ультразвуковые расходомеры нефти

Когда слышишь ?ультразвуковые расходомеры нефти?, первое, что приходит в голову многим — это что-то сверхточное, почти волшебное, и якобы универсальное для любой скважины или трубопровода. На деле же, если ты работал с ними в поле, понимаешь, что магия заканчивается там, где начинается реальная нефть — с её парафинами, солями, непостоянной вязкостью и тем более с примесями воды и газа. Частый миф: поставил ультразвук — и забыл. А на практике именно с ним-то и начинается самое интересное.

Где ультразвук действительно работает, а где нет

Взял я как-то для одного из месторождений в Западной Сибири ультразвуковой расходомер, кажется, на DN150. Задача — учёт на выходе с УПСВ после сепарации. Вроде бы, жидкость относительно подготовленная. Но нет, начались ?провалы? сигнала. Оказалось, даже остаточное содержание свободного газа в пару процентов, которое визуально не видно, для ультразвука — уже серьёзная помеха. Метод времени пролёта требует однородной среды. Пришлось детально анализировать режим работы сепаратора, смотреть давление. Вывод: для чистой нефти после качественной сепарации — отлично. Для обводнённой продукции или с нестабильным газовым фактором — нужно десять раз подумать, а лучше ставить комбинированные решения или совсем другую схему.

Ещё один нюанс — это отложения. На одном из старых промыслов пробовали ставить ультразвуковой преобразователь на трубу, которая лет двадцать не чистилась изнутри. Точность упала сразу на 15-20%. Потому что нарост на стенке меняет геометрию канала и влияет на путь ультразвукового луча. Пришлось организовывать участок для механической очистки перед установкой. Это та самая ?мелочь?, которую в каталогах не пишут, но которая съедает весь экономический эффект от якобы высокой точности прибора.

Именно поэтому, когда видишь предложения, например, от компании ООО ?Чжэцзян Сапфир Приборная Технология? на их сайте https://www.zjlbs.ru, где заявлен широкий диапазон давлений от низких 60 кПа до высоких 10 МПа и диаметров от DN32 до DN600, первым делом задаёшься вопросом: а для каких именно сред? Для нефти? Для конденсата? Для воды? Потому что их линейка, судя по описанию, изначально ориентирована на газовые счётчики, включая ультразвуковые. А нефть — это совсем другой мир с другими требованиями к материалам, обработке сигнала и, главное, к поверке и адаптации под конкретные фракционные составы.

Калибровка и ?нулевая точка? в полевых условиях

Вот что действительно важно, так это калибровка. Заводская — это хорошо, но она делается на воде или на идеальных жидкостях. Привезли мы как-то прибор, поверенный по воде, на куст с тяжёлой нефтью. Показания начали плавать. Причина — изменение скорости звука в среде из-за температуры и состава. Пришлось искать ?окно? для контрольного замера другими методами (хоть и примитивными, через мерник), чтобы выставить поправку. Это долго, нудно, но без этого ультразвуковой расходомер нефти превращается в дорогой индикатор ?есть поток/нет потока?.

Часто забывают про влияние давления на обжимные датчики (clamp-on). Они, конечно, удобны для временного учёта или проверки, но если давление в линии высокое, скажем, те же 6-8 МПа, труба может немного ?дышать?, меняя микрорасстояние между датчиками. А для ультразвука, где важны наносекунды, это критично. Для постоянного учёта в таких условиях я бы смотрел в сторону врезных или вставных преобразователей, которые жёстко связаны со средой. У того же ?Сапфира? в ассортименте, судя по описанию, есть модели для высокого давления, но нужно уточнять конструктивное исполнение — врезное это или накладное. Для нефти, особенно с абразивами, накладной вариант на постоянной основе — большой риск.

И ещё про ?нуль?. В теории, при отсутствии потока сигнал симметричен. На практике, из-за разной температуры самих пьезоэлементов или микронеоднородностей стенки трубы, может появляться дрейф. В системах учёта, где бывают длительные периоды малых потоков (ночные смены, например), это может накапливаться в значительную погрешность. Приходится закладывать периодическую ручную проверку ?нуля? в регламент обслуживания, что не все эксплуатационщики любят.

Истории из практики: успех и провал

Был у нас удачный опыт на магистральном нефтепроводе с относительно стабильной по составу нефтью. Поставили многолучевой ультразвуковой расходомер на DN300. Точность в длительном периоде оказалась отличной, особенно на больших расходах. Плюс — никаких движущихся частей, нечего ломаться, потерь давления нет. Межповерочный интервал удалось выдержать. Но успех был обеспечен тщательным аудитом места установки: достаточные прямые участки до и после, стабильное давление, система подогрева для поддержания температуры выше точки застывания парафина.

А вот провальный случай был на кустовой насосной станции. Решили заменить механический счётчик на ультразвуковой для учёта по кустам. Сэкономили на диагностике — не проверили вибрацию от работающих насосов. Виброгасители поставили кустарные. Через месяц начались сбои в электронике, обработчик сигнала начал ?глючить?. Оказалось, постоянная вибрация расшатала контакты на платах, хотя корпус был виброустойчивый. Прибор, в принципе, был неплохой, но не для таких условий. Пришлось возвращаться к старым, проверенным турбинным счётчикам на тот участок. Вывод: ультразвук чувствителен не только к среде, но и к внешней механике. Его нельзя просто ?воткнуть? вместо любого другого.

В этом контексте, продуктовая линейка компании ООО ?Чжэцзян Сапфир Приборная Технология?, охватывающая диаметры от DN32 до DN600, теоретически позволяет закрыть много задач — от учёта на отводящих линиях (DN32-DN100) до магистральных труб (DN400-DN600). Но ключевое слово — ?теоретически?. На практике для нефти нужно смотреть глубже: какие материалы контактирующих частей (особенно для агрессивной сернистой нефти), как реализована защита от парафиновых отложений на приёмных элементах, есть ли в прошивке алгоритмы компенсации для типовых нефтепродуктов. Без этих деталей даже самый широкий типоразмерный ряд — просто цифры в таблице.

Что в итоге? Мысли вслух

Так стоит ли связываться с ультразвуковыми расходомерами для нефти? Мой ответ: да, но с огромным количеством ?если?. Если среда достаточно чистая и однородная. Если проведён тщательный анализ места установки (вибрация, пульсации, прямые участки). Если заложен бюджет и процедуры на адаптацию и периодическую проверку в реальных условиях. Если персонал обучен не просто снимать показания, а понимать, что стоит за цифрой на экране.

Это не прибор ?поставил и забыл?. Это инструмент для тех, кто готов вникать. Он может дать фантастическую точность и надёжность там, где это оправдано. И может стать головной болью и дырой в бюджете там, где попытались сэкономить на подготовке. Выбор, как всегда, за инженером на месте, который знает свою нефть, свои трубы и свои технологические режимы лучше любого каталога.

И когда рассматриваешь предложения на рынке, вроде того, что есть у ?Сапфира?, нужно задавать вопросы не по брошюре, а по сути: ?А у вас есть внедрения именно на российской нефти с такими-то параметрами? Какие были поправочные коэффициенты? Как ведёт себя прибор при резком падении температуры??. Ответы на эти вопросы скажут гораздо больше, чем список диаметров от DN32 до DN600. Потому что учёт нефти — это всегда история про детали, а не про общие слова.