Состояние и перспективы повышения точности измерений и учета нефти

ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» г. Казань

Немиров М.С.

№п/п

Учетные операцииОперативная

информация, времяКоммерческая

информация, время

1Поставки нефти на экспорт трубопроводным транспортом

2 часа, суткивремя измерения

партии нефти

2Учет нефти:- по скважинам- по лицензионным участкам

сутки месяц

3Учет нефти с применением:- СИКН- СИКНС

2 часа, суткивремя измерения

партии нефти

4Подведение исполнительного баланса

- месяц

Таблица 1: Основные учетные операции

Расчет объема нефти в баррелях Vbbl по ГОСТ Р 8.599-2003:

/ Тbbl bblV K М (1)

где М – масса нефти в тоннах;

ρ60 – плотность нефти при 60°С.

/60

1

0,1589873bbl TK

Таблица 2: Пределы относительных погрешностей определения объема нетто нефти в баррелях и требуемых значений по международным документам MP OIMLR117 и директивы 2004/22ЕС Европейского парламента и совета

Пределы допускаемой относительной

погрешности по международным документам, %

Пределы относительной допускаемой

погрешности массы нетто нефти, %

Расчетная относительная

погрешность объёма нетто нефти в баррелях, %

Измерительная система с дополнительными СИ

0,3 0,35 0,4

Счетчики количества 0,2 0,25 0,3

Основные принципиальные отличия методов измерений количества нефти, применяемых за рубежом и в России:1.Измерения количества нефти в единицах объёма;2.Калибровка СИ с введением поправочных множителей MF и коэффициента для вычисления осадка и механических примесей (балласта);3.Отдельно масса хлористых солей и механических примесей не определяется;4.Работы ведутся без применения поверочных схем и специальных нормативных документов, а обосновываются ссылками на отдельные разделы ASTM и API.

По налоговому кодексу России налог на тонну нефти Н определяется по формуле

Д вH T K К (2)

где Т – налоговая ставка;КД

– коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть;Кв

– коэффициент, характеризующий степень выработки конкретного участка недр.

По ГОСТ Р 51858-2002 плотность экспортируемой нефти при 15 °С может быть от 833,7 кг/м3 до 898,4 кг/м3.При пересчете нефти из тонн в баррели с учетом плотности численное значение может изменяться до 7,7 %.Поэтому коэффициент КД не в полной мере характеризует динамику мировых цен.

Таблица 5: Сравнение пределов погрешности влагомеров с погрешностью лабораторных методов по ГОСТ 2477

Значение пределов

влагосодержания нефти, %

Метрологические характеристики метода по ГОСТ 2477

Метрологические

характеристики

влагомера

Допускаемые погрешности измерений,

%

R, см3

r, см3

∆Wс,

%∆Wпр, %

∆Wсист,

%

∆W, %

∆Wвл, %∆Wиу,

%

∆Wсикн,

%

∆Wсикнс,

%

2 0,2 0,1 0,130,14

0,06

0,35 0,05 - 0,1 0,110 1,0 0,2 0,7 0,9 0,15 - - 0,1620 1,0 0,2 1,4 1,6 0,2 - - 0,1950 1,0 0,2 3,5

0,7

4,3 0,5 - - 0,9170 1,0 0,2 5,0 5,8 0,9 1,4 - 0,8585 1,0 0,2 6,3 7,0 0,5 - - 0,7595 1,0 0,2 7,0 7,8 0,5 0,7 - -

Рисунок 1: Принципы измерения влагосодержания нефти

Факторы, влияющие на погрешность отбора проб

Отбор проб сырой нефти автоматическими пробоотборниками

Полнопоточные влагомеры

Влагомеры, установленные в контуре отбора проб

Отбор проб с полного потока

Отбор проб в контуре отбора проб

Неравномерное распределение воды в сырой нефти по поперечному сечению трубопровода в месте отбора проб

+ +

Необоснованность частоты отбора проб и не пропорциональность объёмному или массовому расходу сырой нефти

+ +

Несоблюдение изокинетичности

+ +

Не сохранение состава сырой нефти при доставке пробы в лабораторию и разделении её на отдельные пробы для анализа

+ +

Таблица 6: Факторы, влияющие на погрешность отбора проб нефти

Таблица 7: Результаты экспериментального определения погрешности отбора проб нефти за счет дискретности отбора точечных проб

Погрешность отбора проб, %

W=0,87 W=33,74 W=78,4

Автоматический отбор проб пробоотборником

0,14 0,80 0,68

Ручной отбор проб 0,25 1,67 1,61

Заключение

1) Установленные налоговым кодексом России налог с тонны нефти и таможенный платёж также с тонны нефти с точки зрения метрологии не обоснованы.По нашему мнению налоги и таможенные платежи необходимо брать с количества нетто нефти выраженной в американских баррелях.

2) В налоговом кодексе России имеются противоречия метрологического характера. Для определения балласта установлено применять лабораторные методы с одной стороны, а с другой стороны при определении массы нетто нефти устанавливается применять средства измерений. Это вносит неоднозначное понимание и вызывает проблемы при согласовании методик учёта массы нетто нефти.

Для ликвидации создавшегося положения вносим следующие пожелания: Росстандарту России организовать и провести совещание специалистов-метрологов, производителей СИ, в том числе влагомеров с одной стороны, и с другой стороны пригласить экономистов, технологов нефтяных и транспортных компаний для обсуждения возникающих вопросов и выработки предложений для внесения изменений в основополагающие документы (налоговый кодекс и др.)

Заключение

3) Анализ показал, что относительные погрешности измерения массы нетто нефти с применением отечественных методов и СИ превышает допускаемые погрешности, установленные международными документами.

- С целью повышения точности измерения массы нетто нефти необходимо внедрять автоматизированные адаптивные системы измерений количества нефти, которые включают самоконтроль и коррекцию результатов измерений в автоматическом режиме. Применение таких систем позволит значительно повысить точность измерений и сократить затраты на метрологическое обслуживание.

4) В методиках учёта нефти корректируются результаты измерений производимых ИУ по результатам измерений СИКН и СИКНС, метрологически необоснованно. В исполнительных балансах предприятий не учитываются результаты измерений ИУ, что практически выводит ИУ из сферы государственного регулирования обеспечения единства измерений при учётных операциях.

Предлагается:- Корректировку результатов измерений ИУ проводить по

методикам измерений, утверждённым в установленном порядке. В исполнительных балансах нефтяных предприятий учитывать результаты измерений ИУ на скважинах.

Заключение

5) Анализ действующих и вновь введённых стандартов и рекомендаций показывает, что, как правило, они не согласованы между собой, в них применяются различные термины и определения.

Необходимо организовать разработку стандарта на термины и определения в области измерения количества и качества углеводородов.

6) Вновь вводимые стандарты на методы измерений показателей качества (например плотности нефти) не аттестуются и не регистрируются в реестре методик измерений, что противоречит закону об обеспечении единства измерений.

Необходимо стандарты аттестовывать и регистрировать в реестре МИ.

Заключение

7) Вводимая Государственная поверочная схема для средств измерений объёмного влагосодержания нефти и нефтепродуктов предусматривает в качестве рабочих эталонов установки для поверки влагомеров – как средства измерений. Передача единицы измерений от Государственных эталонов предусматривается с применением компараторов. Однако, в настоящее время промышленность в основном оснащена стендами для поверки, которые аттестуются. Компараторы до настоящего времени не применялись. 

Наши пожелания по этому вопросу:а) Сохранить действующую систему поверки влагомеров. б) Предлагаемую поверочную схему рассматривать как

перспективную;в) Провести комплекс научно-исследовательских работ по

обоснованию компараторов;

Заключение

8) Действующий стандарт по отбору проб ГОСТ 2517 не обеспечивает представительность отбираемых проб сырой нефти и не позволяет оценить погрешность отбора проб.

- Разработанный проект нового стандарта по отбору проб сырой нефти из трубопроводов, в котором определяются технические требования к автоматическим пробоотборникам, предусматривается аттестация систем отбора проб и оценка погрешности отбора проб, что позволит получать представительные пробы сырой нефти и достоверно оценивать количество массы нетто нефти.

Тел/факс: (843) 295-30-47, 295-30-96, 272-47-86e-mail:gnmc@nefteavtomatika.ru

СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ!