СЖИГАЕМ ПОПУТНЫЙ НЕФТЯНОЙ ГАЗ! ЕГО У НАС МНОГО!

4/2010
диагностика. кипиа
ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ, ВОСТОЧНАЯ СИБИРЬ, ПОЛЯРНЫЙ УРАЛ:
СЖИГАЕМ ПОПУТНЫЙ НЕФТЯНОЙ ГАЗ!
ЕГО У НАС МНОГО!
В конце 2005 года, в знаменательный год выхода ГОСТ 8.615-2005, делегация в лице руководства компаний, наших партнеров из Германии – прибыла с первым визитом в Западную Сибирь, для знакомства с предприятиями НГ комплекса. Увиденное
повергло их в шок: десятки, сотни горящих факелов, низвергающих в небо копоть. На некоторых участках, ночью, нет никакой
необходимости включать прожектора или фары автомобиля – светло как днем!
П
ри окружающей температуре -38°С,
в 100 метрах от факела можно спокойно сидеть в рубашке с коротким рукавом. Немецкие коллеги, задали
несколько коротких вопросов, достали
калькулятор и, сделав несколько несложных подсчетов, смахнув набежавшую слезу, сообщили, что этого газа, хватило бы
на Восточную Германию с лихвой. На дворе 2010 год, недоумение не прошло, ситуация не меняется, по крайней мере так
им видится со стороны. Что ж, как сжигали газ, так и сжигаем, похоже и вправду, пока плата за тонну сжигания газа не
превысит цену строительства новых газопроводов, газотурбинных электростанций
– будем сжигать и долго придется ждать
95% утилизации. Но Правительством РФ
план утилизации ПНГ принят. Первым
этапом является идентификация количества коллекторов и средства учета, позволяющие рассчитать и начислить плату за
сжигание попутного нефтяного газа.
По общим данным, почерпнутым из
разных источников, в России добывается
около 60 млрд. куб. метров попутного нефтяного газа. Из этих объемов для переработки на ГПЗ поставляется около 12 млрд.
куб. метров и эта цифра неуклонно растет,
около 20 млрд. – сжигается и 12 млрд. куб.
метров стравливается в атмосферу через
дыхательные клапаны резервуаров хране-
24
ния нефти, остальной объем идет на собственные нужды НК. Кто и как высчитал
эти объемы – не совсем понятно, поскольку по состоянию на сегодняшний день,
около 30% факелов не имеют средств
учета, а еще минимум 40% коллекторов,
с установленными СУ сжигаемого газа –
не имеют ничего общего с достоверными
измерениями, поскольку средства учета,
применяемые НК, не способны работать
в данных условиях и их показания в разы
отличаются от реальных. На трубопроводах нет сепараторов, если они есть, то их
работоспособность вызывает большие
сомнения, в трубе, вместо традиционного
газа присутствует микс из газа, нефтяного
шлама, воды и твердых частиц, и все это,
то практически неподвижно стоит в трубе
в режиме дежурного горения, то летит со
скоростью в несколько десятков метров в
секунду в моменты сбросов. СИ, способных произвести такие замеры никогда не
было, поскольку в Европе, лидере приборостроения, такой проблемы не существуют, а в России – никому до этого не было
дела.
В свете таких событий, Федеральной
службой по экологическому, технологическому и атомному надзору принимаются меры по контролю за сжиганием ПНГ и
сложно переоценить желание госструктур
получать адекватную информацию, ведь
это экологические платежи в бюджет РФ
и выполнение программы по утилизации.
Вот лишь несколько из официальных и
неофициальных «претензий» заявленных
после проведения нескольких проверок:
• 100 % используемых средств измерения не опломбированы и не исключают
возможности несанкционированного
доступа и манипуляцией результатами
измерений, либо отключением.
• Отсутствует «журнал» событий, способствующий контролю достоверности
проведения измерений (регистрация
всероссийское отраслевое рекламно - и н ф о р м а ц и о н н о е и з д а н и е
отключений приборов, электроэнергии,
перенастройки, параметризации и т.п.)
• Метрологические характеристики измерительных приборов не соответствуют фактическим данным в точках учета
(диапазоны давления, температур, расходов, скоростей потока, присутствия
посторонних примесей и пр.)
Что на самом деле из себя представляет попутный нефтяной газ?
Основные физико-технические характеристики нефтяного попутного газа:
1.Рабочие скорости потока 0,03–0,1 м/с,
при массовых сбросах до 100 м/с.
2.Рабочее давление 0,01–0,05 bar.
3.100% влажный газ с конденсатом внутри трубопровода до 15%.
4.Нефтяные шламы внутри трубопровода.
5.Образование ледяных частиц внутри трубопровода в весенне-осенний период.
6.Парафины, H2S соединения в составе
газов.
Для понимания и обоснования применения средства учета ПНГ необходимо
обновить в памяти основные характеристики ПНГ по скорости, давлению, расходу, соответствию нормативным документам и ответить на следующие вопросы:
1.Применим ли расходомер, согласно
минимальной и максимальной скорости потока?
2.Применим ли расходомер, согласно
минимального и максимального давления?
3.Применим ли расходомер, согласно
требований к материальному исполнению, согласно температуры окружающей среды?
4.Применим ли расходомер, согласно
минимальной и максимальной температуре газа в трубопроводе?
5.Достаточна ли разрешенная длина кабеля от первичных преобразователей,
до операторной (установка вторичного
блока).
диагностика. кипиа
6.Укладывается ли погрешность средства
учета в ГОСТ 8.615-2005 с учетом дополнительной погрешности на датчики
температуры, давления и вычислителя
при минимальных и максимальных скоростях, давлении и расходе?
7.Соответствует ли методика расчета
приведения расхода газа к н.у. ГОСТ
8.615-2005?
8.Соответствует ли расходомер требованиям Ростехнадзора, касательно требований по архивации данных об измерениях и событиях, ограничению доступа
к результатам измерений и пр.?
9.Способен ли расходомер проводит измерения в пределах установленных
метрологических погрешностей при
эксплуатации в сложных условиях эксплуатации (грязный газ, налипание
частиц на чувствительные элементы,
100% влажность, содержание двухфазных сред в трубопроводе)?
Как правило, после ответов на эти вопросы выясняется, что 95% средств учета
по своим метрологическим характеристикам оказываются вне предела диапазонов
минимальных скоростей потока, давления,
при этом контролировать погрешность
невозможно, следствием чего является
невозможность получения МВИ на узел
учета. Это же касается минимальных и
максимальных температур газа.
Многие из расходомеров не способны
функционировать при низких температурах, традиционных для Западной и Восточной Сибири. Для таких средств учета необходимы блок-боксы с соответствующим
увеличением стоимости всего проекта.
Применение ряда расходомеров ограничено разрешенной длиной кабеля от
первичных преобразователей, до вторичного устройства. Недостаточность длины
грозит необходимостью строительства
теплого операторного пункта, с соответствующим увеличением стоимости.
Практически все расходомеры не способны проводить измерения в масляном
тумане, 100% влажном газе с наличием
конденсата до 10–15%. Достоверность
таких измерений вызывает большие сомнения.
Так же сложно недооценивать влияние
на результаты измерений таких факторов
как обледенение трубопровода, мелкие
частицы льда внутри, бомбардирующие
чувствительные элементы, методика поверки, позволяющая провести таковую
без демонтажа средства учета и пр. и пр.
Мы не можем претендовать на единственно правильное решение в области
учета ПНГ, но можем гарантировать, что
НПП КуйбышевТелеком-Автоматизация занимается проблематикой учета ПНГ дольше, чем кто либо на территории РФ и совместно с немецкой компанией SickMaihak
провела множество модернизаций оборудования, проведены десятки испытаний на
территории ЯНАО, ХМАО, Восточной Сибири, результатом чего явилось создание
практически безупречных расходомеров
серии Flowsic 100 и 600 для технического и коммерческого учета ПНГ. Нашими
основными партнерами в реализации учета ПНГ и факельного газа стали подразделения ОАО «Сибур», ОАО «Роснефть»,
ОАО «Газпромнефть», ОАО «Лукойл», расположенные в городах Н.Уренгой, Бузулук,
Ноябрьск, Муравленко, Вынгапур, Томск,
Тазовская Губа, о. Сахалин, Тобольск, Нефтеюганск, Сургут, Губкинский, Нарьян
Мар и многие другие.
СИ, входящие в состав УУГ:
• имеют действующие сертификаты соответствия и утверждения типа СИ;
• внесены в Госреестр СИ и допущены к
применению в Российской Федерации;
• имеют техническую документацию и
ПО, выполненное на русском языке.
• имеют сертификаты соответствия требованиям промышленной и пожарной
безопасности, свидетельства (сертификаты соответствия) о взрывозащите
электрооборудования (зона 1 и 2),
• имеют разрешение на применение оборудования на опасном производственном объекте, выданное Ростехнадзором России;
• соответствуют условиям эксплуатации
на предприятиях «Северной» полосы
РФ, а именно температурному диапазону до -67°С
• оборудование монтируется с обеспечением безопасного режима эксплуатации, с возможностью удаления вычислителя и сенсоров на расстояние более
1200 метров.
• метрологические характеристики СИ
обеспечивают необходимую погреш-
•
•
•
•
4/2010
ность измерений в течение всего срока
эксплуатации УУГ, но не менее 8 лет.
оборудование поставляется с заводскими паспортами, инструкциями по
ремонту, техническому обслуживанию,
эксплуатации и монтажу на русском
языке, технологическими и монтажными схемами, сенсоры и вычислитель
«разборные», выполненные по блочной
схеме, ремонтопригодны в заводских
условиях.
В расходомеры имплементирована
методика МР 113-03 для учета ПНГ,
согласно ГОС 8.615-2005, архивысчетчики расхода, журнал событий,
разработана методика поверки без демонтажа.
Присутствует возможность эксплуатации на «грязных и сырых» газах при
минимальных скоростях и давлениях.
В комплекте поставляется ПО на русском языке, обеспечивающее не только
первичную настройку, но и всевозможные инструменты, предназначенные
для диагностики функционирования
расходомеров, а также для проведения
поверки.
Учет ПНГ это лишь одна из инновационных тем, которыми занимается наша
компания. В данное время в работе находятся большие проекты по установке
анализаторов на подтоварную воду, для
недопущения закачки под пласт воды с
большим содержанием углеводородов
и поточные анализаторы определяющие
уровень КВЧ и уровень обводненности в
добываемой нефти. Будем рады ответить
на ваши вопросы!
ООО «НПП КуйбышевТелекомАвтоматизация»
443052, г. Самара,
ул. Земеца, 26, корп. «Б», оф. 414
тел./факс (846) 372-49-53, 372-49-54
e-mail: info@ktkprom.ru
www.ktkprom.ru
w w w. S - N G . r u
25