Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
  • Главная
  • Трубопроводный транспорт
  • Влияние периодичности внесения физико-химических параметров на точность определения количества попутного нефтяного, природного и сухого отбензиненного газов

Влияние периодичности внесения физико-химических параметров на точность определения количества попутного нефтяного, природного и сухого отбензиненного газов

Поставка природного газа и попутного нефтяного газа (ПНГ) потребителям осуществляется по газопроводам с установкой в точках приема/передачи узлов учета газа, осуществляющих определение количества поставленного/принятого природного газа. Узел учета газа в общем случае состоит из преобразователя или преобразователей расхода газа, датчиков определения физико-химических параметров (ФХП) измеряемой среды и средств обработки информации (СОИ). При этом погрешность измерений количества поставленного/принятого газа нормируется приказом Минэнерго России [1]. Необходимая точность измерений количества газа обеспечивается как инструментально, с помощью применения высокоточных приборов, так и методически, посредством применения более совершенных методик измерения.

В предлагаемой Вашему вниманию статье рассматривается вопрос повышения точности определения количества попутного нефтяного, природного и сухого отбензиненного газов путем уменьшения методической погрешности, возникающей при использовании условно-постоянных подстановочных значений физико-химических параметров.

21.10.2017 Инженерная практика №08/2017
Останков Николай Александрович Первый заместитель генерального директора, главный инженер АО «Самаранефтегаз»
Хоренко Сергей Владимирович Заместитель начальника управления информационных технологий – главный метролог АО «Самаранефтегаз»
Волков Андрей Валериевич Ведущий инженер службы метрологии управления информационных технологий АО «Самаранефтегаз»

Попутный нефтяной газ в том или ином количестве всегда присутствует в составе сырой нефти. В то время как определенная часть ПНГ остается растворенной в добываемой нефти, другая часть добывается вместе с нефтью из скважины в свободной газообразной форме.

Путем переработки ПНГ на газоперерабатывающих заводах получают сухой отбензиненный газ (СОГ), который впоследствии реализуется конечным потребителям. ГОСТ Р 53865-2010 [2] определяет СОГ как попутный нефтяной газ, доведенный в результате переработки до свойств, аналогичных природному газу. Поэтому для целей учета СОГ считают природным газом и используют нормативную документацию, регламентирующую учет природного газа. В этой связи далее в статье под природным газом мы будем подразумевать как добываемый природный газ, так и СОГ.

Природный газ – основной энергетический ресурс России, составляющий в настоящее время более половины объема всех используемых для производства электричества энергетических ресурсов. Кроме того, помимо источника тепловой и электрической энергии, природный газ также служит ценным сырьем для химической промышленности.

СРЕДСТВА ОБРАБОТКИ ИНФОРМАЦИИ СИКГ

В настоящее время в Российской Федерации эксплуатируется огромный парк средств измерения количества газа, функциональные возможности которых постоянно расширяются и совершенствуются. С учетом этого для повышения точности измерений необходимо своевременно актуализировать используемую нормативную документацию в части соответствия возможностям используемых технических средств.

Использование электронных вычислительных устройств при определении количества газа сегодня уже практически вытеснило другие способы расчета и регистрации параметров газа. В настоящее время для учета количества газа широко используются электронные средства обработки информации, поступающей от датчиков систем измерения количества газа (СИКГ).

Современные СОИ представляют собой программируемые электронные устройства, позволяющие непосредственно на месте проведения измерений производить пересчет измеренных параметров газа в товарные единицы (метры кубические, приведенные к нормальным условиям). Кроме того, СОИ позволяют вычислять и хранить в своей памяти большое количество информации, необходимой для определения количества газа, обеспечивают защиту этой информации от несанкционированного вмешательства и выполняют другие функции.

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ФХП ПРИРОДНОГО ГАЗА

Для вычисления в СОИ количества газа, приведенного к нормальным условиям, используется информация о составе измеряемого газа. Не всегда в состав СИКГ входят средства определения качественных характеристик состава газа (применение таких средств на СИКГ малого расхода экономически нецелесообразно). В таких случаях в СОИ используют так называемые условно-постоянные параметры, основные из которых относятся к ФХП. Как правило, в качестве ФХП на СИКГ природного газа используют три качественных параметра: плотность газа, содержание диоксида углерода, содержание азота.

Внесение ФХП должно проводиться регулярно, с заданной периодичностью. Частично, требования по соблюдению периодичности внесения ФХП оговариваются в методиках измерений на соответствующий метод измерения расхода газа (ультразвуковой, турбинный, вихревой и т.д.). К сожалению, сама периодичность внесения ФХП по умолчанию не нормируется.

Изучение практики определения расхода газа на различных узлах учета расхода газа показало, что данный вопрос часто (но не всегда) решается при разработке индивидуальной методики измерения (МИ), которая может предусматривать установление определенной периодичности внесения ФХП. В таком случае суммарная погрешность определения расхода СИКГ рассчитывается с учетом дополнительной погрешности измерений от внесения ФХП с заданной периодичностью. Однако существуют СИКГ, на которые собственник не разрабатывает индивидуальные МИ (например, СИКГ с положительным актом проверки на соответствие ГОСТ Р 8.740-2011 [3] или ГОСТ 8.611-2013 [4], которые зарегистрированы в качестве аттестованных методик измерений в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений). Расчет неопределенности на таких СИКГ не учитывает дополнительной погрешности измерений, возникающей при использовании подстановочных параметров.

ПЕРИОДИЧНОСТЬ ВНЕСЕНИЯ ФХП В СОИ СИКГ

Каково же влияние периодичности внесения условно-постоянных ФХП на точность определения количества природного газа?

Рис. 1. Измерительный комплекс СГ-ЭК
Рис. 1. Измерительный комплекс СГ-ЭК
Таблица 1. Ежемесячные ФХП газа
Таблица 1. Ежемесячные ФХП газа

Рассмотрим пример, в котором для построения модели расчета погрешности измерений используются произвольные исходные данные, не относящиеся к какому-либо из фактически эксплуатируемых объектов. Объектом расчетов будет служить условный узел учета газа с измерительным комплексом СГ-ЭК-Вз-Т-2,0400/1,6 (рис. 1). Определение ФХП газа осуществляется раз в месяц и подтверждается паспортами качества газа, оформляемыми специализированной химико-аналитической лабораторией.

Барометрическое давление, температуру и избыточное давление для наглядности расчетов примем как постоянные величины, равные: Рбар = 0,1005 МПа; T = 20 °С; Ризб = 1,2 МПа.

Ежемесячно определяемые ФХП газа представлены в табл. 1. В качестве ФХП, принятых и введенных в электронный корректор, используем среднегодовые значения ФХП. Определим величину дополнительной погрешности, возникающей при введении ФХП один раз в год. В соответствии с ГОСТ Р 8.740-2011 [3] объем газа вычисляется по формуле:

ГОСТ Р 8.740-2011 - вычисление объема газа

где

ГОСТ Р 8.740-2011 - вычисление объема газа коэффициент

где qс – объем газа, приведенный к нормальным условиям; qv – объем газа в рабочих условиях; K – коэффициент сжимаемости газа; P – абсолютное давление газа; T – абсолютная температура газа; Pс – стандартное давление газа, равное 0,101325 МПа; Тс – стандартная температура газа, равная 293,15 К.

Относительная погрешность измерения объема газа, связанная с изменением периодичности ввода ФХП, определяется в соответствии с РМГ 91-2009 [5], как

РМГ 91-2009

где qca – месячный объем газа в стандартных условиях, определенный с использованием ежемесячных УПП; qcb – месячный объем газа в стандартных условиях, определенный с использованием среднегодовых УПП. Так как изменение ФХП влияет на расчет объема газа только через коэффициент сжимаемости, формула определения относительной погрешности примет вид:

Формула определения относительной погрешности

где Кa – коэффициент сжимаемости, определенный с использованием среднегодовых УПП; Кb – коэффициент сжимаемости, определенный с использованием ежемесячных УПП.

Таблица 2. Результаты расчетов коэффициент сжимаемости по уравнению состояния
Таблица 2. Результаты расчетов коэффициент сжимаемости по уравнению состояния

Коэффициент сжимаемости вычисляется по уравнению состояния в соответствии с ГОСТ 30319.2-2015 [6]. Результаты расчетов представлены в табл. 2.

Как видно из проведенного примера, при внесении ФХП с периодичностью меньшей, чем периодичность отбора проб, и оформлении результатов определения ФХП учитываемого газа практически всегда возникает дополнительная погрешность расчета количества газа, которая оказывает влияние на суммарную погрешность определения количества газа.

В нашем случае, если принять, что потребление равномерно и составляет, допустим, 10 млн м3/год, эта дополнительная погрешность в абсолютном выражении составит 7 232 м3/год. Обращаю внимание на тот факт, что для примера рассматривалась статистика СИКГ с малоизменяющимся компонентным составом газа. На СИКГ, учитывающих газ с разных месторождений или газоперерабатывающих заводов, эта погрешность еще выше.

Также хотелось бы отметить, что возникновение такого рода погрешности справедливо как для природного, так и для попутного нефтяного газа, поскольку, несмотря на разность методов определения сжимаемости этих газов, измерение их количества производится на основании одних и тех же формул.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

В идеале избежать возникновения подобного рода дополнительной погрешности возможно, совместив периодичность определения ФХП с периодичностью внесения ФХП. Однако на практике это труднореализуемо. Ввиду отсутствия нормативных требований по периодичности внесения ФХП собственник узла учета газа выбирает периодичность внесения ФХП, исходя из соображений минимизации затрат на обслуживание СИКГ. Как правило, это календарный год.

Учитывая тот факт, что расчетным периодом по договорам поставки газа, как правило, служит календарный месяц, а также то, что качество поставляемого газа подтверждается паспортом качества газа ежемесячно, было бы целесообразно в нормативные документы по учету газа внести требования, регламентирующие периодичность внесения ФХП в вычислители/корректоры расхода газа не реже одного раза в месяц. Тем самым удалось бы избежать возникновения дополнительной погрешности и увеличить точность измерений газа и энергетическую эффективность использования газа.

Пренебрежение установлением периодичности внесения УПП, казалось бы, незначительно влияет на суммарную погрешность определения расхода газа. Однако с увеличением инструментальной точности средств измерений ее относительный вес в суммарной погрешности определения расхода газа СИКГ ощутимо возрастает. А на СИКГ большого расхода, ее значение в абсолютных единицах может достигать значительных величин. Учитывая методический характер возникающей дополнительный погрешности, для исключения ее влияния на результат измерений достаточно организовать внесение изменений в соответствующую нормативную документацию (например, в правила учета газа).

Дополнительные затраты на изменение периодичности определения ФХП возникают только по объектам, не оборудованным поточными средствами измерений ФХП, за счет увеличения количества анализов.

Предложение по исключению методической погрешности измерений от влияния периодичности внесения ФХП направлено, в первую очередь, на повышение достоверности измерений и, соответственно, не может обеспечить получение прямых доходов. Поэтому расчет экономической эффективности от реализации предлагаемых решений не проводился. SПриказ Минэнерго России от 15.03.2016 № 179 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений».

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. ГОСТ Р 53865-2010. Системы газораспределительные. Термины и определения.
  2. ГОСТ Р 8.740-2011. Расход и количество газа. Методика измерений с помощью турбинных, ротационных и вихревых расходомеров и счетчиков.
  3. ГОСТ 8.611-2013. Расход и количество газа. Методика (метод) измерений с помощью ультразвуковых преобразователей расхода.
  4. РМГ 91-2009. Рекомендации по межгосударственной стандартизации. Государственная система обеспечения единства измерений. Совместное использование понятий «погрешность измерения» и «неопределенность измерения».
  5. ГОСТ 30319.2-2015. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Вычисление физических свойств на основе данных о плотности при стандартных условиях и содержании азота и диоксида углерода.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Эффективное использование жидкого топлива на объектах теплоэнергетики
Применение высоковольтных пунктов коммерческого учета электроэнергии подвесного типа
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №12/2017

Инженерная практика

Выпуск №12/2017

Промысловые трубопроводы. Разработка месторождений. Механизированная добыча нефти
Волоконно-оптический мониторинг трубопроводовМеталлические сборно-разборные трубопроводыРотационная сварка трубопроводов трениемЗащитные покрытия, защита трубопроводов от коррозии и биокоррозииРемонт и противоаварийная защита трубопроводовМоделирование и маркерная диагностика притока в горизонтальные скважины с МГРПВнедрение плунжерных глубинных насосов с канатными штангами
Ближайшее совещание
Трубопроводный транспорт
Трубопроводы — 2018
7-я Производственно-техническая конференция

Промысловые трубопроводы ‘2018. Обеспечение целостности и эффективности систем промыслового транспорта

13-14 февраля 2018 г., г. Пермь
Работа Конференции направлена на обмен опытом и анализ эффективности применения современных методов и технологий для сокращения аварийности промысловых трубопроводов различного назначения, обсуждение опыта и технологий применения трубной продукции из различных сплавов и альтернативных материалов, проведение мониторинга и методов диагностики трубопроводов, в том числе: инфразвуковая система мониторинга, внутритрубная диагностика, методы определение утечек и несанкционированных врезок в нефтепроводы с применением беспилотных летательных аппаратов, а так же другим актуальным вопросам эксплуатации системы трубопроводного транспорта.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — февраль 2018
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

12 – 16 февраля 2018 г, г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми (отель «Урал») в рамках авторского курса С. Балянова.