Качество сырой нефти: мониторить или не мониторить?

В июне текущего года АО «Самаранефтегаз», входящее в группу «Роснефти», поставило для транспортировки в систему «Дружба» нефть с превышением содержания хлорорганических соединений (ХОС): до 94 ppm при разрешённых 6 ppm. Идентифицировать поставщика удалось без проблем — НПС «Муханово», где обнаружили некондиционное сырьё, обслуживает только «Самаранефтегаз», сообщает ИА «Regnum».

Случившееся привело к тому, что ПАО «Транснефть» обратилось в правительство с предложением установить дополнительный трёхуровневый контроль качества нефти при сдаче в трубопроводную систему. Об этом заявил официальный представитель компании Игорь Дёмин.

«Предполагаемый объём с превышением содержания массовой доли органических хлоридов во фракции из-за сданной некондиционной нефти, поступившей в резервуарные парки и магистральные нефтепроводы ПАО «Транснефть», составляет 350 тысяч тонн», — сообщила тогда пресс-служба компании.

Принятые в срочном порядке меры  — работы по нормализации сырья. Иными словами, его разбавили качественной нефтью, чтобы довести концентрацию ХОС до нормы. После этого нефть обычным порядком пошла к потребителю.

Но этот случай был не единичным. В 2019 году «заражёнными» ХОС оказались 5 млн тонн сырья. Именно тогда «Транснефть» впервые объявила необходимой мерой ввести дополнительную линию контроля на  пути некачественной нефти в трубу.

Тогда, по инофрмации ИА «Regnum», обнаружить виновного не удалось, и выплату компенсаций пришлось взять на себя трубопроводной монополии.

«Для этих целей компания зарезервировала сперва 23 млрд рублей, затем эта сумма выросла до 26 млрд. Собственно, это и было главным доводом, почему «Транснефть» считает необходимым передать ей операционный контроль качества нефти — раз уж компания отвечает своими деньгами за  поставки некондиционного сырья, у неё должна быть возможность предотвращать такие поставки», — сообщается в материале.

Предпосылки ужесточить контроль за качеством сырой нефти

В 2019 году компания повысила контроль на участках, где это было возможно. Так, процедура проверки содержания ХОС, которую проводили раз в 10 дней, стала ежедневной. Именно эта мера, по словам экспертов, помогла оперативно отследить и оперативно локализовать попадание некондиционного сырья в июне этого года.

Ограничили и допуск специалистов «Транснефти» на ПСП сторонних грузоотправителей. Многие такие пункты обеспечены системой сливных эстакад с системой ёмкостей, предназначенных для приёма нефти с промысловых трубопроводов, с автомобильного и иных видов транспорта.

«Последнее позволяет недобросовестным грузоотправителям отправлять не только товарную нефть, но и тяжёлые остатки её переработки, а также иные химические продукты и реагенты. Деятельность таких ПСП непрозрачна и создаёт почву для проведения техопераций криминогенного характера», — пояснили в компании.

Согласно подсчётам специалистов, чтобы загрязнить миллионы тонн нефти, достаточно всего 200–300 тонн хлорсодержащего вещества. Однако такое количество «даже сейчас может легко попасть в систему в межконтрольный период и таким образом миновать действующие предохранительные линии», отмечается в материале ИА «Regnum».

В 2019–2020 годах компанией принят ряд мер:

• разработка концепции обеспечения операционного контроля за работой приёмо-сдаточных пунктов (ПСП) на приёме нефти в систему магистральных нефтепроводов (ООО «НИИ Транснефть»);
• разработка и реализация программы организации и проведения операционного контроля качества нефти на ПСП, принадлежащих «Транснефти»;
• внедрение в испытательных лабораториях единой лабораторной информационной системы (ЕЛИС), позволяющей исключить влияние человеческого фактора на результаты испытаний нефти и нефтепродуктов.

Инцидент июня 2021 года с попаданием в систему «Дружба» хлорорганических соединений заставил снова поднять вопрос о введении в России дополнительного операционного контроля качества нефти, поступающей от производителей в магистральные нефтепроводы ПАО «Транснефть».

Ещё одно предложение компании — модернизация системы мониторинга качества нефти на следующих принципах:

• анализ нескольких (наиболее важных) характеристик принимаемой нефти в реальном времени;
• разработка процедур маркировки каждой принимаемой партии нефти с привязкой к поставщику;
• разработка математических моделей оперирования смесями нефти с различными квалиметрическими характеристиками;
• цифровизация пунктов подготовки, приёма и сдачи нефти под форматы IoT (интернет вещей), предполагая в дальнейшем включения в такую сеть и маркеров нефти;
• разработка программного обеспечения для составления умных контрактов (smartcontracts) с поставщиками нефти;
• организация процедур страхования от таких рисков, как приём в систему МН загрязнённой нефти.

Подготовка товарной нефти и источники загрязнения

Подготовка товарной нефти — одна из важнейших технологических операций в нефтедобыче. Поступающая из недр продукция состоит из множества компонентов: помимо полезного продукта, в ней содержится вода, которую применяют для поддержания пластового давления, минеральные загрязнители и растворимые в воде и углеводородах примеси: соли, газы и другие. Перед отправкой конечному потребителю нефть проходит целый ряд этапов очистки: сепарацию, дегазацию, обессоливание, и на этом список не заканчивается.

Другие включения, такие как хлорорганика, могут добавлять в сырую нефть намеренно — для повышения нефтеотдачи пласта. Хлорсодержащие сольвенты могут использовать в процессе эксплуатации скважин для борьбы с отложениями парафина в скважине.

Кроме того, хлорорганические соединения трубопроводные компании и могут использовать для растворения накапливающихся в трубах наслоений и тяжёлого осадка на дне резервуаров для хранения нефти и очистки оборудования. В результате небольшие количества хлоридов могут смешиваться с нефтью.

«В нефти нежелательно высокое содержание воды, серосодержащих соединений, хлористых солей, механических примесей и хлорорганических соединений. Они осложняют подготовку и перекачку нефти, вызывая коррозию оборудования и  трубопроводов. Это ведет к их преждевременному износу, выходу из строя и провоцирует аварии. Кроме того, из-за повышенного содержания воды, помимо коррозионных процессов, в  трубопроводах при низких температурах могут образоваться ледяные пробки, это осложняет транспортировку нефти.

Серосодержащие соединения не  только увеличивают износ оборудования. Кроме того, нефтепродукты, в которых велико содержание серы, невозможно использовать в нефтехимическом синтезе. Различные виды солей при высоком содержании в нефти откладываются на внутренних поверхностях аппаратов.

Механические примеси при  транспорте углеводородов оказывают абразивное воздействие на внутренние стенки труб. Хлорорганические соединения под воздействием высоких температур разлагаются с выделением соляной кислоты.

Она приводит к  значительной коррозии внутренней поверхности трубопроводов и  оборудования нефтеперерабатывающих заводов. Поэтому чем меньше примесей в  добываемой из  скважин нефтяной эмульсии, тем выше ее качество», — прокомментировали в пресс-службе ПАО «Газпром нефть».

Какого качества должна быть нефть?

Анализ химического состава нефтепродуктов — неотъемлемый элемент всех этапов процесса нефтедобычи: от геологоразведки до сдачи нефти. Собственная химико-аналитическая лаборатория (ХАЛ) на  территории нефтепромысла обеспечивает круглосуточное оперативное получение данных.

Специалисты ХАЛ помогают нефтяникам контролировать и корректировать технологический процесс добычи нефти и подготовки заключений по качеству сырья при сдаче в систему трубопроводного транспорта. Оперативность и качество исследований — самое очевидное преимущество собственной лаборатории перед сторонними.

«В случае с «Мессояхой» передача образцов для анализа в другие лаборатории неосуществима в принципе — нефтепромысел находится в Ямальской автономии, значительную часть года на месторождение можно добраться только на вертолёте. Представить работу Восточно-Мессояхского нефтепромысла без собственной лаборатории в таких условиях невозможно», — пояснили в пресс-службе компании.

Обязательные требования к показателям качества нефти изложены в Техническом регламенте Евразийского экономического союза «О  безопасности нефти, подготовленной к  транспортировке и (или) использованию» (ТР ЕАЭС 045/2017).

Каждую партию нефти исследуют и выясняют количественные значения этих показателей, а они определяют класс нефти, тип, группу и вид. Это, в свою очередь, напрямую влияет на стоимость сырья.

«Согласно Техническому регламенту, контролю подлежат показатели состава: массовая доля сероводорода, метил- и этилмеркаптанов, хлористых солей, органических хлоридов во фракции, выкипающей до температуры 204 градуса, и показатель свойств — давление насыщенных паров. Все перечисленные параметры определяют качество и стоимость нефти, а также эксплуатационные свойства получаемых из неё нефтепродуктов.

Так, хлористые соли и органические хлориды затрудняют переработку нефти, способствуют коррозии нефтеперегонной аппаратуры, откладываются на стенках труб, уменьшая их пропускную способность. Меркаптаны в процессах переработки нефти, как и сероводород, вызывают коррозию оборудования, отравляют катализаторы и  обладают исключительно сильным специфическим, неприятным запахом. Их повышенное содержание в нефти и получаемом из неё моторном топливе вызывает образование нагаров, снижает детонационную стойкость и стабильность моторного топлива, повышает токсичность, усиливает коррозию, вызывающую износ двигателя.

Давление насыщенных паров (ДНП) характеризует испаряемость нефти, следовательно, безопасность её транспортировки и хранения, а также пусковые свойства топлива»,  — прокомментировала зав. лабораторией физических и химических методов метрологической аттестации стандартных образцов (лаб. 223) филиала ФГУП «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева», ученый хранитель государственного первичного эталона ГЭТ 176-2019, к. т. н. Алёна Собина.

Определение показателей состава нефти и нефтепродуктов осуществляют с помощью аналитических приборов различными методами  — спектрофотометрическим; рентгенофлуоресцентным; хроматографическим; титрованием потенциометрическим, кулонометрическим, объёмным и другими методами.

В Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений зарегистрированы средства измерений показателей состава и свойств как узкоспециального назначения для анализа нефти и  нефтепродуктов, так и  универсальные, которые могут использоваться для анализа широкого перечня объектов.

Для специализированных анализаторов, как правило, в ходе испытаний в целях утверждения типа устанавливаются метрологические характеристики для непосредственно измеряемого параметра, например, для поточных анализаторов серы в  нефти нормируется диапазон и погрешность измерений массовой доли серы.

Такие специализированные аналитические приборы обеспечивают прямые измерения, не требуют наличия аттестованных методик измерений и после проведения их поверки с положительным результатом могут применяться в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений (ГРОЕИ).

Для анализаторов универсального назначения (например, хроматографов, спектрофотометров, рентгенофлуоресцентных спектрометров) при испытаниях в  целях утверждения типа, как правило, нормируют характеристики погрешности выходного сигнала либо диапазон измерений и погрешность измерений только для выборочных компонентов, поэтому для их использования в сфере ГРОЕИ необходима аттестованная методика измерений, в которой установлены диапазон и погрешности конкретных измеряемых параметров для определенного перечня объектов.

На эту особенность применения аналитических приборов следует обратить внимание пользователям при выборе оборудования для решения задач по измерению содержания компонентов как в нефти и нефтепродуктах, так и в любых других объектах. Что касается средств измерений давления насыщенных паров — в основном это специализированные приборы, реализующие одну или несколько стандартизованных методик измерений, регламентированных отечественными или зарубежными стандартами (ГОСТ Р, ASTM, EN, IP).

Правильность результатов измерений, полученных с использованием приборов и методик измерений, контролируют с помощью стандартных образцов нефтепродуктов (или их имитаторов) с установленными значениями соответствующих параметров.

Загрязнение нефти — не специфическая российская проблема

Специалисты отрасли в США, которые провели анализ загрязнений, выявленных в 1980-е годы, отмечали, что нельзя исключать ситуаций, когда добавление хлорорганических веществ в сырую нефть может быть следствием намеренных действий с целью увеличить объём нефти для продажи или, в случае опасных веществ, чтобы избежать затрат на организацию их хранения на месторождениях.

Проблема эта отраслевая, поэтому аварии и инциденты с загрязнением нефти происходят по всему миру. Известные зарубежные прецеденты с нарушением качества нефти становятся дополнительным аргументом в пользу повышения операционного контроля у нас, в России.

В 1980-е годы серия случаев поставки по нефтепроводам загрязненной нефти на НПЗ в США, раскрытых в печати (TulsaTribune), привела к расследованию причин загрязнения и предложений по контролю за недопущением загрязне-ний.

Публикации утверждали, что переработка такой загрязнённой нефти увеличивает риски пожаров и взрывов на НПЗ, может привести к загрязнению окружающей среды. Отмечалось, что загрязнения могут быть вызваны разными причинами, а сами загрязняющие вещества как присутствовать в нефти по естественным причинам, так и быть неприродного происхождения, включая случайный или намеренный сброс отходов.

Поскольку на пути от месторождения до НПЗ нефть контролируют несколько сторон, выяснить, где и когда загрязняющие вещества могли попасть в транспортируемую нефть, сложно. Несмотря на то, что нефтяные компании периодически тестировали сырую нефть на отсутствие загрязнений, из-за большого числа точек входа, значительной потребности в персонале и связанных с этим финансовых затрат проверить получалось не всё.

Это был период до «сланцевой революции», когда значительная доля нефти, потребляемой в США, импортировалось в страну: большие потоки шли от импортных морских терминалов на внутренние НПЗ.
В 1980-е трубопроводные компании, как правило, тестировали не всю поступающую сырую нефть на наличие загрязнений (не нефтяной природы).

Например, the MidContinent Pipeline Company (MCPL) из штата Оклахома, владевшая только одним из  региональных магистральных нефтепроводов, управляла 11 основными точками входа, 210 автоматическими узлами передачи нефти (automaticcustodytransfer (ACT).

Такой узел ACT автоматически измеряет объём поступающей в нефтепровод сырой нефти и производит отборы представительных проб. Более того, у MCPL было примерно 2300 арендованных узлов доступа на участках добычи, через которые нефть попадала в  нефтепровод.

Сырую нефть, поступающую с  арендованных узлов и из хранилищ нефти, не анализировали регулярно на предмет выявления загрязняющих веществ, по крайней мере до тех пор, пока не возникли какие-то проблемы с нарушением согласованных параметров.

Сырая нефть попадала в магистральные нефтепроводы через узлы ACT во всех главных точках входа и выхода из трубопровода. На небольших узлах ACT, расположенных в точках присоединения нефтесборных сетей к магистральному нефтепроводу, вели периодический отбор контрольных проб и их хранение.

Собранные и  сохраненные пробы проходили дополнительную проверку в случае, если поступали жалобы от НПЗ или при выявлении других признаков загрязнения. Кроме того, периодически проводили анализ проб на случайным образом выбранных небольших узлах ACT, что позволяло контролировать качество транспортируемой нефти.

По результатам анализа было выявлено 40 случаев загрязнения нефти, из которых только 5  были упомянуты в публикациях Tulsa Tribune. В 3 случаях результатом стало повреждение оборудования НПЗ, в одном случае возник крупный пожар, ущерб от которого составил миллионы долларов.

В январе 2020 года Казахстан остановил экспорт нефти в Китай после выявленного загрязнения хлорорганическими соединениями и остановки приёма в магистральный нефтепровод национальной компании «КазТрансОйл» сырой нефти, поставляемой дочерней компанией китайской CNPC — «Актобемунайгаз». Анализ нефти в  системе «КазТрансОйл» выявил содержание хлорорганических соединений в 70–120 ppm.

Для покупателей подобные инциденты оборачиваются неполученным сырьём или рисками повреждения оборудования, для поставщиков — убытками и штрафами, для транспортных трубопроводных компаний — серьёзными имиджевыми потерями.

Алёна Собина, зав. лабораторией физических и химических методов метрологической аттестации стандартных образцов (лаб. 223) филиала ФГУП «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева», ученый хранитель государственного первичного эталона ГЭТ 176-2019, к. т. н.

«По состоянию на 1 сентября 2021 года в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений зарегистрировано более 250 типов стандартных образцов состава и свойств нефти и нефтепродуктов. Помимо показателей, регламентированных ТР ЕАЭС 045/2017, выпускаются стандартные образцы с аттестованными значениями массовой доли воды, парафинов, механических примесей, зольности, кислотности; температуры вспышки, кипения, застывания; плотности, кинематической вязкости и других.

Первые отечественные стандартные образцы ранга ГСО — государственные стандартные образцы (в настоящее время называются стандартными образцами утвержденных типов) — были разработаны более 30 лет назад (ГСО 5140-89/5143-89 массовой доли серы в нефти и нефтепродуктах). В 2021 году к середине третьего квартала уже утверждено 20 новых типов СО, что свидетельствует о высокой востребованности стандартных образцов состава и свойств нефти и нефтепродуктов и готовности производителей их выпускать».

Текст: Надежда Гесс