измерение содержания воды в нефти в лабораториях нефтяной

МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
УДК 681.5:620.113
ИЗМЕРЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ ВОДЫ В НЕФТИ В ЛАБОРАТОРИЯХ
НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
М.С. Немиров, Т.Г. Силкина, Р.Р. Ибрагимов
(ОП ГНМЦ ОАО "Нефтеавтоматика")
Для достижения достоверного учета нефти при добыче, подготовке и транспортировке одной из задач
является измерение содержания воды в нефти. Измерение содержания воды в нефти осуществляется лабораторными методами и поточными влагомерами. Измерение поточными влагомерами осуществляется непрерывно в потоке на нефтяном трубопроводе, при применении лабораторных методов анализа измерение
производится периодически в пробе, отобранной предварительно из нефтяного трубопровода.
В этих условиях ставится задача обеспечения единства измерений содержания воды в нефти с применением влагомеров и лабораторных методов измерений.
Поэтому важным являются рассмотрение метрологических характеристик лабораторных методов измерений и оценка их в условиях нефтяных лабораторий.
Для измерения содержания воды в товарной и сырой нефти в нормативных документах традиционно
устанавливается дистилляционный лабораторный метод по ГОСТ 2477 [1]. В таблице показаны объекты и
цели измерений этим методом. При измерении содержания воды в нефти ставятся две цели: оценка качества подготовки нефти в соответствии с требованиями
ГОСТ Р 51858 [2] и определение балласта при определении массы нетто нефти. Метрологические характеристики метода выражены показателями прецизионности – пределом повторяемости (сходимости) и пределом воспроизводимости. Эти показатели необходимы и достаточны для определения качества подготовленной нефти по содержанию воды по ГОСТ Р 51858.
Однако для определения погрешности измерения массы
нетто нефти по ГОСТ Р 8.595 [3] и ГОСТ Р 8.615 [4]
необходимо знать погрешность метода по ГОСТ 2477
при его применении для определения количества воды как балласта в нефти.
В соответствии с федеральным законом "Об обеспечении единства измерений" (№ 102-ФЗ от 26.06.2008 г.)
измерения, относящиеся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, должны
выполняться по аттестованным методикам (методам)
измерений. Однако метод измерения по ГОСТ 2477 не
аттестован во всем практическом диапазоне измере-
ний содержания воды – от 0 до 98 %. Ранее выполненные исследования метрологических характеристик
этого метода измерений [6] фактически в условиях промежуточной прецизионности показали, что надежные
измерения содержания воды в нефти могут быть только от 0,1 %. Метод имеет существенную систематическую погрешность.
В настоящее время как выход из сложившегося
положения в методиках измерений массы нетто нефти
используются погрешности измерений содержания воды в нефти по ГОСТ 2477, которые находят одним из
способов:
1. Вычисляются по приведенным в ГОСТ 2477
величинам пределов повторяемости (сходимости) r
и пределов воспроизводимости R в соответствии с
ГОСТ Р 8.580 [7].
2. Экспериментально определяются в условиях промежуточной прецизионности при аттестации метода
измерений.
В первом случае допускается, что с 95 % доверительной вероятностью действительное значение содержания воды в нефти W находится внутри границ
R1
W
2
R1
R2
W
R1
W
,
2
1
,
k
r2 1
(1)
(2)
где k – число измерений;
W – среднее значение содержание воды в нефти.
Погрешность метода W вычисляется по формуле
W
R1
2
.
(3)
Недостатком метода ГОСТ 2477 является то, что значения R и r выражены в единицах объема, а не в измеряемых единицах – массовых или объемных долях.
Поэтому приходится пересчитывать значения R и r в
измеряемые единицы с учетом массы или объема анализируемой пробы нефти.
Объекты и цели измерения содержания воды в нефти по ГОСТ 2477
№
п/п
1
Объект измерения
Товарная нефть
Цель измерения
2
Сырая нефть
Оценка качества нефти
Измерение части количества балласта в нефти
Измерение части количества балласта в нефти
3
Нефтегазовая смесь
Измерение количества балласта в нефти
Диапазон измерений
содержания воды в нефти, %
0…1
0…1
0…85
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2011
0…98
Нормативный
документ
ГОСТ Р 51858
ГОСТ Р 8.595
ГОСТ Р 8.615,
МИ 2693 [5]
ГОСТ Р 8.615
39
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
Рассматриваемый способ вычисления погрешностей
метода измерений имеет существенный недостаток,
так как погрешности рассчитываются по показателям
прецизионности, которые зависят только от случайных факторов и не учитывают систематическую погрешность метода.
Во втором случае определение погрешности метода проводится при аттестации метода измерений в соответствии с ГОСТ 8.563 [8] и с учетом необходимых
требований по ГОСТ Р ИСО 5725 [9].
Аттестация метода проводится в каждой лаборатории в условиях промежуточной прецизионности. При
этом учитывается, что основной вклад в изменчивость
результатов измерений вносят следующие факторы:
лаборанты, используемое оборудование, время, свойства нефтей, параметры окружающей среды, а также
температуры охлаждающей воды дистилляционного
аппарата. За опорное значение измеряемой величины
принимаются аттестованные эталонные искусственные
водонефтяные смеси (эталонные смеси) с разными содержаниями воды. Эталонные смеси готовятся на основе обезвоженной нефти и воды путем смешения до
однородного состояния с помощью специального перемешивающего устройства. Зашифрованные эталонные пробы передаются лаборантам для проведения
измерений. Полученные результаты измерений содержания воды в нефти обрабатываются по аттестованному алгоритму и определяются погрешности: систематическая погрешность лаборатории, стандартное отклонение и случайная составляющая погрешности (расширенная неопределенность) в соответствии с РМГ 43 [10]
при доверительной вероятности 0,95 %. В этом случае
предусматривается введение поправки на систематическую погрешность лаборатории. По результатам аттестации метода выдается свидетельство в соответствии с ГОСТ Р 8.563.
Наибольшее количество аттестаций метода измерений по ГОСТ 2477 проведено с содержанием воды в
товарной нефти (0,03…1) %. Результаты аттестаций
методик подтвердили, что в 85 % случаев имеет место
систематическая погрешность лаборатории, которая
иногда достигает 0,15 %.
В настоящее время для измерения содержания воды в нефти до 98 % применяется комбинированный
метод. Сущность его заключается в том, что сначала из
пробы сырой нефти отделяют свободную воду, далее
остаток пробы анализируют по ГОСТ 2477. По результатам измерений массы отделенной свободной воды и
массовой доли воды в оставшейся пробе вычисляют
массовую долю воды в нефти.
Результаты аттестации комбинированного метода
показали, что систематическая погрешность лаборатории в большинстве случаев не превышает 0,17 %, а
расширенная неопределенность значительно меньше
по сравнению с методом измерений непосредственно
по ГОСТ 2477.
В заключение сделаем следующие выводы:
1. Применяемый в нефтяной промышленности метод по ГОСТ 2477 для измерений содержания воды в
40
товарной и сырой нефти с целью определения количества балласта не имеет аттестованной погрешности измерений во всем практическом диапазоне от 0 до 98 %.
2. Применяемый способ определения погрешности
метода в соответствии с ГОСТ 2477 по приведенным в
стандарте пределу повторяемости (сходимости) и
пределу воспроизводимости недостаточно обоснован.
3. Рациональным способом определения погрешности метода по ГОСТ 2477 является аттестация метода в нефтяной лаборатории в условиях промежуточной прецизионности по аттестованным эталонным искусственным водонефтяным смесям, значения которых принимаются за опорное значение.
4. С целью повышения точности измерений больших содержаний воды в нефти перспективным является комбинированный метод измерения, предусматривающий отделение свободной воды и анализ оставшейся пробы сырой нефти по ГОСТ 2477.
ЛИТЕРАТУРА
1. ГОСТ 2477-65. Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды.
2. ГОСТ Р 51858-2002. Нефть. Общие технические условия.
3. ГОСТ Р 8.595-2004. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов.
Общие требования к методикам выполнения измерений.
4. ГОСТ Р 8.615-2005. Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.
5. МИ 2693-2001. Государственная система обеспечения
единства измерений. Порядок проведения коммерческого
учета сырой нефти на нефтедобывающих предприятиях.
Основные положения.
6. Немиров М.С., Сапожников А.А.. Оценка погрешности
определения воды в нефти методом азеотропной перегонки. Физико-химические измерения состава и свойств
нефтей и нефтепродуктов и совершенствование метрологического обеспечения: тр. метрологических институтов СССР. – М.–Казань: Издательство стандартов,
1972. – Вып. 136 (196).
7. ГОСТ Р 8.580-2001. Государственная система обеспечения единства измерений. Определение и применение показателей точности методов испытаний нефтепродуктов.
8. ГОСТ Р 8.563-2009. Государственная система обеспечения единства измерений. Методики (методы) измерений.
9. ГОСТ Р ИСО 5725-1-2002. Точность (правильность) и
прецизионность методов и результатов измерений. Часть 1.
Основные положения и определения.
10. ГОСТ Р ИСО 5725-3-2002. Точность (правильность) и
прецизионность методов и результатов измерений. Часть 3.
Промежуточные показатели прецизионности стандартного метода измерений.
11. ГОСТ Р ИСО 5725-4-2002. Точность (правильность) и
прецизионность методов и результатов измерений. Часть 4.
Основные методы определения правильности стандартного метода измерений.
12. РМГ 43-2001. ГСИ. Применение "Руководства по выражению неопределенности измерений".
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2011