Группа проектов Кипинфо
Реклама

Реклама

С него начинается скважина…

К списку статей

Альтернативы модернизации АГЗУ на кустовых площадках пока нет

В последние годы добыча нефти из недр попала под усиление государственного контроля. В соответствии с требованиями правил недропользования и лицензионными соглашениями нефтегазодобывающие компании вынуждены решать задачи приобретения измерительных устройств по скважинам и лицензионным участкам для замеров сырой нефти с заданным пределом точности.

Принятый пять лет назад «легендарный» ГОСТ Р 8.615-2005 ввел метрологические характеристики измерений извлекаемых углеводородов (нефть, газ, обводненность) на уровне скважин, тем самым появилась предпосылка создания системы учета извлекаемых углеводородов на уровне отдельной скважины и расширения ее до уровня лицензионного участка и месторождения в целом. Что, в свою очередь, дало возможность реализовать дифференцированный подход к начислению налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), улучшить контроль за эксплуатационным фондом скважин и выявить фактически действующий фонд, установить контроль за коэффициентом извлечения нефти.

Принятые правительством нормативные документы по исчислению налоговых баз по объему добытых полезных ископаемых требует от нефтяных компаний обязательного замера количества газа и нефти, идущих непосредственно со скважин.

Справедливая формула

Тем первопроходцем, который указал остальным нефтедобывающим компаниям путь в светлое будущее, соответствующее требованиям ГОСТу Р8.615 – 2005 стал «Сургутнефтегаз», развернув в 2006-2007 гг. программу модернизации существующего парка замерных установок.

ОАО «Сургутнефтегаз» не только обеспечило почти 100 % охват учет замерами действующего фонда нефтяных и нагнетательных скважин компании, но и подключило свои установки электроцентробежных насосов (УЭЦН) системам телемеханики нового поколения.

Промышленные испытания массовых счетчиков жидкости и газа, влагомеров сырой нефти подтолкнули метрологов компании к мысли, что наиболее оптимальным техническим решением для обеспечения недропользователями требований национального стандарта может быть только второе рождение традиционных АГЗУ «Спутник».

«Другого выхода нет, поскольку он измеряет жидкости по объему, газ же вообще нельзя измерить. 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. – отмечает 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.

Как отметил на одной из конференций по расходометрии управляющий директор ОАО «Сибнефтеавтоматика» Генрих Абрамов, у государства все же есть понимание того, что ресурсы принадлежат не узкому кругу лиц, и уже идет работа над проектом технического регламента о требованиях к средствам измерений нефти и нефтепродуктов. А это значит, что на смену «добровольному» ГОСТу придет документ, имеющий силу закона. С одной стороны, государство как недровладелец инициирует и финансирует разработку нормативных документов силами Госстандарта и различных центров. С другой стороны, нефтяные компании требуют оборудования для измерения дебета скважин занимает максимально упрощенных и дешевых, но при этом сертифицированных измерительных установок.

Тем не менее, процесс приведения учета продукции скважин к нормативным требованиям весьма затянулся. Госкомпании включились в процесс, сформировав свои программы переоснащения и модернизации парка замерных установок значительно позднее. Например, «Газпром нефть» приступила к реализации программы модернизации замерных установок на 2008–2010 годы в своей югорской «дочке»– «Газпромнефть-Хантос» лишь в прошлом году. Нефтяники предпочли потратить несколько лет на проведение экспериментальных сравнительных испытаний измерительных устройств и их апробацию в «пилотных проектах» с целью выбора способов и технических решений по модернизации эксплуатирующихся замерных установок.

Момент спутника

Не так давно президент США Барак Обама в одном из обращений к американской нации заявил, что штаты начинают отставать в научно-технологическом развитии. Он призвал вспомнить «момент спутника», который у американцев ассоциируется с неким вызовом страны-конкурента, осуществившей крупный технологический прорыв, как например запуск первого искусственного спутника Земли в космос.

В российском же нефтегазовом комплексе обозначение «Спутник» стало нарицательным именем для обозначения всех АГЗУ и приобрело оттенок доисторического архаизма. Как те ископаемые, которые она призвана измерять. Ибо конструкции многих трехфазников устарели. Автоматизированные групповые замерные установки «Спутник» начали выпускаться в конце 1960-х годов одновременно в двух городах – Октябрьском (Башкортостан) и Тюмень. В те далекие времена технические решения, использованные при создании «Спутников», оказались настолько удачными, что АГЗУ сразу же стали одной из наиболее распространенных и востребованных в России систем для измерения продукции скважин. Правда, за прошедшие годы сама установка и ее оснащение мало видоизменились, чего не скажешь о нормативных регулирующих документах.

Сегодня, по некоторым оценкам, групповыми замерными установками в России оснащено от 85-95% всего фонда добывающих скважин. Это более 10 тыс. единиц оборудования. Однако более 70% из них, как показывают исследования, уже выработали свой ресурс технически, а, главное, морально.

Проблема измерения расхода сырой нефти состоит в наличии в измеряемой водонефтяной среде твердых механических включений, растворенных солей, газовых составляющих. Таким образом, задача учета предполагает анализ трехфазной жидкости с меняющимся составом.

Окончательное решение проблемы измерения дебита на устье скважины заключается в замене сложной системы сепарации и измерения на прочное многофазное устройство, в основу работы которого будет положен надёжный принцип измерений, а само оно потребует минимального или вообще не потребует никакого технического обслуживания за исключением регламентных работ, прописанных в руководстве по эксплуатации.

На рынке имеются и образцы передовых измерительных приборов, которые обеспечивают точные измерения в реальном масштабе времени, позволяет замерять как дебит жидкости, дебит газа так и обводненность. Ряд линеек в этом направлении предлагают «Шлюмберже», «Везерфорд», «Роксар», а также ОЗНА, «Ультрафлоу», «МУР». 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.

Метрологические службы нефтяных по выражению одних из собеседников «КИПинфо» «следят за развитием технологии мультифазных бессепарационных измерений», но до практики дело не доходит.

Но, практика внедрения ГОСТ Р8.615 – 2005 привела, говоря опять-таки политическими терминами, к перезагрузке старого бренда. Ведущие российские отраслевые инжиниринговые компании и производители замерных установок взяли курс на модернизацию «старины» «Спутника». Это стратегия удовлетворяет потребителей, ибо стоимость переоборудования раза в 2-3 ниже приобретения нового АГЗУ. Ведь главный принцип рыночной экономики хочешь выиграть тендер – соответствуй критерию «наилучшие показатели опытной эксплуатации» никто не отменял. В пользу продления жизни «Спутников» называют такие аргументы, как накопленный опыт эксплуатации и обслуживания АГЗУ «Спутник», склады запчастей, квалифицированные наладчики.Применение малобюджетного АГЗУ «Спутник» в качестве базовой модели снижает до минимума затраты на переоснащение парка замерных установок.

Ведущие производители групповых замерных установок разработали свои проекты модификации «Спутника»: «ОЗНА-Массомер» (ОАО «АК ОЗНА»), «Мера-Массомер» («ОАО «ГМС Нефтемаш»). Расходомеры – производства «Аргоси технолоджис» и «Нефтегазовые системы» «Электрон-400» и -1500, основанные на гидростатическом принципе ОАО «Опытный завод «Электрон» (Тюмень).

Имеющиеся турбинные расходомеры типа ТОР массовыми заменяются кориолисовыми счетчиками-расходомерами, на точность измерение которых которые не оказывает действие такие факторы, как наличие свободного и растворенного газа, плотность и вязкость жидкости, обводненность нефти.

Их погрешность не превышает 0,25%. АГЗУ типа «Спутник» с некоторыми модификациями оснащаются и новые месторождения. Так, в мае текущего года специалисты компании «ОЗНА» приступили к монтажу оборудования технологических блоков, поставленных на Ванкорское месторождение НК «Роснефть». В состав каждого блока входят три технологические установки под общей кровлей, функционально не связанные между собой: измерительная установка «ОЗНА-Массомер», блок дозирования химреагентов, установка средств очистки и диагностики «ОЗНА-УСОД».

Как пояснил генеральный директор ООО «ОЗНА-Измерительные системы» Михаил Кравцов, для Ванкорского проекта всё оборудование поставлено в специальном исполнении для работы в сложных условиях, на месторождениях с высоким дебитом, газовым фактором, и с высокими требованиями к точности измерений.

Как отмечает Владимир Сухарев, кориолисов метод дает отсутствие механики, и как следствие, отсутствие ремонта, практически никакого сервиса, минимальные затраты – это то, что нужно нефтяникам. 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. 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.

Проблемы пока остаются

Впрочем, подобная технологическая реинкарнация «Спутников», по мнению экспертов, решает лишь часть проблемы инструментального замера продукции скважин.

Недостатки измерительных устройств, основанных на сепарационном методе измерений давно известны – 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. По мнению к.т.н., старшего научного сотрудника ООО «РН-УфаНИПИнефть» Валерия Шаякберова, АГЗУ с периодическими замерами дебитов скважин с периодическими замерами дебитов недостаточно точны, не оперативны и не обеспечивают желаемого уровня достоверности результатов. По сути, они являются индикаторными, а не измерительными установками.

В производстве «Спутников» в основном применяются методики измерений, основанные на взаимной корреляции и ядерных (молекулярных) процессах в трубе Вентури. На данном этапе такая продукция вполне конкурентоспособна и пользуется спросом, поскольку позволяет нефтяникам экономить значительные средства. Но ей присущи некоторые недостатки: большой вес и крупные габариты.

Например, на нефтегазовом www.oilforum.ru представители эксплуатирующих компаний указывают, прежде всего, на такие недостатки «железа», как высокая степень износа металла ПСМ (ОЗНА – спутники) и большие габариты (ОЗНА-Массомер 14 тонн).

По мнению ряда специалистов ОО «НПО «Уфанефтгазмаш» наличие в нефти свободного газа вносит существенные искажения в показания вибрационных плотномеров и кориолисовых расходомеров в составе АГЗУ. Отождествление плотности сырой нефти с плотностью обезвоженной дегазированной нефти, приведенной к рабочим условиям, могут привести к методической ошибке в измерениях. В предприятии спроектировали собственную измерительную установку УЗТ-6,0-600, включающую трехфазный сепаратор и три измерительные линии (газовая, нефтяная, водяная).

Управляющий директор ОАО «ИПФ «Сибнефтеавтоматика» Генрих Абрамов, считает, эти кориолисовые массомеры имеют определенные ограничения при применении на сильнообводненных и низкодебитных (по нефти) скважинах, то есть в условиях большей части фонда нефтяных скважин Западной Сибири, Татарстана и Башкортостана.

Одновременно остаются нерешенными более ранние проблемы, связанные с оперативным учетом добываемых нефти и газах. Это связано также и с тем, что помимо задачи модернизации (точнее будет сказать, дооснащения старых АГЗУ до требований ГОСТ) измерительных установках имеются другие задачи: организация регистрации отработанного скважинами времени, передачи на верхний уровень информационных систем (пунктов сбора информации систем телемеханики или центральных серверов БД) архивной информации о текущих результатах измерений. Наличие постоянного дисбаланса по объему добываемых нефти, газа и воды по данным установок комплексной подготовки нефти (УКПН) и цехами добычи нефти и газа (ЦДНГ) не имеет в настоящее время внятных объяснений и, соответственно, отсутствуют и необходимые решений для устранения такого дисбаланса.

Как кажется, лишь «развязка» причины комплекса проблем позволило бы обнаружить дефекты в существующих схемах добычи и подготовки, повысить эффективность и снизить себестоимость добываемых полезных ископаемых.

Таблица 1. Динамика производства замерных установок за 2006-2010 гг. (комплектов)

Заводы-изготовители

2006г.

2007 г.

2008 г. (I полугодие)

2009 г.

2010 г. (9мес)

Всего за 2006-2010 гг.

ОАО «АК –ОЗНА»

322

424

225

396

289

1766

г. Октябрьский

152

333

220

370

257

1332

ОАО «Нефтемаш»

336

242

125

161

216

1090

г. Тюмень

127

144

69

160

216

743

ОАО «ОЗ «Электрон»

45

58

22

50

22

128

г. Тюмень

34

58

32

5

21

150

ОАО «Нефтеавтоматика»

15

20

26

5

2

25

г. Бугульма

15

20

26

5

9

75

ЗАО «НРС»

-

-

-

20

52

82

г. Нижневартовск

 

 

 

0

5

5

ОАО ИПФ «СИБНА»

2

2

 

1

1

2

г. Тюмень

2

3

0

1

1

7

Итого

770

757

т

606

602

3203

по всем про «водителям

330

558

374

541

509

2312

Таблица 2. Объемы регистрации в Госреестре систем измерения ИКНС и СИКН в 2006-2010 гг.

Назначение
узлов учета

2006 г.

2007 г.

2008 г.

2009 г.

2010 г.

Всего

СИКНС
(оперативный)

3

24

43

22

3

95

СИКН (коммерческий)

47

34

48

28

11

169

Всего

50

58

91

50

14

263

Таблица 3. Отгрузка измерителей расхода попутного нефтяного газа

 

 

 

Показатель

Год

Всего за 2006- 2010 гг.

2006

2007

2008

2009

2010
(9мес)

Число
комплектов

545

679

631

920

926

3701

Таблица 4. Состояние оснащенности газовых линий УУГ по нефтяным компаниям ХМАО-Югры на 01.01.2010 г.

 

Оснащенность учета сдачи ГТЗ

Учет сдачи на ГРЭС

Учет сдачи на ГТЭС, ГПЭС

Учет собственных нужд

Учет сдачи на отопление жилых поселков

Учет сторонних организаций

Учет сжигания на ФУ

Всего газовых линий с УУГ

Общее количество газовых линий

Обеспеченность объектами УУГ,%

Компании

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

АНК «Башнефть»

0

0

0

2

0

0

6

8

и

73

Малые и средние компании

2

0

2

3

0

0

8

15

21

71

НТК «Славнефть»

6

0

5

8

0

0

19

37

56

66

МТС «Роснефть»
(без «Томскнефть»)

19

0

2

7

10

9

28

75

131

58

ОАО «Газпром нефть»

3

0

0

3

0

2

5

12

14

86

ОАО «ЛУКОЙЛ»

33

1

9

31

5

2

112

193

287

67

ОАО «НК «Русснефть»

3

0

0

9

2

2

18

34

42

81

ОАО «Сургутнефтегаз» (без НГДУ «Сургутнефть»)

25

0

3

30

7

2

105

172

237

74

ОАО «ТНК-ВР»

14

0

0

15

1

8

100

138

184

75

Всего

105

1

21

10»

25

25

400

684

983

70

Примечание. Информация представлена НАЦ РН им. В Л Шпильмана (ХМАО-Югра).

 


Реклама


Реклама


Реклама

Реклама


Яндекс цитирования Яндекс.Метрика Яндекс.Метрика
© 2006-2013 Kipinfo.ru
При использовании информации ссылка на сайт “Kipinfo” обязательна.
Контактная информация Размещение рекламы
16+