Система подсчета количества нефти в резервуарах, оснащенных многофазным измерителем уровня УМФ300 для целей оперативного учета

Размещено на http://www.allbest.ru/

Система подсчета количества нефти в резервуарах, оснащенных многофазным измерителем уровня УМФ300 для целей оперативного учета

Научно-исследовательский центр Многоуровневых измерений. Scientific research center of multilevel measurements

В статье рассматривается способ подсчета количества нефти в сырьевых резервуарах и технологических аппаратах с учетом нефти содержащейся в эмульсионных слоях для целей оперативного учета.

The article present the oil accounting method in technological tanks including the oil inside oil-water emulsion for operation stock-taking purpose.

Ключевые слова: учет нефти, многофазный измеритель уровня, нефтяная эмульсия, технологический аппарат.

Key words: oil stock-taking, multiphase level measurement device, oil-water emulsion, technological tanks.

Система измерения УМФ300 впервые была внедрена в ОАО «Татнефть» в 1996 году, как многофазный уровнемер. В течение последующих 20 лет внедрения этой системы на действующих технологических установках шло непрерывное развитие системы в плане понимания и решения актуальных задач, возникающих перед специалистами в процессе подготовки нефти. В результате существующая в настоящее время система УМФ300 по объему и виду представляемой информации фактически отошла от понимания ее, как просто многофазного уровнемера, и превратилась в инструментарий для технолога, позволяющий получать количественные и качественные оценки состояния жидкости в резервуаре или технологическом аппарате.

В классическом понимании перед межфазными уровнемерами ставится задача определения межфазного уровня нефть/вода. Однако, специалисты, задействованные в процессе подготовки нефти, понимают, что такой фазы в реальности нет. Между нефтью и водой существует переходная эмульсионная зона - «промслой». Наличие «промслоя» делает классическое понимание межфазы, как границы нефть/вода, достаточно условной. В условиях технологических процессов с малой динамикой данное допущение может оказаться не критичным в виду стабильности «промслоя» (Рис.1).

нефть резервуар учет жидкость

Однако, в более сложных технологических режимах при нестабильном «промслое», или когда в резервуарах и технологических аппаратах нет ни нефти, ни воды, а только «промслой» с различными свойствами эмульсии (Рис.2), измерительная информация о межфазном уровне нефть/вода будет недостоверной и соответственно может привести к ошибочным технологическим решениям.

Актуальность задачи определения количества нефти в эмульсии определяется не только с решениями проблем, связанных непосредственно с подготовкой нефти, но и вопросами оперативного учета нефти в резервуарах и технологических аппаратах. В старой концепции нефть/вода учет количества нефти производился по показаниям поплавков или электронной рулетки. Такой учет регулярно приводил к возникновениям значительных дисбалансов между добычей, подготовкой и узлами учета. Данный дисбаланс возникал по причине концептуального игнорирования «промслоя». Учитывая, что в «промслое» электронная рулетка и поплавок ведут себя непредсказуемо, то возникновение этих дисбалансов можно было признать закономерным. Внедрение УМФ300 выявило весомое влияние технологии на результаты оперативного учета нефти. Система УМФ300 показала, что при нарушениях или сбоях в технологическом процессе подготовки нефти эмульсионная зона имеет тенденцию к расширению за счет нефтяной и водяной зон. При том, что общее количество нефти в резервуаре или технологическом аппарате может оставаться неизменным, большая ее часть может оказаться химически связанной в эмульсионной зоне и учет ее будет затруднен. Проведение учета нефти только по ее подготовленной части, находящейся в нефтяной зоне жидкостного столба, приводит к значительным суточным колебаниям, определяемым качеством подготовки в данном резервуаре или технологическом аппарате. По этой причине во многих НГДУ ОАО «Татнефть» на установках с нестабильным технологическим режимом оперативный учет проводят при помощи отбора проб и анализа этих проб в лаборатории. Данный метод при всей его достоверности имеет существенные недостатки в виде трудоемкости и низкой точности, кроме того здесь весом человеческий фактор при получении представительной пробы и ее анализе в лаборатории.

Целью проведенной работы была доработка системы УМФ300 и получения количественных характеристик об объемах нефти в эмульсионной зоне. Решение данной задачи позволяет перейти с трудоемкого и неточного метода определения нефти в резервуарах и технологических аппаратах при помощи отбора и анализа проб на приборный и соответственно более точный способ учета нефти. Кроме того технологический персонал получает дополнительную, уже количественную характеристику состояния эмульсионной зоны. Модернизированная система УМФ300 (УМФ700) имеет программное обеспечение, функционирующее в составе программно-технического модуля «Mlevel». Выдача информации о количестве нефти в резервуаре или технологическом аппарате производится в виде дополнительного четвертого слоя, толщина которого относительно верхнего уровня даст оценку объема общего количества нефти в РВС путем суммирования объема обезвоженной нефти и оценочного количества нефти в эмульсионной зоне.

Датчик УМФ300 представляет собой конструкцию с чувствительным элементом, выполненным в виде двухпроводного волновода, который опускается внутрь технологического аппарата или резервуара (Рис. 3).

В датчике отсутствуют какие-либо подвижные механизмы. Принцип действия основан на двойном эффекте, возникающем при распространении электромагнитного сигнала по волноводу, помещенного в среду с разными диэлектрическими свойствами. Первым эффектом является отражение сигнала от границ раздела сред (рис.4).

Рисунок 4

Электромагнитный сигнал распространяется вдоль волновода по измеряемой среде. Волновое сопротивление линии зависит от диэлектрической проницаемости среды. На границах раздела сред возникает скачек волнового сопротивления, что провоцирует отражение части электромагнитного сигнала пропорционально изменению диэлектрической проницаемости. Цифровая обработка сигнала выдает изменения волнового сопротивления в виде импульсов, положение которых по оси Х определяет его уровень в резервуаре, а по оси Y коэффициент отражения на границе раздела, что характеризует выраженность этой границы или «качество отстоя». Таким образом система УМФ300 дает не только количественную информацию об уровнях границ раздела сред, но и качественную характеристику ее выраженность, однако не идентифицирует саму среду. Для идентификации используется второй эффект - изменение скорости распространения. Измеряя скорость распространения от определенных границ раздела сред до электронного модуля, расположенного в конце датчика вычисляется скорость распространения в каждой из сред, которая также зависит от диэлектрической проницаемости среды. Скорость распространения в газе равна 1, в нефти - 2,2 в воде - 81. В виду существенной разницы в скорости распространения между нефтью и водой можно достаточно точно определить содержание нефти и воды в каждом слое и тем самым осуществить идентификацию среды. Для определения количества нефти в резервуаре будет использоваться средняя скорость распространения от верхнего уровня до дна резервуара V_sr1 (рис.4). Через этот параметр возможно определить среднее значение диэлектрической проницаемости во всем жидкостном столбе и далее, вычитая объем подготовленной нефти, определить оставшееся количество неучтенной нефти, которая находится в составе водонефтяной эмульсии. Зависимость скорости распространения электромагнитной волны от содержания воды и нефти в водонефтяной эмульсии, была проверена на циркуляционной установке. В качестве нефти использовалось индустриальное масло. Результаты приведены на рис.5.

Апробация результатов методики измерения количества нефти в эмульсионной зоне в РВС проводилась на действующем объекте - Тихоновский товарный парк НГДУ «Альметьевнефть». Резервуары Тихоновского нетепарка оборудованы системой УМФ300 Программный модуль «Mlevel», функционирующий в составе системы УМФ300 на Тихоновском товарном парке доработан для измерения количества нефти в эмульсионной зоне. Информация о количестве нефти в резервуаре выдавалась в виде дополнительного четвертого слоя. Толщина четвертого слоя относительно верхнего уровня давала оценку объема общего количества нефти в РВС путем суммирования объема обезвоженной нефти и оценочного количества нефти в резервуаре, находящегося внутри эмульсионного слоя. В результате АРМ-оператора модуля «Mlevel» приобрел вид:

Рисунок 5

Резервуары №15 и №16 - сырьевые и стоят первыми в технологической цепочке подготовки нефти на Тихоновском товарном парке. Жидкость, подаваемая в эти резервуары, является холодная, соответственно эмульсионная зона в этих резервуарах является затянутой по сравнению с нефтяной и водяной фракциями. Однако, внутри этой затянутой эмульсионной зоны достаточное количество нефти. Из диаграммы видно, что примерно половина общего количества нефти, находящегося в резервуаре, отделилось, а половина осталась химически связанной в эмульсионной зоне. Наблюдая соотношения общей высоты эмульсионного столба и количества нефти в ней, можно сделать вывод о наличии эмульсии со средним количеством содержании в ней нефти. Вода с сырьевых резервуаров №15 и №16 сбрасывается на очистные сооружения - резервуар №14. В резервуаре №14 мы видим также достаточно затянутую переходную зону между нефтяной в водяной фракциями, однако, в сравнении с резервуарами №15 и №16 количество нефти в ней существенно меньше. Это является логичным, поскольку плотная эмульсия в очистной резервуар №14 не сбрасывается, она остается в сырьевых резервуарах №15 и №16. В резервуаре №14 производится доочистка воды, в которой находятся остатки нефтепродуктов. Наблюдая такую картину, технолог может сделать однозначный вывод, что затянутая переходная зона между нефтяной и водяной фракциями не является в классическом понимании эмульсией, а представляет собой «грязную воду» с остатками нефтепродуктов. Данный вывод технолог может сделать, наблюдая общее количество нефти в переходной зоне. Нефть у сырьевых резервуаров №15 и №16 улавливается и поступает на вторую ступень подготовки, где она нагревается и для обезвоживания поступает на технологический резервуар №2. В резервуаре №2 мы уже видим достаточно короткую переходную зону между нефтяной и водяной фракциями, что является прямым следствием нагрева. Количество нефти в ней превышает количество воды. Наблюдая картину по резервуару №2 технолог может сделать вывод, что короткий промежуток между нефтяной и водяной фракциями представляет собой участок, где происходит процесс активного разделения нагретой жидкости на нефтяную и водяную фракции. Данный вывод основывается на ширине переходной зоны и количества нефти в ней.

Для оценки достоверности данной методики проведен сопоставительный анализ результатов измерения количества нефти в резервуарах модернизированной системой УМФ300 с действующей методикой, основанной на отборе проб. Анализ проводился по критериям достоверности и точности. Результаты экспериментов показали, что все оценки количества нефти, полученные при помощи системы УМФ300, находятся внутри расчетных границ, полученных методом отбора проб. Таким образом, оценки системы УМФ300 по объему количества нефти в резервуарах можно признать достоверными. В настоящее время проведены испытания во ВГУП ВНИИР и получено свидетельство на утверждение типа средства измерения УМФ700 (модернизированная версия УМФ300) . Предельная абсолютная погрешность при определении содержания нефти в водонефтяной эмульсии установлена величиной 1,5%.

Размещено на Allbest.ru