Тюмень. Энергетическая безопасность страны – прежде всего, правильно оцененная ресурсная база, что обеспечивает национальную безопасность. Об этом заявил, выступая на VI общероссийской научно-практической конференции по расходометрии, генеральный директор ООО «НГБ-Энергодиагностика» Владимир Надеин.
Необходимо точно представлять, чем мы сегодня располагаем, насколько четко мы владеем этими цифрами и отсюда уже можно строить программу энергетической безопасности. Как все понимают, сегодня Россия обеспечивает энергетическую безопасность не только своей собственной страны, но и почти всей Европы. С чего начинается определение ресурсной базы? Наверное, с ясной оценки запасов по каждому из месторождений. В России сегодня находится в разработке где-то порядка 1400 месторождений нефти, и очень важно представлять, какие объемы запасов в них остались. Конечно, масштабным вопросом оценки запасов энергоносителей должно заниматься государство. Именно оно должно знать, чем же располагает в реальности, так как государство по лицензии отдает недра в разработку. Одним из составных элементов, обеспечивающих энергобезопасность, является газ, который в свою очередь подразделяется на попутный газ, извлекаемый с нефтью, и природный газ, добыча которого осуществляется на газовых месторождениях.
В свое время скважину исключили из объекта телемеханизации. Объектом автоматизации сделали групповую замерную установку типа «Спутник», которая осуществляет замер жидкости и газа в сепараторе. При этом в сепараторе продукция скважины всегда находится при определенном давлении, что исключает возможность полного выделения газа из нефти и не исключает возможности проскальзывания выделившегося газа в жидкость, что вносит погрешность в определении количества газа и жидкости. До последнего времени групповые замерные установки типа «Спутник» не оснащены приборами по разделению жидкости на нефть и воду. Определение % воды в нефти осуществляется в лаборатории, куда доставляются образцы жидкой продукции скважины специальным оператором по отбору проб.
Учитывая, эти особенности измерения продукции скважин на устье, учет извлекаемых запасов из недр осуществляется по количеству продукции, замеренной на коммерческом учете нефти и газа. Потери нефти от устья скважины до коммерческого узла рассчитываются теоретически. Какие потери в действительности остается только гадать. А по имеющейся инструкции предусмотрены санкции за сверхнормативные потери. Как их можно определять, если не ведется учет на устьях скважин?
Как было указано выше, основным недостатком учета извлекаемых углеводородов является отсутствие учета на устье скважины. Определение количества извлеченных углеводородов на устье исключил бы не учтенные случаи использования углеводородов на участке от скважины до коммерческого узла учета и позволил бы вести учет действительных потерь углеводородов при добыче и подготовке нефти и газа.
Только учет извлекаемых углеводородов на устье скважин может обеспечить действительный контроль за извлеченными углеводородами из недр. Для повышения точности измерения углеводородов на устье скважин необходимо: оборудовать групповые замерные установки приборами по определению обводненности продукции скважин; в методики выполнения измерений внести расчеты на поправки за счет неполного выделения газа из нефти в сепараторе и проскальзывания газа в жидкую фазу.
ООО «НГБ-Энергодиагностика» провела проверку возможности применения учета углеводородов на устье скважин на производственном комплексе «Витязь» компании «Сахалин-2», где сепарация продукции скважин проводится при давлении 3,4 МПа. Расчеты показали, что если учесть количество растворенного газа в нефти, то учет нефти на устье скважин отличается от количества нефти налитой в танкеры менее чем на 1%. Скважины данного комплекса работали с 0% воды.
На скважинах ЗАО «Томская нефть» групповые замерные установки по нашему проекту были модернизированы путем дополнительной установки поточного влагомера, а объемные счетчики были заменены измерителями массы. Результаты измерений на устье скважин с учетом растворенного газа в нефти и проскальзывания газа в жидкую фазу при постоянном определении обводненности продукции позволили повысить точность измерений количества нефти на устье скважины на 1,5%.
Для достижения проектного КИН необходимо, чтобы каждая скважина отработала свой срок и обеспечила извлечение проектного объема нефти и газа. При остановке скважин на продолжительный срок нарушается выработка пласта, возможны оставление нефтенасыщенных целиков горных пород, которые могут быть обойдены нагнетаемой водой, и запасы нефти в данном участке не будут извлечены. Таким образом, проектный КИН не будет достигнут.
|
