Поиск по сайту:
Главная страница » Каталог статей » О законодательстве » С.А. Кононогов, М.В. Окрепилов, "Измерительные проблемы попутного нефтяного газа"

Измерительные проблемы попутного нефтяного газа




С.А. Кононогов, д.т.н., директор ФГУП «ВНИИМС»;

М.В. Окрепилов, заместитель директора по качеству ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева»

Источник: журнал "Главный метролог" №1 2012 г.

В настоящее время в нефтедобыче существует еще ряд нерешенных актуальных измерительных проблем, относящихся как к добываемой нефти, так и к попутному нефтяному газу (ПНГ), разрешения которых можно добиться на пути совершенствования соответствующих направлений метрологического обеспечения. К некоторым, наиболее важным из них, на наш взгляд, можно отнести измерительные проблемы, связанные с недостаточной по ряду причин точностью измерений количества ПНГ при нефтедобыче. Рассмотрим кратко суть этих измерительных проблем.

В настоящее время проблема недостаточной точности измерения количества ПНГ во многом связана с особенностями существующей нормативной базы. Так, например, такие недавно введенные нормативные документы, как ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа» [1] и ГОСТ Р 8.647-2008 «Метрологическое обеспечение определения количества нефти и нефтяного газа, добытых на участке недр» [2] в отношении измерений количества ПНГ ничего конкретного, кроме цифры предела погрешности 5 %, не содержат. Так, ГОСТ Р 8.615-2005 нормирует предел допускаемой основной относительной погрешности измерений объема ПНГ значением ±5,0 %, а ГОСТ Р 8.647-2008, в свою очередь, только ссылается в этой части на ГОСТ Р 8.615-2005.

Известно, что измерение расхода газа возможно как прямым методом (путем измерения плотности в реальном времени), так и косвенным методом (путем вычисления плотности как функции давления, температуры и коэффициента сжимаемости). Поскольку косвенный метод измерения применяется существенно шире, остановимся на нем более подробно. Для успешного применения этого метода очень важна точность расчета коэффициента сжимаемости реального газа.

Известно, что для расчета коэффициента сжимаемости ПНГ в соответствии ГОСТ 30319.2-96 применяются 4 метода - методы NX19 мод., УС GERG-91 мод., УС AGA8-92DC и УС ВНИЦСМВ. При этом, метод NX19 мод., как и уравнение состояния УС GERG-91 мед., могут быть использованы при неизвестном полном компонентном составе ПНГ (и расчет по ним не требует применения ЭВМ), тогда как расчеты по уравнениям состояния УС AGA8-92DC и УС ВНИЦСМВ могут осуществляться только при известном полном компонентном составе ПНГ (и только при наличии ЭВМ).

Однако, все эти 4 метода расчета, в соответствии с требованиями ГОСТ 30319.2 [3], применимы только при минимальном абсолютном давлении газа в рабочих условиях не менее 0,1 МПа (и не более 12 МПа) и минимальной температуре не менее 250 К.

В то же время, ясно, что в ряде регионов нашей страны температура ПНГ может быть ниже 250 К (для трубопроводов в холодных регионах в зимнее время), а абсолютное давление <0,1 МПа. Непонятно, как в этих случаях выполнять расчеты его расхода, так как нельзя рассчитать коэффициенты сжимаемости.

В качестве другого примера несовершенства нормативной базы можно отметить проблему измерения количества ПНГ в тех случаях, когда в смеси газов кроме углеводородов и ряда примесей содержится еще и водяной пар. Дело в том, что в документах Государственной службы стандартных справочных данных (ГСССД) практически отсутствуют алгоритмы определения фазового состояния такой смеси. В ГСССД МР 118 такой алгоритм есть, но он приближенный [4].

В МР 113 наличие водяного пара в Г1НГ учитывается, но нет алгоритма определения фазового состояния этой смеси [5]. В то же время известно, что 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.

Таким образом, без значительного усовершенствования существующей нормативной базы по расчету теплофизических свойств ПНГ невозможно решить проблему его измерения с достаточной точностью, поскольку в вычислителях расхода должен быть реализован соответствующий алгоритм расчета свойств попутного нефтяного газа.

Список литературы

1. ГОСТ Р 8.615-2005. ГСИ. Измерение количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.

2. ГОСТ Р 8.647 - 2008. ГСИ. Метрологическое обеспечение определения количества нефти и нефтяного газа, добытых на участке недр. Основные положения.

3. ГОСТ 30319.2-96. Межгосударственный стандарт, Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости.

4. ГСССД МР118-05. Расчет плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости умеренно-сжатых газовых смесей.

5. ГСССД МР 113-03. Определение плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажного нефтяного газа в диапазоне температур 263. ..500 К при давлениях до 15 МПа.


Добавить комментарий


Главная страница » Каталог статей » О законодательстве » С.А. Кононогов, М.В. Окрепилов, "Измерительные проблемы попутного нефтяного газа"