9 СВОЙСТВА ПЛАСТОВОЙ И ДЕГАЗИРОВАННОЙ НЕФТИ __________ МЕСТОРОЖДЕНИЕ, ПЛАСТ __________, ЗАЛЕЖЬ _________ N п/п Параметр Диапазон значений Среднее значение Свойства пластовой нефти 1 Количество исследованных глубинных проб (скважин): 2 Давление пластовое, МПа 3 Температура пластовая, °C 4 Давление насыщения пластовой нефти, МПа 5 Газосодержание (стандартная сепарация), м3/т 6 Газосодержание при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании в рабочих условиях, м3/т 7 Плотность нефти в условиях пласта, кг/м3 8 Вязкость нефти в условиях пласта, мПа · с 9 Коэффициент сжимаемости пластовой нефти, 1/МПа · 10-4 10 Плотность выделившегося газа в стандартных условиях, кг/м3 - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании 11 Плотность нефти в стандартных условиях, кг/м3 - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании 12 Пересчетный коэффициент, доли ед. Свойства дегазированной нефти 13 Количество исследованных поверхностных проб (скважин) 14 Плотность дегазированной нефти, кг/м3 15 Вязкость дегазированной нефти, мПа · с - при 20 °C - при 50 °C
паспорта и технические характеристики используемого оборудования при отборе проб. Технологические потери природного газа при отборе проб для аналитического контроля Пг.пр, м3, определяют по формуле: где, Xг.прод - мольная доля добываемой продукции в отбираемом газе; Пг.оп - потери природного газа при периодическом отборе проб для разовых (лабораторных) анализов газового потока, м3, рассчитывают по формуле: где, Vпр - геометрический объем пробоотборника, м3; Pпр - давление в пробоотборнике, МПа; Tпр - температура в пробоотборнике, К; Zпр - коэффициент сжимаемости при Pпр и Tпр соответственно; b - кратность продувки, т.е. отношение объема (при условии отбора) газа, выпущенного в атмосферу при продувке линии и пробоотборника, к объему пробоотборника (кратность продувки при отборе проб газа принимают равной b = 30); ni - количество анализов i-ого вида в расчетном периоде согласно графику аналитического контроля. Пг.пот - потери природного газа при непрерывной работе i-ого прибора на потоке, м3/час, определяемые по паспортным данным завода-изготовителя; - планируемое время работы i-го
ст. (101325 Н/м2), влажность равна 0. Согласно Методике, измерения объема газа, приведенного к стандартным условиям, выполняют измерением объема газа при рабочих условиях с помощью турбинных, ротационных или вихревых счетчиков и приведением его к стандартным условиям по формуле, указанной в пункте 5.1 Методики, которая содержит такие параметры, как объем газа в рабочих условиях, плотность газа при стандартных и рабочих условиях, давление газа при стандартных и рабочих условиях, термодинамическая температура газа при стандартных и рабочих условиях, коэффициент сжимаемости газа. Данная Методика не противоречит пункту 1 статьи 5 Закона об обеспечении единства измерений. Этой Методикой определение объема газа прямым измерением не предусмотрено. В деле имеется акт обследования газопотребляющего оборудования, установленного по адресу: г. Саратов, ул. Степана Разина, д. 2, от 17.09.2010, составленный представителем ООО "Саратовская газовая компания" и генеральным директором ООО "Фирма Доктора Маклея" (по объяснениям заявителя - дочерней фирмой ЗАО "Медупак"), которым установлено отсутствие узла учета газа, соответствующего Правилам учета газа. В
в первом случае рекомендуется использовать формулы: эпсилон = km ро/мю и хи = k/мю(к x бета + бета ), пор ж с где: эпсилон - водопроводимость, кв. м/сут.; хи - пьезопроводность, кв. м/сут.; k - проницаемость, кв. мкм; m - средняя эффективная толщина пласта (комплекса), м; ро - плотность воды, кг/куб. м; мю - вязкость воды в пластовых условиях, МПа x С; к - пористость коллектора, доли единиц; пор бета и бета - соответственно коэффициенты сжимаемости ж с -1 пластовой воды и породы, МПа . Полученные значения водопроводимости и пьезопроводности расчетным способом и по данным гидродинамических исследований сравниваются. При расхождении между ними в допустимых пределах предпочтение отдается расчетным данным, определенным с использованием комплекса ГИС, как наиболее представительным и многочисленным (табл. 19, 20). 8.2. Задачи и методы гидродинамических расчетов при проектировании разработки подземных водоносных горизонтов Гидродинамические расчеты - важнейший элемент технологической схемы разработки водоносных пластов. Основными задачами этих расчетов являются: определение
характеристика пород-покрышек (вещественный состав, пористость, проницаемость и др.); - начальные значения нефтегазонасыщенностей пород-коллекторов, характер их изменения по площади и разрезу продуктивных пластов; - значения начальных пластовых давлений и температур всех продуктивных пластов; - гидрогеологические условия и режимы залежей, геокриологические условия месторождения и прилежащих районов (при разведке в районах распространения многолетнемерзлых пород); - физико-химические свойства пластовой нефти по данным контактного и дифференциального разгазирования до стандартных условий (давление насыщения нефти газом, газосодержание, плотность, вязкость, объемный коэффициент и сжимаемость в пластовых условиях, коэффициент усадки); - физико-химические свойства нефти, разгазированной до стандартных условий (плотность, кинематическая вязкость, молекулярная масса, температуры начала кипения и начала застывания, температура насыщения нефти парафином, процентное содержание парафинов, асфальтенов, селикагелевых смол, серы, фракционный и компонентный составы); - физико-химические свойства газа в стандартных условиях (компонентный состав, плотность по воздуху, сжимаемость); - физико-химические свойства конденсата (усадка сырого конденсата, количество газа дегазации, плотность, молекулярная масса, начало и конец кипения стабильного конденсата, компонентный и
рабочих условиях с помощью турбинных, ротационных или вихревых счетчиков и приведением его к стандартным условиям по формуле: PTc Vc = V--------, PcTK где V – объем газа в рабочих условиях, м³; Рс и Р – давление газа при стандартных и рабочих условиях, МПа (при этом Р = Ри + Рб, где Ри – избыточное давление, Рб – атмосферное (барометрическое) давление); Тс и Т – термодинамическая температура газа при стандартных и рабочих условиях; К – коэффициент сжимаемости газа. Суд первой инстанции пришел к выводу, что произведенный истцом расчет объема газа соответствует названной формуле. Согласно представленным в материалы дела актам проверки, составленным совместно с представителями ответчика, рабочий объем газа (V), потребленного ответчиком в спорном периоде, составляет 32 375 м³ (разница показаний счетчика); рабочее избыточное давление газа (Ри) составляет 2,8 кгс/см²; коэффициент сжимаемости (К) не менее 0,99. В ГОСТ приведены такие показатели как температура газа при стандартных условиях (Тс) 293,12 °К и давление
единства измерений (ГСИ). Объем природного газа. Общие требования к методикам измерений». Глава 1 (область применения) указанного ГОСТ предусматривает, что «Настоящий стандарт распространяется на методики измерений объема природного газа (далее - газ), соответствующего требованиям ГОСТ 5542 и приведенного к стандартным условиям по ГОСТ 2939, и устанавливает общие требования к методикам измерений объема природного газа». В пункте 4.1. ГОСТ Р 8.741-2011 указаны условные обозначения величин, содержащиеся в тексте: Таблица 1 Обозначение Наименование величины Единица величины K Коэффициент сжимаемости газа 1 M Масса газа кг P Абсолютное давление газа Па Ра Атмосферное давление Па ри Избыточное давление газа Па dv Объемный расход газа при рабочих условиях куб.м/с dm Массвый расход газа кг/с dc Объемный расход газа, приведенный с стандартным условиям куб.м/с t Температура газа с T Абсолютная (термодинамическая) температура газа К V Объем газа куб.м. р Плотность газа Кг/куб.м. г Время с Текст ГОСТ Р 8.741-2011 не содержит такую величину при измерении объема
(корректоры или вычислители). Кроме того, в состав УУГ, применяемых юридическими лицами, входят измерительные трубопроводы, вспомогательные и дополнительные устройства (фильтры, пробоотборники, блоки питания, устройства подготовки потока). Параметры газа - это величины, характеризующие его состояние, физико-химические свойства газа, теплофизические характеристики: 1) параметры состояния (пункт 3.4.3 ГОСТ 8.611-2013): давление, температура газа; 2) физико-химические параметры газа (пункт 3.4.5 ГОСТ 8.611-2013): компонентный состав газа, плотность газа при стандартных условиях; 3) теплофизические характеристики (пункт 3.4.4 ГОСТ 8.611-2013): вязкость, фактор и коэффициент сжимаемости . Суды двух инстанций акцентировали внимание на том, что если у граждан объем потребленного газа определяется только одним прибором учета - счетчиком газа, то у юридических лиц помимо счетчика газа в УУГ входят и другие средства измерений параметров (давления, температуры, обработки информации и т.д.), а также вспомогательные и дополнительные устройства, в связи с чем УУГ у юридических лиц - это сложный комплекс средств измерений параметров и количества газа. На основе анализа вышеприведенных нормативных документов
единства измерений (ГСИ). Объем природного газа. Общие требования к методикам измерений». Глава 1 (область применения) указанного ГОСТ предусматривает, что «Настоящий стандарт распространяется на методики измерений объема природного газа (далее - газ), соответствующего требованиям ГОСТ 5542 и приведенного к стандартным условиям по ГОСТ 2939, и устанавливает общие требования к методикам измерений объема природного газа». В пункте 4.1. ГОСТ Р 8.741-2011 указаны условные обозначения величин, содержащиеся в тексте: Таблица 1 Обозначение Наименование величины Единица величины К Коэффициент сжимаемости газа 1 М Масса газа кг Р Абсолютное давление газа Па Ра Атмосферное давление Па ри Избыточное давление газа Па qv Объемный расход газа при рабочих условиях м3/с qm Массовый расход газа кг/с qc Объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям м3/с t Температура газа °с T Абсолютная (термодинамическая) температура газа К V Объем газа м3 p Плотность газа кг/м3 г Время с Как следует, текст ГОСТ Р 8.741-2011 не содержит такую величину при
требований отказано. Постановлением Девятнадцатого арбитражного апелляционного суда от 25.12.2020 решение Арбитражного суда Воронежской области от 09.10.2020 по настоящему делу отменено, исковые требования ООО «Дорхан-столица» удовлетворены. Суд апелляционной инстанции обязал ООО «Газпром межрегионгаз Воронеж» произвести перерасчет потребленного ООО «Дорхан-столица» объема и стоимости газа за октябрь 2019 года исходя из требований ГОСТ Р 8.740-2011. раздела 6.3, по формулам 6.14 и 6.15, используя данные прибора учета и подстановочные значения (максимально высокое давление и максимально низкую температуру) и коэффициент сжимаемости газа согласно паспорта качества за октябрь 2019 года. На основании платежного поручения №2357 от 24.03.2021 ООО «Газпром межрегионгаз Воронеж» перечислило ООО «Дорхан-столица» 9 542 073,48 руб. Постановлением Арбитражного суда Центрального округа от 22.04.2021 №Ф10-1089/2021 по делу №А14-1014/2020 решение Арбитражного суда Воронежской области от 08.06.2020 и постановление Девятнадцатого арбитражного апелляционного суда от 25.12.2020 по делу №А14-1014/2020 отменены, ООО «Дорхан-столица» в удовлетворении требований отказано. Ссылаясь на то, что удержание денежных средств в размере 9 542 073,48
чего, период несанкционированного отбора газа рассчитан согласно «Методическим рекомендациям..» как 60 суток, т.е. с даты выявления нарушения до предыдущей проверки объекта. При определении объема незаконно отобранного в вышеуказанный период газа за основу взята часовая пропускная способность трубы диаметром 15мм, (диаметр отверстия в стенке магистрального газопровода на месте незаконной врезки шарового крана равен 15 мм), рассчитанная по специальной формуле с учетом физико-химических и теплофизических параметров газа (давление в газопроводе в месте отбора газа, температура, плотность, коэффициент сжимаемости газа и т.д.). По результатам данного расчета пропускная способность отверстия диаметром 15 мм за 1 час составила - 292 куб. м., что и взято за основу при определении объема незаконно отобранного газа за весь период, т.е. за 60 суток с учетом круглосуточного его отбора. В результате общий объем незаконно отобранного газа за весь период составил 420 480 куб. м. (292,0кубм. *24 часа * 60 суток = 420 480 куб. м.), на общую сумму -
счетчика газа BK-G 6T, невозможно правильно определить количество полученного газа. Не приведение объема (количества), прошедшего через него газа в рабочем состоянии к условиям, установленным ГОСТ 2939-63, противоречит положениям действующего законодательства. Объем потребленного газа с рабочим давлением и рабочей температурой можно привести к стандартным условиям по формуле: pTc, Vc = V pcTK, где: V – объем газа в рабочих условиях, куб.м.; рс и р – давление газа при стандартных и рабочих условиях, МПа; К – коэффициент сжимаемости газа. Но, в связи с тем, что данный счетчик сам приводит к стандартным условиям по температуре из вышеуказанной формулы нужно исключить Тс и Т (ст. и факт. Температура): Vc = (V х Р) : (Рс :К), где Vc-объем газа в стандартных условиях V - объем газа в рабочих условиях, м3; рс и р - давление газа при стандартных и рабочих условиях, МПа; К - коэффициент сжимаемости газа. Для приведения объема потребленного газа, прошедшего через
3.4.10). Согласно Методике, измерение объема газа, приведенного к стандартным условиям, выполняют измерением объема газа при рабочих условиях с помощью турбинных, ротационных или вихревых расходомеров и счетчиков и приведением его к стандартным условиям по формулам, указанным в п.п. 6.3.2, 6.3.3, 6.3.4, 6.3.5 Методики, которые содержат такие параметры, как объем газа в рабочих условиях, плотность газа при стандартных и рабочих условиях, давление газа при стандартных и рабочих условиях, термодинамическая температура газа при стандартных и рабочих условиях, коэффициент сжимаемости газа. Таким образом, для приведения объемного расхода и объема газа при рабочих условиях к стандартным условиям используют теплофизические характеристики и физико-химические параметры газа, перечень которых установлен в зависимости от выбранного метода приведения (п. 6.1 Методики). В п. 9.1.3 Методики указано, что для обработки результатов измерений применяют корректоры, вычислители или ИВК. Средства обработки результатов измерений должны в зависимости от применяемого метода пересчета преобразовывать выходные сигналы основных СИ, автоматически определять объемный расход и/или объем газа, приведенный
