Анализ и оценка обоснований нормативов потерь углеводородного сырья при транспортировке углеводородного сырья и продуктов его переработ

1.

Анализ и оценка обоснований нормативов потерь
газа при транспортировке
трубопроводным транспортом
Июль, 2016 г.
Москва

2.

Расчетные величины технологических потерь природного газа при
транспортировке магистральным трубопроводом по дочерним обществам
ПАО "Газпром" в 2015 г.
1
№
Наименование дочернего общества
Объем транспортировки
природного газа в 2015 г.,
млн. м
Расчетные величины
технологических потерь
Доля дочернего общества
в суммарных потерях по
ПАО «Газпром»
3
%
млн. м3
%
1
ООО «Газпром Трансгаз Махачкала»
10 883,1
0,019
2,028
0,19%
2
ООО «Газпром Трансгаз Москва»
179 149,0
0,012
21,764
2,08%
3
ООО «Газпром Трансгаз Нижний Новгород»
211 099,0
0,275
581,206
55,63%
4
ООО «Газпром Трансгаз Екатеринбург»
81060,9
0,042
34,023
3,26%
5
ООО «Газпром Трансгаз Уфа»
100 000,0
0,016
15,684
1,50%
6
ООО «Газпром Трансгаз Югорск»
454 324,5
0,014
64,356
6,16%
7
ООО «Газпром Трансгаз Казань»
257 300,0
0,044
113,795
10,89%
8
ООО «Газпром Трансгаз Чайковский»
321978,0
0,009
29,179
2,79%
9
ООО «Газпром Трансгаз Санкт-Петербург»
150 643,0
0,013
19,642
1,88%
10
ООО «Газпром Трансгаз Сургут»
226 278,8
0,005
11,943
1,14%
11
ООО «Газпром Трансгаз Томск»
21 434,7
0,01
2,055
0,20%
12
ООО «Газпром Трансгаз Ухта»
182 400,0
0,028
50,627
4,85%
13
ООО «Газпром трансгаз Волгоград»
85 899,7
0,052
44,941
4,30%
14
ООО «Газпром трансгаз Ставрополь»
56 660,9
0,007
4,223
0,40%
15
ООО «Газпром трансгаз Самара»
77 754,4
0,006
4,595
0,44%
16
ООО «Газпром трансгаз Краснодар»
42 998,7
0,018
7,525
0,72%
17
ООО «Газпром трансгаз Саратов»
106160,7
0,035
37,241
3,56%
ИТОГО
2 566 025,4
0,041
1044,83

3.

Изменение относительных величин технологических потерь природного
газа при транспортировке магистральным трубопроводом в 2015 г. по
дочерним обществам ПАО "Газпром"
%
0,3
0,275
0,25
0,2
0,15
0,1
0,05
0
0,019
0,042
0,012
0,044
0,016 0,014
0,052
0,009 0,013
0,005 0,01
0,028
0,007 0,006 0,018
0,035
2

4.

Доля дочерних обществ ПАО «Газпром», в суммарных потерях, %
3
ООО «Газпром Трансгаз Махачкала»
0,44%
0,40%
0,20%
1,14%
4,30%
ООО «Газпром Трансгаз Москва»
0,72%
0,19%
2,08%
ООО «Газпром Трансгаз Нижний Новгород»
ООО «Газпром Трансгаз Екатеринбург»
3,56%
ООО «Газпром Трансгаз Уфа»
4,85%
1,88%
2,79%
ООО «Газпром Трансгаз Югорск»
ООО «Газпром Трансгаз Казань»
ООО «Газпром Трансгаз Чайковский»
10,89%
55,63%
ООО «Газпром Трансгаз Санкт-Петербург»
ООО «Газпром Трансгаз Сургут»
6,16%
ООО «Газпром Трансгаз Томск»
3,26%
ООО «Газпром Трансгаз Ухта»
ООО «Газпром трансгаз Волгоград»
1,50%
ООО «Газпром трансгаз Ставрополь»
ООО «Газпром трансгаз Самара»
ООО «Газпром трансгаз Краснодар»
ООО «Газпром трансгаз Саратов»

5.

Основные замечания по обоснованию нормативов технологических потерь
природного газа при транспортировке магистральным трубопроводом
4
Типовые ошибки
Замечания
1. В расчетные величины технологических потерь газа из
дренажей УСБ и импульсных линий отбора газа на
датчики давления и перепада давления ГРС и ГИС
неправомерно включены:
- объемы газа, стравливаемого из трубопровода от
крана на входе в замерную нитку и до крана на
выходе из нее
- объемы газа, расходуемого на удаление воздуха из
трубопровода на участке от крана на входе в
замерную нитку и до крана на выходе из нее
Количество газа, использованное при ревизии и замене
стандартного сужающего устройства (диафрагмы) на ГИС и
пунктах замера расхода газа, не обусловлено технологическими
особенностями процесса транспортировки газа и не может быть
отнесено к технологическим потерям.
2. В расчетах технологических потерь необоснованно
включены «потери», обусловленные погрешностью
средств измерения природного газа.
Законодательством Российской Федерации не предусмотрены
такие категории потерь, как «технологические потери, связанные
с погрешностью системы учета газа»
3. В расчетные величины технологических потерь
необоснованно включается количество газа,
использованного при ремонте или реконструкции
участков магистрального газопровода.
В «Методических рекомендациях по определению и
обоснованию технологических потерь природного газа при
транспортировке магистральным трубопроводным
транспортом», утвержденных Минэнерго России 09.07.2012,
указано, что количество природного газа, использованного при
производстве ремонтных и (или) восстановительных работ, в том
числе ремонт и реконструкция труб на линейных участках
магистрального газопровода, не может быть отнесено к
технологическим потерям.

6.

Основные замечания по обоснованию нормативов технологических потерь
природного газа при транспортировке магистральным трубопроводом
5
Типовые ошибки
4. В расчетные величины технологических потерь
включены потери газа при настройке
предохранительных клапанов.
5. Систематически не обосновываются:
- потери газа при эксплуатации силовых
пневмоприводов кранов и кранов - регуляторов КЦ
-потери газа при продувках аппаратов КЦ
- потери газа при эксплуатации КИП, систем автоматики
и телемеханики
- потери газа при эксплуатации силовых
пневмоприводов кранов, установленных на ЛЧ, ГРС, ГИС
Замечания
Количество
газа,
использованного
при
настройках
предохранительных
клапанов
КЦ
на
специально
оборудованных стендах в механических мастерских в
соответствии с графиком ППР, не могут быть отнесены к
технологическим потерям.
Необоснованные количества исключаются из расчетной
величины технологических потерь при транспортировке газа.

7.

Рекомендуемые мероприятия по сокращению технологических потерь
природного газа при транспортировке магистральным трубопроводом
6
Применение более совершенных технологий для откачки газа из
газопроводов до начала проведения ремонтно-восстановительных работ,
вместо стравливания этого газа в атмосферу (например, отечественных
поршневых дожимных компрессорных станций (ДКС мобильного типа)
Сокращение потерь газа при стравливании за счет его срабатывания
принимающей КС
Совершенствование процессов продувки пылеуловителей, сепараторов,
конденсатосборников с целью сокращения технологических потерь
природного газа, применение технологий замкнутого цикла (исключающих
стравливание газа в атмосферу при продувках).
Совершенствование и оптимизация режимов прокачки природного газа
Экономия пускового газа за счет корректировки алгоритма пуска

8.

Рекомендации по сокращению потерь при транспортировке нефти и нефтепродуктов
магистральным трубопроводом
10
Применение резервуаров с понтонами и плавающими крышами при сооружении новых и
реконструкции действующих резервуарных парков магистральных нефтепроводов.
Применение систем орошения и защитных экранов в резервуарных парках, расположенных в
регионах, входящих в III и IV климатические зоны.
Внедрение в резервуарных парках магистральных нефтепроводов:
- газоуравнительных систем (ГУС);
- газосборных систем на основе эластичных резервуаров в качестве газгольдеров для сбора
паровоздушной смеси;
- систем улавливания паров легких фракций нефтей на базе установок различных конструкций
(абсорбционных,
адсорбционных,
конденсационных,
компрессорных,
эжекционных,
комбинированных).
Совершенствование режимов перекачки
Внедрение «герметичных» насосных агрегатов, не требующих систем сбора утечек нефти, при
сооружении новых и реконструкции действующих нефтеперекачивающих станций (НПС)..