Проблемы измерения попутного нефтяного газа. В.П. Горский
Смотреть статью в формате pdf
В России ежегодно по официальным данным извлекается около 60
млрд. м 3
попутного нефтяного газа (далее ПНГ). Из них около 30% сжигается
на факелах и лишь порядка 25% используется в химической
промышленности.
По данным Международного энергетического агентства Россия
остается лидером по сжиганию ПНГ – кроме нее попутный газ
в значительных объемах сжигают только Иран, Ирак и Нигерия.
Принципиальной является проблема расчета уровня утилизации ПНГ в
России. Точной статистики того, сколько же в реальности сжигается ПНГ,
а сколько используется, нет. Корпорации «Лукойл» и «Сургутнефтегаз»
утверждают, что у них перерабатывается 80-95% извлекаемого попутного
газа. Тогда как Минпромэнерго называет цифру в 40-50%.
Наиболее популярным методом борьбы со сжиганием ПНГ являются штрафы. Некоторые эксперты предлагают законодательно запретить сжигать газ, как это было сделано в Казахстане. Так или иначе, но на сегодняшний день проблема повышения уровня утилизации ПНГ в РФ - это одна из наиболее актуальных задач ТЭК РФ. Способы утилизации ПНГ следующие:
- нефтехимический - разделение попутного нефтяного газа на ГПЗ с целью дальнейшего индивидуального использования;
- энергетический - сжигание попутного нефтяного газа в энергетических установках для получения на месте электрической и тепловой энергии;
- технологический - закачка ПНГ в пласт для повышения нефтеотдачи пластов.
В марте 2008 г. решением правительственной комиссии РФ была поставлена задача - довести показатель использования ПНГ к 2011 г. до 95%. Чтобы решить эту задачу, необходимо не только найти пути использования ПНГ, но и обеспечить его измерение. Остановимся на проблемах измерения ПНГ. Для начала определимся с предметом измерения:
- во-первых, будем рассматривать измерение расхода ПНГ, находящегося в газообразном состоянии;
- во-вторых, определимся с компонентным составом ПНГ
Напомню, что такое ПНГ. 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. По сути, это природный газ. Исходя из определения, приведенного в ГОСТ 30319-96 «Газ природный. Методы расчета физических свойств», природный газ – это газовая смесь, компонентами которой являются в основном предельные углеводороды (С nH 2n+2 ), азот, диоксид углерода и сероводород. Характерный состав природного газа:
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. Ниже представлен практический состав ПНГ по предприятиям «Лукойла» (Западная Сибирь, «Пермьнефть», «Нижневолжскнефть»).
Также для примера приведен паспорт ПНГ в ОАО «Варьеганнефтегаз», г. Радужный.
Метрологическое обеспечение измерений ПНГ состоит из 2-х частей:
- измерение качества ПНГ (отбор проб, определение компонентного состава, определение теплотворной способности);
- измерение расхода и количества ПНГ ( в т.ч. измерение расхода в р.у. и вычисление плотности газа в р.у. при косвенном методе измерений).
На проблемах измерения качества ПНГ останавливаться подробно не стану, отмечу только, что в этом направлении есть определенное движение вперед. В частности с 01.01.2010 г. вступают в действие новые ГОСТы: ГОСТ 31370—2008 «Газ природный. Руководство по отбору проб», ГОСТ 31371 (части 1 - 7) «Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности», ГОСТ 31369—2008 (ИСО 6976:1995) «Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава». С измерением количества ПНГ имеются существенные проблемы с нормативной базой. Возьмем, к примеру, такие документы: ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа», ГОСТ Р 8.647 - 2008 «Метрологическое обеспечение определения количества нефти и нефтяного газа, добытых на участке недр». Ничего конкретного, кроме цифры предела погрешности 5%, эти документы не дают.
На проблемах измерения качества ПНГ останавливаться подробно не стану, отмечу только, что в этом направлении есть определенное движение вперед. В частности с 01.01.2010 г. вступают в действие новые ГОСТы: ГОСТ 31370—2008 «Газ природный. Руководство по отбору проб», ГОСТ 31371 (части 1 - 7) «Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности», ГОСТ 31369—2008 (ИСО 6976:1995) «Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава». С измерением количества ПНГ имеются существенные проблемы с нормативной базой. Возьмем, к примеру, такие документы: ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа», ГОСТ Р 8.647 - 2008 «Метрологическое обеспечение определения количества нефти и нефтяного газа, добытых на участке недр». Ничего конкретного, кроме цифры предела погрешности 5%, эти документы не дают.
8.1 Учет количества добытого свободного нефтяного газа по участку недр осуществляют на основе прямого или косвенного метода определения количества добытых нефти и нефтяного газа.
8.2 Учет количества добытого свободного нефтяного газа по участку недр проводят на основании результатов учетных операций в соответствии с нормативными документами.
8.3 Данные о количестве принятого и сданного свободного нефтяного газа по каждому ППС и в целом по участку недр регистрируют и документируют
8.4 Учет количества свободного нефтяного газа по участку недр проводят на основании результатов измерений, выполненных в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.615 по всем газовым линиям, имеющимся на участке недр, включая факельные линии.
В учет свободного нефтяного газа, при газлифтном способе добычи нефти и/или закачке нефтяного газа в пласт, включают количество закачанного нефтяного газа за отчетный период.
8.5 Результаты учета количества добытого свободного нефтяного газа на участке недр за отчетный период, оформленные в соответствии с требованиями нормативных документов, отражают в сводном отчете. Форма отчета приведена в приложении Б.
8.6 За отчетный период определяют суммарное количество добытого свободного нефтяного газа по всем скважинам участка недр и участку недр в целом.
Измерение расхода газа возможно прямым методом (путем измерения плотности в реальном времени) и косвенным (путем вычисления плотности как функции давления и температуры). Поскольку косвенный метод измерения применяется существенно шире, остановимся на нем более подробно. В данном методе для расчета теплофизических параметров природного газа (плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты, коэффициента динамической вязкости) используются следующие документы:
Наше предприятие является разработчиком программного комплекса «ПРОМАВТОМАТИКА-СГ», предназначенного для выполнения расчетов узлов учета газа, выполненных в соответствии с ПР50.2.019-2006, а также разработчиком вычислителей УВП-280, обеспечивающего, в частности, измерение расхода и количества природного газа различного состава (в т.ч. обычный метан, попутный влажный нефтяной газ, умеренно-сжатые газовые смеси, чистые газы и т.д.). Поэтому все проблемы, связанные с проектированием узлов учета газа и вычислением расхода и количества газа, нам близки, и мы пытаемся их решать в течение последних 15-ти лет. Остановимся на основных проблемах, связанных с несовершенством нормативной базы.
1. Диапазоны изменения давления и температуры природного газа, в которых возможно выполнение расчетов расхода и погрешностей узлов учета газа, должны соответствовать требованиям стандарта ГОСТ 30319 и документам Государственной службы стандартных справочных данных (ГСССД), а именно:
- минимальное абсолютное давления природного газа в рабочих условиях должно быть не менее 0,1 МПа
- минимальная температура природного газа в рабочих условиях должна быть:
-23°С для алгоритма AGA8 по ГОСТ 30319;
-10°С для попутного нефтяного по ГСССД МР 113.
В реальности же, для некоторых УУГ в нашей стране температура газа может быть ниже -23°С и тем более -10°С (для трубопроводов в холодных регионах), а абсолютное давление меньше 0.1 МПа. Как выполнять в этих случаях расчет расхода газа в ст.у. непонятно, т.к. рассчитать коэффициент сжимаемости в этом случае нельзя.
2. При измерении смеси газов, содержащей тяжелые углеводороды и водяной пар, в ГСССД практически отсутствуют алгоритмы определения фазового состояния этой смеси. В ГСССД МР 118 такой алгоритм есть, но он приближенный. В ГСССД МР 116 есть аттестованный алгоритм, но компонентный состав ограничен 10-ю составляющими. Кроме того, методика позволяет рассчитать только кривую конденсации, а коэффициент сжимаемости, адиабату, динамическую вязкость (параметры, необходимые для расчета расхода) нет. В ГСССД МР 107 также есть аттестованный алгоритм, но компонентный состав ограничен другими 12-ю составляющими. И в МР 107, и в МР 116, и в МР 118 среди составляющих компонентов отсутствует водяной пар, который в реально измеряемом попутном нефтяном газе всегда присутствует. В МР 113 водяной пар есть, но нет алгоритма определения фазового состояния смеси.
Такие газовые смеси при небольших отрицательных температурах (до -10°С) переходят в двухфазное состояние, и в этом случае измерение расхода с определенным пределом погрешности становится невозможным. При этом установить расчетным методом факт перехода газа в двухфазное состояние по компонентному составу, давлению и температуре практически не представляется возможным. В заключение, выражаю надежду, что нормативная база по расчету теплофизических свойств ПНГ все-таки появится и позволит к 2011 г. решить проблему измерения ПНГ на 100%. Мы, как разработчики вычислителей расхода, готовы реализовать алгоритмы расчета свойств ПНГ в наших приборах и сертифицировать их для учета ПНГ.
Наиболее популярным методом борьбы со сжиганием ПНГ являются штрафы. Некоторые эксперты предлагают законодательно запретить сжигать газ, как это было сделано в Казахстане. Так или иначе, но на сегодняшний день проблема повышения уровня утилизации ПНГ в РФ - это одна из наиболее актуальных задач ТЭК РФ. Способы утилизации ПНГ следующие:
- нефтехимический - разделение попутного нефтяного газа на ГПЗ с целью дальнейшего индивидуального использования;
- энергетический - сжигание попутного нефтяного газа в энергетических установках для получения на месте электрической и тепловой энергии;
- технологический - закачка ПНГ в пласт для повышения нефтеотдачи пластов.
В марте 2008 г. решением правительственной комиссии РФ была поставлена задача - довести показатель использования ПНГ к 2011 г. до 95%. Чтобы решить эту задачу, необходимо не только найти пути использования ПНГ, но и обеспечить его измерение. Остановимся на проблемах измерения ПНГ. Для начала определимся с предметом измерения:
- во-первых, будем рассматривать измерение расхода ПНГ, находящегося в газообразном состоянии;
- во-вторых, определимся с компонентным составом ПНГ
Напомню, что такое ПНГ. 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. По сути, это природный газ. Исходя из определения, приведенного в ГОСТ 30319-96 «Газ природный. Методы расчета физических свойств», природный газ – это газовая смесь, компонентами которой являются в основном предельные углеводороды (С nH 2n+2 ), азот, диоксид углерода и сероводород. Характерный состав природного газа:
| Компонент | Объемная доля в % |
| Метан | 60 …100 |
| Этан | 0 …12 |
| Пропан | 0 …6 |
| Бутаны | 0 …4 |
| Пентаны | 0 …4 |
| Азот | 0 …16 |
| Диоксид углерода | 0 … 16 |
| Сероводород | 0 … 1 |
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. Ниже представлен практический состав ПНГ по предприятиям «Лукойла» (Западная Сибирь, «Пермьнефть», «Нижневолжскнефть»).
| Компонент | Максимальная доля компонента |
| Метан | 90% |
| Этан | 35% |
| Пропан | 37% |
| Н-бутан | 19% |
| И-бутан | 9% |
| Н-пентан | 5% |
| И-пентан | 6.5% |
| Гексан | 1.3% |
| Гептан | 0.4% |
| Азот | 25% |
| Диоксид углерода | 10% |
| Сероводород | 10% |
| Кислород | 1.5% |
| Водяной пар | 9 г/м3 |
Также для примера приведен паспорт ПНГ в ОАО «Варьеганнефтегаз», г. Радужный.
Метрологическое обеспечение измерений ПНГ состоит из 2-х частей: - измерение качества ПНГ (отбор проб, определение компонентного состава, определение теплотворной способности);
- измерение расхода и количества ПНГ ( в т.ч. измерение расхода в р.у. и вычисление плотности газа в р.у. при косвенном методе измерений).
На проблемах измерения качества ПНГ останавливаться подробно не стану, отмечу только, что в этом направлении есть определенное движение вперед. В частности с 01.01.2010 г. вступают в действие новые ГОСТы: ГОСТ 31370—2008 «Газ природный. Руководство по отбору проб», ГОСТ 31371 (части 1 - 7) «Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности», ГОСТ 31369—2008 (ИСО 6976:1995) «Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава». С измерением количества ПНГ имеются существенные проблемы с нормативной базой. Возьмем, к примеру, такие документы: ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа», ГОСТ Р 8.647 - 2008 «Метрологическое обеспечение определения количества нефти и нефтяного газа, добытых на участке недр». Ничего конкретного, кроме цифры предела погрешности 5%, эти документы не дают.
На проблемах измерения качества ПНГ останавливаться подробно не стану, отмечу только, что в этом направлении есть определенное движение вперед. В частности с 01.01.2010 г. вступают в действие новые ГОСТы: ГОСТ 31370—2008 «Газ природный. Руководство по отбору проб», ГОСТ 31371 (части 1 - 7) «Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности», ГОСТ 31369—2008 (ИСО 6976:1995) «Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава». С измерением количества ПНГ имеются существенные проблемы с нормативной базой. Возьмем, к примеру, такие документы: ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа», ГОСТ Р 8.647 - 2008 «Метрологическое обеспечение определения количества нефти и нефтяного газа, добытых на участке недр». Ничего конкретного, кроме цифры предела погрешности 5%, эти документы не дают.
8.1 Учет количества добытого свободного нефтяного газа по участку недр осуществляют на основе прямого или косвенного метода определения количества добытых нефти и нефтяного газа.
8.2 Учет количества добытого свободного нефтяного газа по участку недр проводят на основании результатов учетных операций в соответствии с нормативными документами.
8.3 Данные о количестве принятого и сданного свободного нефтяного газа по каждому ППС и в целом по участку недр регистрируют и документируют
8.4 Учет количества свободного нефтяного газа по участку недр проводят на основании результатов измерений, выполненных в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.615 по всем газовым линиям, имеющимся на участке недр, включая факельные линии.
В учет свободного нефтяного газа, при газлифтном способе добычи нефти и/или закачке нефтяного газа в пласт, включают количество закачанного нефтяного газа за отчетный период.
8.5 Результаты учета количества добытого свободного нефтяного газа на участке недр за отчетный период, оформленные в соответствии с требованиями нормативных документов, отражают в сводном отчете. Форма отчета приведена в приложении Б.
8.6 За отчетный период определяют суммарное количество добытого свободного нефтяного газа по всем скважинам участка недр и участку недр в целом.
Измерение расхода газа возможно прямым методом (путем измерения плотности в реальном времени) и косвенным (путем вычисления плотности как функции давления и температуры). Поскольку косвенный метод измерения применяется существенно шире, остановимся на нем более подробно. В данном методе для расчета теплофизических параметров природного газа (плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты, коэффициента динамической вязкости) используются следующие документы:
| Документ | Нормативные документы | Параметры газа | Состав газа | |
| Ра, МПа | t, ºC | |||
| ГОСТ 30319 | Природный газ, метод NX19 | 0.1…12 | -23…+66 | Смесь газов: метан (не менее 70%), азот, диоксид углерода |
| ГОСТ 30319 | Природный газ, метод GERG-91 | 0.1…12 | -23…+66 | Смесь газов: метан (не менее 70%), азот, диоксид углерода |
| ГОСТ 30319 | Природный газ, метод AGA8-92DC | 0.1…12 | -23…+66 | Смесь газов: метан, этан, пропан, нормальный и изобутан, азот, диоксид углерода, сероводород, гелий, кислород, нормальный и изопентан, н-гексан, нгептан, н-октан, водяной пар, аргон, моноксид углерода |
| ГСССД МР 107-98 | Газовые смеси ШФЛУ | 0,1…0,5 | -33…+75 | Смесь газов: метан, этан, пропан, нормальный и изобутаны, нормальный и изопентаны, нормальный гексан + высшие, азот, диоксид углерода, сероводород |
| ГСССД МР 113–03 | Нефтяной газ | 0.1…15 | -10…+226 | Смесь газов: метан, этан, пропан, нормальный и изобутан, нормальный и изопентан, гексан, гептан, азот, диоксид углерода, сероводород, кислород, водяной пар |
| ГСССД МР 118-05 | Умеренно-сжатые газовые смеси переменного состава | 0.1…10 | -73…+125 | Смесь газов: метан, этан, пропан, нормальный и изобутан, нормальный и изопентан, гексан, азот, диоксид углерода, водород, кислород, аргон, оксид углерода, этилен, гелий-4, сероводород и аммиак |
| ГСССД МР 134-2007 | Азот, аммиак, аргон, ацетилен, водород, кислород, диоксид углерода | 0.1…10 | -73…+150 | Чистые газы (7 газов) |
| ГСССД МР 135-2007 | Технически важные газы и смеси газов | 0,1…5 | -40…+60 | Азот, воздух. Водородсодержащая смесь газов: водород (>90%), кислород, диоксид углерода Сероводородная смесь газов: сероводород (>70%), метан, этан, у/в с3 (пропан), нбутан, бутилен, азот, диоксид углерода, у/в с5 (н-пентан), у/в с6 (н-гексан), этилен, аммиак, водяной пар |
| ГСССД МР 136-2007 | Газовые водородсодержащие смеси | 0,1…30 | -15…+250 | Смесь газов: водород, метан, азот, аммиак, аргон |
| ГСССД МР 116-04 | Многокомпонентные углеводород-ные смеси | 0,1…30 | -173…+177 | Смесь газов: метан, этан, пропан, нормальный и изобутан, нормальный и изопентан, азот, диоксид углерода и сероводород |
Наше предприятие является разработчиком программного комплекса «ПРОМАВТОМАТИКА-СГ», предназначенного для выполнения расчетов узлов учета газа, выполненных в соответствии с ПР50.2.019-2006, а также разработчиком вычислителей УВП-280, обеспечивающего, в частности, измерение расхода и количества природного газа различного состава (в т.ч. обычный метан, попутный влажный нефтяной газ, умеренно-сжатые газовые смеси, чистые газы и т.д.). Поэтому все проблемы, связанные с проектированием узлов учета газа и вычислением расхода и количества газа, нам близки, и мы пытаемся их решать в течение последних 15-ти лет. Остановимся на основных проблемах, связанных с несовершенством нормативной базы.
1. Диапазоны изменения давления и температуры природного газа, в которых возможно выполнение расчетов расхода и погрешностей узлов учета газа, должны соответствовать требованиям стандарта ГОСТ 30319 и документам Государственной службы стандартных справочных данных (ГСССД), а именно:
- минимальное абсолютное давления природного газа в рабочих условиях должно быть не менее 0,1 МПа
- минимальная температура природного газа в рабочих условиях должна быть:
-23°С для алгоритма AGA8 по ГОСТ 30319;
-10°С для попутного нефтяного по ГСССД МР 113.
В реальности же, для некоторых УУГ в нашей стране температура газа может быть ниже -23°С и тем более -10°С (для трубопроводов в холодных регионах), а абсолютное давление меньше 0.1 МПа. Как выполнять в этих случаях расчет расхода газа в ст.у. непонятно, т.к. рассчитать коэффициент сжимаемости в этом случае нельзя.
2. При измерении смеси газов, содержащей тяжелые углеводороды и водяной пар, в ГСССД практически отсутствуют алгоритмы определения фазового состояния этой смеси. В ГСССД МР 118 такой алгоритм есть, но он приближенный. В ГСССД МР 116 есть аттестованный алгоритм, но компонентный состав ограничен 10-ю составляющими. Кроме того, методика позволяет рассчитать только кривую конденсации, а коэффициент сжимаемости, адиабату, динамическую вязкость (параметры, необходимые для расчета расхода) нет. В ГСССД МР 107 также есть аттестованный алгоритм, но компонентный состав ограничен другими 12-ю составляющими. И в МР 107, и в МР 116, и в МР 118 среди составляющих компонентов отсутствует водяной пар, который в реально измеряемом попутном нефтяном газе всегда присутствует. В МР 113 водяной пар есть, но нет алгоритма определения фазового состояния смеси.
Такие газовые смеси при небольших отрицательных температурах (до -10°С) переходят в двухфазное состояние, и в этом случае измерение расхода с определенным пределом погрешности становится невозможным. При этом установить расчетным методом факт перехода газа в двухфазное состояние по компонентному составу, давлению и температуре практически не представляется возможным. В заключение, выражаю надежду, что нормативная база по расчету теплофизических свойств ПНГ все-таки появится и позволит к 2011 г. решить проблему измерения ПНГ на 100%. Мы, как разработчики вычислителей расхода, готовы реализовать алгоритмы расчета свойств ПНГ в наших приборах и сертифицировать их для учета ПНГ.