Способ контроля метрологических характеристик стационарных или мобильных замерных установок и поверочная установка для его реализации
METHOD FOR CONTROL OF METROLOGICAL CHARACTERISTICS OF FIXED OR MOBILE METERING INSTALLATIONS AND CALIBRATION UNIT FOR ITS IMPLEMENTATION

Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к технике контроля средств измерений расхода и других метрологических характеристик замерных установок на нефтепромыслах; в частности, при их калибровке и поверке.
Уровень техники
Как правило, добыча нефти производится групповым (кустовым) методом, при котором группа нефтедобывающих скважин объединена общей трубопроводной системой, общими системами управления, контроля, передачи и обработки информации. При этом сбор добываемой газожидкостной смеси, замер содержания в ней нефти, воды и попутных газов производится, как правило, с использованием автоматизированной групповой замерной установки (АГЗУ) – одной на группу скважин. Имеют применение (особенно - при пробной эксплуатации вновь вводимых скважин) также индивидуальные замерные установки (ИЗУ), мобильные замерные установки (МЗУ), возможно появление и других, более оригинальных по исполнению замерных установок; поэтому в дальнейшем тексте все устройства этого функционального назначения объединены понятием — замерная установка (ЗУ).
При этом, поверка и контроль метрологических характеристик (КМХ) всех средств измерений (СИ), прежде всего — средств измерений количества нефти и нефтепродуктов (по объему или по массе) должны проводиться в обязательном порядке и в соответствии с действующими регламентами.
Установки, которые используют для калибровки, поверки и контроля метрологических характеристик штатной замерной установки, независимо от типа последней, для однозначности понимания текста будем называть - поверочная установка (ПУ).
Добываемую из скважин газожидкостную смесь (флюид) до выполнения измерений с использованием АГЗУ предварительно в сепарационной емкости ЗУ разделяют на два фазовых компонента: газ (со следами жидкостей) и жидкостную смесь, состоящую из нефти и воды в самых различных соотношениях (от 1 до 99% по каждому из этих компонентов), и измеряют их количество после сепарации раздельно по газовой и жидкостной линиям.
При поверке СИ контрольный (эталонный) прибор устанавливают в линию подвода среды перед поверяемым прибором или – после него, последовательно. Этот способ широко применяется – как для поверки отдельных поточных измерительных приборов, см. патент RU 2262670, G01F 25/00, опубл. 20.10.2005 [1]; патент RU 2289796, G01F 25/00, опубл. 20.12.2006 [2], так и при поверке больших поточных измерительных систем типа СИКН (система измерений количества и показателей качества нефти при ее трубопроводной транспортировке), см. US4831866, G01F 25/00, опубл. 23.05.1989 [3]. Аналогичный способ предложен также для калибровки мультифазных расходомеров в рабочих условиях по патенту RU 2532489, G01F 25/00, опубл. 10.11.2014 [4].
На практике это далеко не всегда возможно сделать непосредственно на месте эксплуатации ЗУ. В таком случае поверяемый прибор демонтируют с его штатного места в составе ЗУ и отправляют на поверку в метрологическую лабораторию. При этом поверку расходомеров, плотномеров, манометров, термометров, влагомеров, используемых в составе ЗУ, выполняют в лабораториях, как правило, на гомогенных (однородных) средах — трансформаторном масле, пресной воде и воздухе, при постоянных расходе, давлении, температуре, при постоянстве состава поверочной среды, что, очевидно, не соответствует условиям штатных измерений.
Возможна (и имеет ограниченное применение на практике) поверка стационарных АГЗУ и МЗУ с помощью контрольной «эталонной» ЗУ, обладающей более высокими метрологическими характеристиками и подлежащей более строгим и частым поверкам, которую включают в трубопроводную обвязку последовательно между устьем скважины и поверяемой ЗУ. Поверка в этом случае производится «эталонной» ЗУ методом сравнения результатов, выполненных с ее помощью измерений с результатами измерений, полученными на поверяемой ЗУ при стандартных учетных операциях. Однако при этом невозможно регламентировать расход газожидкостной смеси, поступающей на вход, и соотношение компонентов, характеризующих поток при поверочных измерениях, - с тем, чтобы подтвердить достоверность показаний поверяемой ЗУ в заданных точках рабочего диапазона.
В качестве наиболее близкого аналога заявляемого способа принят способ калибровки мультифазных расходомеров в рабочих условиях по патенту RU 2532489 [4]. Он предполагает использование в качестве рабочих сред продуктов нефтедобычи, получаемых из скважины, и включает разделение первичного скважинного флюида на газовую и жидкостную составляющие – с тем, чтобы в дальнейшем, выполнить пофазные измерения расхода отдельно: для жидкостей – с использованием кориолисова расходомера, подключаемого последовательно поверяемому мультифазному расходомеру, и газа – с помощью расходомера-счетчика газа. В дальнейшем, для каждого из установленных значений расхода флюида фиксируют перепад давления на калибруемом мультифазном расходомере при различных значениях объемного расхода газа и/или массового расхода жидкости; формируют таблицу соответствий между эталонными значениями расхода жидкости и газа и перепада давлений на мультифазном расходомере, далее – определяют поправки к калибровочным коэффициентам мультифазного расходомера.
Объективным недостатком этого способа является невозможность построить систематизированную «сетку погрешностей» поверяемых приборов во всем рабочем диапазоне — из-за случайного характера и непостоянства во времени параметров потока газожидкостной смеси, поступающей из скважины.
Сущность изобретения
Заявленное изобретение направлено на создание способа и устройства контроля метрологических характеристик стационарных или мобильных замерных установок, в том числе, автоматизированных групповых замерных установок, предназначенных для измерения в условиях нефтепромысла количества и показателей качества добываемой сырой нефти.
Задачей заявленного изобретения является обеспечения возможности поверки ЗУ с использованием продуктов (компонентов) нефтедобычи, на данной скважине (или группе скважин), в заданном рабочем диапазоне соотношений компонентов и параметров нефтегазового потока.
Техническим результатом является повышение достоверности измерений количества и показателей качества продуктов нефтедобычи, а также снижение трудоемкости и продолжительности цикла поверочных операций.
Поставленная задача решена, с достижением заявленного технического результата, за счет того, что для контроля метрологических характеристик стационарных или мобильных замерных установок, в том числе, автоматизированных групповых замерных установок, предназначенных для измерения в условиях нефтепромысла количества и показателей качества добываемой сырой нефти, используют новый способ контроля метрологических характеристик, включающий применение в качестве поверочной среды газожидкостную смесь, содержащую в качестве исходных компонентов  нефть и воду, отсепарированные из скважинного флюида данного месторождения или группы месторождений при первичной подготовке нефти на промысле, с добавлением, по мере необходимости, аналога попутного газа на основе компонентов природного  газа, смеси пропана и бутана или  химически инертного газа, как правило, азота,  получаемого из стороннего источника.
При этом исходные компоненты смеси — нефть и воду — подают в емкость-миксер, замеряя их количество и показатели качества, включая водосодержание нефти, средствами измерений, принадлежащими поверочной установке.  Смешивают в емкости-миксере расчетные дозы исходных компонентов жидкой фазы, доводя до заданного соотношения по нефти и воде. Термостатируют полученную поверочную смесь на уровне, соответствующем заданной точке температурного диапазона работы поверяемой замерной установки.
В исходящий из емкости-миксера поток двухкомпонентной жидкостно-жидкостной смеси путем эжектирования вводят измеренное количество термостатированного аналога попутного газа, либо химически инертного газа, как правило, азота. Как вариант, выбранная схема допускает подачу газа в емкость-миксер в процессе смешивания. В результате чего формируется гомогенный поток трехкомпонентной, двухфазной газожидкостной смеси с достоверно известными количественными показателями исходных компонентов - нефти, воды и газа, который подают на вход сепаратора поверяемой замерной установки.
В поверяемой замерной установке сепарируют поверочную газожидкостную смесь, поступившую от поверочной установки, на жидкость и газ; средствами измерений поверяемой замерной установки проводят замеры заданных показателей по количеству и показателям качества поверочной жидкости и газа, включая водосодержание в нефти, и сравнивают полученные результаты с достоверно известными показателями газожидкостной смеси, подаваемой от поверочной установки.
Также задача решается и технический результат достигается за счет применения новой поверочной установки для реализации способа контроля метрологических характеристик стационарных или мобильных замерных установок, содержащей накопительные емкости для сырой нефти и воды, получаемых с оборудования первичной подготовки нефти, емкость-ресивер для накопления газа и емкость-миксер для смешивания жидких компонентов поверочной смеси, снабженную системой термостатирования, насосы и дозирующее оборудование для подачи расчетных количеств нефти и воды в емкость-миксер, насос подачи газа в емкость-ресивер и дозирующее оборудование для его подачи, средства измерений количества и показателей качества исходных компонентов, насос подачи поверочной смеси в поверяемую замерную установку, и устройство ввода газовой компоненты, выполненное в виде эжектора, включенного в линию подачи газожидкостной смеси после выхода насоса подачи поверочной смеси, при этом как вариант газовая компонента может подаваться и в емкость-миксер, а также поверочная установка содержит систему обработки информации и управления, включающую измерительно-вычислительный комплекс, контроллер управления, АРМ оператора.
Также технический результат достигается за счет того, что дозирующее оборудование содержит электромагнитные клапаны отсечки сырой нефти, воды и газа.
Также технический результат достигается за счет того, что средствами измерений количества и показателей качества исходных компонентов являются влагомер и счетчик сырой нефти, расходомер воды, а также расходомер газа.
Также технический результат достигается за счет того, что снабжена ходовой частью.
Для обеспечения возможности проведения более длительного непрерывного контроля метрологических характеристик поверяемой ЗУ гидравлическая схема поверочной установка также может содержать линию возврата поверочной газожидкостной смеси с выхода поверяемой ЗУ на входной участок одной из линий подвода компонентов поверочной газожидкостной смеси поверочной установки.
Краткое описание чертежей
Фигура 1. Представляет собой функциональную схему Поверочной установки по настоящему изобретению.
Фигура 2. Отражает соединения и взаимодействие Поверочной установки с поверяемой Замерной установкой в процессе поверки.
На фигурах обозначены следующие позиции:
1 — поверочная установка; 2 — накопительная емкость сырой нефти; 3 — насос перекачки сырой нефти; 4 — влагомер сырой нефти; 5 — счетчик сырой нефти; 6 — электромагнитный клапан отсечки сырой нефти; 7 — накопительная емкость воды; 8 — насос перекачки воды; 9 — расходомер воды; 10 - электромагнитный клапан отсечки воды; 11 – насос подачи поверочной смеси в поверяемую ЗУ; 12 — насос подачи газа; 13 – емкость-ресивер газа; 14 — расходомер газа; 15 – электромагнитный клапан отсечки газа; 16 — трехходовой кран газа; 17 — емкость-миксер подготовки жидкостной смеси; 18 — система термостатирования миксера; 19 — эжектор; 20 — поверяемая ЗУ; 21 — газо-жидкостный сепаратор ЗУ, 22 – линия возврата поверочной газожидкостной смеси.
Осуществление изобретения
Для контроля метрологических характеристик стационарных или мобильных замерных установок (в том числе, АГЗУ), применяют поверочную газожидкостную смесь, содержащую в качестве исходных компонентов нефть и воду, отсепарированные из скважинного флюида данного месторождения или группы месторождений при первичной подготовке нефти на промысле, с добавлением, по мере необходимости, аналога попутного газа на основе компонентов природного газа, смеси пропана и бутана или химически инертного газа, как правило, азота, получаемого из стороннего источника,  доводя газосодержание смеси до необходимого по условиям поверки.
Способ контроля метрологических характеристик замерных установок по настоящему изобретению осуществляют путем подачи поверочной газожидкостной смеси из поверочной установки 1 в поверяемую замерную установку 20 и сравнения результатов измерений показателей количества и качества компонентов средствами измерений поверяемой и поверочной установок.
Накопительные емкости 2 и 7, входящие в состав поверочной установки 1, заполняют сырой нефтью и водой, отсепарированными из скважинного флюида данного месторождения или группы месторождений (как правило, нефть содержит остаточное количество воды в объеме 1,5-3%), а также незначительное количество (1%-3%) не удаленных при сепарации газов. При содержании воды в добываемом флюиде, недостаточном для осуществления последующего поверочного процесса, соответствующую емкость 7 дозаполняют необходимым количеством технически чистой воды. Для каждой точки заданного диапазона соотношений и параметров нефтегазового потока средствами СОИ определяют расчетом количества трех указанных выше компонентов, необходимое для получения нужного количества смеси заданного состава — с учетом замеренных данных остаточного водо- и газосодержания. Из стороннего источника в газовую емкость-ресивер 13 при помощи насоса 12 закачивают химически инертный газ (как правило, азот) или пропан-бутановую смесь (которая является аналогом попутного газа на основе компонентов природного газа). В процессе заполнения этих емкостей измеряют известными способами количество жидкости и водосодержание указанных выше компонентов поверочной смеси и, отдельно, газа. Вместимость емкостей 2, 7 и 13 определяется при проектировании поверочной установки с учетом возможности реализации циркуляционного контура поверочной смеси.
При помощи насоса перекачки сырой нефти 3 и насоса перекачки воды 8 подают исходные компоненты из емкостей 2 и 7 в емкость-миксер 17. При подаче исходных компонентов замеряют их количество и показатели качества, включая водосодержание нефти, средствами измерений (влагомер 4 и счетчик 5 сырой нефти, а также расходомер 9 воды) в составе оборудования, принадлежащего поверочной установке 1.
Смешивают в емкости-миксере 17 расчетные дозы исходных компонентов жидкой фазы, доводя до заданного диапазона работы поверяемой замерной установки.
При помощи системы термостатирования 18 термостатируют полученную поверочную смесь на уровне, соответствующим заданной точке температурного диапазона работы поверяемой замерной установки.
Из емкости-ресивера 13 подают замеряемое количество термостатированного аналога попутного газа или химически инертного газа в емкость-миксер 17 или на выход из насоса подачи поверочной смеси 11 в поверяемую замерную установку 20 в поток поверочной смеси, обеспечивая поступление на вход поверяемой замерной установки 20 газожидкостной смеси, содержащей достоверно известное количество нефти, воды и газа. При этом количество газа замеряют расходомером 14 (с расчетной поправкой, учитывающей статистически известное остаточное газосодержание нефти).
Прекращение подачи исходных компонентов и газа осуществляют с помощью электромагнитных клапана отсечки сырой нефти 6, воды 10 и газа 15. При этом переключение подачи газа в емкость-миксер 17 или на выход насоса подачи поверочной смеси 11 осуществляют (при необходимости) трехходовым краном газа 16.
Полученную поверочную газожидкостную смесь направляют на вход газожидкостного сепаратора 21 поверяемой замерной установки 20.
В поверяемой замерной установке 20 сепарируют поверочную газожидкостную смесь, поступившую от поверочной установки 1, на жидкость и газ. Средствами измерений поверяемой замерной установки проводят замеры заданных показателей по количеству и показателям качества поверочной жидкости и газа, включая водосодержание, и сравнивают полученные результаты с достоверно известными показателями газожидкостной смеси, подаваемой от поверочной установки.
Способ реализуется за счет заявляемой поверочной установки.
Оборудование и коммуникации, смонтированные на несущих конструкциях, образуют поверочную установку 1, подключаемую на время поверки, калибровки, контроля метрологических характеристик (КМХ) ЗУ к системам и коммуникациям нефтепромысла.
Поверочная установка 1 содержит накопительную емкость для сырой нефти 2 и воды 7, получаемых с оборудования первичной подготовки нефти, емкость-ресивер 13 для накопления газа и емкость-миксер 17 для смешивания жидких компонентов поверочной смеси, снабженную системой термостатирования 18.
Для подачи нефти, воды и газа используют насосы 3, 8 и 12. Необходимое количество указанных компонентов дозируют при помощи электромагнитных клапанов 6, 10 и 15. При этом необходимые параметры замеряют при помощи влагомера нефти 4, счетчика нефти 5, расходомера воды 9 и расходомера газа 14.
При помощи насоса 11 и эжектора 19 подают поверяемую смесь в поверяемую ЗУ 20.
При наличии линии возврата 22 поверочной газожидкостной смеси с выхода поверяемой ЗУ 20 на входной участок одной из линий подвода компонентов поверочной газожидкостной смеси поверочной установки обеспечивается возможность создания циркуляционного контура для проведения поверочных тестов необходимой длительности и циклов испытаний в разных режимах на поверочной газожидкостной смеси одного состава.
Поверочная установка может быть смонтирована на шасси автомобиля повышенной проходимости или колесном прицепе, что обеспечивает ее мобильность, возможность обслуживания нескольких ЗУ (групповых и индивидуальных). Возможно также размещение оборудования поверочной установки на нескольких ходовых частях (прицепах); например, накопительные емкости с жидкими и газообразными компонентами — отдельно от средств подачи, смешивания и измерений.
Изобретение реализуется следующим образом.
Способ и устройство по настоящему изобретению реализуют, используя стационарную или мобильную поверочную установку (имеющую собственную ходовую часть, либо доставляемую на транспортном средстве), которая присоединяется трубопроводами или гибкими шлангами к штуцерам (фланцам), предусмотренным на поверяемой ЗУ, скважине и на поверочной замерной установке (ПЗУ), согласно схеме подключений, показанной на Фиг 2.
Средства измерений и технологическое оборудование ПЗУ соединяется кабелями с ее измерительно-вычислительным комплексом (ИВК) и органами управления силовым оборудованием ПЗУ, а также поверяемой ЗУ.
Способ реализуют путем подачи из поверочной установки 1 исходных компонентов, в виде поверочной газожидкостной смеси, в поверяемую замерную установку 20, с использованием для приготовления поверочной газожидкостной смеси продуктов нефтедобычи, полученных из скважины. В качестве исходных компонентов при поверке используют нефть и воду, отсепарированные из скважинного флюида данного месторождения или группы месторождений при первичной подготовке, доводя газосодержание смеси до необходимого по условиям поверки. С помощью дозирующих устройств (насоса перекачки сырой нефти 3 и насоса перекачки воды 8) подают компоненты в расчетном количестве в емкость подготовки поверочной смеси (миксер подготовки жидкостной смеси 17), начиная с минимального уровня водосодержания в заданном диапазоне, и обеспечивают их перемешивание, по возможности, до гомогенного состояния.
В процессе подачи в емкость-миксер 17 исходных компонентов – нефти и воды – замеряют их количество и показатели качества, включая водосодержание, средствами измерений 4, 5, 9 и 14 в составе оборудования, принадлежащими поверочной установке.
Расчетные дозы исходных компонентов жидкой фазы смешивают в емкости-миксере 17, доводя до заданного соотношения компонентов по нефти и воде.
Термостатируют полученную поверочную жидкостную смесь на уровне, соответствующем заданной точке температурного диапазона работы поверяемой замерной установки.
В подготовленную в миксере исходную поверочную 2-х компонентную жидкость путем эжектирования вводят измеренное количество термостатированного аналога попутного газа, либо химически инертного газа, как правило, азота, чем и обеспечивается формирование трехкомпонентной, двухфазной газожидкостной смеси с достоверно известным количественными показателями исходных компонентов – нефти, воды и газа, которая подается на вход поверяемой ЗУ. Количественные показатели по дозам исходных компонентов поверочной смеси заносят в память измерительно-вычислительного комплекса (ИВК).
В поверяемой замерной установке газожидкостная смесь, путем непрерывной сепарации, снова разделяют на две фазы – жидкостную и газовую.
Средствами измерений поверяемой замерной установки проводят измерения показателей количества и качества газожидкостной смеси, после сравнивают полученные результаты с достоверно известными показателями газожидкостной смеси, подаваемой от поверочной установки. Результаты измерений от средств измерений поверочной замерной установке (ПЗУ) и поверяемой ЗУ передают в ИВК для сравнительного анализа и определения погрешности измерений поверяемой ЗУ.
Далее аналогичным образом подготавливают смеси различного состава, в соответствии с принятой программой испытаний и повторяют испытания для нескольких назначенных соотношений компонентов. Шкалу используемых газожидкостных смесей и их состояний назначают обычно в порядке увеличения содержания корректирующих компонентов — воды, нефти или газа, последовательно, при необходимости, повышая температуру смеси.