CC BY
182
УДК 66.0
Н. В. Котова, В. Р. Сухова
МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ УЧЕТА СЫРОЙ НЕФТИ
Ключевые слова: метрологическое обеспечение, сырая нефть, эталонный комплекс, энергетические ресурсы, учет нефти.
В статье рассматриваются проблемы измерения количества сырой нефти. Проведен анализ нормативной базы Системы метрологического обеспечения учета нефти и нефтепродуктов, учета сырой нефти в России.
Keywords: metrological support, crude, reference complex, power resource, including oil.
The article deals with the problem of measuring the amount of crude oil. The analysis of the regulatory framework systems of metrological provision of accounting oil and petroleum products, crude oil accounting in Russia.
Добыча углеводородного топлива связана с подъемом на поверхность многих полезных и вредных веществ. В этой связи при организации учета объема получаемого продукта возникает актуальная задача точного непрерывного автоматизированного измерения объема добываемой этой многокомпонентной смеси, называемой сырой нефтью (смесь нефти и сопутствующих ей воды, газа и других составляющих).
Ряд иностранных фирм (ОЗНА, "AGAR CORPORATION", "Schlumberger" и др.) предлагают передвижные или стационарные измерительные комплексы, которые позволяют с высокой точностью определять необходимые показатели. Но все они имеют значительные габариты, вес и стоимость, что не позволяет широко применять эти комплексы на скважинах с дебетом ~ (50-100) тонн в сутки. В настоящее время в России существует комплекс нормативных документов по измерениям количества нефти. Однако все эти документы разработаны для товарной нефти и нефтепродуктов (для однородных жидкостей), они не учитывают того, что часто возникает необходимость измерения количества сырой нефти с большим содержанием воды. А это многокомпонентная жидкость, склонная к расслоению и к резкому изменению своих параметров, таких как плотность и вязкость. Причем структура потока может быть различной и переменной во времени (пока она движется по трубопроводу) [6]. Это создает большие трудности при учете сырой нефти, особенно при использовании средств измерений, на показания которых влияют свойства жидкости (например, турбинных счетчиков) [3].
В качестве направлений совершенствования и дальнейшего развития учета сырой нефти в нефтедобывающих организациях, были разделены понятия «нефть» по ГОСТ Р 51858 «Нефть. Общие технические условия» и «Нефть сырая необработанная (сырая нефть)». На данный момент основополагающим документом при измерении массы нефти является ГОСТ Р 8.615 «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа», который очень долго внедрялся в наше производство. Но теперь требуется разграничить методики расчета массы брутто нефти и массы сырой нефти, методики расчета массы нетто нефти и массы нетто сырой нефти.
Именно этим вопросом в последнее время озадачено наше государство, в лице ФГУП "ВНИИР",
который совместно с Техническим Комитетом 24 (ТК 24) в 2013 году разработал проект новой редакции ГОСТ Р 8.615 «ГСИ. Измерения количества извлеченных из недр нефти и попутного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования». Проект данного документа соответствует требованиям Налогового Кодекса Российской Федерации и Федерального закона от 04.05.2011 г. № 128-ФЗ «О лицензировании отдельных видов деятельности» и предусматривает измерения количества извлеченных из недр сырой нефти и свободного попутного нефтяного газа с применением измерительных установок, Системы измерений количества нефти сырой (СИКНС) и Системы измерений количества газа в соответствии с методикой измерений, аттестованной и утвержденной в установленном законодательством Российской Федерации порядке по ГОСТ Р 8.563 «ГСИ. Методики (методы) измерений». Так же разрабатывается проект ГОСТ Р "ГСИ. Масса сырой нефти. Порядок проведения измерений сырой нефти и общие требования к методикам (методам) измерений сырой нефти" [1].
С учетом изменений, вносимых в действующее законодательство, была обнаружена необходимость проведения работ по совершенствованию эталонной базы. При передаче размера единицы среднего массового расхода газожидкостных смесей рабочим эталонам 1-го и 2-го разрядов и рабочим средствам измерений методами прямых измерений, а также сличения при помощи компаратора применятся Государственный первичный специальный эталон единицы массового расхода газожидкостных смесей (ГЭТ 195-2011) [9].
Сейчас проводятся работы по проектированию и изготовлению рабочих эталонов 1-го разряда согласно Поверочной схеме для средств измерений массового расхода газожидкостных смесей. Ведь поскольку ГЭТ 195-2011 определяет только основную погрешность (в нормальных условиях), для высокой точности измерений необходима возможность определения дополнительных погрешностей на измерения сырой нефти на скважине. Кроме того, в данный момент отсутствует возможность оценки влияния реального потока скважинной жидкости на погрешность измерений [5].
ФГУП "ВНИИР" считают необходимым разработку и создание эталона-переносчика (компорато-ра) единицы массового расхода газожидкостных смесей, поскольку необходимо проводить поверку
измерительных установок не только в нормальных условиях, но и установленных непосредственно на скважинах [6].
Таким образом, проделана большая работа и вложено огромное количество сил в организацию метрологического обеспечения учета сырой нефти, но не доведена до конца. Вопрос коммерческого учета сырой нефти поднимался еще в начале 1990-х гг, ведь точная информация о параметрах технологического процесса является основой для его дальнейшей оптимизации и получения качественной продукции при наименьших затратах; а так же эффективным использованием энергетических ресурсов [8]. Медленное повсеместное внедрение нового проекта ГОСТ Р 8.615-2005 объясняется скорее всего естественным нежеланием нефтяных компаний нести дополнительные финансовые затраты. Последние изменения в старую версию данного нормативного документ были внесены 23 июня 2014, но новый проект до сих пор не утвержден.
В связи с учетом нового проекта ГОСТ Р 8.615 все нефтедобывающие компании будут обязаны устанавливать приборы учета на скважинах или группе скважин. По экспертной оценке, в целом по России потребуется более 20 тыс. измерительных приборов. Поэтому необходимо создание соответствующей системы ежегодного метрологического контроля приборов в условиях эксплуатации скважин.
В 2006 годы была озвучена идея создания эталонного комплекса. Для этого, было подписано Соглашение о создании на территории Республики Татарстан Государственного эталонного комплекса по метрологическому обеспечению средств измерений количества сырой нефти и нефтяного газа, а так же определена площадка для размещения эталонного комплекса и достигнуто соглашение с ОАО "Татнефть" об инфраструктурном взаимодействии при его эксплуатации. Предполагалось, что в состав эталонного комплекса войдут как государственные первичные эталоны воспроизведения единиц расхода воды, нефти и газа, расположенные на территории ВНИИР, так и государственные специальные эталоны, работающие на сырой нефти, попутном нефтяном газе и подтоварной воде [4].
Такой эталонный комплекс планировалось создать к 2012 году, но до сих пор он находится на стадии разработки, хотя проблема организации эталонной базы актуальна до сих пор. Необходимо поверять многофазные преобразователи расхода и системы (поверочные установки); проводить исследования метрологических характеристик преобразователей расхода и систем (поверочных установок); исследовать свойства газожидкостных смесей; осуществлять деятельность по повышению достоверности учета сырой нефти и нефтяного газа; разрабатывать и внедрять новые СИ и т.д.
Чтобы осознать, насколько важна точность в учете нефти, достаточно оценить масштабы потерь. По статистике погрешность измерений массы нефти и нефтепродуктов составляет 0,35-0,5%. Так как коммерческий учет при движении нефти от промысла до реализации проводится около 20 раз, суммар-
ная погрешность учета количества нефти на протяжении всего цикла от добычи до реализации может составить 2-3%. Указанная погрешность, вне зависимости от ее знака, приводит к негативным последствиям для экономики всей страны. Происходит фактическое повышение себестоимости цены нефти и нефтепродуктов и увеличение энергетической составляющей себестоимости продукции. Фактически можно считать, что из валового продукта отрасли из-за погрешности измерений только одного параметра нефти и нефтепродуктов, в частности, массы, выпадает 2-3% общего объема добычи нефти [2]. На первый взгляд, процент небольшой. На деле эта величина соизмерима с нормой прибыли предприятий в рыночной экономике. Ликвидировав данные потери, можно существенно повысить уровень рентабельности нефтяных компаний.
В связи со стратегической значимостью данного сектора нужно адекватно воспринимать все более ужесточаются требования к повышению качества измерений состава добываемого углеводородного сырья (нефть, газ, вода), надеяться, что государственные структуры, отвечающие за нормативно-техническое регулирование и недропользование, настоят на ускоренном внедрении новых, более точных средств учета добываемых нефти и газа, для обеспечения эффективной эксплуатации месторождений. Ведь обеспечение достоверного учета количества добываемых на месторождениях России нефти и попутного нефтяного газа является сегодня важным фактором, влияющим на эффективное использование энергетических ресурсов и экономическое состояние нашей страны.
Литература
1. Соловьев, В.Г. Изменения действующего законодательства и нормативной базы / В.Г. Соловьев // Материалы международной метрологической конференции «Актуальные вопросы метрологического обеспечения измерений расхода и количества жидкостей и газов». -2013. - Вып. 4(4) - С.2-5.
2. Ханов, Н.И. Роль метрологии в решении проблем нефтяного комплекса страны/ Н.И. Ханов// сайт ГНМЦ «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http: //vniim.ru/book-khanov2.html.
3. Фатхутдинов, А.Ш. Автоматизированный учет нефти и нефтепродуктов при добыче транспорте и переработке / А.Ш. Фатхутдинов, М.А. Слепян. - Уфа: «Монография», 2002. - 416 с.
4. Когогин, А.А. Учет нефти и нефтепродуктов. Метрологическое обеспечение / А.А. Когогин, И.И. Фишман, А.Г. Сладовский // Методы оценки соотвествия. - 2010. - №1 - С. 28-31.
5. Окрепилов, М.В. Измерения количества нефти, добываемой на нефтяных скважинах / М.В. Окрепилов, А.Л. Конопелько, С.А. Кононогов // Законодательная и прикладная метрология. - 2012. - №2 - С.42-44.
6. Козлов, В.К. Измерения количества сырой нефти с высоким содержанием воды / В.К. Козлов, М.С. Немиров, П.И. Лукманов // Проблемы энергетики. - 2006. - № 9-10 - С.94-99.
7. Абдуллин, И.А. Оценка соответствия условий эксплуатации и поверки информационно-измерительных систем количества нефти в магистральных нефтепроводах / И.А. Абдуллин, Н.И. Лаптев, Ю.В. Зорин, И.Ю.
Еремин, Г.Г. Богатеев // Вестник Казанского технологического университета. - 2010. - Т.17, №12 - С. 489-495.
8. Горюнова, С.М. Проблемы метрологического обеспечения нефтяного комплекса России/ С.М. Горюнова, Л.М. Мухаметханова, Л.В. Петухова, Н.Г. Николаева// Вестник Казанского технологического университета. -2011. - Т.17, №11 - С. 263-266.
9. ГОСТ 8.637-2013 Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков.
© Н. В. Котова - доцент кафедры химической технологии переработки нефти и газа КНИТУ, [email protected]; В. Р. Сухова - магистрант факультета нефти и нефтехимии, обучающийся по направлению «Химическая технология» по программе «Управление жизненным циклом нефтехимического предприятия», [email protected].
© N. V. Kotova - PhD, associate professor of "Chemical technology of oil and gas production" department of "Kazan national research technological [email protected]; V. R. Suhova - master student of petroleum and petrochemistry faculty of department of "Kazan national research technological university", [email protected].
