CC BY
72
УДК 621.642.6 О.В. Хороших ОмГТУ, Омск
КОММЕРЧЕСКИЙ УЧЕТ МАССЫ НЕФТИ
O.V. Khoroshikh
Omsk State Technical University (OmGTU) 11 Mira, Omsk, 644050, Russian Federation
THE COMMERCIAL ACCOUNT OF WEIGHT OF OIL
With privatization of petroleum branch the situation with the property has greatly. The state still owns oil deposits, but the extracted hydro carbonic raw is the property of oil users, that is the petroleum company. Now the state has realized that the authentic account of extracted oil on each chink is necessary as last year's oil manufacturing progressively grows in the country. Therefore the strong and qualitative supervisory body of extraction, processing and oil transportation is especially necessary. But, in spite of the fact that modern lines in developing of systems of gathering, information and management handlings more and more widely take root into traditionally conservative areas of measurements what the commercial account of oil and mineral oil is, the architecture of the majority of again projected knots of the account still is based on principles and the equipment put in 70th years of last century, besides, that one generation of devices and measures was in this time replaced not. Modernization of oil and gas branch of Russia on the basis of the domestic equipment slips if not to tell that moves back. Such lacks in domestic oil and gas complex lead to multi-billion financial loss. Given article the devoted a problem of the commercial account of oil. We will find out the problems existing in the given direction and the way of their solving.
В настоящее время в нефтегазовом комплексе (НГК) России существует серьезная проблема, связанная с коммерческим учетом нефти. При измерении массы нефти возникают погрешности, которые приводят к тому, что из коммерческого учета выпадает значительная часть валового продукта отрасли, что влечет за собой многомиллионные потери. Это непосредственным образом влияет на экономику нашей страны, так как основной доход Россия получает от продажи углеводородного сырья.
Известно, что коммерческий учет при движении нефти от промысла до реализации проводится неоднократно (до 20 раз) на основании показаний средств измерений различных параметров продукта (расход, объем, масса, плотность, вязкость, температура, содержание воды, минеральных солей и механических примесей и др.). На промежуточных и финишных технологических цепочках учет нефти выполняется современными приборами с высокими точностными характеристиками - узлы учета сырой нефти и коммерческие узлы учета товарной нефти. Учет продукции нефтяной скважины (ее дебит) и группы скважин при кустовом обустройстве до сих пор ведется с помощью групповых замерных установок (ГЗУ) «Спутник», созданных в конце 60-х годов прошлого века. Естественно, дисбаланс между суммарным учетом добычи по скважинам и коммерческим учетом добычи по
лицензионному участку существует всегда. Также, потери нефти на этапе транспортировки вызваны как естественной убылью (испарение, утечка, несанкционированная врезка, аварии), так и неточностью измерения. При наличии свободного газа фактические потери нефти могут превышать нормативное значение 0,5 %. Погрешности при коммерческом учете нефти обуславливаются несовершенным или даже устаревшим метрологическим аппаратом. А именно, несоответствие отечественных требованиям международных стандартов (плотность нефти по нашим стандартам измеряется при 20 °С, а по американским стандартам при 15 °С). Это приводит к двойному счету при коммерческом учете и тормозит развитие добычи нефти на основах раздела продукции. Поэтому между результатами измерений по российским и международным методиками выполнения измерений (МВИ) могут наблюдаться весьма значительные расхождения, т.к. многие МВИ системы ГОСТ Р основаны на устаревших измерительных технологиях. Поскольку отечественная приборостроительная промышленность в настоящее время не может обеспечить потребности отрасли в автоматических анализаторах мирового уровня, российские предприятия интенсивно используют импортную аналитическую технику, в том числе в качестве инструментального обеспечения требований ГОСТ Р. Отказываться от импортной измерительной техники под предлогом ее несоответствия ГОСТ Р нельзя, так как тогда контроль качества нефти и нефтепродуктов в России будет отброшен по техническому уровню далеко в прошлое. При коммерческом учете используют объемный принцип измерения расхода, то есть, метод измерения массового расхода являются косвенным, что приводит к использованию дополнительного оборудования и как следствие возникновению дополнительных погрешностей измерения. Суммарная погрешность узла учета по массе брутто будет определяться только погрешностью массового расходомера, и она составит 0,1 % ± стабильность нуля по массе брутто. В случае применения объемного расходомера (турбинного, роторного или ультразвукового) суммарная погрешность по массе брутто складывается из погрешностей расходомера, плотномера, вискозиметра, датчиков давления и температуры на измерительных линиях. И для того, чтобы уложится в нормируемую СТ РК 2.26-2003 погрешность по массе брутто 0.25 % зачастую приходится прибегать к искусственным методам, как например, уменьшение рабочего диапазона измерения объемного счетчика.
Чтобы осознать, насколько важна точность в учете нефти, достаточно оценить масштаб потерь. По статистике погрешность измерений массы нефти и нефтепродуктов составляет 0,35-0,5 %. Так как коммерческий учет при движении нефти от промысла до реализации проводится около 20 раз, суммарная погрешность учета количества нефти на протяжении всего цикла «добыча - реализация» может составить 2-3 %. Указанная погрешность, вне зависимости от ее знака, приводит к негативным последствиям для экономики всей страны. Действительно, если погрешность будет иметь знак «минус», произойдет фактическое повышение себестоимости цены нефти и
нефтепродуктов и увеличение энергетической составляющей себестоимости продукции. Если погрешность окажется с «плюсом», в распоряжении хозяйствующих субъектов окажется неучтенный запас нефти, который может использоваться для покрытия сверхнормативных потерь и хищений, что в масштабах страны также составит значительные суммы. Поэтому знак погрешности можно не учитывать и считать, что из валового продукта отрасли из-за погрешности измерений только одного параметра нефти и нефтепродуктов, в частности, массы, выпадает 2-3 % общего объема добычи нефти. На первый взгляд, процент небольшой. На деле эта величина соизмерима с нормой прибыли предприятий в рыночной экономике. Ликвидировав данные потери, можно существенно повысить уровень рентабельности нефтяных компаний. В расчете на год она составляет 6-9 млн. т. При средней стоимости нефти 150 долларов за тонну ликвидация этих потерь дает увеличение внутреннего валового продукта страны до 1,5 млрд. долларов США. Для сравнения: эта величина более чем в два раза превышает запасы (2-4 млн. т) недавно введенного в эксплуатацию Хвалынского месторождения на Северном Каспии [5].
В настоящее время существует несколько направлений решения проблем, связанных с коммерческим учетом нефти. В данной ситуацией существует необходимость гармонизировать отечественную систему измерения с международной, также, повысить уровень гармонизации национальных стандартов с международными и создать единую систему поверки. Для этого государство совместно с нефтяными компаниями разрабатывают единую систему стандартизации. По инициативе Газпрома, Роснефти, других ведущих нефтедобывающих компаний при поддержке Ростехрегулирования при Комитете Российского союза промышленников и предпринимателей (РСПП) по техническому регулированию, стандартизации и оценке соответствия был сформирован Межотраслевой Совет по стандартизации в нефтегазовом комплексе. Основной задачей Совета является формирование перспективной программы стандартизации и активное вовлечение специалистов отрасли в разработку национальных и международных стандартов. Уже в 2006 г. при широком участии российских и зарубежных специалистов были проанализированы международные стандарты в сфере нефте- и газодобычи и сделаны первые шаги по формированию перспективной программы стандартизации, в основу которой заложен принцип гармонизации. Учитывая многогранность технологий и оборудования нефтегазового комплекса в состав совета были приглашены представители смежных отраслей. Межотраслевым советом была тщательно проанализирована работа существующих технических комитетов по стандартизации в области технологии нефте- и газодобычи и был создан единый технический комитет, под руководством члена Правления ОАО «Газпром» госпожи Русаковой В.В. Уверены, что сделан значительный шаг в направлении по гармонизации российских стандартов. Комитет РСПП готов активно сотрудничать с вновь созданным комитетом. Также, решение давно назревшей государственной проблемы нашли нефтяные компании России.
Благодаря усилиям специалистов появились сначала предварительный, а затем и национальный стандарт ГОСТ Р 8.615-2005 «Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования». В них впервые в отечественной практике были сформулированы требования к точности измерения нефтяной массы, извлекаемой из скважины, массы содержания в ней самой нефти и объема попутного нефтяного газа. Почетная миссия по внедрению нового стандарта была возложена на Всероссийский научно- исследовательский институт (ВНИИР). Создаваемый по инициативе Федерального агентства по техническому регулированию и Министерства промышленности и торговли РТ Государственный эталонный комплекс по метрологическому обеспечению количества сырой нефти и нефтяного газа (ГЭК) будет единственным в России. В стандарт войдут все необходимые эталоны, которые расположатся на площадях ВНИИРа, включая испытательный полигон, который будет размещен на территории Ново-Суксинской установки подготовки высокосернистой нефти НГДУ «Прикамнефть». В настоящее время разработана первая редакция эскизного проекта технологической части ГЭК. Как сообщил директор Государственного научного метрологического центра Всероссийского научно-исследовательского института расходометрии Валдерий Иванов, это будет единственный в России центр, который позволит испытывать зарубежные и российские приборы и давать им дорогу в жизнь. Первичные эталоны комплекса будут ориентированы на условия эксплуатации рабочих средств измерения и полностью соответствовать международным стандартам, чтобы в полной мере проходить сличения и признаваться достоверными. Директор ВНИИРа считает, что ГЭК позволит создать дополнительную научную базу для разработки новых приборов, а у разработчиков появится возможность испытывать приборы на специальном полигоне комплекса. В то же время, вопрос обеспечения приборами учета носит лишь экономический характер и вполне решаем в довольно короткие сроки. Тем более теперь, когда до ввода эталонного комплекса осталось всего два года.
Российские компании-разработчики создают новые аппаратные средства учета сырья, которые начинают активно применяться в отечественном НГК. Нефтяные компании модернизируют производство. Например: в ОАО «Транснефть» система учета организована на базе автоматизированных систем измерения количества и качества нефти. Для достижения нужных показателей работы узлы учета нефти неоднократно реконструировали, в том числе с заменой аппаратуры на электронную, с применением современной компьютерной техники. Несмотря на то, что требования ГОСТа «позволяют» не учитывать при неоднократной процедуре учета одной и той же партии нефти 1-2 % от общего ее количества, на узлах учета нефти поставили стационарные турбопоршневые установки взамен передвижных. В итоге за счет совершенствования средств и методов измерений сейчас достигнута погрешность по объему порядка 0,1 %.
Таким образом, совершенствование метрологического обеспечения нефтяного комплекса, обеспечивающее повышение точности коммерческого учета нефти и нефтепродуктов, является одним из наиболее эффективных направлений инвестирования в стране, дает отдачу в виде увеличения объема реализации нефти и сокращения ее себестоимости. Поэтому это направление должно найти свое место в концепции и программе развития нефтяной отрасли. При анализе основных проблем метрологического обеспечения учета количества и качества нефти и нефтепродуктов необходимо, прежде всего, отметить отсутствие современных средств контроля параметров технологических процессов при производстве нефти и нефтепродуктов и при продаже их за рубеж. Средства измерений советского производства, применяемые в отрасли, не отвечают современным техническим требованиям, приближаются к критическому уровню по степени износа и техническому состоянию. Это является одной из основных причин резкого снижения объемов переработки нефти.
Несмотря на то, что погрешности измерения углеводородов приводят к многомиллиардным финансовым потерям, в правительственной концепции развития НГК не рассматривается вопрос улучшения метрологического обеспечения. Существует большая необходимость в гармонизации отечественной системы измерений с международной. Остается надеяться, что новый Национальный стандарт ГОСТ Р 8.615-2005 будет содействовать разработке недорогих отечественных средств учета и контроля продукции недр.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. www.rosngs.ru/pub5.html - сайт Российского Союза Нефтегазостроителей.
2. www.serti.ru - сайт «Бесплатная, правовая, техническая документация, ГОСТы, законы».
3. Коршак, Алексей Анатольевич. Основы нефтегазового дела: Учебник / А. А. Коршак, А. М. Шаммазов.—2-е изд., доп. и испр.—Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2002.— 544 с.: ил.—Библиогр.
4. Шаммазов, Айрат Мингазович. Основы трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов: учебное пособие / А. М. Шаммазов, А. А. Коршак, К. Р. Ахмадуллин; Уфимский государственный нефтяной технический университет.—Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000 .—158 с.: ил.—Библиогр.
5. Перчик А.И. «Проблемы развития трубопроводного транспорта в России», журнал «Известия», 2000, №54.
6. Федеральный закон от 27.12.2002 №184-ФЗ «О техническом регулировании».
© О.В. Хороших, 2009
