Н.И.Ханов. Роль метрологии в решении проблем нефтяного комплекса страны
Директор ГНМЦ "ВНИИМ им. Д.И. Менделеева"
Роль метрологии в решении проблем нефтяного комплекса страны
В программной статье, подготовленной Минэкономики РФ (А. Шаповальянц. "Большие проблемы большой нефти", Российская газета от 16 марта 2000г, N 52.), изложена разработанная Правительством РФ целостная концепция развития нефтяной отрасли, предусматривающая решение ряда ключевых проблем ТЭК. О содержании этих проблем можно судить по перечисленным в статье главным инструментам выведения нефтяной отрасли на передовые рубежи. К их числу отнесены преодоление финансовой дестабилизации и неплатежей, воспроизводство сырьевой базы, повышение научно-технического уровня, преодоление дефицита инвестиций, эффективная ценовая и налоговая политика, эффективное государственное регулирование.
К сожалению, в этом перечне отсутствует проблема совершенствования метрологического обеспечения отрасли, в частности и коммерческого учета нефти, самым непосредственным образом влияющая на решение этих задач. Это вытекает из роли измерений в процессах добычи, первичной переработки, транспортировки, переработки и реализации нефти и нефтепродуктов. При этом коммерческие расчеты осуществляются на основании показаний средств измерений различных параметров продукта (расход, объем, масса, плотность, вязкость, температура, содержание воды, минеральных солей и механических примесей и др.). Погрешности этих измерений приводят к тому, что из коммерческого учета выпадает значительная часть валового продукта отрасли. Оценим масштаб этих потерь. Погрешность измерений массы нефти и нефтепродуктов составляет 0,35-0,5 %. Так как коммерческий учет при движении нефти от промысла до реализации проводится неоднократно (до 20 раз), то суммарная погрешность учета количества нефти на протяжении всего цикла "добыча-реализация" может составить приблизительно (2-3) %.
Указанная погрешность, вне зависимости от ее знака, приводит к одинаково негативным последствиям для экономики страны. Если погрешность будет иметь знак "минус", произойдет фактическое повышение себестоимости и цены нефти и нефтепродуктов и увеличение энергетической составляющей себестоимости продукции. Если погрешность будет иметь знак "плюс", в распоряжении хозяйствующих субъектов окажется неучтенный запас нефти, который может использоваться для покрытия сверхнормативных потерь и хищений. Поэтому знак погрешности можно не учитывать и считать, что из валового продукта отрасли из-за погрешности измерений только одного параметра нефти и нефтепродуктов, а именно их массы выпадает до (2-3) % общего объема добычи нефти. Ликвидацией этих потерь можно существенно повысить уровень рентабельности нефтяных компаний. В расчете на год она составляет 6-9 млн. т. При средней стоимости нефти 150 долларов за тонну ликвидация этих потерь дает увеличение ВВП страны до 1,5 млрд. долларов США. Для сравнения: эта величина более чем в два раза превышает запасы (2-4 млн. т) недавно введенного в эксплуатацию Хвалынского месторождения на Северном Каспии [Известия, от 24 марта 2000 г., N 54].
Таким образом, совершенствование метрологического обеспечения нефтяного комплекса, обеспечивающее повышение точности коммерческого учета нефти и нефтепродуктов, является одним из наиболее эффективных направлений инвестирования в стране, дает отдачу в виде увеличения объема реализации нефти и сокращения ее себестоимости. Поэтому это направление должно найти свое место в концепции и программе развития нефтяной отрасли. При анализе основных проблем метрологического обеспечения учета количества и качества нефти и нефтепродуктов необходимо, прежде всего, отметить отсутствие современных средств контроля параметров технологических процессов при производстве нефти и нефтепродуктов и при продаже их за рубеж. Средства измерений советского производства, применяемые в отрасли, не отвечают современным техническим требованиям, приближаются к критическому уровню по степени износа и техническому состоянию. Это является одной из основных причин резкого снижения объемов переработки нефти. Сегодня коэффициент загрузки мощностей российских нефтеперегонных заводов (НПЗ) составляет около 60 %, а средняя глубина переработки нефти в 1999 году ≈ 67 % (в США около 90 %, на лучших НПЗ - до 98 %) [А. Шаповальянц. "Большие проблемы большой нефти", Российская газета от 16 марта 2000г, N 52.]. Низкий выход наиболее ценных продуктов переработки делает среднюю рыночную цену российской "корзины" нефтепродуктов ниже стоимости сырой нефти, создает дополнительные стимулы к экспорту именно сырой нефти, что усиливает зависимость нашей экономики от конъюнктуры цен на мировом рынке нефти.
Нормативная база, регламентирующая вопросы метрологического обеспечения учета нефти и нефтепродуктов, в основном сложилась в 70-80 годы. В настоящее время она включает два Закона РФ "Об обеспечении единства измерений" и "Об энергосбережении", около двадцати пяти государственных стандартов и рекомендаций по метрологии, и примерно столько же ведомственных инструкций, регламентирующих вопросы учета, приемки, поставки и транспортирования нефти и нефтепродуктов.
Одной из главных причин более низкой, чем за рубежом, точности измерений количества нефти и нефтепродуктов является недостаточная точность поверки и калибровки расходомеров узлов учета магистральных трубопроводов. Поэтому создание нового поколения государственных и рабочих эталонов для расходометрии является одной из наиболее актуальных задач метрологического обеспечения нефтяной отрасли.
Стоимость товарной нефти и нефтепродуктов существенно зависит от их качества, что обуславливает постоянно возрастающую потребность в надежных средствах контроля качества нефтепродуктов и бурный рост их производства в последние десятилетия. На мировой рынок вышли десятки фирм-производителей средств измерений и сотни их дилеров. И в России наблюдается интенсивное проникновение современных западных технологий измерений и постепенное оживление отечественных разработок и производства. Можно прогнозировать усиление этой тенденции в ближайшие годы.
Требования гибкости схем контроля и необходимости их адаптации к различным производственным условиям обусловили интенсивное развитие трех технических разновидностей контроля: лабораторного, поточного и оперативного. Практика западных нефтяных компаний показывает, что ни одно из этих направлений не является доминирующим. Оптимальная организация контроля основана на разумном сочетании и взаимодействии анализаторов трех указанных видов, исходя из технических и метрологических возможностей каждого вида, конкретной ситуации и финансовых возможностей компаний. Она заключается в следующем:
- товарный (коммерческий) и арбитражный контроль - традиционная область лабораторных измерений;
- поточный и оперативный контроль (мониторинг) с целью регулирования технологического процесса, предотвращения рисков ухудшения качества продукции при производстве, перевалке или транспортировке √ область применения мониторов.
В мировой практике цена нефти и нефтепродуктов, как правило, определяется с учетом результатов лабораторных измерений. Коммерческие споры по качеству продукции в арбитражных судах также разрешаются только на основании результатов арбитражных измерений, которые выполняются в аккредитованной измерительной лаборатории строго по признанным мировым сообществом методикам ISO, ASTM или DIN. Эти методики выполнения измерений (МВИ) практически идентичны, сличены и хорошо увязаны друг с другом, обеспечивают стандартизацию и тщательный контроль условий пробоотбора и контроль измерений по всей цепи контроля качества.
Лабораторный контроль обеспечивает проведение операций в хорошо контролируемых, управляемых условиях, с немедленной фиксацией и корректировкой любых отклонений. Такие условия крайне сложно создать при применении мониторов качества. С другой стороны, область разработки мониторов гораздо восприимчивее, по сравнению с более инерционной системой стандартов на методики лабораторных измерений, к новым научным результатам (принципы, технологии измерений, новые датчики, экстраполяция и моделирование, новые технические решения и т.д.). Поэтому вероятность появления технической и методической новинки в ней достаточно велика. При этом, естественно, они могут не соответствовать процедурам, регламентированным стандартизованными методиками, или работать в условиях, не соответствующих требованиям этих методик. Соответственно, вероятность отрыва результатов мониторинга от традиционной шкалы лабораторного контроля сравнительно высока. Поэтому для исключения "двойного счета" или "разных шкал" необходимо, чтобы приборы и МВИ, используемые при мониторинге, были аттестованы, а результаты мониторинга сличены с результатами лабораторных измерений того же показателя. При этом, результаты лабораторного контроля являются реперными: отличие от них сверх допустимого норматива свидетельствует о непорядке в системе мониторинга. Этот принцип обеспечения единства измерений, как правило, соблюдается - фирмы-производители приборов для мониторинга в техдокументации приводят графики и таблицы с результатами таких сличений.
В условиях бурного развития техники измерений показателей качества нефти и нефтепродуктов особую актуальность приобретает задача обеспечения их точности и достоверности. Прежде всего это относится к товарной нефти - основному продукту экспорта отечественной нефтяной промышленности. Важнейшими коммерческими показателями качества товарной нефти являются: плотность, содержание воды, хлористых солей, серы, механических примесей. Кроме того, определяются технологические показатели качества: давление насыщенных паров, вязкость, содержание парафинов. Средний уровень точности измерений в отечественной нефтяной промышленности определяется следующими погрешностями измерений (без учета погрешности отбора и доставки проб, доходящей до 30 %): плотности до 0,25 %; вязкости до 1 %; давления насыщенных паров до 5 %; содержания воды до 15 %, хлористых солей до 12 %, серы ≈ 5 %, механических примесей до 20 %.
Основным недостатком в этой области измерений является несоответствие отечественных МВИ требованиям международных стандартов. Это приводит к двойному счету при коммерческом учете, тормозит развитие добычи нефти на основах раздела продукции. Поэтому между результатами измерений по российским и международным МВИ могут наблюдаться весьма значительные расхождения, т.к. многие МВИ системы ГОСТ Р основаны на устаревших измерительных технологиях. Поскольку отечественная приборостроительная промышленность в настоящее время не может обеспечить потребности отрасли в автоматических анализаторах мирового уровня, российские предприятия интенсивно используют импортную аналитическую технику, в том числе в качестве инструментального обеспечения требований ГОСТ Р. Отказываться от импортной измерительной техники под предлогом ее несоответствия ГОСТ Р нельзя, так как тогда контроль качества нефти и нефтепродуктов в России будет отброшен по техническому уровню далеко в прошлое. Из этого следует необходимость проведения сличений МВИ этих систем измерений с целью выявления их значимых различий и переработки системы МВИ по ГОСТ Р с целью ее гармонизации с международными системами.
Таким образом, основная проблема в области контроля качества нефти и нефтепродуктов заключается в необходимости гармонизации отечественной системы измерений с международной. Эта задача в настоящее время решается лишь частично. Поэтому это направление также должно найти свое место в концепции и программе развития нефтяной отрасли.
Опубликовано: 02.05.2007, изменено: 02.05.2007
/ ⌂ / Публикации / Н.И.Ханов. Роль метрологии в решении проблем нефтяного комплекса страны /
