Учет нефти и газа: тенденции, востребованность, проблемы, перспективы.

Специфика современного нефтегазодобывающего комплекса, природно-климатические условия и социальная инфраструктура районов добычи заставляют искать пути повышения рентабельности производства, совершенствования процессов управления и планирования.

При этом основными способами повышения эффективности добывающих предприятий являются: оптимизация и модернизация производства, снижение потерь и технологического расхода энергоносителей, увеличение достоверности и скорости получения информации, необходимой для принятия оперативных управленческих решений. Сбережение ресурсов является одной из важнейших задач топливно-энергетического комплекса России. Очевидно, что существенная роль в ее решении принадлежит повышению точности измерений и совершенствованию самого процесса учета энергоносителей. В современных условиях все более актуальными становятся вопросы не только коммерческого, но и оперативного технологического учета нефти и нефтепродуктов.

Цель настоящего обзора - анализ проблем измерения расхода нефтепродуктов и примеры конкретных технических решений на базе современного оборудования российских производителей.

Нефть.

Учет нефти на объектах нефтедобычи предполагает измерение массы сырой нефти, представляющей собой сложную смесь фракций, и определение массы нефти в этой смеси. Вместе с сырой нефтью из скважины поступает попутный газ, также требующий достоверного учета. 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.
Учет нефти традиционно обеспечивается механическими счетчиками различных конструкций, однако современные тенденции направлены на их замещение и поиск альтернативных приборов, способных работать при высоком содержании газа в измеряемой среде и не подверженных износу, т.е. не содержащих движущихся частей. Наиболее очевидной альтернативой здесь считаются кориолисовые расходомеры (массомеры), дополнительным полезным свойством которых является прямое массовое измерение расхода и измерение плотности нефтяной смеси.
Кориолисовый принцип- это современный и перспективный метод измерения расхода, однако его применение в настоящее время ограничено, прежде всего, высокой стоимостью таких расходомеров, поэтому на многих точка учета низкодебитовых (читай, малодоходных) скважин их применение экономически неоправданно.

В условиях высоких цен на нефть с одной стороны и повышения сложности ее извлечения из недр с другой, нефтяные компании активно осваивают добычу природных битумов. Поток битума отличается высокой степенью вязкости, поэтому прокачка битума через изгибы массовых расходомеров приводит к дополнительной потере давления, росту энергетических затрат и износу насосного оборудования. В этих случаях применение традиционных «вертушек» и «турбинок» считается до сих пор актуальным и оправданным.

Примерный состав узла учета нефти:
• Массовый расходомер ЭМИС-МАСС 260
• Датчик давления АИР-20/М2
• Датчик температуры ТС-1088
• Блок питания БП-90
• Вычислитель

Попутный нефтяной газ.
Учет попутного нефтяного газа (ПНГ) - это еще одна непростая «задачка» для нефтяников, ведь наличие в газовой смеси влаги, агрессивных составляющих и механических включений ограничивают варианты ее решения. Традиционными здесь являются уже упомянутая «турбинка» и расходомеры перепада давления. Актуальность последних, как правило, не подвергается сомнениям, если требуемый динамический диапазон позволяет применять этот метод. В свою очередь, тенденции замены механических счетчиков в узлах учета ПНГ радикальнее, чем при учете нефти. Наиболее очевидной заменой механических счетчиков сегодня считаются недорогие вихревые расходомеры, не подверженные, как правило, износу и загрязнениям, а значит - позволяющие экономить и при покупке, и при использовании.
Ужесточение законодательства РФ в части требований об утилизации нефтяного газа вызывает необходимость установки узлов учета газа не только в точках его добычи и транспортировки, но и на факелах. Здесь задача учета дополняется еще одним фактором: факелы могут гореть очень редко - вплоть до одного раза за два года, поэтому предпочтение отдается недорогим узлам учета с межповерочным интервалом, составляющим 4 и более лет.
Примерный состав узла учета попутного нефтяного газа:
• Вихревой расходомер ЭМИС-ВИХРЬ 200
• Датчик давления АИР-10
• Датчик температуры ТС-1088
• Блок питания БП-90
• Корректор расхода газа

Вода.
Вода на объектах нефтедобычи требует двойного учета. Во-первых, необходимо обеспечить учет количества отделенной от сырой нефти подтоварной воды. Во-вторых, контролируются объемы и режимы закачивания воды в системах поддержания пластового давления.
В случае подтоварной воды проблемы учета возникают из-за наличия абразивных включений и солей в измеряемой среде, поэтому применение обычных водяных счетчиков ограничено. К наиболее востребованным на сегодня решениям задач учета подтоварной воды следует отнести вихревые расходомеры и электромагнитные расходомеры со специальной стойкой футеровкой или с металлической проточной частью и без футеровки.
Закачка воды в пласт, как правило, производится под высоким давлением. Учитывая, что закачиваемая вода достаточно чистая, при выборе прибора учета для систем поддержания пластового давления руководствуются только параметрами допустимого давления и параметрами надежности. Обозначенные характеристики оптимально сочетаются в электромагнитных расходомерах.
Примерный состав узла учета воды:
• Электромагнитный расходомер ЭМИС-МАГ 270
• Датчик давления АИР-10
• Датчик температуры ТС-1088
• Блок питания БП-90

Нефтепродукты.
К наиболее распространенным задачам учета нефтепродуктов относятся операции слива/ налива и дозирования, для чего используются, как правило, механические камерные счетчики различных модификаций или уже упомянутые выше массомеры. При выборе конкретного решения руководствуются требованиями по точности измерений и параметрами вязкости среды. Учитывая, что требования по точности могут определяться величинами основной приведенной погрешности в пределах 0,25% - 5%, а вязкость - от 0,7 до 2000 мПа*с, количество возможных решений задачи учета нефтепродуктов довольно большое.
Сложностями в учете нефтепродуктов являются, как правило, требования по возможности перекачки измеряемой среды в прямом и обратном направлениях по одному и тому же трубопроводу. Нередки также случаи использования одного трубопровода для перекачки самых разнообразных сред.
При учете вязких нефтепродуктов необходимо предусмотреть возможность внешнего обогрева счетчика. Обогрев может потребоваться при застывании измеряемой среды в измерительной полости, поэтому приборы для таких применений должны иметь соответствующие присоединения для внешнего обогрева.
Система учета и отпуска нефтепродуктов состоит из 4-х основных компонентов: насосная установка, счетчик, клапан, блок управления. Тенденция развития в этой области направлена на интеграцию этих компонентов в одну систему на заводе-изготовителе. Поэтому сегодня встречаются устройства «два в одном» и «три в одном», представляющие собой счетчики с управляющим устройством, совмещенные в одном узле, или дополненные клапаном соответственно.
Примерный состав узла учета и отпуска нефтепродуктов:
• Роторный счетчик ЭМИС-ДИО 230 (со встроенным регулятором)
• Датчик давления АИР-10
• Датчик температуры ТС-1088
• Блок питания БП-90
• Насосная установка

Невозможно переоценить важность эффективной системы учета нефти, газа, нефтепродуктов. И хотя проведение таких измерений подчас связано с решением довольно непростых проблем, некоторые из которых нашли отражение в представленном материале, отрадно сознавать, что отечественная приборостроительная отрасль предлагает сегодня современное оборудование, которое позволяет такой учет наладить. Мировое качество по российским ценам - такое сочетание всегда актуально, а тем более - в условиях экономического кризиса.