Состояние и перспективы повышения точности измерений и учета нефти ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» г. Казань Немиров М.С. - презентация

1 Состояние и перспективы повышения точности измерений и учета нефти ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» г. Казань Немиров М.С.

2 п/п Учетные операции Оперативная информация, время Коммерческая информация, время 1 Поставки нефти на экспорт трубопроводным транспортом 2 часа, сутки время измерения партии нефти 2 Учет нефти: - по скважинам - по лицензионным участкам суткимесяц 3 Учет нефти с применением: - СИКН - СИКНС 2 часа, сутки время измерения партии нефти 4 Подведение исполнительного баланса -месяц Таблица 1: Основные учетные операции Расчет объема нефти в баррелях V bbl по ГОСТ Р : (1) где М – масса нефти в тоннах; ρ 60 – плотность нефти при 60°С.

3 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 0,30,350,4 Счетчики количества 0,20,250,3 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.

4 По налоговому кодексу России налог на тонну нефти Н определяется по формуле (2) где Т – налоговая ставка; К Д – коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть; К в – коэффициент, характеризующий степень выработки конкретного участка недр. По ГОСТ Р плотность экспортируемой нефти при 15 °С может быть от 833,7 кг/м 3 до 898,4 кг/м 3. При пересчете нефти из тонн в баррели с учетом плотности численное значение может изменяться до 7,7 %. Поэтому коэффициент К Д не в полной мере характеризует динамику мировых цен.

5 Таблица 5: Сравнение пределов погрешности влагомеров с погрешностью лабораторных методов по ГОСТ 2477 Значение пределов влагосодержан ия нефти, % Метрологические характеристики метода по ГОСТ 2477 Метролог ические характери стики влагомера Допускаемые погрешности измерений, % R, см 3 r, см 3 W с, % W пр, % W сист, % W, % W вл, % W иу, % W сикн, % W сикнс, % 20,20,10,13 0,14 0,06 0,350,05-0,1 101,00,20,70,90,15--0,16 201,00,21,41,60,2--0,19 501,00,23,5 0,7 4,30,5--0,91 701,00,25,05,80,91,4-0,85 851,00,26,37,00,5--0,75 951,00,27,07,80,50,7--

6 Рисунок 1: Принципы измерения влагосодержания нефти

7 Факторы, влияющие на погрешность отбора проб Отбор проб сырой нефти автоматическими пробоотборниками Полно поточные 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

8 Таблица 7: Результаты экспериментального определения погрешности отбора проб нефти за счет дискретности отбора точечных проб Погрешность отбора проб, % W=0,87W=33,74W=78,4 Автоматический отбор проб пробоотборником 0,140,800,68 Ручной отбор проб0,251,671,61

9 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.)

10 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.

11 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.

12 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;

13 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.

14 Тел/факс: (843) , , СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ!