Приборы измерения свободного газа в жидкости.
Сразу напишу В целом все сложно, поскольку это измерение, казалось бы, должно быть легким, но зависит от многих параметров. Конечно главное это то с чем работаем – нефть, фракция кого-то вещества, флюид. Важны так же физические характеристики, основные это давление и темапература ДНП:
С
табильность
нефти или ее предрасположенность к
испарению определяется величиной
давления насыщенных паров (ДНП). Данным
показателем характеризуется качество
товарной нефти (ГОСТ Р 51858-2002).
Наиболее широко в практике для контроля ДНП применяется метод Рейда (ГОСТ 1756-2000). Недостатком этого метода является то, что он измеряет условное ДНП. Связано это с негерметичностью отбора проб, наличием в измерительной камере воздуха, неточным заданием соотношения фаз и фиксацией момента приведения системы "жидкость-пар" в термодинамическое равновесие.
Для контроля истинного ДНП разработан прибор АЛП-01ДП-01 (Госреестр № 16774-06) и ГОСТ Р 8.601-2003 "Давление насыщенных паров нефти и нефтепродуктов".
Контроль ДНП с применением прибора АЛП-01ДП-01 и ГОСТ Р 8.601-2003 позволяет оперативно производить оценку качества нефти и ее потерь от испарения.
В настоящее время на базе ГОСТ Р 8.601-2003 ведется разработка межгосударственного стандарта. Кроме того, в рамках переработки МИ 2693-2001 "Порядок проведения коммерческого учета сырой нефти на нефтедобывающих предприятиях. Основные положения", ставится вопрос о введении показателя ДНП для характеристики сырой нефти.
3.Схема управления газлифтной добычей.
Вопрос 30
Уосг-100.
С
вободным,
в существующей практике, принято считать
газ, находящийся в нефти в виде пузырьков
различной дисперсности. Он всегда
существует в нефти после ее сепарации.
Его количество увеличивается со снижением
давления и повышением температуры.
Повышение давления и снижение температуры
способствуют уменьшению его объема.
Содержание свободного газа в нефти
является причиной завышения показаний
турбинных счетчиков и занижения плотности
нефти. В настоящее время при контроле
качества нефти используют автоматические
приборы, постоянно измеряющие долю
свободного газа в нефти (на потоке), и
приборы, позволяющие производить
автоматические измерения через
установленный промежуток времени
(точечные, отбор не реже 1 раза в месяц).
Для автоматического контроля наличия
в потоке нефти свободного газа в
отечественной практике используются
ультразвуковые индикаторы ИФ-1. Поскольку
величина получаемого в нем сигнала
зависит не только от объема газа, но и
от дисперсности пузырьков и ряда других
факторов, то достоверность фиксации
его появления в нефти часто вызывает
сомнение. Содержание свободного газа
в нефти определяют периодически, в
соответствии с графиком, утвержденным
руководителями предприятий грузоотправителя
и ОАО «АК «Транснефть». Результат
измерений содержания свободного газа
распространяют на весь период с момента
обнаружения до его следующего определения.
Для измерений содержания свободного
газа в нефти на ПСП применяют стационарные
или переносные средства измерений.
Измерения выполняют в соответствии с
МИ 2575. Содержание свободного газа зависит
от условий сепарации и свойств жидкости.
Газ, находясь в жидкости в виде пузырьков,
изменяет показание объёмных счётчиков
на такую долю, какую долю сам составляет
в жидкости, т. е. если объём газа в жидкости
составляет 2 %, то показание счётчика
повысится на 2 %. Точно учесть содержание
свободного газа при определении объёма
и массы нефти трудно по двум причинам.
Во-первых, содержание свободного газа
непостоянно и может изменяться в
зависимости от условий сепарации
(расхода жидкости, вязкости, уровня в
сепараторах и т. д.). Во-вторых, технические
средства для непрерывного измерения
содержания газа в потоке в настоящее
время находятся в разработке. Имеющиеся
средства, например устройство для
определения свободного газа УОСГ-100
СКП, позволяют производить измерения
только периодически и дают не очень
достоверные результаты. Единственным
способом борьбы с влиянием свободного
газа является улучшение сепарации
жидкости, чтобы исключить свободный
газ или свести его к минимуму. Для
уменьшения влияния газа узлы учёта
нефти необходимо устанавливать на
«выкиде» насосов. При этом объём газа
уменьшается за счёт сжатия. При организации
учёта сырой нефти необходимо исследовать
описанные факторы и принять меры для
уменьшения влияния их на точность учёта.
Объем свободного газа трудно измерить
и учесть ввиду отсутствия средств
измерения объема свободного газа в
потоке. Легче не допустить выделения
газа путем улучшения сепарации жидкости
и регулирования давления на УУН. Прибор
УОСГ-100 СКП (рис. 11, табл. 2) используется
для определения содержания свободного
газа и определения поправок в показания
турбинных счетчиков, качества сепарации
и физических характеристик
углеводородосодержащих жидкостей.
Принцип измерения основан на том, что
при изотермическом сжатии пробы
газожидкостной смеси, после ее перехода
из двухфазного в однофазное состояние,
характер зависимости давления от
изменения объема пробы становится
линейным. Прибор позволяет отбирать
пробу нефти или нефтепродукта с
сохранением термодинамических условий
по давлению и температуре, сжимать ее
при той же температуре до требуемого
значения давления и фиксировать величину
изменения объема пробы.
Рисунок 11. Устройство для определения свободного газа УОСГ–100 СКП
УОСГ-100 СКП используется для определения содержания свободного газа в нефти (МИ 2575-2000) и других углеводородных жидкостях. Кроме того, он может использоваться для определения коэффициентов сжимаемости и термического расширения этих продуктов.
Таблица 2
Технические характеристики устройства для определения свободного газа УОСГ-100 СКП
Контроль свободного газа необходим для введения поправок в показания объемных счетчиков при учете нефти и нефтепродуктов, а также оценки качества их сепарации. Информация о коэффициентах сжимаемости и термического расширения необходима, когда условия измерения по Р и Т отличаются от условий, при которых необходимо учитывать объем продукта. Для производства измерения с помощью клапанов производится отбор пробы продукта и переключение потока на термостатирующую рубашку. После этого продукт сжимается, и снимаются показания давления и объема.
Для подключения прибора трубопровод должен иметь секущую задвижку или другое местное сопротивление и два вентиля, расположенных до и после задвижки (рис. 12). К первому, по движению потока, прибор крепится жестко, а к другому – с помощью шланга высокого давления, входящего в комплект прибора. Наличие местного сопротивления обеспечивает постоянный проток продукта через прибор.
Д
ля
производства измерения с помощью
клапанов производится отбор пробы
продукта и переключение потока на
термостатирующую рубашку. После этого
продукт сжимается, и снимаются показания
давления и объема. Метод и техническое
средство имеют существенные недостатки.
Измерения выполняются обученным
персоналом с применением ручного труда
и затратой на один замер не менее 15 минут
без учета подготовительных работ.
Рисунок 12. Схема монтажа прибора УОСГ-100