Вторая Всероссийская конференция «Метрология и стандартизация нефтегазовой отрасли 2012» 3 – 5 октября 2012 г. Санкт-Петербург, ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» - презентация

1 Вторая Всероссийская конференция «Метрология и стандартизация нефтегазовой отрасли 2012» 3 – 5 октября 2012 г. Санкт-Петербург, ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» «Новые задачи метрологического обеспечения предприятий нефтегазовой отрасли» Бегак О.Ю., Конопелько Л.А., Ткаченко И.Ю.

2 гидроэнергия 7 % атомная энергия 5 % нефть 35 % газ 24 % уголь 29 % Долевое распределение первичных энергоресурсов в мировом энергопотреблении, 2009 год (данные British Petroleum statistical review of world energy 2010)

3

4 Прогноз цен на нефть (левая шкала) и на газ (правая шкала)

5 1 – СССР (фактическая); 2 – РФ (фактическая); 3 – по Энергетической стратегии ДОБЫЧА ГАЗА В СССР И РФ И ПРОГНОЗ ДО 2020

6 Актуальные задачи метрологического обеспечения предприятий нефтегазовой отрасли внедрение единых методик измерений массы нефти и НП совершенствование МО предприятий НГ отрасли в свете перспектив расширения номенклатуры УВ продукции совершенствование МО геофизических исследований и георазведки для поиска новых углеводородных месторождений разработка СО состава попутных нефтяных газов и УВ газов нефтепереработки разработка новых СО состава для контроля примесей азота, серы, металлов в нефти и НП, асфальтенов в нефти совершенствование МО систем измерения ПНГ совершенствование МО контроля качества углеводородной продукции, транспортируемой по нефтепроводам и газопроводам разработка метрологического обеспечения для широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ)

7 1.Совершенствование метрологического обеспечения геофизических исследований и георазведки для поиска новых углеводородных месторождений на суше и на морском шельфе. Совершенствование комплекса методик градуировки и калибровки скважинной геофизической аппаратуры с оценкой показателей достоверности и качества калибровки для принятия обоснованного решения о необходимости ее переградуирования в случае изменения параметров ее функций преобразования во времени. Создание комплекса новых программно-управляемых установок для автоматизированной калибровки инклинометров, каверномеров, аппаратуры электрического каротажа, влагомеров нефти, резистивиметров и плотномеров жидкости, позволяющих повысить показатели точности этой аппаратуры. Реализация в рамках системы калибровки передачи единиц измеряемых параметров нефтегазовых пластов и скважин от государственных эталонов рабочей геофизической аппаратуре на основе передвижных метрологических лабораторий, с обеспечением гарантии прослеживаемости происхождения единиц измеряемых параметров. Разработка новых СО водонасыщенной, нефтенасыщенной и газонасыщенной пористости и плотности песчаных (кварцитовых), кальцитовых и доломитовых пластов горных пород повышенной точности.

8 ГОСТ Р ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования 2. Внедрение во всех нефтедобывающих компаниях единых методик измерений массы нефти и нефтепродуктов.

9 3. Совершенствование метрологического обеспечения систем измерения попутного нефтяного газа (ПНГ). ГОСТ Р «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа» ГОСТ Р «Метрологическое обеспечение определения количества нефти и нефтяного газа, добытых на участке недр»

10 4. Совершенствование метрологического обеспечения предприятий нефтегазовой отрасли в свете перспектив расширения номенклатуры углеводородной продукции. Рис. 1 Концептуальная схема современного газо-химического комбината, реализующего крупнотоннажные процессы GTL, МТО, МТР и газохимии на основе метана

11 5. Разработка стандартных образцов состава попутных нефтяных газов и углеводородных газов нефтепереработки. МесторождениеСН 4 С2Н6С2Н6 С3Н8С3Н8 С 4 Н 10 С 5 Н 12 С 6 + высшие N 2 + редкие СО 2 Уренгойское98,50,1следы 1,10,21 Тазовское99,00,150,030,0050,0020,500,37 Заполярное98,50,20,050,012следы0,700,50 Губкинское98,50,120,015следы 1,20,10 Мессояхское98,87следы0,450,68 Ныдинское98,20,80,0030,050,0020,620,30 Химический состав (об. %) ПГ различных месторождений МесторождениеСН 4 С2Н6С2Н6 С3Н8С3Н8 С 4 Н 10 С 5 Н 12 + высшие CО 2 Н2SН2S N 2 + редкие Ромашкинское40,019,518,07,54,90,110,0 Туймазинское42,021,018,46,84,60,17,1 Кусимовское (Самарская область) 76,84,41,70,80,60,21,014,5 Сагайдагское (Украина)96,190,750,200,432,43 Прилукское (Украина)32,3414,621,8312,235,880,9212,2 Химический состав (об. %) ПНГ различных отечественных месторождений

12 Компоненты газа Термический крекинг мазута под давлением Коксование Каталитический крекинг Пиро лиз бензи на при 750 °С Каталитический риформинг Гидрокрекинг тяжелого газойля Гидроочист ка дизельных фракций замед- ленное в кипящем слое бензиновы й (обычный) режим газовый (жесткий) режим обычный режим жесткий режим Н 2 + СО 2 0,20,41,52,51,016,08,55,5 СН 4 16,032,526,511,09,534,45,012,527,034,0 С2Н4С2Н4 2,54,512,56,04,029,3 С2Н6С2Н6 17,021,520,08,05,0 9,524,521,024,5 С3Н6С3Н6 9,04,012,522,024,010,5 С3Н8С3Н8 21,515,011,012,59,50,238,032,041,020,5 изо-С 4 Н 8 4,52,25,06,010,51,3 н-С 4 Н 8 9,84,45,014,015,01,2 изо-С 4 Н 10 5,07,00,714,016,519,011,0 } 11,0}21,0 н-С 4 Н 10 14,58,54,64,0 0,520,014,5 С4Н6С4Н6 0,71,01,5 Сумма непредельных 25,815,135,748,053,543,8 Выход газа, масс. % на сырье ,80,8 Типовой состав газов (масс. %), вырабатываемых НПЗ по различным технологиям

13 Компонент СО для ПНГ Диапазон концентраций, об. % СН 4 28,0 – 97 С2Н6С2Н6 0,5 – 21,0 С3Н8С3Н8 0,2 – 22,0 С 4 Н 10 0,1 – 13,0 С 5 Н 12 0,6 – 6,0 N2N2 0,1 – 30,0 СО 2 0,1 – 5,0 Н2SН2S0,1 – 3,0 Требования к составу и диапазонам концентраций компонентов СО ПНГ Компонент СО для контроля газов нефтепереработки Диапазон концентраций, масс. % Н 2 + СО 2 0, СН 4 5, С2Н4С2Н4 2, С2Н6С2Н6 5, С3Н6С3Н6 4, С3Н8С3Н8 0, изо-С 4 Н 8 1, н-С 4 Н 8 1, изо-С 4 Н 10 0,5 – 20 н-С 4 Н 10 0,5 – 20 С4Н6С4Н6 0,5 – 2,0 Требования к компонентам СО газов нефтепереработки

14 6. Разработка новых стандартных образцов состава для контроля примесей азота, серы, металлов в нефти и нефтепродуктах, асфальтенов в нефти. -СО состава для контроля микропримеси связанного азота в нефти и нефтепродуктах в диапазоне от 0,1 ррm до 100 ррm -СО состава для контроля серы в диапазоне от 10 до 50 ррm -СО состава для контроля примесей металлов (V, Ni, Al, Zn, Co, Cu, Ca, Mg, Fe и др.) в диапазоне концентраций от 0,1 до 200 ррm - СО состава для контроля следовых концентраций Pb в авиационных и автомобильных бензинах ( 10 – 400 ppb) -СО состава для контроля примесей асфальтенов в нефти

15 7. Разработка метрологического обеспечения для широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ). п/ п ПоказательНорма по маркам АБ 1Углеводородный состав, масс. %: углеводородов С 1 -С 2, не более С 3, не менее углеводородов С 4 -С 5, не менее углеводородов С 6 +в Содержание сероводорода и меркаптановой серы, масс. %, не более 0,003 3Содержание взвешенной водыОтсутствует 4Содержание щелочиОтсутствует 5Внешний видБесцветная прозрачная жидкость Примечание: содержание сероводорода не нормируется на установках по подготовке девонской нефти на промыслах Таблица 1. Технические требования на ШФЛУ по ТУ ПоказательНорма Состав, масс. %, не более: сумма С 1 и С 2 сумма С 3 сумма С 5+в сероводород меркаптановая сера метанол вода ,02 0,90 0,03 следы Примечание: содержание метанола в ШФЛУ определяется только у потребителя Таблица 2. Технические требования на ШФЛУ Оренбургского ГКМ по ТУ с изменением 1 п/п ПоказательНорма 1Углеводородный состав,масс. %: углеводородов С 1 -С 2, не более пропан, не менее углеводородов С 4 -С 5, не менее углеводородов С 6 +в, не более 2, Содержание сероводорода и меркаптановой серы, масс. %, не более В том числе сероводорода, не более 0,05 0,003 Примечание: взвешенная (эмульсионная ) вода и щелочь должны отсутствовать. Внешний вид ШФЛУ – бесцветная прозрачная жидкость. Таблица 3. Технические требования на ШФЛУ Уренгойского завода по переработке ГК (согласно тех.регламент у УСК)

16 8. Совершенствование метрологического обеспечения контроля качества углеводородной продукции, транспортируемой по нефтепроводам и газопроводам. Рис. 1. Схема типового магистрального нефтепровода: 1 – узел предварительной подготовки нефти; 2 – узел коммерческого учета нефти; 3 – линейные насосные станции; 5 – сырьевой парк НПЗ; 6 – резервуарный парк; 10 – напорный трубопровод (дюкер); 12 – подводы к основной трубе из других районов нефтедобычи; 13 – параллельный трубопровод (лупинг); 14 – патрон для укладки трубопровода; 15 – отсечная задвижка.

17 Спасибо за внимание.