Учет же продукции нефтяной скважины (ее дебит) и группы скважин при кустовом обустройстве до сих пор ведется с помощью групповых замерных установок (ГЗУ) «Спутник», созданных в конце 60-х годов прошлого века.

На вечный вопрос «что делать?» ответ пока нашли только в Татарстане, где в настоящее время ведется активная работа по созданию Государственного эталонного комплекса по метрологическому обеспечению измерений количества сырой нефти и нефтяного газа. Курируют работу две организации, расположенные в Казани — ГУ «Центр энергосберегающих технологий при кабинете министров РТ» (ЦЭТ РТ) и Всероссийский НИИ расходометрии, которые обещают закончить работы к 2010 году.

Такая сложная нефть

Как рассказал главный инженер ЦЭТ РТ Михаил Антипин, процесс измерения нефти по отдельной скважине (в отличие от измерений на выходах с лицензионных участков, где измеряются однородные товарные потоки нефти и газа) весьма сложен. Вызвано это неоднородностью извлекаемого сырья: в его составе содержится как нефть, так и пластовая вода, газ, различные химические и механические примеси, причем этот состав может изменяться во времени. Кроме того, учет усложняется территориальной разбросанностью и большим количеством объектов измерения. Если последнюю проблему можно решить с помощью современных систем сбора и передачи информации, то задача измерения многофазных сред так до конца и не решена: дисбаланс между суммарным учетом добычи по скважинам и коммерческим учетом добычи по лицензионному участку существует всегда.

В настоящее время на абсолютном большинстве скважин нефтяных компаний Татарстана установлен широко распространенный АГЗУ «Спутник» различных модификаций. По некоторым оценкам, данными замерными установками в России оснащено 85−95% всего фонда добывающих скважин. Недостаток этого метода давно всем известен — емкость сепаратора для отделения газа от жидкости невелика, поэтому свободный газ полностью не отделяется. Это существенно влияет на точность измерения по жидкости, так как измерение производится в объемных единицах с последующим пересчетом в массовые. Недавно стали появляться установки, лишенные недостатка «Спутника», но и они несовершенны — измерение производится на основании косвенных параметров с последующим вычислением массы продукта.

Существенный минус

Чтобы осознать, насколько важна точность в учете нефти, достаточно оценить масштаб потерь. По статистике погрешность измерений массы нефти и нефтепродуктов составляет 0,35−0,5%. Так как коммерческий учет при движении нефти от промысла до реализации проводится около 20 раз, суммарная погрешность учета количества нефти на протяжении всего цикла «добыча-реализация» может составить 2−3%. Указанная погрешность, вне зависимости от ее знака, приводит к негативным последствиям для экономики всей страны. Действительно, если погрешность будет иметь знак «минус», произойдет фактическое повышение себестоимости цены нефти и нефтепродуктов и увеличение энергетической составляющей себестоимости продукции.

Если погрешность окажется с «плюсом», в распоряжении хозяйствующих субъектов окажется неучтенный запас нефти, который может использоваться для покрытия сверхнормативных потерь и хищений, что в масштабах страны также составит значительные суммы. Поэтому знак погрешности можно не учитывать и считать, что из валового продукта отрасли из-за погрешности измерений только одного параметра нефти и нефтепродуктов, в частности, массы, выпадает 2−3% общего объема добычи нефти. На первый взгляд, процент небольшой. На деле эта величина соизмерима с нормой прибыли предприятий в рыночной экономике. Ликвидировав данные потери, можно существенно повысить уровень рентабельности нефтяных компаний.

Время измерений по-новому

Вернемся к упомянутым выше «несовершенным» установкам. В советское время повсюду строились и вводились в эксплуатацию многочисленные автоматизированные системы контроля за процессами извлечения углеводородов из нефтяных месторождений, при помощи того же ГЗУ «Спутник». Поскольку все знали о метрологических особенностях ГЗУ, отчеты о добыче из каждой скважины составлялись по принципу «от обратного», то есть суммарная добыча товарной нефти, измеренная в конце технологической цепочки «по-братски» или по другим критериям распределялась на весь работающий фонд скважин.

Раньше действительно были не нужны более прогрессивные и дорогие средства измерений, поскольку недра и д обываемые углеводороды принадлежали исключительно государству. С приватизацией нефтяной отрасли ситуация с собственностью кардинально изменилась. Недровладельцем по-прежнему является государство, но добытое углеводородное сырье является собственностью недропользователя, то есть нефтяной компании. Теперь государство, как недровладелец, наконец, осознало, что без достоверного учета добываемой нефти по каждой скважине не может быть и речи о рачительном, а не варварском использовании ресурсов и о контроле по налоговым платежам недропользователя.

Решение давно назревшей государственной проблемы нашли нефтяные компании России. Благодаря усилиям специалистов появились сначала предварительный, а затем и национальный стандарт ГОСТ Р 8.615−2005. В них впервые в отечественной практике были сформулированы требования к точности измерения нефтяной массы, извлекаемой из скважины, массы содержания в ней самой нефти и объема попутного нефтяного газа.

Доверие федерального центра

Почетная миссия по внедрению нового стандарта была возложена на ВНИИР. Создаваемый по инициативе Федерального агентства по техническому регулированию и Министерства промышленности и торговли РТ Государственный эталонный комплекс по метрологическому обеспечению количества сырой нефти и нефтяного газа (ГЭК) будет единственным в России. В стандарт войдут все необходимые эталоны, которые расположатся на площадях ВНИИРа, включая испытательный полигон, который будет размещен на территории Ново-Суксинской установки подготовки высокосернистой нефти НГДУ «Прикамнефть». В настоящее время разработана первая редакция эскизного проекта технологической части ГЭК.

Как сообщил директор Государственного научного метрологического центра Всероссийского научно-исследовательского института расходометрии Валдерий Иванов, это будет единственный в России центр, который позволит испытывать зарубежные и российские приборы и давать им дорогу в жизнь. Первичные эталоны комплекса будут ориентированы на условия эксплуатации рабочих средств измерения и полностью соответствовать международным стандартам, чтобы в полной мере проходить сличения и признаваться достоверными. Директор ВНИИРа считает, что ГЭК позволит создать дополнительную научную базу для разработки новых приборов, а у разработчиков появится возможность испытывать приборы на специальном полигоне комплекса.

Актуальный вопрос

Надо особо отметить, что новый эталонный комплекс будет иметь непосредственное отношение к учету попутного нефтяного газа (ПНГ). Правительство Татарстана неоднократно подчеркивало, что меры, которые необходимо предпринять для решения проблемы использования ПНГ, должны носить комплексный характер и включать, наряду с организационными, технологические аспекты.

В настоящее время величина добытого попутного нефтяного газа в основном определяется расчетным путем, то есть произведением добытой нефти на газовый фактор. Точные замеры осуществляются только на входе к потребителям, где установлены измерительные устройства. Таким образом, ни одна нефтяная компания республики на сегодняшний день не может подтвердить фактическими данными объемы добычи попутного нефтяного газа, следовательно, и процент его утилизации, который в скором времени должен составить не менее 95%. В то же время, вопрос обеспечения приборами учета носит лишь экономический характер и вполне решаем в довольно короткие сроки. Тем более теперь, когда до ввода эталонного комплекса осталось всего два года.