К вопросу измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа (в порядке дискуссии) Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

ДОБЫЧА

УДК 622.276.8 665.625.3

A.Г. Газаров, e-mail: Gazarov.ag@ozna.ru, (ООО «ОЗНА-Менеджмент»),

B.Ф. Шаякберов (ООО «Проектно-сервисный центр»), А.А. Мугатабарова (ООО «ОЗНА-Менеджмент»)

К вопросу измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа (В порядке дискуссии)

Новые экономические условия и тенденции падающей добычи углеводородного сырья требуют обеспечить рациональное использование и достоверные измерения всего его объема. Потери нефтедобывающих предприятий от неполного использования попутного нефтяного газа вследствие его стравливания в атмосферу приводят к снижению объемов добычи нефти (не говоря об экологических проблемах), так как природой накопленная энергия давления пласта расходуется впустую. Из-за этого и по организационно-техническим причинам существующие измерительные установки не могут произвести точное измерение количества нефтяного газа. Следует также отметить, что относительная погрешность измерения дебита любой скважины куста всегда больше относительной погрешности (по паспорту) автоматической групповой замерной установки. Поэтому использование однотрубной или двухтрубной систем сбора нефти, газа и воды и разработанные применительно к ним технические решения, в т.ч. упрощающие задачи высокоточных измерений, должны быть реализованы и обоснованы с учетом технологической и экономической необходимости на каждом объекте добычи нефти.

Измерение количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа требуется производить согласно [1, 2]. Для осуществления этого измерительные установки устанавливаются либо на скважине, либо на группе скважин (кусте). В качестве их обычно используются автоматические групповые замерные установки (АГЗУ), которые поочередно замеряют дебит всех N скважин, входящих в куст. Дебит куста определяется как их сумма. Так как де-биты скважин непостоянны, а замер их производится периодически, причем время замера для разных скважин отличается, то оценить погрешность при

таком способе измерений не представляется возможным. Поэтому подобные АГЗУ по сути являются индикаторными, а не измерительными установками. Дополнительно, поскольку дебиты скважин отличаются друг

от друга, то диапазон измерения АГЗУ Оагзу выбирается таким, чтобы он был больше максимального значения из всех дебитов скважин куста, т.е. выполняется условие 0,жЛ<йАГЗуЦ=\ Щ . Тогда относительная погрешность измерения дебита по жидкости любой скважины куста (при абсолютной погрешности измерений ^лгзy^^лгзyQлгзy ) составит:

К,ГЬАГЗУ<2агзу I (/=1. Ю (1)

Из (1) видно, что относительная погрешность измерения дебита любой скважины куста всегда больше относительной погрешности (по паспорту) АГЗУ. Аналогичные замечания можно сделать и по измерению количества нефтяного газа.

Следует отметить, что вопросы и проблемы утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ), находившиеся в последние 15-20 лет вне сферы внимания государства, тем или иным способом решались нефтедобывающими предприятиями,но медленно

\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\

№ 10 \\ октябрь \ 2009

Устьевая ариатура КУСТ

Рис. 1. Принципиальная схема двухтрубной системы сбора нефти и газа

или частично, так как процесс шел без государственной поддержки и стимулирования.

Сегодняшнее повышенное внимание государственных структур этому направлению, безусловно, дает толчок развитию новых технических решений и более широкому применению уже накопленных знаний и производственного опыта. Однако принятие решения невозможно без изменений. В этом случае требуется обратить внимание на одну из проблем ПНГ, постоянно находящуюся за рамками обсуждения. Известно, что в России существует устоявшаяся система однотрубного сбора нефти и газа. Многим она кажется единственно правильной и возможной и существующей как данность. Но до неё использовалась двухтрубная система сбора, включающая нефтепровод и газопровод. При всей очевидности преимуществ однотрубной системы сбора в ней заложен и ряд недостатков. В частности, к ним необходимо отнести замкнутость за-трубного пространства скважины и лифта буквально на устье. Таким образом, имеется закрытая система, функционирующая при давлении коллектора, в которой свободный газ, скапливающийся в затрубном пространстве, должен либо сбрасываться

в манифольд (что возможно только при наличии перепада давления), либо стравливаться в атмосферу (что обычно повсеместно происходит). Очевидно, что такие выбросы вызывают экологические проблемы и приводят к явным потерям для нефтедобывающих предприятий от неполного использования ПНГ. Но это в конечном счете приводит к снижению объемов добычи нефти, так как природой накопленная энергия давления пласта расходуется впустую. Из-за такого выброса газа в атмосферу, а также по организационно-техническим причинам существующие измерительные установки не могут произвести точное измерение количества нефтяного газа.

Для поиска оптимальных решений нужно разобраться с новыми понятиями, введёнными в [1, 2], и произвести их однозначное толкование. На этом основании нужно решить вопросы учета и измерения. При этом не следует исключать строительство в системе сбора газопровода, когда он оправдан технически и экономически. Например, раздел 9 [1] вносит новое понятие «сепаративного нефтяного газа», которое отсутствует в разделе 3. Оно приводит к дополнительному несоответствию, особенно по отноше-

нию к скважине. Если понятие «сепарированный нефтяной газ» относится к свободному газу в затрубном пространстве скважины, то множество проблем, связанных с измерительными устройствами, можно было бы решить, например, так.

Разработанная принципиальная схема и техническое решение позволяют сохранить преимущества однотрубной системы сбора нефти и газа, в то же время более эффективно использовать свободный газ из затрубного пространства, одновременно исключив необходимость сброса его в атмосферу. Также эта схема упрощает задачу по разработке высокоточной замерной установки для учета сырой нефти на кустовых объектах, оценки добычи попутного газа при очевидном удешевлении замера. Она приведена на рис. 1.

Сущность предложения состоит в том, что в схему обвязки устьевой арматуры встраивается струйный насос. Его коэффициент инжекции выбирается таким образом, чтобы объем инжектируемого газа был равен его образованию в затрубном пространстве при давлении не более 0,4-0,5 МПа. Если рассматривать скважину как вертикальный сепаратор, то имеется сепарированный газ в затрубном про-

WWW.NEFTEGAS.INFO

\\ добыча \\ 29

ДОБЫЧА

странстве, расход которого и необходимо измерять. При этом вышеназванный струйный насос устанавливается после замерного узла. Предлагаемая техническая схема находит решение еще одной значимой проблемы практики нефтедобычи. Существующие системы сбора предполагают наличие свободного газа в затрубном пространстве при избыточном давлении, позволяющим его сброс в манифольд на устье скважины. В эксплуатируемых в России устьевых и фонтанных арматурах имеются встроенные перепускные клапана, позволяющие с той или иной степенью надежности сбрасывать затрубный газ в трубопровод, но специалистам известно, насколько сложна, а порой и невыполнима эта задача при избыточном давлении водонефтяного потока.

Согласно схеме добываемая продукция на устье скважины разделяется на два потока, при этом затрубное пространство используется аналогично сепаратору 1-ой ступени и направляется по двум манифольдам до замерной установки. После проведения замеров жидкой фазы и свободного затрубного газа оба потока соединяются в коллекторе. Также довольно спорным является способ, которого придерживаются большинство разработчиков измерительных установок для учета углеводородного сырья на скважине (кусте), -это прямое измерение трех составляющих добываемого флюида. Итогом является все большее усложнение, а соответственно, и удорожание (изготовление и эксплуатация) замерных установок. В то же время по введённому определению «сырая нефть» - это «жидкое минеральное сырье, состоящее из смеси углеводородов широкого физико-химического состава, которое содержит растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси и другие химические соединения» [1, 2]; т.е. для измерения дебита скважины достаточна, но не обязательна установка, позволяющая определить расход флюида после разделения его на воду, нефть и газ. Проще и дешевле разделить продукцию скважин на жидкую и газовую фазы. Безусловно, что при таком подходе более прием-

ж

Рис. 2. Трубная измерительная установка

(1 - патрубок подвода продукции скважин,

2 - колонна,

3 - сепарационный узел,

4 - трубная вставка,

5 - газовая линия,

6 и 7 - электромагнитный клапан)

лемым является объемный метод измерения, что обычно и применяется в мировой практике. При этом в п.6.2 [1] прямо указывается на возможность пересчета объемного показателя в массу сырой нефти (требуемая точность измерений обеспечивается при наличии данных о плотностях нефти рн и воды рв , определенных по методике выполнения измерений (МВИ) при условии аттестации и утверждении в порядке, установленном [3]). Например, определив обводнённость (влагосодержание нефти) пв в лабораторных условиях, плотность жидкости - водонефтяной эмульсии рж - может находиться так [4]:

А*=(1-и>»+"«А, (2)

Следует отметить, что при определении пв в лабораторных условиях не учитывается изменение обводнённости во времени, а также то, что обводнённость пробы (местная) не обязательно равна реальной (интегральной) обводнённости эмульсии. В [4] предлагается определять интегральную обводнённость эмульсии по перепаду её гидростатического давления АРЖ при высоте столба жидкости к

-Рн

пв=--(3)

Ре-Рн ^ '

Из (3) следует, что точность определения обводнённости повышается с ростом высоты к Например, для к=\м абсолютная погрешность определения обводнённости составит менее 1,7%. Для обеспечения достаточной высоты столба жидкости целесообразно трубное выполнение установки для измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Дополнительным преимуществом от такого исполнения является то, что она относится к элементам трубопроводной обвязки, которая не подлежит согласованию с органами Ростехнадзора [5]. Коррекцию количества сырой нефти по содержащемуся в ней растворённому газу на устье скважины проводить нет необходимости ни для учетной политики, ни для производственных задач, что согласуется с п. 8.1 [1]: «необходимость учета содержания нефтяного газа в свободном состоянии (далее -свободный газ) и растворенного газа в сырой нефти (далее - растворенный газ) определяют в зависимости от условий сепарации и откачки сырой нефти». Если же сырая нефть откачивается через систему измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) из резервуаров и СИКНС расположена на выходе насосов, а также при откачке сырой нефти из сепараторов (если давление в СИКНС выше давления сепарации), то корректировка массы сырой нефти на свободный газ не проводится. Лишь в п.8.4 звучит, что «для измерений массы сырой нефти и объема нефтяного газа по отдельной скважине применяют бессепарационные и сепарационные методы с использованием измерительных установок...» [1], но в нём не сказано, что измерение должно происходить

на одной установке. В качестве мини-сепаратора, рекомендованного в [1] для скважины или куста, предлагается использовать скважинную установку сброса воды [6].

С учетом изложенных замечаний разработана трубная установка измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа [7], показанная на рис. 2. У неё высота мерной части для жидкости составляет 1,3 м, что обеспечивает измерение количества жидкости с относительной погрешностью 0,8% (уровень жидкости существующими датчиками измеряется с точностью ±5лш), а абсолютная погрешность определения обводнённости не превышает 1,5%. Погрешность определения количества нефтяного газа определяется типом применяемого счетчика количества газа. Для осуществления сепарации газа организуется стекающая пленка жидкости, время существования которой намного больше времени всплытия пузырьков газа из неё. Трубная вставка предназначается для ликвидации влияния пены на измерения.

Выше уже описана возможность использования струйной эжекции для направления затрубного газа в во-

донефтяной поток. Этот же принцип позволит отказаться от громоздких и дорогостоящих АГЗУ, в первую очередь при обвязке скважин с высоким расходом газа.

Так как это предложение - одно из начальных, то естественно, что в данную схему по мере реализации будут вноситься изменения. Вероятно, возможны и другие, более эффективные мероприятия.

выводы

1. Новые экономические условия и тенденции падающей добычи углеводородного сырья (УВС) требуют обеспечить достоверные измерения всего объема УВС.

2. Точность измерения должна быть обоснована технологической необходимостью и достаточностью на каждом из этапов добычи, подготовки и транспорта УВС с целью минимизации затрат на измерительный комплекс.

3. Необходимость комплексных и согласованных решений специалистов в области добычи, машиностроения и метрологии обусловлена многовек-торностью реализации учета и рационального использования добываемого продукта.

Литература:

[1]. ГОСТ Р 8.615 ГОСТР 8.615-2005. Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.

[2]. Изменение № 1 ГОСТ Р 8.615-2005 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемой из недр нефти

и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования. / Принято и введено в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 26 августа 2008 г. №188-ст. Дата введения - 2009-01-01.

[3]. ГОСТР 8.563-96. ГСИ. Методика выполнения измерений.

[4]. Патент РФ № 2307249. Устройство для измерения дебита продукции нефтяных скважин/ Фролов В.А., Шаякберов В.Ф., Кружков В.Н. Заявл.: 05.12.2005. Опубл.: 27.09.2007. Бюл. №

[5]. ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

[6]. Скважинная установка сброса воды для кустов скважин / Шаякберов В.Ф. // Оборудование и технологии нефтегазового комплекса. М.: ВНИИОЭНГ, 2009. № 3. С. 15-16.

[7]. Патент РФ 2342528. Устройство для измерения количества нефти и нефтяного газа/ Шаякберов В.Ф. Заявл. 23.03.2007. Опубл. 27.12.2008. Бюл. № 36.

Ключевые слова: достоверные измерения всего объема углеводородного сырья; рациональное использование попутного нефтяного газа; однотрубная и двухтрубная системы сбора нефти, газа и воды.

WWW.NEFTEGAS.INFO

620028, г. Екатеринбург, Верх-Исетский бульвар, 13 корпус «В», офис 107 Тел./факс: +7 (343) 379-05-55