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:

Стабильность 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.

Схема управления газлифтной добычей.

Вопрос 30

УОСГ-100.

Свободным, 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.

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. 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

Поиск по сайту: