Слайд 1 - Kipinfo. Ru

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.
Докладчик: Ткаченко Ирина Юрьевна
ведущий инженер
научно-исследовательского отдела
государственных эталонов в области
физико-химических измерений
Всероссийского научно-исследовательского
института метрологии им. Д.И. Менделеева
190005, Санкт-Петербург, Московский пр., 19
тел. 812-3275711
Долевое распределение первичных энергоресурсов в мировом
энергопотреблении, 2009 год
(данные British Petroleum statistical review of world energy 2010)
гидроэнергия
атомная энергия 7 %
5%
нефть
35 %
уголь
29 %
газ
24 %
Прогноз цен на нефть (левая шкала) и на газ (правая шкала)
ДОБЫЧА ГАЗА В СССР И РФ И ПРОГНОЗ ДО 2020
1 – СССР (фактическая);
2 – РФ (фактическая);
3 – по “Энергетической стратегии”
совершенствование
МО систем
измерения ПНГ
внедрение единых
методик измерений
массы нефти и НП
2
совершенствование МО предприятий НГ
отрасли в свете перспектив расширения
номенклатуры УВ продукции
3
Актуальные
задачи
метрологического
обеспечения
предприятий
нефтегазовой
отрасли
совершенствование МО
геофизических
исследований и
георазведки для поиска
новых углеводородных
месторождений
1
совершенствование МО
контроля качества
углеводородной продукции,
транспортируемой по
нефтепроводам и газопроводам
4
8
разработка СО
состава попутных
нефтяных газов и УВ
газов
нефтепереработки
5
разработка
метрологического
обеспечения для широкой
фракции легких
углеводородов (ШФЛУ)
разработка новых СО состава
для контроля примесей азота,
серы, металлов в нефти и НП,
асфальтенов в нефти
7
6
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.
2. Внедрение во всех
нефтедобывающих компаниях
единых методик измерений
массы нефти и нефтепродуктов.
ГОСТ Р 8.615-2005
ГСИ. Измерения
количества извлекаемых из
недр нефти и нефтяного
газа. Общие
метрологические и
технические требования
3. Совершенствование
метрологического обеспечения
систем измерения попутного
нефтяного газа (ПНГ).
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»
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
5. Разработка стандартных образцов состава попутных
нефтяных газов и углеводородных газов
нефтепереработки.
Химический состав (об. %) ПГ различных месторождений
СН4
С2Н6
С3Н8
С4Н10
С5Н12
С6 + высшие
N2 +
редкие
СО2
Уренгойское
98,5
0,1
следы
следы
—
—
1,1
0,21
Тазовское
99,0
0,15
0,03
0,005
0,002
—
0,50
0,37
Заполярное
98,5
0,2
0,05
0,012
следы
—
0,70
0,50
Губкинское
98,5
0,12
0,015
следы
следы
—
1,2
0,10
Мессояхское
98,87
следы
—
—
—
—
0,45
0,68
Ныдинское
98,2
0,8
0,003
0,05
0,002
—
0,62
0,30
Месторождение
Химический состав (об. %) ПНГ различных отечественных месторождений
СН4
С2Н6
С3Н8
С4Н10
С5Н12 +
высшие
CО2
Н2S
N2 +
редкие
Ромашкинское
40,0
19,5
18,0
7,5
4,9
0,1
—
10,0
Туймазинское
42,0
21,0
18,4
6,8
4,6
0,1
—
7,1
Кусимовское
(Самарская область)
76,8
4,4
1,7
0,8
0,6
0,2
1,0
14,5
Сагайдагское (Украина)
96,19
0,75
0,20
—
—
0,43
—
2,43
Прилукское (Украина)
32,34
14,6
21,83
12,23
5,88
0,92
—
12,2
Месторождение
Типовой состав газов (масс. %), вырабатываемых НПЗ
по различным технологиям
Термический
крекинг
Компоненты
мазута
газа
под
давлением
Коксование
замедленное
Каталитический
крекинг
Пиро
лиз
бензи
бензиновы газовый
на
в кипящем
й
(жесткий)
при
слое
(обычный) режим
750 °С
режим
Каталитический
риформинг
обычный
режим
Гидрокрекинг Гидроочист
ка
тяжелого
дизельных
жесткий
газойля
фракций
режим
Н2 + СО2
0,2
0,4
1,5
2,5
1,0
16,0
8,5
5,5
—
—
СН4
16,0
32,5
26,5
11,0
9,5
34,4
5,0
12,5
27,0
34,0
С2Н4
2,5
4,5
12,5
6,0
4,0
29,3
—
—
—
—
С2Н6
17,0
21,5
20,0
8,0
5,0
5,0
9,5
24,5
21,0
24,5
С3Н6
9,0
4,0
12,5
22,0
24,0
10,5
—
—
—
—
С3Н8
21,5
15,0
11,0
12,5
9,5
0,2
38,0
32,0
41,0
20,5
изо-С4Н8
4,5
2,2
5,0
6,0
10,5
1,3
—
—
—
—
н-С4Н8
9,8
4,4
5,0
14,0
15,0
1,2
—
—
—
—
изо-С4Н10
5,0
7,0
0,7
14,0
16,5
—
19,0
11,0
н-С4Н10
14,5
8,5
4,6
4,0
4,0
0,5
20,0
14,5
} 11,0
}21,0
С4Н6
—
—
0,7
—
1,0
1,5
—
—
—
—
непредельных
25,8
15,1
35,7
48,0
53,5
43,8
—
—
—
—
Выход газа,
масс. % на
сырье
7
7
12
17
30
77
12
23
1,8
0,8
Сумма
Требования к составу и
диапазонам концентраций
компонентов СО ПНГ
Компонент СО
Диапазон
для ПНГ
концентраций, об. %
СН4
28,0 – 97
Требования к компонентам СО
газов нефтепереработки
Компонент СО для
контроля газов
нефтепереработки
Диапазон
концентраций, масс.
%
Н2 + СО2
0,2 - 16
СН4
5,0 - 35
С2Н4
2,5 - 30
С 2 Н6
0,5 – 21,0
С 3 Н8
0,2 – 22,0
С2Н6
5,0 - 25
С4Н10
0,1 – 13,0
С3Н6
4,0 - 25
С5Н12
0,6 – 6,0
С3Н8
0,1 - 42
N2
0,1 – 30,0
изо-С4Н8
1,0 - 11
СО2
0,1 – 5,0
н-С4Н8
1,0 - 15
Н2S
0,1 – 3,0
изо-С4Н10
0,5 – 20
н-С4Н10
0,5 – 20
С4Н6
0,5 – 2,0
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
7. Разработка метрологического обеспечения для широкой
фракции легких углеводородов (ШФЛУ).
Таблица 2. Технические требования на ШФЛУ
Оренбургского ГКМ по ТУ 51.765-77 с изменением №1
Таблица 1. Технические требования на ШФЛУ по
ТУ 38.101524-93
№
п/
п
Показатель
1
Углеводородный состав, масс. %:
∑ углеводородов С1-С2, не более
С3, не менее
∑ углеводородов С4-С5, не менее
∑ углеводородов С6+в
2
Содержание сероводорода
и меркаптановой серы,
масс. %, не более
Норма по
маркам
А
Б
3
15
45
15
5
40
30
0,003
Показатель
Состав, масс. %, не более:
сумма С1 и С2
сумма С3
сумма С5+в
сероводород
меркаптановая сера
метанол
вода
Содержание взвешенной воды
Отсутствует
4
Содержание щелочи
Отсутствует
5
Внешний вид
Бесцветная
прозрачная
жидкость
Таблица 3. Технические требования на ШФЛУ Уренгойского
завода по переработке ГК (согласно тех.регламент у УСК)
Показатель
Норма
п/п
1
2
Примечание: содержание сероводорода не нормируется на
установках по подготовке девонской нефти на промыслах
2
40
15
0,02
0,90
0,03
следы
Примечание: содержание метанола в ШФЛУ определяется только у
потребителя
№
3
Норма
Углеводородный состав,масс. %:
∑ углеводородов С1-С2, не более
пропан, не менее
∑ углеводородов С4-С5, не менее
∑ углеводородов С6+в, не более
Содержание сероводорода и меркаптановой
серы, масс. %, не более
В том числе сероводорода, не более
2,5
15
45
35
0,05
0,003
Примечание: взвешенная (эмульсионная ) вода и щелочь должны
отсутствовать. Внешний вид ШФЛУ – бесцветная прозрачная
жидкость.
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.
Спасибо
за
внимание.