Группа проектов Кипинфо
Реклама

Реклама

На «попутке» – в экологическое будущее

К списку статей

А над достоверностью учета еще придется поработать

С 1 января 2012 г. истек срок, отведенный правительством РФ нефтедобытчикам для достижения 95%-й утилизации ПНГ. С 1 января 2012г. плата за выбросы вредных веществ при сжигании сверхнормативных объемов будет рассчитываться как за сверхлимитное загрязнение, причем при расчете будет применяться дополнительный коэффициент 4,5. А при отсутствии средств измерения и учета, подтверждающих фактический объем использования и сжигания ПНГ, дополнительный коэффициент увеличится до 6.

В целом по России нефтяным компаниям, по оценке экспертов, будет установлено и реконструировано более 6 тысяч узлов учета газа.

По системе «точно-в-срок»?

Эксперты все сомневаются в том, что большинству компаний удалось к концу 2011 г. достичь требуемых показателей утилизации ПНГ. Тем не менее, со всей уверенностью можно сказать, что корпоративные программы утилизации ПНГ ведущих нефтяных ВИНК в настоящий момент выходят на финишные прямые.

Так в ОАО «НК «Роснефть» завершается реализация целевой программы по строительству/модернизации СИКГ для организации измерений во всех точках образования, использования и сжигания ПНГ до конца 2011 г. Для безопасной утилизации технологического газа на Ванкоре построена уникальная для России закрытая система (т.е. факел отсутствует, сжигание происходит в специальной закрытой камере). Такие системы удаляют 99,9% газообразных канцерогенных веществ и могут использоваться даже в густонаселенных районах.

Как и планировалось, согласно «Программе повышения уровня использования ПНГ на 2010-2013гг.» ОАО «АНК «Башнефть» уровень утилизации ПНГ в компании к 2013г. вырастет до 95% с нынешних 83,1%. Высокого уровня утилизации ПНГ «Башнефть» достигает за счет его использования в системах поддержания пластового давления, в качестве топлива в котельных и на мини-электростанциях, а также в качестве сырья для переработки на ГПЗ.

По словам главного метролога АНК «Башнефть» Рустама Халитова, реализует «Программу по оснащению узлами учёта и модернизации существующих узлов учёта попутного нефтяного газа, используемого на производственно-технологические нужды и сжигаемого на факельных установках». В 2010 г. установлено 31узлов учета попутного нефтяного газа, в 2011 г.– 42.

В 2012 г. компания планирует дооснастить месторождения еще 28 измерительными комплексами. Как сообщил главный метролог ОАО «Н «Роснефть» Михаил Естин, в компании с 2009 г. разработан и введен в действие стандарт «Технические требование к системам измерений количества и параметров свободного нефтяного газа».

Документ реализован в национальный стандарт ГОСТ Р 8.733. В 2011 г. в Компании завершается целевая программа «Организация измерений попутного нефтяного газа», в соответствии с которой обеспечены измерения на факельных установках, на объектах подготовки и использования ПНГ для технологических и собственных нужд, а также при отпуске сторонним потребителям.

Сложный «газ» не померять «на глаз»

Впрочем, многие метрологические, технологические и правовые аспекты решения задачи по эффективному использованию ПНГ остаются нерешенными. Для обеспечения единства и повышения точности измерений и учета количества ПНГ необходима некая концепция развития метрологического обеспечения учета нефтяного газа.

Ведь рациональной утилизации попутного нефтяного газа невозможно без организации достоверных измерений объема не только добываемого попутного нефтяного газа (ПНГ), но и объемов его утилизации и сжигания.

По ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования» ПНГ – это смесь углеводородных и неуглеводородных газов и паров, находящихся как в свободном, так и в растворенном состоянии, выделяющихся из сырой нефти в процессе ее добычи.

Трудности измерений количества ПНГ, в отличие от измерений других сред, зависят не только от самой среды, но и от того, что ПНГ на разных технологических переделах имеет разное агрегатное состояние. К основным особенностям агрегатного состояния ПНГ следует отнести – растворимость газа в нефти, сжимаемость, способность быть как влажным, так и сухим. В реальности, кроме этих компонентов, в состав ПНГ могут в небольших количествах входить и другие компоненты, такие как водяной пар, водород, кислород, аргон, оксид углерода, этилен, гелий и т.д.

В настоящее же время ведется оперативный учет добываемого ПНГ в основном по результатам измерений газового фактора по скважинам. На достоверность учета влияют такие факторы, как: наличие капельной жидкости, широкий диапазон изменения компонентного состава газа, низкая скорость потока в факельных системах, низкое избыточное давление в измерительном трубопроводе, существенное влияние условий окружающей среды. Эти особенности ПНГ формируют специфические требования к средствам измерений расходов (количества) ПНГ на разных ступенях технологической схемы добычи нефти и ПНГ.

Поймать свободный газ за хвост

Рынок приборов, специально предназначенных для измерений ПНГ, до введения законодательных новаций как таковой отсутствовал. Требования же учета попутного нефтяного газа ставят перед изготовителями измерительного оборудования новые проблемы, многие из которых пока остаются нерешенными. С другой стороны, производителям измерительных установок целесообразно заняться аналогичными исследованиями по корректировке собственных методик измерений

Для измерения количества нефтяного газа могут использоваться различные средства измерения как отечественного, так и импортного производства (расходомеры по методу переменного перепада давления, объемные, турбинные, ультразвуковые, вихревые, массовые, термомассовые счетчики и т. д.), имеющие разрешение Госгортехнадзора России и сертификат соответствия. На всех этапах сбора, подготовки и транспорта нефти и ПНГ, тем самым, возможно применение нескольких типов измерителей расхода газа – ультразвуковых, вихревых, корреляционных.

По мнению Управляющего директора ОАО «Сибнефтеавтоматика» Генриха Абрамова, на устье нефтяных скважин (в сепарационных измерительных установках) целесообразно иметь измерители влажного газа с большим динамическим диапазоном измерений, устойчивых к наличию конденсата. На выходе сепарационных установок требования к средствам измерений уже совершенно другие.

Практически отсутствует влажная составляющая, отсутствуют ограничения по протяженности прямолинейных участков, а, следовательно, и можно было бы использовать более точные измерители. На факельных линиях, имеющих большие диаметры и работающих в области давлений, близких к атмосферному, требования к измерителям расходов не менее сложные. Практически полностью запрещено: применение конструкций с сужением сечения потока; обеспечение работоспособности при низких скоростях потока; большой динамический диапазон измерений; большой диапазон температурных перепадов окружающей среды.

Кроме перечисленных особенностей, предъявляемых измерителям расхода газа, следует также иметь в виду, что необходимость приведения результатов измерения расходов (объемов) ПНГ к нормальным условиям требует применения вспомогательных измерителей и устройств – датчиков давления и температуры среды, и вычислителей (корректоров), которые по измеренным параметрам и задаваемым константам представят результаты, приведенные к нормальным условиям.

Выбор тех или иных конструкций в каждом конкретном случае будет зависеть от параметров потока газа. Наибольшую сложность представляет проблема измерений расходных характеристик ПНГ на устье нефтяных скважин в связи с методологическими возможностями решений вспомогательных задач.

Измерения свободного (отсепарированного) ПНГ на скважинах позволяют ввести поправки, учитывающие растворенную в нефти часть газа для более точного учета добываемой нефти, определять объемы добываемого с нефтью ПНГ и более надежного сведения баланса объемов ПНГ по объектам добычи.

Производителям приходится разрабатывать системы измерений количества газа (СИКГ), предназначенные для коммерческого учета.

Например, ОАО «Нефтеавтоматика» в состав СИКГ включает ультразвуковые расходомеры, поточный хроматограф, анализатор точки росы по углеводородам, влагомер, вычислители расхода с «горячим резервированием» и поддержкой всех анализаторов качества.

Буква стандарта

С измерением количества ПНГ имеются существенные проблемы с нормативной базой. В настоящее время отсутствуют нормы, регламентирующие измерение нефтяного газа как по отдельным скважинам, так и по лицензионному участку в целом. В октябре 2009 г. Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии утвердило Рекомендации по метрологии Р 50.2.063-2009 «Нефтяной газ, добытый по участку недр.

Методика определения количества». Рекомендации вводятся в действие с 01.08.2010 г. (с правом досрочного применения). Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объёма свободного нефтяного газа не должны превышать ± 5 %. Количество свободного нефтяного газа, извлекаемого из недр по лицензионному участку, определяют по сумме измерений по всем газовым линиям, имеющимся на данном лицензионном участке (включая факельные линии).

Массовое оснащение измерителями расходных параметров ПНГ потребует развертывания в центрах нефтедобычи объектов метрологического обеспечения средств измерений, а также разработки комплекта нормативных документов по вопросам обеспечения единства измерений объемного расхода нефтяного газа в условиях эксплуатации.

Как отмечают эксперты, первоочередная задача в этом направлении – создание рабочего эталона единиц измерений объемного расхода газа, с возможностью задания расхода, температуры и давления (в диапазоне от одной до нескольких десятков атмосфер) для поверки и проведение испытаний с целью утверждения типа: СИ расхода газа в условиях, близких к условиям эксплуатации, эталонных и рабочих мобильных установок, предназначенных для поверки СИ нефтяного газа в условиях эксплуатации.

Создание мобильных эталонных установок, предназначенных для поверки в условиях эксплуатации СИ расхода нефтяного газа, входящих в состав измерительных установок (сепарационных, мультифазных и др.).

Создание мобильных эталонных установок, предназначенных для поверки в условиях эксплуатации СИ расхода нефтяного газа, входящих в состав СИКГ.

Ряд экспертов считают, что при коммерческом учете нефтяного газа целесообразно перехода с учета по объему на учет по энергосодержанию газа. В этом случае стоимость нефтяного газа будет напрямую зависеть от его качества.

На специальной тематической конференции XIX Международной специализированной выставке «Газ. Нефть. Технологии-2011» в Уфе директор Государственного центра испытаний средств измерений ООО «Метрологический центр «СТП» (Казань) Виктор Фафурин представил стандарт «Государственная система обеспечения единства измерений. Технические требования к системам измерений количества и параметров свободного нефтяного газа» (Протокол ТК №8 от 1.09.2010).

В зависимости от производительности и назначения предложены следующие пределы допускаемой относительной погрешности.

Важным положением стандарта является указание на необходимость рассчитывать погрешность измерений с учетом дополнительных погрешностей от влияния внешних факторов и принятия отдельных величин за условно-постоянные параметры. Предложенные значения пределов погрешности были апробированы в ходе двухлетней практики применения положений стандарта компании на объектах ОАО «Роснефть». Для того, чтобы обеспечить эти погрешности на практике в стандарте сформулированы подробные требования к составу и функциям СИКГ.

Ограничены рекомендуемые методы измерений объема нефтяного газа в зависимости от категории СИКГ и режимных параметров. Особое внимание уделено возможности осуществления контроля метрологических характеристик в условиях эксплуатации и контроля за отложением загрязнений. Все эти требования направлены на то, чтобы максимально скомпенсировать отрицательное влияние внешних факторов.


Реклама


Реклама


Реклама

Реклама


Яндекс цитирования Яндекс.Метрика Яндекс.Метрика
© 2006-2013 Kipinfo.ru
При использовании информации ссылка на сайт “Kipinfo” обязательна.
Контактная информация Размещение рекламы
16+