Энергаз2
Аналитика - Нефть и Газ

Учет и контроль продукции скважин


16.11.09 16:36
Учет и контроль продукции скважин Учет количества добытого сырья и его последующий контроль – одна из самых важных задач, решаемая на всех этапах добычи и реализации углеводородов. От точности измерения продукции скважин зависят и налоги, и прибыли практически всех компаний, работающих нефтегазовой отрасли.

Учет на нефтяной скважине

Измерить количество нефти по отдельной скважине (в отличие от выхода с лицензионного участка, где измеряются однородные товарные потоки углеводородов) достаточно сложно. Вызвано это неоднородностью извлекаемого сырья - в его составе содержится как нефть, так и пластовая вода, газ, различные химические и механические примеси, причем этот состав изменяется во времени. Усложняет учет территориальная разбросанность и большое количество объектов измерения. Но если последнюю проблему можно решить с помощью современных систем сбора и передачи информации, то задача измерения многофазных сред так до конца и не решена - погрешность между суммарным учетом добычи по скважинам и коммерческим учетом добычи по лицензионному участку существует всегда.

Для измерения газоводонефтяной смеси по отдельной скважине применяются бессепарационные и сепарационные методы.

1. В бессепарационных используются установки: 1а) мультифазные - позволяют непосредственно определять расходы нефти, воды и нефтяного газа в потоке; 1б) мультифазные парциальные - разделяют смесь с помощью мини-сепараторов на нефтяной газ, нефть и воду, затем измеряют их расход непосредственно в потоке.

1.jpg
Фрагмент АГЗУ «Спутник» (фото ЗАО «Нижневартовскремсервис»)

2. Сепарационные методы основаны на разделении в сепараторе смеси, поступающей из скважины, на нефтяной газ и жидкость. Объемный расход нефтяного газа измеряют счетчиком газа, и его значение приводят к стандартным условиям. Жидкость накапливают в емкости, а время накопления фиксируют, чтобы потом вычислить суточный дебит скважины по массе.

2а. Метод с отстоем воды – жидкость выдерживают в емкости до расслоения на пластовую воду и нефть. Затем воду и нефть сливают отдельно, измеряя их массы прямым методом динамических измерений;

2б. Прямое измерение - массу жидкости в емкости измеряют прямым методом статических измерений или прямым методом динамических измерений при сливе. С помощью влагомера при сливе или в лаборатории по отобранной пробе измеряют содержание воды в сырой нефти, затем вычисляют их массы;

2в. Косвенный метод динамических измерений - объем жидкости измеряют с помощью счетчика объема при сливе. С помощью влагомера при сливе или в лаборатории по отобранной пробе измеряют содержание воды в сырой нефти. Плотность нефти и воды определяют в лаборатории по отобранной пробе, затем вычисляют их массы с поправками на температуру и давление;

2г. Гидростатический - массу жидкости определяют косвенным методом, для чего измеряют ее гидростатическое давление и объем с помощью мер вместимости. Влагомером при сливе или в лаборатории по отобранной пробе измеряют содержание воды в сырой нефти, затем вычисляют их массы.

Наиболее точным считается метод с отстоем воды, однако он же самый дорогостоящий и трудоемкий, и его применение в широких масштабах, особенно при большом количестве скважин и их разбросанности, требует огромных затрат. Поэтому метод 2а чаще всего применяется на объектах подготовки нефти.

7a.jpg
Базовая лаборатория метрологии (БЛМ),
входящая в состав Центральной базы производственного обслуживания
по прокату и ремонту нефтепромысловой спецтехники
и навесного оборудования
ОАО «Сургутнефтегаз» (ЦБПО ПРНСиНО)

У нефтедобытчиков же широкое распространение получили установки, реализованные по методу 2в. Это так называемые «автоматизированные групповые замерные установки» - АГЗУ «Спутник» различных модификаций. По оценкам, данными замерными установками в России оснащено порядка 90% всего фонда добывающих скважин. Недостаток метода в том, что емкость сепаратора для отделения газа от жидкости невелика, поэтому свободный газ полностью не отделяется. А это существенно влияет на точность измерения по жидкости, так как измерение производится в объемных единицах с последующим пересчетом в массовые.

В последние годы начали появляться установки, выполненные по принципу 2г. Они лишены недостатка АГЗУ «Спутник», но имеют свои, поскольку измерение производится на основании косвенных параметров с последующим вычислением массы продукта. Например, АГЗУ «Электрон-400» и -1500, основанные на гидростатическом принципе, выпускает ОАО «Опытный завод «Электрон» (Тюмень).

Однако наиболее привлекательны сейчас установки на методе прямого измерения (2б), и в связи с развитием и совершенствованием массомеров, снижением их стоимости они закономерно получают все более широкое распространение. (При любом способе измерений есть и проблемы с учетом попутного газа.)

«Спутник» должен пройти второе рождение, другого выхода нет, поскольку он измеряет жидкости по объему, газ же вообще нельзя измерить, - полагает Владимир Сухарев, главный метролог ОАО «Сургутнефтегаз», академик Академии метрологии и стандартизации РФ. - Поэтому мы применили свой подход к измерению нефти – на базе массомеров и поточного влагомера. Кориолисов метод выдает значение плотности как газовой, так и жидкостной среды, то есть это контроль сепарации – что принципиально важно, поскольку «Спутник» обрабатывает продукт из нескольких скважин, из разных пластов и с разной температурой. Увидеть повторяемость, когда прием жидкости переходит с одной скважины на другую, отследить колебания плотности в сепараторе ранее никогда не удавалось. Стало возможно также диагностировать отказы клапанов. Кроме того, когда количество средств измерений превысило некую критическую массу, четырехгодичный межповерочный интервал стал одним из условий для нормального функционирования «Спутника», иначе затраты на обслуживание обнулят прибыль от автоматизации средства измерений.

Кориолисов метод дает отсутствие механики, и как следствие, отсутствие ремонта, практически никакого сервиса, минимальные затраты – это то, что нужно нефтяникам. Можно использовать и что-то более простое, но затем на техническое обслуживание потратить очень большие деньги. На сегодняшний день нами эксплуатируется сотни таких установок, и пока не поступало заявок ни на ремонт, ни на сервис. Ориентировались на модели MicroMotion серии F – хотелось, чтобы все было однотипным. Что касается вибрации газового трубопровода, от которой страдает измерительная петля кориолисова датчика, то нами проводилось много экспериментов с целью ее гашения – и в конечном счете пришли к тому, чтобы устанавливать бандаж для гашения колебаний трубы.

Что осталось на скважинном «Спутнике», так это плохая сепарация. Понятно, что добиться полной сепарации при 10 атм. невозможно, остается в больших количествах растворенный газ, появляется жидкая фаза в виде паров на газовой измерительной части «Спутника». Все это можно учесть с помощью программных средств, сделать оценку по плотности жидкости и газа, что и проделали наши молодые специалисты, переработав программу обработки измерений. Действительно, пора уходить от ручных замеров обводненности нефти по скважине. Огромное количество скважин требуют огромных затрат на транспортные расходы по отбору проб и лабораторные анализы.

Я твердый сторонник учета по массе поточными методами, поскольку масса флюида неизменна на всем пути от скважины через сепаратор и далее, и может эффективно фиксироваться в балансе предприятия.

Если говорить об учете крупных потоков продукта на товарном парке, то мы пришли к выводу о целесообразности использования ультразвукового метода измерения расхода нефти. Главное, никакой механики и отсутствие потери давления на расходомере, всё это энергосбережения на транспортировку. Прогресс будет снижать цену таких расходомеров, это объективно – в них нет ничего сложного, только излучатель и одноплатный контроллер».

8.jpg
Массовый расходомер нефтяного попутного
и факельного газа Flowsic 100/600 Ex
(фото НПП «КуйбышевТелеком»)

Российские компании-разработчики постоянно совершенствуют аппаратные средства учета сырья. Например, компанией «Прайм Груп» создан ядерно-магнитный расходомер для многофазной среды. Специалистами ЗАО «Нижневартоскремсервис» спроектирована автоматизированная групповая трехфазная замерная установка (АГТЗУ), непрерывно замеряющая объем продукции сосудом калиброванного объема без использования преобразователей сигналов, которые вносят существенные ошибки в измерения. Появляются и другие перспективные новинки.

«Национальный стандарт РФ - ГОСТ Р 8.615-2005* ГСИ. «Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования» (пункт 6 этого акта: «Требования к измерениям количества сырой нефти и нефтяного газа по отдельной скважине») показал всю серьезность подхода государства к учету углеводородов, - считает Алексей Смирнов, главный инженер ЗАО «Нижневартоскремсервис». - Оперативный замер добываемой жидкости по трем параметрам (вода, нефть, газ) с погрешностью согласно ГОСТ возможен, но конструкции многих трехфазников технически и морально устарели. Отсюда и большая погрешность, и сложность вывода на замер, и низкое качество массово-кориолисовых, гидростатических (всегда пересчетных) методик замера, но самое главное - плохое качество сепарации до замера.

Если оборудовать скважину качественным сепаратором, то неважно, какими замерными счетчиками его оснастить - по воде, нефти или газу, российскими или зарубежными (отбирать их нужно селективно с привязкой к конкретным месторождениям, с учетом обводненности, расхода и газового фактора). Вопрос в том, готовы ли нефтяники переоснащать кусты скважин новыми АГЗУ? Ведь скважин в России не один десяток тысяч».

5.jpg
Газовый расходомер MicroMotion 3711
(фото «Emerson Process Management»)

Однако проблема состоит не только в качестве сепараторов - никто не считал, сколько замерных устройств потребуется заменить, сколько и в какие сроки смогут поставить российские заводы, а также сколько средств на это потребуется. Ведь по приблизительным оценкам, замена только одной ГЗУ может обойтись в 5-10 млн руб.

«Система измерения количества и качества сырой нефти (СИКНС) может применяться как на замерных установках, так и при подготовке к перекачке нефти, - рассказывает Владимир Чурсин, директор проекта компании «ЭлеСи» (Томск). – Система построена на базе первичных преобразователей – массомеров и используется для учета сырой нефти. Функционально СИКНС делится на три основных блока. Блок фильтров предназначен для очистки рабочей среды от механических примесей. Степень загрязненности контролируется с помощью измерения перепада давления на фильтрах. Далее, отдельный блок определяет качество проходящей через СИКНС нефти и представлен поточным плотномером, поточным влагомером и автоматической системой отбора нефти. С помощью этой системы раз в сутки отбирается объединенная проба нефти, которая передается в химико-аналитическую лабораторию для проведения анализа и определения наличия в ней свободного и растворенного газа, механических примесей и хлористых солей, которые составляют массу балласта. Наконец, блок измерительных линий измеряет количество нефти прямым методом, он выполнен с разделением на основную и резервно-контрольную линии.

В России работает достаточно много производителей подобных систем, которые выпускают ее из различных комплектующих в зависимости от физико-химических характеристик продукта – главное, соблюсти требования Нормативной документации (ГОСТ МИ РД), касающиеся погрешности измерений массы нефти сырой. Такие системы должны устанавливаться на выходе с лицензионных участков нефтедобывающих компаний. Также аналогичные системы работают на установках предварительного сброса воды (УПСВ), установках подготовки нефти (УПН). При проведении учета товарной нефти устанавливаются системы измерения количества и показателей качества нефти, но с более жесткими требованиями к последним».

Все наиболее широко применяемые установки и системы монтируются на объектах стационарно. Национальный стандарт допускает применение измерительных установок, выполненных по любому принципу действия, единственное условие - чтобы они были сертифицированы как средство измерения и внесены в Государственный реестр средств измерений в соответствии с правилами по метрологии. Значит, установки должны проходить периодический контроль и поверку метрологических характеристик.

«Непонятно во всем этом то, что нефть добываем в тоннах, а продаем в баррелях, - замечает Борис Королев, генеральный директор ЗАО «Синтезморнефтегаз» (Москва). - Наверное, это кому-то выгодно».

2.jpg
Фонтанная арматура
на скважине Новоуренгойского газоконденсатного месторождения,
Ачимовский газоконденсатный пласт.
Добыча ведется на глубине 4 км
(фото ЗАО «Роспан Интернешнл»)

Учет на газовых месторождениях

Добыча газа не требует серьезных энергозатрат - способ практически везде фонтанный. Как и на нефтяных скважинах, на газовых также применяются объемные расходомеры (турбинные, роторные, ультразвуковые). Суммарная погрешность по массе складывается из погрешностей расходомера, плотномера, вискозиметра, датчиков давления и температуры на измерительных линиях, в блоке качества и контроллере, обеспечивающем обработку сигналов названных средств измерения и вычисление массового расхода. Для того, чтобы уложиться в нормируемую ГОСТ 26976-86 погрешность по массе брутто 0,25%, зачастую приходится прибегать к искусственным методам - например, уменьшению рабочего диапазона измерения объемного счетчика. Следовательно, в сфере добычи газа также назрела необходимость аппаратного обновления.

За рубежом уже давно понимают важность точного учета продукции. Например, компания Emerson Process Management продвигает кориолисов газовый расходомер MicroMotion серии CMF Elite, прямо измеряющий массовый расход. Его погрешность не превышает 0,1% при самых тяжелых условиях эксплуатации.

В России также ведутся работы по созданию и, в меньшей степени, внедрению новых систем контроля. Например, на Ямале скважины разбросаны и кустового бурения мало, а линий электропередачи к скважинам нет, поэтому актуальна проблема точной передачи данных. Помимо этого, замер усложнен высоким содержанием конденсата. К слову, проблема точного замера сырого газа нигде в мире не решена, поскольку это чрезвычайно дорого и экономически неоправданно.

3.jpg
Обслуживание скважины перед ремонтом,
Новоуренгойское ГКМ (фото ЗАО «Роспан Интернешнл»)

Учет на газоконденсатных месторождениях

Двухфазность потока на газоконденсатном месторождении серьезно затрудняет замер на скважинах. Значительное количество жидкости в газовом потоке (до 700 г/м³) плохо поддается измерению при помощи метрологического оборудования. Все предлагаемые мультифазные расходомеры, например от компании Schlumberger, страдают значительной погрешностью (до 30%) и основаны на косвенных методах измерения. Поэтому предпочтительнее использовать мобильные замерные установки. Так, российская компания Consolidated Services Western Siberia исследует продукцию газоконденсатных скважин с помощью комплекта средств измерения и проведения лабораторных анализов «GAS Well Tester» непосредственно на скважине. Он позволяет значительно сократить время исследования, уменьшить количество вспомогательного оборудования.

«Несмотря на постоянное стремление разработчиков технологий и средств измерения перейти на многофазные расходомеры, газовые компании пока не готовы отказаться от привычных и отлаженных исследований при помощи сепарационных установок, - утверждает Антон Куриленко, технолог производственного отдела добычи газа и конденсата ЗАО «Роспан Интернешнл» (ТНК-ВР). - И это вполне понятно. Прямые замеры потоков газа, измерение количества отсепарированной жидкости обеспечивают не только высокую точность и информативность исследований, но и позволяют испытывать скважину в разных режимах ее работы, при разном дебите газа. Существенный недостаток данных установок - необходимость остановки скважины и снижение общей добычи газа из-за перерыва в ее работе. Но газодобывающие компании, как минимум, проявляют интерес к новому оборудованию, появляющемуся на рынке».

6.jpg
Автоматизированный комплекс учета газа
АКУГ-ТМ для ГИС (5 измерительных газопроводов).
Разработка ОАО НПК «Автоматика» (Омск)

Контроль на нефте- и газопроводе

Все крупные нефтяные компании, сдающие нефть для дальнейшей транспортировки в магистральные нефтепроводы системы АК «Транснефть» (по выходу из своих лицензионных участков), обладают современными системами измерения и контроля нефти (СИКН), отвечающими всем требованиям Национального стандарта. Технические требования на подключение к системе нефтепроводов «Транснефти» очень высоки, и здесь российские нефтедобытчики нередко опережают зарубежные компании.

Потери нефти на этапе транспортировки вызваны как естественной убылью (испарение, утечка), так и неточностью измерения. При наличии свободного газа фактические потери нефти могут превышать нормативное значение 0,5%.

В ОАО «Транснефть» система учета организована на базе автоматизированных систем измерения количества и качества нефти. Для достижения нужных показателей работы узлы учета нефти неоднократно реконструировали, в том числе с заменой аппаратуры на электронную. Несмотря на то, что требования ГОСТа «позволяют» не учитывать при неоднократной процедуре учета одной и той же партии нефти 1-2% от общего ее количества, на узлах учета нефти поставили стационарные турбопоршневые установки взамен передвижных. В итоге за счет совершенствования средств и методов измерений достигнута погрешность по объему порядка 0,1%.

На повестке дня существенная автоматизация замеров, то есть внедрение автоматизированных систем измерения количества и качества нефти. Это сделает возможным постоянный контроль процесса измерения и регистрацию основных технологических параметров перекачки нефти.

Учет продукции на газопроводе имеет свои особенности. Объем природного газа, прошедшего по каждому измерительному трубопроводу и газоизмерительной станции ГИС (или газоизмерительному пункту), определяется с помощью автоматизированных комплексов учета газа (АКУГ). Единицы измерения приводятся к стандартным условиям в соответствии с ГОСТ 8.563.1(2)-97 и ГОСТ 30319.2-96. Основная относительная погрешность системы при вычислении объемного расхода и количества газа (по аналоговым сигналам, но без учета погрешности датчиков) не должна превышать 0,1% (подробнее о коммерческом учете природного газа читайте в нашей публикации «Как не переплачивать за газ?»).

Олег Никитин, EnergyLand.info
Первая фотография ЗАО «Роспан Интернешнл»
Ссылки по теме:
ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»
Как не переплачивать за газ?
Инновационные технологии в разработке месторождений НК «Роснефть»







О проекте Размещение рекламы на портале Баннеры и логотипы "Energyland.info"
Яндекс цитирования         Яндекс.Метрика