В настоящее время нефтяной газ, в основном, направляется на газоперерабатывающие заводы для переработки и получения более ценных продуктов (углеводородных фракций, сжиженных газов, газа для коммунально-бытового потребления, стабильного бензина). Снижению объемов сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках способствовало введение с начала 2012 года стимулирующих повышающих коэффициентов к нормативам платы за выбросы вредных (загрязняющих) веществ (Постановление Правительства РФ №7 от 08.01.2009). Измерение и учет количества (объема) нефтяного газа осуществляется для оценки ресурсов нефтяного газа, при взаиморасчетных операциях и при оперативном управлении технологическими процессами. Учет общего количества газа, поступающего через нефтяные скважины, осуществляться по сумме измерений объема газа на газовых линиях всех ступеней сепарации, реализуемых на промысле. Таким образом, задача метрологического обеспечения измерений и достоверного учета объема нефтяного газа с каждым днем не теряет свою актуальность. Решение этой задачи основывается на совершенствовании нормативной базы.

Порядок организации и ведения учета количества нефтяного газа и продуктов его переработки на предприятиях, а также порядок взаиморасчетных операций определен в руководящем документе РД 39-083-91. Согласно этого документа все пункты (узлы) учета классифицируются на коммерческие и оперативные: коммерческие предназначаются для измерения количества нефтяного газа и продуктов его переработки  в случае его поставки другим предприятиям; оперативные – для учетных операций, сведения материального баланса и управления технологическими процессами в пределах одного предприятия. При коммерческом учете погрешность измерения объема нефтяного газа не должна превышать ±2,5 %, а при измерениях массы жидких продуктов переработки нефтяного газа погрешность не должна быть более
±1,5 %. При определении количества газа и продуктов его переработки для оперативных целей относительная погрешность измерений допускается
±5,0 %.

С 2006 года на территории Российской Федерации введен в действие национальный стандарт ГОСТ Р 8.615–2005, устанавливающий общие метрологические требования к измерениям количества нефтяного газа, извлекаемого из недр на территории РФ, а также нормы погрешностей при измерении количества попутного нефтяного газа. Предел допускаемой относительной погрешности измерений объема попутного нефтяного газа установлен на уровне 5 %. Измерения должны осуществляться по аттестованным методикам, а проекты систем измерений проходить обязательную метрологическую экспертизу. Также согласно ГОСТ Р 8.615–2005 вводится термин «система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа (СИКГ)» с соответствующим определением.

Дополнением к вышеназванному стандарту являются положения национального стандарта ГОСТ Р 8.647–2008, уточняющего требования по метрологическому обеспечению учета объема нефтяного газа, добытого с нефтью на участке недр. В данном стандарте установлена обязательная процедура проведения испытаний СИКГ с целью утверждения типа единичного экземпляра, т.е. СИКГ должна иметь свидетельство (сертификат) об утверждении типа.

Методика определения количества нефтяного газа по результатам измерений, выполненных СИКГ в соответствии с ГОСТ Р 8.615 и
ГОСТ Р 8.647, изложена в рекомендациях Р 50.2.063–2009. В этом документе рассматриваются также вопросы определения потерь нефтяного газа и составления отчетов о добыче по участку недр.

В целях установления и унификации требований, предъявляемых к СИКГ, с 1 марта 2012 года введен в действие национальный стандарт ГОСТ Р 8.733–2011. Основные задачи настоящего стандарта:

1) подразделение СИКГ, исходя из особенностей их применения;

2) установление требований к:

- структуре, функциям и составу СИКГ в зависимости от категории и класса;

- средствам измерений и методам, применяемым в СИКГ, и их метрологическому обеспечению;

- вспомогательному и технологическому оборудованию СИКГ;

- выбору первичных преобразователей расхода с учетом физико-химических свойств попутного нефтяного газа;

- осуществлению метрологического обеспечения СИКГ;

- достижению и использованию условий обеспечения однофазности потока попутного нефтяного газа;

3) унификация решений при разработке СИКГ.

СИКГ, в зависимости от значения объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, делятся на категории:

I (большой производительности) ‑ более 10⁵ м³/ч;

II (средней производительности) ‑ более 2×10⁴ до 10⁵ м³/ч;

III (малой производительности) ‑ более 10³ до 2×10⁴ м³/ч;

IV (минимальной производительности) ‑ не более 10³ м³/ч.

СИКГ по назначению делятся на классы:

А ‑ СИКГ, предназначенные для проведения взаимных коммерческих расчетов между предприятиями-контрагентами;

Б ‑ СИКГ объектов, потребляющих газ на собственные нужды (котельные, электростанции);

В ‑ СИКГ технологического оборудования (факельных установок, установок сброса газа на свечу и т. п.).

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, в зависимости от категории и класса СИКГ приведены в таблице 1.

Таблица 1 – Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям

Приведенным выше требованиям по точности измерений удовлетворяет целый ряд применяемых в промышленности методов измерений. К ним относятся методы переменного перепада давления, а также методы, основанные на использовании вихревых, ультразвуковых, ротационных, турбинных, оптических и термоанемометрических расходомеров.

К факторам, оказывающим влияние на точность измерений расходомеров и расходомеров со счетчиком в той или иной степени в зависимости от реализуемого метода, можно отнести следующие:

- низкая скорость измеряемого потока;

- низкое избыточное давление в измерительном трубопроводе;

- сокращение длин прямых участков измерительного трубопровода;

- влияние условий окружающей среды на метрологические характеристики;

- широкий диапазон изменения компонентного состава газа;

- двухфазность среды (наличие жидкости в газе).

При низкой скорости потока и низком избыточном давлении вихревой метод, методы переменного перепада давления с помощью сужающих устройств и осредняющих напорных трубок не применяются. Суммарная погрешность расходомеров с приведенной составляющей, например, термально-массовых расходомеров, при малых скоростях потока превышает допускаемые пределы при измерении объема нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, несмотря на заявляемый производителями широкий динамический диапазон. Для измерения давления в трубопроводе должны применяться преобразователи абсолютного давления, так как иначе вклад погрешности условно-постоянного атмосферного давления в погрешность определения абсолютного давления является результирующим.

Сокращение длин прямых участков измерительного трубопровода искажает профиль скорости развитого турбулентного потока газа. В зависимости от принципа метода измерения расхода, координаты установки чувствительного элемента расходомера искажение профиля скорости приводит к появлению дополнительной погрешности измерения, составляющей от десятых долей до нескольких процентов.

Условия окружающей среды (в частности, температура) оказывают влияние на метрологические характеристики расходомеров, преобразователей давления и температуры. Для уменьшения дополнительных погрешностей и обеспечения пределов допускаемой погрешности измерений объема нефтяного газа в холодный период года средства измерений необходимо устанавливать в обогреваемых шкафах с поддержанием положительной температуры. При необходимости проведения контроля метрологических характеристик средства измерений устанавливают в помещении с поддержанием нормальной температуры воздуха (согласно условию при поверке).

Остановимся более подробно на последних двух влияющих факторах: компонентном составе газа и двухфазности потока.

Для природного газа и подобных по составу газовых смесей (в допускаемом диапазоне изменения содержания компонентов) применяется методика измерений молярной доли компонентов методом газовой хроматографии согласно ГОСТ 31371.7–2008 с абсолютной градуировкой хроматографа в одной точке перед проведением анализа. Абсолютная градуировка проводится с использованием градуировочной газовой смеси (для природного газа – государственного стандартного образца состава природного газа), выбираемого с допускаемыми отклонениями компонентов от анализируемой газовой смеси. Для нефтяного газа с переменным компонентным составом условия проведения градуировки становится невыполнимыми. В качестве примера можно провести сравнение компонентных составов природного газа, нефтяного газа после первой и второй ступеней сепарации и отбензиненного сухого газа – продукта переработки нефтяного газа. Также для определения компонентного состава сухого газа может применяться метод согласно ГОСТ 14920–79 с расчетом массовой концентрации компонентов методом внутренней нормализации. Область применения указанного стандарта ограничена содержанием в газовой смеси только легких углеводородов включая пентаны (С₁–С₅), а показатели точности метода определения содержания компонентов ниже в сравнении с методом по ГОСТ 31371.7–2008. Таким образом, для всего диапазона изменения компонентного состава нефтяного газа должна применяться аттестованная методика измерений молярных или массовых долей компонентов с выбором соответствующих градуировочных газовых смесей для градуировки хроматографа. Это относится к применению как лабораторных хроматографов, так и поточных хроматографов в составе СИКГ.

Погрешность измерения молярной доли компонентов нефтяного газа оказывает влияние на точность расчета теплофизических свойств (плотности, коэффициента сжимаемости, динамической вязкости, показателя адиабаты), используемых в расчетных формулах расхода и объема, приведенного к стандартным условиям, в зависимости от применяемого метода измерения расхода. Для проведения указанных расчетов должны применяться аттестованные методики с оценками погрешностей расчетных значений, например, для природного газа и подобных по составу газовых смесей (в том числе и «легких» нефтяных газов) – регламентированные в ГОСТ 30319.(1-3)–2015, ГОСТ 31369–2008 (ИСО 6976:1995), ГОСТ Р 8.662–2010 (ИСО 20765-1:2005); для «тяжелого» нефтяного газа – ГСССД МР 113–03. Программное обеспечение вычислителей устройств расхода должно содержать алгоритмы, реализующие эти методики расчета теплофизических свойств нефтяного газа.

При разработке и аттестации методики измерений объема нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, должна учитываться и дополнительная составляющая погрешности определения компонентов нефтяного газа за счет отклонений от принятых условно-постоянных значений. Допускаемые отклонения содержания компонентов нефтяного газа и периодичность их корректировки в вычислительном устройстве расхода определяют из условия обеспечения пределов допускаемой относительной погрешности измерений объема, приведенного к стандартным условиям.

Для измерений объема нефтяного газа в настоящее время на многих факельных линиях применяются термально-массовые (термоанемометрические) расходомеры. Эти расходомеры привлекательны функциональной самодостаточностью при измерении объема газа, приведенного к стандартным условиям, удобством монтажа и соответственно малыми затратами. Но все вышеперечисленные достоинства перекрываются недостатком – в технической документации, включая и описание типа, этих расходомеров отсутствует оценка влияния изменения термодинамических свойств газа (вязкости, теплопроводности, теплоемкости) на результат измерений в зависимости от изменения давления, температуры и компонентного состава. Расчетное определение заводом-производителем калибровочных коэффициентов для нефтяного газа одного состава (согласно опросному листу при заказе расходомера) не обеспечивает достоверность измерений при эксплуатации расходомера на объекте. Возможность изменения компонентного состава нефтяного газа в вычислительном устройстве этих расходомеров реализована только для учета изменения плотности при стандартных условиях и не участвует в пересчете калибровочных коэффициентов.

Основным условием достоверности всех методов измерений расхода газа и газовых смесей в рабочих условиях является однофазность потока по причине испытаний при утверждении типа расходомеров и расходомеров со счетчиком на установках, использующих в качестве рабочей среды атмосферный воздух или природный газ. Понятие «влажности», означающего содержание водяного пара в смеси газов, часто понимается как содержание сконденсированной влаги. Наличие второй жидкой фазы не допускается. Сравнительные испытания расходомеров на действующих линиях измерения расхода и объема нефтяного газа показали большой разброс результатов измерений некоторых СИКГ и превышение относительной погрешности границ ±5 %, установленных в
ГОСТ Р 8.615. Это объясняется частичным или полным отсутствием перед СИКГ подготовки нефтяного газа (установка каплеуловителей, конденсатосборников, фильтров). Соблюдение условий подготовки нефтяного газа на других СИКГ способствовали измерениям расхода и объема в рамках установленных пределов погрешности. В связи с трудностями практической реализации методов определения температуры точки росы нефтяного газа по влаге и углеводородам, для предупреждения образования конденсата необходимо осуществлять дополнительно подогрев и теплоизоляцию трубопровода от сепараторов или др. технологических аппаратов до выхода СИКГ включительно. При отсутствии технических решений по обогреву и теплоизоляции трубопровода СИКГ аттестацию методики измерений объема попутного нефтяного газа необходимо осуществлять только по результатам экспериментальных исследований. Эти требования предложено реализовать в Изменении №1 к ГОСТ Р 8.733, проект которого находится в настоящее время на стадии обсуждения.

Подводя итоги, можно сделать выводы:

- организация измерений объема нефтяного газа – сложная инженерная проблема, которая требует поиска компромисса между экономической целесообразностью и обеспечением достаточных условий выполнения измерений;

- при разработке методик измерений, проектировании СИКГ необходимо учитывать особенности эксплуатации средств измерений; особое значение приобретают метрологическая экспертиза проектов и аттестация методики измерений для каждой СИКГ;

- необходимо дальнейшее совершенствование средств и методов измерений расхода и объема нефтяного газа.

1. Об обеспечении единства измерений: Федеральный закон от 26 июня 2008 г. № 102 // Собрание законодательства РФ. – 2008. – № 26. – ст. 3021.
2. Об утверждении Правил учета газа: Приказ Министерства энергетики РФ от 30 декабря 2013 г. N 961 // Российская газета. – 2014. – 19 мая.
3. ГОСТ Р 8.615-2005. Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования. – М.: Стандартинформ, 2006. – 21 с.
4. ГОСТ Р 8.733-2011 Государственная система обеспечения единства измерений. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования. – М.: Стандартинформ, 2011. – 32 с.

Все статьи автора «Габитов Марат Эмильевич»