Государство выдает нефтегазодобывающим предприятиям лицензии на разработку недр, а также диктует свои правила ведения работ. Государственный стандарт 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа», введенный в действие в марте 2006 года, рекомендует осуществлять оперативный замер на кусту скважин с погрешностью не более 2,5% по нефти и не более 5% по газу. Эксплуатирующиеся сегодня автоматические групповые замерные устройства классической схемы (так называемые АГЗУ) не отвечают данным требованиям. Основной причиной большой погрешности при проведении замеров является низкое качество сепарации. Поэтому специалисты ОАО «Самотлорнефтегаз» поставили перед заводами-поставщиками оборудования задачу разработать и изготовить замерные устройства, позволяющие качественно замерять продукцию скважин по трем фазам непосредственно на кустовых площадках.
Технологическое решение ЗАО «Нижневартовскремсервис»
Согласно технического задания ОАО «Самотлорнефтегаз», специалисты ЗАО «Нижневартовскремсервис» (ЗАО «НРС») спроектировали мобильную трехфазную установку для уточнения объема добычи жидкости, нефти и газа. Это замерное устройство использует новый запатентованный принцип сепарации. Качественная сепарация (разделение фаз на нефть, газ и воду) и замер по объему позволяют получить реальную картину по дебиту скважин. Кроме того, мобильная трехфазная установка, разработанная ЗАО «НРС», оборудована точным турбинным счетчиком газа NuFlo производства компании Halliburton, уникальными мерными емкостями, современным контроллером Allan Bradley, а также программным обеспечением Allan Bradley, позволяющим считать, хранить и анализировать замеры по трем фазам.
Мобильная трехфазная установка весом 13,5 т транспортируется с куста на куст с помощью трала. Подключение происходит при помощи гибких шлангов высокого давления с быстроразъемными соединениями через свободные (незадействованные) входы действующего на кусту АГЗУ либо иным способом.
Комплектация замерной установки, предложенной ЗАО «НРС», включает блок местной автоматики (БМА), откуда оператор управляет процессом замера дебита скважины с помощью специального программного обеспечения. Сигналы первичных датчиков от мерных емкостей и счетчика газа поступают в процессор Micrologick, и затем непосредственно в ходе процедуры замера производится подсчет нефти, воды, газа по каждой скважине в отдельности.
Необходимо отметить высокое качество нового принципа сепарации по жидкости, лежащего в основе описанной установки: остаточное содержание воды в нефти не превышает 1%. Кроме того, для обеспечения лучшего разделения пенной нефтяной шапки предусмотрено специальное устройство впрыска деэмульгатора. А для контроля остаточной влаги в нефти в схему замера включен поточный влагомер, сигнал от которого поступает в процессор и задает корреляцию влаги.
Немаловажным является и тот факт, что все применяемые технологии данной установки соответствуют нормам и требованиям Компании в области промышленной безопасности и прошли успешные испытания на объектах добычи нефти ОАО «Самотлорнефтегаз». В автоматическом и полуавтоматическом режиме обеспечивается работа вытяжных установок, электронагрев помещений БМА и технологического блока, вентиляция, анализ газовоздушной среды, пожарная сигнализация и контроль доступа. Вытяжные установки на производстве выполняют свою основную роль - удаление отработанного воздуха из технологических помещений наружу.
Специалисты ОАО «Самотлорнефтегаз» сходятся во мнении, что со временем установка по замеру трех фаз добываемой продукции обеспечит получение более достоверной информации по работе скважин и позволит объективно оценивать планируемые геолого-технические мероприятия и контролировать процесс разработки месторождений.
