проблемы отрасли
В проектах обустройства месторождений Западной Сибири, являющейся основным нефтедобывающим регионом России, первоначально были заложены принципы максимальной герметизации систем сбора и подготовки нефти. Это обеспечивало минимальные потери добываемой нефти при ее добыче, сборе и подготовке.
ПОТЕРИ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ СТРАНЫ
Е. ГЛОВАЦКИЙ, ОАО «Сибниинп»
Вначале 80-х гг. XX столетия при переходе нефтедобывающей отрасли на автоматизированный коммерческий учет в системе магистральных нефтепроводов обнаружился дисбаланс нефти, превышающий допустимые погрешности измерений из-за неучтенных потерь (примерно около 3 млн т в год). В результате Миннефтепром обязал нефтедобывающие предприятия организовать во всех пунктах сдачи-приемки двухчасовой отстой подготовленной нефти перед подачей ее на счетчики-расходомеры. Это решение положило конец идее герметизированного сбора и подготовки нефти. В герметичной схеме подготовки нефти между ступенью окончательного разга-зирования — концевой сепарационной установкой (КСУ) и узлом сдачи-приемки нефти образовался разрыв — открытые резервуары.
Получившие впоследствии название резервуаров динамического отстоя (или товарных резервуаров), они до настоящего времени являются основным источником технологических потерь нефти на промыслах.
В частности, при средневзвешенном нормативе технологических потерь по месторождениям Ханты-Манси йско-го автономного округа в 2003 г. 0,552 % потери от испарения из резервуаров составили около 1,1 млн т. В целом по Западной Сибири эта величина составляет более 1,5 млн т в год и включает только потери, предусмотренные действующими нормативными документами (РД 153-39-019-97 «Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации» и РД 153-39-018-97
«Инструкция по нормированию технологических потерь нефти на нефтегазодобывающих предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации»).
Количество разгазированной (товарной) нефти, получаемой из тонны пластовой, зависит от ее свойств и условий сепарации. Несовершенство процессов промыслового разгазирова-ния приводит к значительным потерям с газом сепарации легких нефтяных фракций, являющихся ценным сырьем для производства бензинов.
С одной стороны, эти потери (недобор жидких углеводородов) обусловлены уносом нефтяными газами бензиновых углеводородов, которые в процессе транспортирования газа конденсируются и теряются при продувке газопроводов. С другой стороны, недостаточное извлечение растворенных
проблемы отрасли
газообразных углеводородов в процессах промысловой сепарации нефти приводит к ее значительным потерям в результате испарения из резервуаров при хранении и транспортировке.
Несмотря на остроту проблемы, сегодня нет единого мнения о том, каким должно быть оптимальное распределение углеводородов в процессах промысловой сепарации нефти. Состав нефтяного газа в существующей практике не регламентируется; а по нефти единственным критерием отбора легких фракций является давление насыщенных паров (ДНП) товарной нефти. Введение данного критерия было обусловлено тем, что испаряемость нефти, а также вероятность возникновения кавитационных явлений в насосах при прочих одинаковых условиях могут быть косвенно оценены ДНП.
До 2002 г. в нефтегазодобывающей отрасли существовали три документа, регламентировавшие качество нефти, в том числе по ДНП: ГОСТ 9965-76 «Нефть. Степень подготовки для нефтеперерабатывающих предприятий. Технические условия», ТУ 39-1435-89 «Нефть для транспортирования потребителям. Технические условия», ТУ 39-1623-93 «Нефть российская, поставляемая для экспорта. Технические условия».
С июля 2002 г. вступил в силу новый ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия», автоматически отменивший действовавшие ранее регламентирующие документы.
В нем определено значение такого показателя качества, как давление насыщенных паров (ДНП) — не более 500 мм рт. ст. при температуре измерения 37,8о С по ГОСТ 1756-2000 «Нефтепродукты. Определение давления
насыщенных паров», тогда как ранее в соответствии с ТУ 39-1435-89 «Нефть для транспортирования потребителям» допускалось сдавать нефть в систему магистрального транспорта с ДНП до 500 мм рт. ст., измеренным при температуре сдачи.
Легкие нефти, как правило, могут быть подготовлены (обезвожены и обессолены) при сравнительно невысоких температурах порядка 20—25о С, а иногда и ниже. Их сдача может производиться при тех же температурах и измеряемое ДНП в этом случае не будет превышать 500 мм рт. ст.
С введением ГОСТа Р 51858-2002, когда ДНП стали измерять при температуре 37,8 С, все легкие и особо легкие нефти, подготавливаемые при пониженной температуре, попали в разряд некондиционных, т. к. их ДНП при этой температуре °С превышает 500 мм рт. ст.
Для того, чтобы выполнить требования ГОСТа Р 51858-2002 по ДНП нефтегазодобывающие предприятия вынуждены греть ее до 40—50° С, выпаривать легкие фракции, отправлять их на факел.
Эта проблема актуальна для большинства компаний, разрабатывающих месторождения на территории страны, нефти которых по качеству лучше, чем «Бренд» (в Тюменской области исключение составляют ОАО «Сургутнефтегаз» и ОАО «Юганскнефтегаз»).
Так, на Западно-Варьеганском месторождении компания ООО «Белые ночи» подготавливала нефть при температуре около 15о С и по существовавшим нормам получала хорошие показатели качества, в т. ч. по ДНП. С введением ГОСТа Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» нефть стала некондиционной. В настоящее время на
Западно-Варьеганском месторождении вынуждены ее греть до 45о С и сжигать на факеле около 3% добычи.
По экспертным оценкам, сегодня на месторождениях ХМАО в связи с ограничением в новом ГОСТе значения ДНП не более 500 мм рт. ст. при температуре 37,8о С в факелах ежегодно сжигается около 800 тыс. т наиболее ценных бензиновых фракций.
Подобная ситуация наблюдается и на предприятиях, расположенных на территории Ямало-Ненецкого автономного округа (ОАО «НК «Роснефть-Пур-нефтегаз», ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» и др.)
За рубежом такого показателя качества нефти, как ДНП, не существует. Цена нефти там определяется содержанием в ней светлых фракций. Чем больше легких (бензиновых) фракций, тем выше ДНП и соответственно цена.
Для разрешения этой проблемы Министерству промышленности и энергетики РФ, нефтедобывающим компаниям во взаимодействии с Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору (Госгортехнадзору РФ) и Министерством природных ресурсов РФ, при участии научно-исследовательских институтов необходимо:
■ пересмотреть требования ГОСТа Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» в части ограничений по ДНП. В мировой практике требований по ДНП не существует — чем выше ДНП, тем ценнее нефть;
■ разработать программу модернизации технологии подготовки и сдачи нефти по компаниям, исключающую использование основного источника потерь — резервуаров динамического отстоя.
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.