в бомбе pVT (давление, объем, температура) – дифференциальный и контактный – и показать, каким из них лучше всего пользоваться при решении этого вопроса. На рис. 12.1, а приведена схема многоступенчатой сепарации с условным выделением и отводом за пределы сепаратора смеси отдельных компонентов газа на каждой ступени, т. е. показано дифференциальное разгазирование нефти, характеризующееся постепенным снижением давления (p1, р2, …, рп), начиная от давления насыщения рн, когда весь газ в нефти растворен, а на рис. 12.1, б – одноступенчатое (контактное) разгазирование нефти, при котором происходит резкое понижение давления от рн до рп и одноразовый отвод из сепаратора всего выделившегося из нефти газа.
Условно показано также количество поступающей нефти на первую ступень сепарации (Gм) и количество выходящей нефти Gм на последней ступени сепаратора при дифференциальном и контактном разгазировании. Количество нефти, перешедшей на каждой ступени в газовую фазу, на схемах показано штриховкой. Анализ рисунков показывает, что при дифференциальном (многоступенчатом) разгазировании получается больше нефти (Gм = 98 т), чем при контактном (одноступенчатом) (Gм = 95 т) (см. рис. 12.1, а и б ) , а газа, наоборот – при дифференциальном меньше (кривая 2 ) , чем при контактном (кривая 1) (см. рис. 12.1, в).
Как объясняется это положение с физической точки зрения, в чем тут дело?
Объясняется это тем, что при дифференциальном разгазировании понижение давления в каждой ступени сепаратора происходит на незначительную величину, что влечет за собой плавное выделение небольших количеств сначала легких, а затем средних и тяжелых углеводородных газов и отвод смеси этих газов из каждой ступени за пределы сепаратора.
При этом практически все ступени сепараторов работают при равновесных условиях, характеризующихся равенством каждого легкого
434
компонента углеводородного газа, находящегося в нефти и газовой фазе.
Рис. 12.1. Схемы многоступенчатой (дифференциальной) (а), одноступенчатой (контактной) (б) сепарации газа от нефти и количество газа, выделившегося при этих способах разгазирования (в):
1 – контактное; 2 – дифференциальное разгазирование нефти
При контактном разгазировании нефти в сепараторе происходит, наоборот, резкое снижение давления, в результате чего нефть «кипит», при этом бурно выделяются легкие углеводороды в газовую фазу, увлекая за собой большую массу тяжелых, которые при нормальных условиях (р=0,101 МПа и t=0 °С) являются жидкостями. Этим, собственно, и объясняется, что при контактном разгазировании получается меньше нефти, чем при дифференциальном (см. рис. 12.1, а, в).
Из этого следует такой вывод: если скважины фонтанируют и на их устьях поддерживаются давление насыщения рн или высокие давления (3—4 МПа), то целесообразно применять здесь многоступенчатую сепарацию (6— 8 ступеней), обеспечивая больший конечный выход нефти, поступающей в парк товарных резервуаров. Во всех других случаях рекомендуется применять трехступенчатую сепарацию нефти от газа с давлениями: на первой ступени – 0,6 МПа, на второй – 0,15-0,25 МПа и на третьей – 0,02 МПа, а иногда даже вакуум. Третья ступень сепаратора – концевая является исключительно важной и ответственной, поскольку из нее нефть поступает в парк товарных резервуаров.
Согласно ГОСТу нефть в товарных резервуарах должна находиться с упругостью паров 0,06 МПа, что практически можно достигнуть только при горячей ступени сепарации или созданием на третьей ступени вакуума.
435
12.3. Расчеты нефтегазовых сепараторов на пропускную способность по газу и жидкости
Расчеты сепараторов любых типов, кроме вертикального, без: всяких внутренних отбивающих или коалесцирующих устройств на пропускную способность по нефти и газу существенно затрудняются, так как они зависят от целого ряда факторов, исключительно трудно учитываемых.
На работу любого нефтегазового сепаратора значительное влияние оказывают следующие факторы:
1.Физико-химические свойства нефти. В вязких с большой плотностью в нефтях, как и в стойких нефтяных эмульсиях, пузырьки газа отделяются от жидкости и поднимаются крайне медленно. Это значит, что пропускная способность сепаратора для таких нефтей и эмульсий будет очень низкой, т. е. сепараторы будут работать с большим уносом пузырьков газа.
2.Производительность сепараторов или скорость подъема уровня нефти в сепараторе. Чем больше производительность подключенных к сепаратору скважин, тем больше скорость подъема уровня в сепараторе
( v GSv , Gv – объемный расход нефти, м3/с; S – площадь «зеркала»
нефти, м2). Это значит, что газовые пузырьки с меньшей относительной скоростью будут всплывать в нефти, и сепарация нефти от газа, как и в первом случае, будет плохой.
При большой скорости подъема уровня нефти в сепараторе газовые пузырьки, особенно малого размера (0,1 мм и меньше), вследствие гравитационных сил (разности плотностей) не успевают подняться до уровня нефти и будут уноситься из сепараторов потоком этой нефти. То же происходит и с малыми капельками нефти, находящимися газовой фазе: они не успевают осесть на уровень нефти (если отсутствуют в сепараторе каплеотбойные насадки) и будут выноситься потоком этого газа за пределы сепаратора.
3. Давление в сепараторе и температура нефти. Чем выше давление в сепараторе (см. формулу Стокса III. 2), при всех прочих равных условиях, тем больше плотность газа, а значит, меньше скорость всплытия пузырьков газа в нефти и падения капелек нефти в потоке газа.
Таким образом, увеличение давления в сепараторах приводит к ухудшению их работы.
Температура нефти и газа в сепараторе играет двоякую роль: увеличение ее снижает вязкость нефти и скорость подъема пузырьков газа из нефти увеличивается, что приводит к улучшению разделения нефти от газа; с увеличением температуры газовой фазы вязкость ее также увеличивается, а это значит, что скорость оседания капелек нефти в газе будет уменьшаться, что приведет к увеличению уноса капелек нефти за пределы сепаратора.
436
4.Способность нефти образовывать пену и ее стойкость к разрушению. Пенообразующие нефти исключительно трудно сепарируются
ипока нет широкого выбора эффективных средств (кроме силикона) по предотвращению образования стойких пен в сепараторах. Пены разрушаются в сепараторах в основном механическим способом и реже физико-химическим (силикон).
5.Конструктивные элементы внутреннего устройства сепараторов.
Они, как и все перечисленные выше факторы, играют при сепарации нефти от газа исключительно большую роль.
6.Обводненность нефти. Наличие в нефти воды и возможность получения стойких вязких эмульсий.
Таким образом, видно, что на пропускную способность нефтяных сепараторов оказывает влияние большое число факторов, учесть или регулировать которые не представляется возможным. Для расчета сепараторов существуют методики отдельных конструктивных элементов сепараторов (жалюзей, отбойников, центробежного эффекта и т. п.). На пропускную способность по нефти и газу довольно точно можно рассчитать только вертикальный гравитационный сепаратор без всяких внутренних отбивающих или коалесцирующих устройств, могущих существенно улучшить его сепарирующую способность.
12.4. Расчет сепарации газа в газонефтяных сепараторах первой ступени
Качество работы газонефтяных сепараторов первой ступени определяется в основном условиями работы осадительной и каплеуловительной секции. При этом эффективность сепарации газа оценивается удельным количеством капельной жидкости (нефти), уносимой потоком газа из сепаратора и характеризуемой коэффициентом уноса жидкости:
|
Кж = Gж/Gг , |
(12.1) |
||||
|
где Gж – объемный расход капельной жидкости, уносимой потоком |
|||||
|
газа из сепаратора, |
м3/сут; Gг |
— объемный |
расход газа |
на выходе |
из |
|
сепаратора, м3/сут. |
|||||
|
При этом все |
объемные |
расходы газа |
и жидкости |
приведены |
к |
давлению и температуре в сепараторе. Принимается также, что в сепараторе газообразная и жидкая фазы находятся в термодинамическом равновесии.
Рекомендуется при расчетах и проектировании газонефтяных
|
сепараторов принимать |
|
|
Кж ≤ 10-8. |
(12.2) |
|
Технико-экономическое совершенство |
газонефтяных сепараторов |
определяется его пропускной способностью и металлоемкостью. Максимально допустимую скорость (м/с) газового потока в гравитационных сепараторах при давлении сепарации рекомендуется определять по формуле
437
|
г |
p 0,245p 0,5 |
, |
(12.3) |
|
где p – давление в сепараторе, МПа.
В вертикальных сепараторах допустимые скорости потока газа относятся к полному поперечному сечению сепаратора, а в горизонтальных
– к поперечному сечению аппарата, не занятому жидкостью. Таким образом, объемная пропускная способность сепаратора по газу, приведенная к нормальным условиям, будет определяться следующим образом:
|
Qгп F г p |
pT0 |
, |
(12.4) |
|
|
p0Tz |
||||
где F – площадь поперечного сечения потока газа в сепараторе; p – давление в сепараторе, Мпа; Т – температура в сепараторе, К; z – коэффициент сжимаемости реального газа; р0 , Т0 – нормальные давление и температура (р0 =0,1013 Мпа, Т0=273К).
В первом приближении, подставляя в эту формулу скорость и пренебрегая различием объемов реального и идеального газов при
давлениях первой ступени сепарации нефти на промыслах до 0,6 МПА, получают (м3/с)
Можно пользоваться формулой выражая Qгп в м3/сут,
|
6 F |
p |
|||
|
Q 57,05 10 |
. |
(12.6) |
||
|
гп |
T |
|||
Для обеспечения пропускной способности газонефтяного сепаратора по газу пропускная способность его по жидкости (м3/сут) должна быть не менее
|
Q 57,05 106 |
F |
p |
, |
(12.7) |
|
|
G p 1 B T |
|||||
|
жп |
|||||
где G(p) – отношение объема газа, выделившегося из нефти при давлении и температуре в сепараторе, к объему нефти (объем газа приведен к нормальным условиям); В – обводненность добываемой продукции.
Для заданных размеров газонефтяного сепаратора доля сечения, занятая потоком газа, должна удовлетворять неравенству
|
f |
10 6 |
Q G p 1 B |
T |
, |
(12.8) |
|||
|
г |
||||||||
|
44,8D2 |
ж |
p |
||||||
где fг – доля поперечного сечения сепаратора, занятая газовым потоком; D – диаметр газонефтяного сепаратора, м; Qж – объемный расход жидкости, проходящий через сепаратор, м3/сут.
438
Примеры расчетов
Пример 12.1. Определить необходимый диаметр вертикального сепаратора, если нагрузка на него по жидкости составляет Qж = 10000 м3/сут, газовый фактор нефти при давлении в сепараторе 0,6 Мпа и температуре 293 К равен G(p) =100 (объем газа приведен к нормальным условиям), обводненность добываемой продукции В = 0,5.
Решение
Так как сепаратор вертикальный, следовательно, все его поперечное
|
сечение занято потоком газа. Поэтому |
|||||||||||||||
|
D2 |
10 6 |
Q |
G p 1 B |
T |
. |
(12.9) |
|||||||||
|
44,8 f г |
ж |
||||||||||||||
|
p |
|||||||||||||||
|
так как fг = 1, то |
|||||||||||||||
|
D2 |
10 6 |
10000 1001 0,5 |
293 |
4,22. (м2). |
|||||||||||
|
44,8 |
|||||||||||||||
|
1 |
0,6 |
Откуда D =2,05 м.
Из технических характеристик вертикальных сепараторов известно, что максимальный диаметр их не превышает 1,6 м, следовательно, вертикальные сепараторы в данных условиях использоваться не должны.
Пример 12.2. Определить максимальную нагрузку на вертикальный сепаратор диаметром 1,6 м по жидкости, если газовый фактор нефти при давлении в сепараторе 0,6 Мпа и температуре 293 К равен G(p) = 100 нефти (объем газа приведен к нормальным условиям), обводненность добываемой продукции В = 0,5.
Решение
Максимальная пропускная способность вертикального сепаратора по газу при давлении в сепараторе 0,6 Мпа и температуре 293 К составит (все поперечное сечение вертикального сепаратора занято потоком газа)
|
6 D2 |
p |
6 3,14 1,62 |
0,6 |
6 |
3 |
||||||
|
Qгп 57,05 10 |
57,05 |
10 |
0,303 10 . (м /сут). |
||||||||
|
p |
4 293 |
||||||||||
|
4 |
Из технической характеристики вертикальных сепараторов известно, что пропускная способность сепараторов по газу с рабочим давлением 0,6 Мпа и диаметром 1,6 м равна 0,670·106 м3/сут. Это в 2,21 раза завышено по сравнению с рекомендацией полученной из ограничения максимальной скорости потока (не более 0,1 м/с) газа в гравитационном сепараторе при давлении 0,6 МПа и температуре 273 К. Поэтому для дальнейших расчетов пропускную способность сепаратора по газу принимают 303 000 м3/сут.
По определению
G p Qг p / Qн ,
где Qг(p) – объемный поток газа, выделившегося из нефти при давлении и температуре в сепараторе (объем газа приведен к нормальным
439
условиям), м3/сут; Qн – объемный поток нефти, поступающей в сепаратор, м3/сут. Если известно G(p) и найдено Qг(p), то
Qн = 303 000/100 = 3030 м3/сут.
Так как обводненность продукции равна 50 %, то максимальная нагрузка на сепаратор по жидкости составит
Qж = 3030/0,5 = 6060 м3/сут.
Определим допустимую нагрузку на сепаратор по жидкости для заданных условий
|
Qжп 57,05 106 |
3,14 1,62 |
0,6 |
6065 |
(м3/сут). |
|||
|
4 1001 0,5 293 |
|||||||
Расчет дает сразу же нужный результат, расхождение на 5 м3/сут вызвано округлениями при расчете.
Пример 12.3. Определить долю сечения горизонтального газонефтяного сепаратора конструкции ЦКБН, которая должна быть занята потоком газа, если нагрузка на сепаратор по жидкости составляет 10 000 м3/сут, из 1 м3 нефти в сепараторе выделяется 100 м3 газа (объем газа приведен к нормальным условиям). Давление в сепараторе 0,6 Мпа, температура 293 К. Диаметр сепаратора 2,2 м. Обводненность нефти 50 %.
Решение
Сразу можно найти долю поперечного сечения сепаратора, занятую потоком газа, чтобы скорость его была не более рекомендуемой (0,1 м/с)
|
f |
10 6 10000 |
100 1 0,5 |
293 |
0,872. |
|||||
|
г |
|||||||||
|
44,8 |
2,22 |
0,6 |
|||||||
По технической характеристике горизонтального сепаратора НГС62200 при рабочем давлении 0,6 Мпа и пропускной способности по жидкости 10 000 м3/сут пропускная способность его по газу составляет 600 000 м3/сут.
Рассчитывают допустимую нагрузку на сепаратор по газу с учетом того, что
|
F 0,25 D2 f |
г |
, |
||||||
|
0,25 D2 F |
p |
0,25 2,22 0,872 |
0,6 |
3 |
||||
|
Qгп 57,05 106 |
г |
57,05 106 |
0,5 106 |
(м /сут), |
||||
|
T |
293 |
|||||||
т.е. пропускная способность по газу сепаратора не может быть реализована.
Пример 12.4. Подобрать горизонтальный газонефтяной сепаратор конструкции ЦКБН, если нагрузка на него по нефти составляет 20000 м3/сут с рабочим давлением 0,6 Мпа и температурой 20 0С. Давление насыщения пластовой нефти 10,2 Мпа, пластовая температура 54 0С, газонасыщенность 136,5 м3/т (объем газа приведен к нормальным условиям), плотность дегазированной нефти при 20 0С и атмосферном давлении 825,1 кг/м3,
440
относительная (по воздуху) плотность газа однократного разгазирования нефти 1,09, молярные доли – азота 0,0278 и метана 0,3906 в газе однократного разгазирования.
Решение
Для выбора сепаратора необходимо рассчитать его нагрузку по газу, которую можно определить методике ступенчатого разгазирования нефти.
Количество газа, выделяющееся из каждой тонны нефти в сепараторе,
|
приведенное к нормальным условиям, может быть рассчитано по формуле |
|||||||||
|
G Гт R D1 1 R 1 , |
(12.10) |
||||||||
|
где Гт – газонасыщенность пластовой нефти, м3/т, объем газа приведен |
|||||||||
|
к нормальным условиям; |
|||||||||
|
lg |
p1 |
||||||||
|
R |
pS 20 |
, |
(12.11) |
||||||
|
lg 10p |
S 20 |
||||||||
|
pS20 – давление насыщения нефти при 20 0С, Мпа; |
|||||||||
|
pS 20 pS |
20 tпл |
, |
(12.12) |
||||||
|
9,157 fш |
|||||||||
ps – давление насыщения нефти газом при пластовой температуре, Мпа; tпл – пластовая температура, 0С;
|
fш |
701,8 |
, |
(12.13) |
||||||
|
Г т |
NOH |
0,8N A |
|||||||
|
4 |
|||||||||
|
NOH |
, NA – молярная |
доля |
метана |
и азота, |
соответственно, в газе |
||||
|
4 |
|
однократного разгазирования нефти до атмосферного давления при 20 0С; |
||||||||||||||||||||
|
D1 4,06 |
н |
г |
1,045 , |
|||||||||||||||||
|
(12.14) |
||||||||||||||||||||
|
н н /1000, |
||||||||||||||||||||
|
ρн – плотность дегазированной нефти при 20 0С и атмосферном |
||||||||||||||||||||
|
давлении, кг/м3; |
— относительная |
(по воздуху) плотность газа |
||||||||||||||||||
|
г |
||||||||||||||||||||
|
однократного разгазирования нефти. |
||||||||||||||||||||
|
Находят |
||||||||||||||||||||
|
fш |
701,8 |
13,958. |
||||||||||||||||||
|
136,5 0,3906 0,8 0,0278 |
||||||||||||||||||||
|
Давление насыщения нефти газом при 20 0С |
||||||||||||||||||||
|
pS 20 |
10,2 |
20 54 |
8,73 |
(МПа). |
||||||||||||||||
|
9,157 13,958 |
||||||||||||||||||||
|
Рассчитывают вспомогательные коэффициенты |
||||||||||||||||||||
|
lg |
0,6 |
|||||||||||||||||||
|
R |
8,73 |
0,599, |
||||||||||||||||||
|
lg 10 8,73 |
||||||||||||||||||||
|
441 |
D1 4,06 0,8251 1,09 1,045 0,591.
Зная вспомогательные коэффициенты, находят количество газа, выделяющееся из каждой тонны нефти при условиях в газонефтяном
сепараторе,
G 136,5 0,599 ,591 1 0,599 1 101,1 (м3/т).
Так как нагрузка на сепаратор по нефти составляет 20000 м3/сут, то соответствующая нагрузка на сепаратор по газу составит
Qг 20000 825,1 10 3 101,1 1,668 106 (м3/сут).
Как следует из таблицы 12.1, наиболее подходит сепаратор НГС6-3000 с пропускной способностью по газу 1,50·106 м3/сут. Пропускная способность этого сепаратора по нефти превышает ожидаемую нагрузку на 10000 м3/сут, а по газу меньше ожидаемой на 168000 м3/сут.
Таблица 12.1 Основные параметры сепараторов ЦКБН, рассчитанных на
рабочее давление 0,6 МПА
|
Пропускная |
Длина |
Условный |
|||
|
способность м3/сут |
диаметр |
Масса, |
|||
|
Сепаратор |
по |
сепаратора, |
сепаратора, |
кг |
|
|
по газу |
мм |
||||
|
жидкости |
мм |
||||
|
НГС6-1400 |
0,15·106 |
2000 |
5660 |
1400 |
1900 |
|
НГС6-1600 |
0,34·106 |
5000 |
7455 |
1600 |
2800 |
|
НГС6-2200 |
0,60·106 |
10000 |
8205 |
2200 |
5200 |
|
НГС6-2600 |
1,00·106 |
20000 |
11370 |
2600 |
12700 |
|
НГС6-3000 |
1,50·106 |
30000 |
12620 |
3000 |
12700 |
Задачи для самостоятельного решения
Задача 12.1. Определить максимальную нагрузку на вертикальный сепаратор диаметром 1,6 м по жидкости, если газовый фактор нефти при давлении в сепараторе 0,6 Мпа и температуре 293 К равен G(p) = 100 (объем газа приведен к нормальным условиям), обводненность добываемой продукции В = 0,5
Задача 12.2. Подобрать горизонтальный газонефтяной сепаратор конструкции ЦКБН, если нагрузка на него по нефти составляет 20 000 м3/сут с рабочим давлением 0,6 Мпа и температуре 20 С. Давление насыщения пластовой нефти 10,2 Мпа, пластовая температура 54 С, газонасыщенность 136,5 м3/т (объем газа приведен к нормальным условиям), плотность дегазированной нефти при 20 С и атмосферном давлении 825,1 кг/м3, относительная (по воздуху) плотность газа однократного разгазирования нефти 1,09, молярные долиазота 0,0278 и метана 0,3906 в газе однократного разгазирования.
442
Соседние файлы в папке Сбор и подготовка
- #
- #
- #
- #
В процессе добычи нефти в полученной смеси часто содержится некоторое количество воды. Она попадает в смесь либо из нагнетательных скважин в результате применения технологий по увеличению нефтеотдачи пластов, либо это природная вода, которая изначально присутствует в пласте с нефтью. Очень важно уметь вычислять и учитывать процент воды, содержащейся в добытой нефти (обводненность нефти), чтобы вычленить компонент «нефтяной фракции».
Для расчета процентного соотношения объемного расхода нефти и воды обычно используется внешний вычислитель расхода, называемый поточным компьютером. Это специальное электронное устройство, подключенное к расходомерам и другим измерительным приборам для сбора и обработки имеющихся данных, необходимых для определения содержания нефти в смеси.
В массовом расходомере Rotamass TI (рис. 1) предусмотрена специальная функция расчета концентрации жидкой двухфазной среды. Расчет проводится с использованием таблиц данных API или других принятых справочных данных, подходящих для конкретного применения. Для решения задачи с вычислением обводненности нефти расчет проводится с учетом того, что эталонные плотности нефти и воды уже доступны во встроенном ПО устройства. Таким образом, пользователь может исключить применение специального поточного компьютера с очевидным преимуществом с точки зрения затрат и сложности установки.
Рис. 1. Расходомеры Rotamass TI, установленные на нефтяных трубопроводах
В ряде случаев нефть реализуется в объемных единицах, например в американских баррелях. Объем нефти зависит от условий эксплуатации, таких как температура и давление. Одно и то же количество нефтяной массы может иметь различный объем при разных условиях. Поэтому измерение нефти по объему должно быть скорректировано до эталонных температуры и давления, чтобы покупатель знал, какой стандартный объем продукта он приобрел.
Во избежание проблем с измерениями зачастую руководствуются стандартами API (American Petroleum Institute). Они определяют набор правил для стандартизации и расчета «скорректированного» объема нефти, который должен учитываться в коммерческих сделках. Это так называемый объем «чистой нефти» (нефти нетто).
В массовом расходомере Rotamass TI расчет обводненности может осуществляться с использованием функций встроенного программного обеспечения. Значение «скорректированный объем чистой нефти» отображается на цифровом дисплее расходомера и доступно для передачи через выходные сигналы прибора, без необходимости использования внешних дополнительных устройств.
Массовые расходомеры Rotamass TI производства Rota Yokogawa могут рассчитывать концентрацию двухфазных смесей в различных комбинациях:
- две жидкости, которые не растворяются друг в друге (эмульсия);
- две жидкости, которые растворяются друг в друге, такие как вода и спирт (раствор);
- твердые элементы, которые однородно растворены в жидком веществе, например соль в воде или сахар в воде (раствор);
- одна жидкость и газ.
В каждом случае концентрация рассчитывается с использованием своего стандартизированного метода.
Функция NOC — Net Oil Computing following API standard, или «вычисление доли чистой нефти по стандарту API», использует процедуру API MPMS, глава 11.1 для расчета плотности нефти и преобразования измеренного объема нефти в «скорректированный» объем, а также вычисляет концентрацию нефти.
Ниже приведены основные шаги, выполняемые в процессе расчета:
Шаг 1. Расчет плотности нефти по стандартному методу API.
Шаг 2. Расчет плотности воды.
Шаг 3. Расчет концентрации и чистого объема нефти.
Шаг 4. Расчет «скорректированного» объема по методу API.
Плотность нефти и воды можно рассчитать, зная свойства обоих элементов во взаимосвязи с температурой и давлением. Таблицы нефти и воды являются необходимыми вводными данными для расчета, эта информация о жидкости предоставляется пользователем.
Шаг 1. Расчет плотности нефти по стандартному методу API.
Для расчета плотности нефти необходимо знать эталонное значение плотности нефти r60 (плотность при температуре 60°F). Стандарт API допускает различные методы расчета, которые также реализованы в прошивке прибора и могут быть выбраны пользователем.
Результат шага 1 — функция определяет плотность нефти rнефти при измеренных температуре Tи и давлении Ри.
Шаг 2. Расчет плотности воды. Используется процедура, аналогичная вышеописанной. Здесь пользователь может выбрать различные методы:
- Плотность воды по стандартной средней океанской воде (SMOW).
- Плотность воды по данным ЮНЕСКО 1980 г.
- Плотность пресной воды по API MPMS 11.4 (то же уравнение, что и VSMOW, Vienna Mean Standard Ocean Water).
- Плотность добываемой воды по API MPMS 20.1, приложение A. 1.
- Плотность пластовой воды по El-Dessouky, Ettouney (2002).
- Плотность воды по стандартной формуле.
Результат шага 2 — функция определяет плотность воды rводы при измеренных температуре Tи и давлении Ри.
Шаг 3. Расчет концентрации и чистого объема нефти.
При известных параметрах:
- rизм — измеренная плотность жидкости (нефть + вода — непосредственно измеряется с помощью расходомера Rotamass TI);
- rнефти — плотность нефти, рассчитанная в шаге 1;
- rводы — плотность воды, рассчитанная в шаге 2;
можно рассчитать концентрацию:
Зная концентрацию (соnснефть,масс) и плотность (rнефти) нефти, можно рассчитать общий чистый массовый расход нефти Qмасс.нефти и общий чистый объемный расход нефти Qоб.нефти:
Qоб.нефти = Qмасс.нефти/rнефти.
где Qмасс.изм. — массовый расход (нефть + вода), измеренный расходомером Rotamass TI.
Для определения объема нефти, протекающего за определенный промежуток времени, в расходомере настраивается счетчик (сумматор). Он суммирует значения Qоб.нефти за каждый временной интервал Dt:
Vнефти = ∑(Qоб.нефти × Dt)i.
Шаг 4. Расчет скорректированного объема нефти Vнефти-скорр. производится путем коррекции объема нефти Vнефти из Шага 3 к плотности при стандартных условиях r60.
Настройка функции может быть произведена с помощью конфигурационного программного обеспечения Fieldmate (рис. 2). Это инструмент настройки ПК, способный выполнять множество задач, включая первоначальную настройку, ежедневное техническое обслуживание, отчетность и настройку конфигурации функций, таких как NOC — вычисление доли чистой нефти по стандарту API.
Рис. 2. Выбор параметров функции с помощью Fieldmate
Все расчеты производятся внутри прибора. Пользователю остается только определить несколько параметров, связанных с жидкостью.
Заключение
Функция вычисления объема чистой нефти в соответствии со стандартом API встроена в расходомер Rotamass TI, и это дает пользователю реальное преимущество, позволяя сократить дополнительные затраты на специальный поточный компьютер, его защитный корпус, кабели или разработку специального программного обеспечения. Возможность расчета концентрации воды также дает ценное представление о производительности сепаратора.
Рис. 3. Массовый кориолисовый расходомер Rotamass TI — прибор для измерения массового расхода и плотности
Расходомеры Rotamass TI (рис. 3) — это не только высокоточные приборы измерения расхода, но и интеллектуальные устройства, способные обрабатывать данные и предоставлять необходимую информацию пользователю.
Компания Yokogawa основана в 1915 г., представлена в 60 странах мира и занимается передовыми исследованиями и инновациями, активно работает в сегментах промышленной автоматизации и контроля (IA), испытаний и измерений, авиации и других отраслях. Сегмент IA играет жизненно важную роль в широком спектре отраслей промышленности, включая нефтяную, химическую, газовую, энергетическую, металлургическую, целлюлозно-бумажную, фармацевтическую и пищевую. Ориентируясь на этот сегмент, Yokogawa помогает компаниям максимизировать свою прибыль, предлагая широкий спектр высоконадежных продуктов для предоставления премиальных решений и услуг. Дополнительную информацию о Yokogawa можно получить, посетив сайт www.yokogawa.ru либо www.yokogawa.com.
Изобретение относится к области измерительной техники и автоматизации производственных процессов. Способ измерения покомпонентного расхода трехкомпонентного потока смеси предусматривает разделение смеси в двухфазном сепараторе на жидкостный и газовый каналы, измерение в жидкостном канале массового расхода, объемного влагосодержания и плотности смеси. Дополнительно в газовом канале измеряют объемное влагосодержание, объемный расход, температуру и давление смеси. Вычисляют массовые и объемные характеристики измеряемых компонентов смеси по полученным данным измерений, используя равенство относительного содержания нефти и воды в жидкостной фазе жидкостного и газового каналов, априорно известные значения плотности нефти ρн, воды ρв и свободного газа ρгсв, а также коэффициент долевой массовой концентрации растворенного в нефти газа и коэффициент долевого объемного содержания растворенного в нефти газа , которые автоматически выбираются из памяти рабочей программы для текущих значений температуры и давления. Техническим результатом является повышение точности измерения количества добываемой из нефтяных скважин нефти, воды и попутного нефтяного газа. 7 ил., 1 табл.
Изобретение относится к измерительной технике, а также к системам управления технологическими процессами и может быть использовано для измерения относительного содержания, расхода и количества трех основных компонентов смеси из нефти, воды, свободного и растворенного газа в продукции нефтяной скважины, а также в измерительных системах, технологических установках и других устройствах.
В последнее время ясно проявилась необходимость иметь надежный учет добываемой нефти и попутного газа. Находящиеся в эксплуатации на нефтяных месторождениях автоматизированные замерные групповые установки (АГЗУ) типа «Спутник» измеряют расход жидкости (смесь воды и нефти с растворенным в ней попутным газом) и объемный расход попутного свободного газа, но не определяют расход нефти и воды. В измерительных установках типа «Мера», в которых используется гидростатический метод измерения массы, определяется также расход нефти с растворенным газом и расход воды. Однако область применения этих установок ограничена условием существенной разницы плотностей нефти и воды. При незначительной разнице в плотностях имеют место большие погрешности в измерении расхода нефти и воды, а при равенстве плотностей — отказ в работе по этим параметрам.
С целью инициирования создания измерительных установок, определяющих объемный и массовый расход всех трех компонентов продукции нефтяной скважины (нефти, попутного газа и воды), был разработан национальный стандарт ГОСТ Р 8.615-2005, в котором установлены требования к точности измерения расхода нефти и попутного газа, в частности, непосредственно на выходе из нефтяной скважины.
Разработанные к настоящему времени бессепарационные трехкомпонентные расходомеры не удовлетворяют требованиям по точности и экологической чистоте. Кроме того, трехкомпонентные расходомеры, предлагаемые рядом зарубежных фирм, таких как Агар Корпорейшен, Шлюмберже, Роксар и других, очень дороги (порядка двухсот тысяч долларов за один образец), что делает их нерентабельными для стационарного использования на нефтяных месторождениях.
В силу указанных обстоятельств за рубежом и в России родилось направление в создании трехкомпонентных измерительных установок на основе модернизации существующих замерных установок, в основе которых лежит двухфазный сепаратор с разделением смеси на жидкостную и газовую составляющие и раздельное измерение объемного расхода жидкости и газа, как в упомянутых выше установках «Спутник» и «Мера», путем добавления в них влагомеров.
Целью такого подхода является превращение выпускаемых и находящихся в эксплуатации АГЗУ, которые фактически являются технологическими устройствами, в измерительные установки многокомпонентных смесей, каковой является продукция из нефтяной добывающей скважины. Это направление в развитии метрологии добывающих нефтяных скважин вызвано назревшей необходимостью и тем, что намечаемое решение этой проблемы за счет разрабатываемых трехкомпонентных расходомеров пока не дало ожидаемых результатов.
Идея простая: измерение влагосодержания смеси нефти и воды, вычисление расхода воды, вычитание его из расхода смеси. Результат — расход нефти.
Но при реализации этой идеи все оказалось не так просто. Существует целый ряд принципиальных проблем и трудностей, среди которых следующие.
1. Неполная сепарация в двухфазном сепараторе. В отсепарированной жидкости содержится свободный газ и при большой производительности его содержание может достигать двадцати процентов по объему. В свою очередь, в отсепарированном газе может содержаться также до двадцати процентов от общего количества жидкости по объему.
2. Структура потока после сепаратора при циклическом режиме работы в жидкостном канале, как правило, нестационарная даже в случае стационарности на входе сепаратора. Это может быть прямая или обратная эмульсия из нефти и воды, просто перемешанная смесь из воды и нефти с содержанием пузырькового газа, а также вследствие произошедшего расслоения смеси при накоплении в сепараторе последовательное вытекание из него в режиме слива воды, эмульсии, нефти с газом. В результате, с одной стороны, задача измерения жидкостной части смеси должна упроститься благодаря исключению свободного газа. С другой стороны, задача существенно усложняется тем, что структура потока изменяется, становится нестационарной из-за цикличности работы.
3. Измеряемая жидкость вовсе не смесь собственно представляющей интерес чистой нефти и воды, а смесь нефти с растворенным в ней газом и воды также с растворенным в ней газом.
4. Имеющиеся на сегодня из серийно выпускаемых измерителей влагосодержания, массового и объемного расхода рассчитаны на измерение моносред — чистых жидкостей и газов без примесей, в частности без газа в жидкости и без капельной жидкости в газе. А погрешности указанных измерительных приборов при наличии названных примесей в документации на них не указываются. В лучшем случае регламентируется максимально допустимое содержание примеси. В частности, почти для всех влагомеров указано относительное объемное содержание свободного газ, как правило, не более одного процента.
К настоящему времени разработан ряд измерительных систем для модернизации АГЗУ типа «Спутник». Наиболее близкими аналогами (прототипами) к предлагаемому в настоящей заявке изобретению являются Система измерений количества жидкости и газа R-AT-MM (разработчик американская фирма Argosy Technologies) [1] и Установка измерительная КТС-ИУ (разработчик и производитель МОАО «Нвфтеавтоматика», Бугульминский опытный завод «Нефтеавтоматика») [2].
С точки зрения идеологии построения и способа измерения оба устройства одинаковы. После двухфазного сепаратора в жидкостном канале удаляется турбинный объемный счетчик жидкости «ТОР» и устанавливаются массовый расходомер-плотномер жидкости кориолисова принципа действия и полнопоточный влагомер, а в газовом канале удаляется турбинный объемный расходомер газа и устанавливается массовый расходомер газа также кориолисова принципа действия. Отличия указанных прототипов состоят в использовании различных марок массовых расходомеров-плотномеров и влагомеров.
Положительными признаками прототипов являются:
— измерение влагосодержания смеси, необходимого для вычисления относительного содержания нефти и воды в жидкости;
— прямое измерение массового расхода и плотности потока смеси в жидкостном канале, что обеспечивает благодаря большой разности плотностей жидкости и газа высокую точность определения массового расхода жидкости.
К недостаткам прототипов следует отнести:
— использование для измерения объемного расхода газа в газовом канале массовых расходомеров газа кориолисова принципа действия, поскольку они здесь неприемлемы из-за существенного содержания капельной жидкости в газовом канале, которая имеет плотность примерно в пятьдесят раз больше, чем у газа при рабочем давлении, что приводит к очень большим погрешностям в измерении расхода газа;
— никак не измеряется и не вычисляется расход содержащейся в газовом канале нефти и воды;
— измеренный массовый расход жидкости и, соответственно, нефти — это расход вместе с содержащимся в них растворенным газом.
Резюмируя признаки прототипов, характеризующие уровень техники в метрологии нефтедобывающей отрасли, отметим, что задача измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа решена только в плане самого факта проведения измерения указанных физических величин. Однако точность измерения соответствует ГОСТ Р 8.615-2005 лишь при условии идеальной двухфазной сепарации, возможность чего проблематична, и хорошо перемешанного потока измеряемой среды, чего тоже, как правило, нет.
Это обусловлено большими методическими и инструментальными погрешностями. Систематические погрешности вызваны недостаточностью измеряемых физических величин в газовом канале. Чтобы измерить часть нефти и воды, уносимых потоком газа в газовый канал, необходимо измерение еще каких-то величин, характеризующих количество нефти или воды, или жидкости. Теоретически возможно использовать тот же набор измерительных приборов, что и в жидкостном канале, то есть добавить влагомер (или, по крайней мере, зондирующий блок от него) при установленном уже массовом расходомере-плотномере газа кориолисового типа. Однако, как указывалось выше, этот расходомер-плотномер при наличии капельной жидкости в потоке газа неработоспособен.
Одним из существенных признаков настоящего изобретения является осуществление в газовом канале измерения объемного влагосодержания и общего объемного расхода, установив для этого влагомер и объемный расходомер смеси. При этом становится достаточным информации от влагомера в газовом канале без измерения в нем плотности или массового расхода путем использования в рабочем алгоритме равенства соотношения содержаний нефти и воды в жидкости для жидкостного и газового каналов.
Имеется также вторая систематическая погрешность, связанная с неучетом растворенного в нефти попутного газа.
Этот растворенный в нефти газ ни в существующих АГЗУ типа «Спутник», ни в измерительных установках типа «Мера», ни в рассмотренных модернизированных вариантах «Спутника» не измеряется и не вычисляется. Эта часть газа оказывается не учтенной. Но, главное, ее наличие в нефти приводит к погрешности измерения остальных измеряемых трех составляющих — чистой нефти, воды и свободного газа.
Для определения количества растворенного в нефти газа необходимо рассматривать закономерности, присущие растворам газов в жидкостях. Они довольно сложно зависят от многих факторов: рода жидкости и газа, температуры, давления и других условий. Применительно к нефти коэффициент долевой массовой концентрации растворенного в нефти газа 
и коэффициент долевого объемного содержания растворенного в нефти газа 
помимо давления и температуры зависят от их фракционного и углеводородного состава. Различные компоненты нефтяного газа также обладают неодинаковой растворимостью. Характеристики растворимости попутного газа, как правило, определяются экспериментально в лабораторных условиях.
Важным обстоятельством является то, что для конкретной нефти количество растворенного в нефти газа может быть формульно записано как часть от количества самой чистой нефти с использованием упомянутых выше коэффициентов, зависимость которых от температуры и давления заложена в память рабочей программы измерительной установки.
Исходя из того что коэффициенты растворимости и 
для конкретных нефтяных скважин известны, а также априорно известны по лабораторным данным плотности чистой нефти ρн (без растворенного газа и воды), воды ρв, свободного газа ρгсв (при нормальных условиях) и растворенного газа ρгр (в выделившемся состоянии при нормальных условиях), в настоящем изобретении предлагается алгоритм измерения и вычисления относительного содержания, объемного и массового расхода, добытого на текущий момент времени количества всех компонентов измеряемой смеси: чистой нефти, свободного газа (в рабочих условиях и приведенного к нормальным условиям), воды и растворенного газа (в рабочих условиях и приведенного к нормальным условиям).
Ниже приводится этот алгоритм измерения названных физических величин в виде перечня выведенных для этого формул, выделив вначале физические величины, получаемые прямым измерением (по показаниям используемых комплектующих средств измерений).
Получаемые прямым измерением физические величины:
— массовый расход смеси в жидкостном канале;
— относительное объемное содержание воды в жидкостном канале;
ρжк — плотность смеси в жидкостном канале или
— объемный расход смеси в жидкостном канале (в случае вычисления плотности ρжк по измеренному значению объемного расхода и массового расхода);
— объемный расход смеси в газовом канале;
— относительное объемное содержание воды в газовом канале;
Тжк — температура в жидкостном канале;
Тгк — температура в газовом канале;
Ржк — давление в жидкостном канале;
Ргк — давление в газовом канале.
Вычисляемые величины:
Благодаря получению дополнительной информации о влагосодержании и объемном расходе в газовом канале, а также использованию коэффициентов растворимости газа в нефти имеется необходимое количество уравнений, соответствующее количеству неизвестных, и приведенные в настоящем перечне формулы являются точными, не содержат систематических погрешностей даже при некачественной двухфазной сепарации. Точность измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа будет полностью определяться погрешностями примененных в измерительных установках комплектующих приборов (массовых и объемных расходомеров, плотномеров и влагомеров). Все эти приборы должны иметь необходимую точность в реальных условиях эксплуатации. Определяющими помеховыми факторами для них являются: содержание свободного газа в жидкостном канале, содержание капельной жидкости в газовом канале, работоспособность при водонефтяных смесях как второго, так и первого рода (непрерывная фаза нефть или непрерывная фаза вода).
Для лучшего понимания сущности настоящего изобретения к описанию прилагаются иллюстративные материалы в соответствии со следующим перечнем:
— фиг.1. Блок-схема прототипа модернизированного АГЗУ типа «Спутник», где ПСМ (переключатель скважинный многоходовой);
— фиг.2. Блок-схема 1 модернизированного по изобретению АГЗУ типа «Спутник», вариант с использованием влагомера «Сател-РВВЛ» в жидкостном канале с непрерывным сливом смеси при поддержании постоянного уровня жидкости в сепараторе;
— фиг.3. Блок-схема модернизированного по изобретению АГЗУ типа «Спутник» с периодическим сливом смеси из сепаратора;
— фиг.4. Точностные характеристики прототипа и изобретения без растворенного газа, относительные погрешности измерения массового расхода, обусловленные некачественной сепарацией измеряемой смеси;
— фиг.5. Графики относительных погрешностей измерения массового расхода без растворенного газа для прототипа и изобретения;
— фиг.6. Точностные характеристики прототипа и изобретения при растворенном газе, относительные погрешности измерения массового расхода, обусловленные наличием растворенного газа в нефти;
— фиг.7. Графики относительных погрешностей измерения массового расхода при наличии растворенного газа и обусловленные некачественной сепарацией для прототипа и изобретения.
Таким образом, сущность заявляемого способа измерения объемных и массовых характеристик добываемой из нефтяной скважины нефти, воды и попутного нефтяного газа состоит в том, что помимо известных приемов в измерении покомпонентного расхода, а именно измерения массового расхода, плотности и объемного влагосодержания смеси в жидкостном канале, дополнительно измеряют объемный расход и влагосодержание смеси в газовом канале (вместо измерения в нем массового расхода газа) и, используя равенство относительного содержания нефти и воды в жидкости газового и жидкостного каналов, известные из лабораторных данных значения массового и объемного коэффициентов растворимости газа в нефти данного месторождения, а также плотности нефти, воды и газа, вычисляют массовые и объемные характеристики с помощью приведенных выше формул.
В качестве подтверждения существенности предлагаемых в данной заявке дополнительных признаков изобретения ниже приводится достигаемый технический результат в виде сравнительной оценки точности измерения основного по значимости компонента продукции нефтяной скважины, а именно нефти. А для доказательства возможности реального осуществления сравнительная оценка была проведена с учетом реально используемых измерительных комплектующих приборов как в прототипе, так в примере реализации настоящего изобретения.
В качестве прототипа была взята «Система измерений количества жидкости и газа R-AT-MM» (разработчик американская фирма Argosy Technologies) [1], блок-схема которого приведена на фиг.1.
В жидкостном и газовом каналах этой системы измерений используются кориолисовые счетчики расходомеры массовые Micro Motion (Фирма Emerson Process Management, Micro Motion Inc.) со следующими техническими характеристиками [3]:
— предел основной относительной погрешности, %:
| — массового расхода и массы жидкости | ±0.15÷±0.5 |
| — массового расхода и массы газа | ±0.65÷±1.0 |
— предел основной абсолютной погрешности плотности жидкости, кг/м3 — ±0.5÷2.0;
— малая зависимость от температуры и давления;
— никаких данных о влиянии свободного газа.
В жидкостном канале помимо расходомера-плотномера используется влагомер сырой нефти ВСН-АТ (ЗАО «Аргоси», г.Москва) со следующими техническими характеристиками [4]:
— предел допустимой абсолютной погрешности, % в диапазоне:
| 0.01÷4% | ±0.05 |
| 4÷10% | ±0.1 |
| 10÷20% | ±0.15 |
| 20÷50% | ±0.5 (до инверсии) |
| 50÷90% | ±1.0 (свыше инверсии) |
| 90÷100% | ±1.0 (±0.66***) *** — по заказу |
— поверка в диапазоне расхода от 2 до 10 м3/час, температуры — от 10 до 50°С;
— никаких данных о влиянии свободного газа.
Блок-схемы системы измерений для модернизации АГЗУ «Спутник» по способу, представленному в настоящем изобретении, изображены на фиг.2 и фиг.3 [5]. В отличие от прототипа в газовом канале вместо кориолисова массового счетчика-расходомера газа установлен зондирующий блок ЗБ Сател-РВВЛ радиоволнового влагомера «Сател-РВВЛ» (ООО «ИНГА», г.Москва, совместно с ОАО «Нефтемаш», г.Тюмень, РФ) [5, 6] и объемный расходомер газа, а в жидкостном канале вместо влагомера ВСН-АТ используется второй зондирующий блок ЗБ Сател-РВВЛ влагомера «Сател-РВВЛ».
Влагомер «Сател-РВВЛ» отличается работоспособностью при любом содержании газа в измеряемой смеси (сертификационные испытания проведены до объемного содержания газа 30%), и для него указаны как основные, так и дополнительные погрешности, приведенные ниже.
| Наименование характеристики | Динамический режим | Статический режим |
| Предел допускаемой основной абсолютной погрешности, % | ±0,80 | ±1,00 |
| Предел допускаемой дополнительной погрешности от изменения скорости потока (от 0 до 4 м/с), % | ±0,55 | ±0,95 |
| Предел допускаемой дополнительной погрешности от изменения содержания солей (от 5 до 200 г/дм3), % | ±0,55 | ±0,90 |
| Предел допускаемой дополнительной погрешности от изменения температуры измеряемой среды, % | -1,87·10-2·(Т-Тнорм) | -3,28·10-2·(Т-Тнорм) |
| Предел допускаемой дополнительной погрешности от изменения содержания свободного газа (от 0 до 30%) в измеряемой среде, % | ±0,95 | ±1,30 |
Погрешности объемного расходомера газа в газовом канале не задавались, поскольку при оценке точности измерения количества нефти результат измерения объемного расхода газа в газовом канале не участвовал.
Результаты сравнительной оценки погрешностей измерения массового расхода нефти представлены в таблице 1 на фиг.4 и графиками на фиг.5. Эти данные характеризуют относительные погрешности измерения массового расхода нефти, вызванные некачественной сепарацией смеси в двухфазном сепараторе (наличием свободного газа в жидкостном канале и капельной жидкости в газовом канале) и погрешностями используемых измерительных приборов — расходомеров и влагомеров. При этом в формулах алгоритма измерения массового расхода не были задействованы коэффициенты растворимости газа в нефти, что соответствует случаям отсутствия растворенного газа либо справедливости получаемых значений расхода не чистой нефти, а нефти с растворенным в ней газом. Соответственно, представленные результаты по погрешностям — это относительные погрешности измерения массового расхода нефти вместе с растворенным в ней газом.
Наличие растворенного в нефти газа при рабочих условиях приводит к дополнительной погрешности измерения, если в рабочем алгоритме не предусмотрен учет его массы и объема в растворенном виде. Результаты оценки этой дополнительной погрешности представлены в таблице 2 на фиг.6 и графиками на фиг.7.
Анализ погрешностей измерения, представленных в упомянутых таблицах и графиках, показывает следующее:
1. дополнительное по сравнению с прототипом измерение влагосодержания и объемного расхода смеси в газовом канале совместно с определением расхода нефти в газовом канале путем учета одинакового соотношения между содержанием нефти и воды в жидкости для жидкостного и газового каналов полностью устраняет систематическую погрешность измерения массового расхода нефти, вызванную некачественной двухфазной сепарацией смеси;
2. дополнение рабочего алгоритма измерения массового и объемного расходов массовым и объемным коэффициентами растворения газа в нефти и их автоматическая коррекция в зависимости от рабочего давления и температуры полностью устраняет систематическую погрешность измерения массового расхода нефти, вызванную наличием растворенного газа в нефти;
3. интересно отметить, что в прототипе погрешности, вызванные некачественной сепарацией и наличием растворенного газа в нефти, имеют разные знаки: некачественная сепарация приводит к занижению показаний массового и объемного расходов нефти, а наличие растворенного газа — к завышению, то есть указанные две погрешности частично компенсируются при их близости по абсолютным значениям.
Литература
1. СЕРТИФИКАТ об утверждении типа средств измерений RU.C.29.001.A №34299. Системы измерений количества жидкости и газа R-AT-MM (ЗАО «Аргоси», г.Москва). Зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под номером №39821-08 за 30.12.08.
2. СЕРТИФИКАТ об утверждении типа средств измерений RU.C.29.006.A №28691. Установка измерительная КТС-ИУ (МОАО «Нефтеавтоматика», Бугульминский опытный завод «Нефтеавтоматика»). Зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под номером №35473-07 за 08.08.07.
3. СЕРТИФИКАТ об утверждении типа средств измерений US.C.29.004.A №23912. Счетчики расходомеры массовые Micro Motion, моделей DS, DH, DT, DL, CMF, F, R, T, CNG 050, H, LF (Фирма Emerson Process Management, Micro Motion Inc., США, Нидерланды, Мексика). Зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под номером №13425-06 за 13.05.06.
4. СВИДЕТЕЛЬСТВО об утверждении типа средств измерений RU.C.31.006.A №37792. Влагомер сырой нефти ВСН-АТ. Системы измерений количества жидкости и газа R-AT-MM (ЗАО «Аргоси», г.Москва). Зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под номером №42678-09 за 31.12.09.
5. Андрейчиков Б.И. Проблемы и решения по модернизации АГЗУ типов «Спутник» и «Мера» в нефтедобывающей промышленности. Журнал СТА (Современные технологии автоматизации), №4, октябрь 2010 г.
6. Поточный радиоволновой влагомер «Сател-РВВЛ». Сайт в Интернете http://www.inga-systems.ru.
Способ измерения покомпонентного расхода трехкомпонентного потока смеси из добывающих нефтяных скважин, предусматривающий разделение смеси в двухфазном сепараторе на жидкостный и газовый каналы, и измерение в жидкостном канале массового расхода 
, объемного влагосодержания 
и плотности ρжк смеси, или вместо непосредственного измерения плотности измерение объемного расхода 
для вычисления плотности путем деления массового расхода на объемный, температуру Тжк и давление Ржк, дополнительно в газовом канале измеряют объемное влагосодержание 
, объемный расход 
температуру Тгк и давление Ргк смеси, по полученным данным измерений, используя равенство относительного содержания нефти и воды в жидкостной фазе жидкостного и газового каналов, априорно известные значения плотности нефти ρн, воды ρв и свободного газа ρгсв, а также коэффициента долевой массовой концентрации растворенного в нефти газа и коэффициента долевого объемного содержания растворенного в нефти газа , которые автоматически выбираются из памяти рабочей программы для текущих значений температуры и давления, вычисляют массовые и объемные характеристики измеряемых компонентов смеси из добывающей нефтяной скважины или их часть, в зависимости от конкретного применения способа, по следующим алгоритмам:
относительное объемное содержание нефти в жидкостном канале
где ρжк — измеренное или вычисленное по формуле
суммарный массовый расход нефти
суммарный массовый расход воды
суммарный объемный расход свободного газа при рабочих значениях температуры Траб и давления Рраб 
суммарный объемный расход свободного газа при нормальных значениях температуры Тну и давления Рну
,
суммарный объемный расход выделившегося из нефти растворенного газа при нормальных значениях температуры и давления
,
где ρгр.ну — плотность выделившегося из нефти растворенного газа при нормальных условиях,
полный суммарный объемный расход свободного газа и выделившегося из нефти растворенного газа при нормальных значениях температуры и давления
.