Оптимизация процессов метрологического обеспечения на нефтедобывающих предприятиях: опыт российских компаний

В настоящее время более 50% отечественного спроса на энергию удовлетворяется за счет добычи нефти и газа, но по мере истощения запасов новые источники, как правило, становятся меньше, более удаленными и расположенными на большей глубине. Углеводороды обычно добываются в виде многофазного потока, представляющего собой смесь нефти, воды и газа. В условиях низкой рентабельности добычи знание расхода каждого из этих компонентов становится критически важным, однако типичные системы измерения многофазных потоков имеют погрешность 20% и более [1]. Кроме того, при добыче нефти на морских месторождениях колебания скорости потока, а также отклонения содержания основного осадка и воды могут дестабилизировать процесс, что приводит к эксплуатационным потерям и штрафам за нарушение экологических норм. Внутренние сложности и отсутствие отслеживаемой эталонной сети, способной независимо оценивать многофазные измерительные приборы, сдерживают усилия отрасли по снижению этих неопределенностей. Отмеченные условия позволяют прийти к заключению, что для преодоления этого барьера необходимо усовершенствовать методику испытаний и внедрять надежные эталонные измерения.

Таким образом, в последнее десятилетие стало ясно, что потребность в испытательных установках, обеспечивающих первичные стандарты для больших потоков на нефтедобывающих предприятиях России, продолжает расти. Традиционно метрологические исследования проводятся с помощью механических или акустических методов, таких как системы с натянутой проволокой или акустика с длинной базовой линией. В настоящее время известно много волновых методов измерения качества нефти и нефтепродуктов с помощью электронных приборов [2]. Однако, несмотря на свою эффективность, эти методы часто имеют низкое разрешение, требуют значительного времени для проведения и ограничены в плане точности и необходимости контроля размеров точек наблюдения.

С другой стороны, новые принципы измерения, такие как ультразвуковые, кориолисовые, измерение вибрации стенок труб, как правило, требуют по крайней мере одного или нескольких повторных проверочных испытаний на каком-либо этапе жизненного цикла прибора, даже если производители утверждают, что «сухая калибровка достаточна». Экономика в сфере переработки и транспортировки нефти и газа требует меньшей погрешности и сопоставимых эталонных значений. В связи с этим, сегодня в отрасли основное внимание уделяется поведению приборов, более высокому среднему времени наработки на отказ, меньшему падению давления, надежности и масштабируемости работы измерительных приборов в сложных технологических условиях.

Метод измерения для конкретного месторождения имеет основополагающее значение с точки зрения характера разработки нефтяного горизонта и должен быть определен на как можно более раннем этапе. Эксперты единогласно сходятся во мнении, согласно которому, вместо того чтобы «подгонять» метод измерения под конкретную разработку месторождения, целесообразнее на этапе проектирования рассмотреть его экономическую эффективность и стандарты измерения [3]. Как только будут ясны вероятные характеристики жидкости (например, «однофазная», «влажный газ»), станет ясно, какой из методов измерения является реально достижимым и наиболее приемлемым в заданных условиях.

Принимая во внимание тот факт, что нефтедобывающие предприятия в России разрабатывают месторождения в различных географических, технических и климатических условиях, используют при этом широкий спектр оборудования и приборов, изучение их опыта в оптимизации процессов метрологического обеспечения представляет значительный научно-практический интерес, что и обусловило выбор темы данной статьи.

Особенности применения на практике различных принципов измерения и различных типов измерительных приборов нефтедобывающими предприятиями России, а также измерительных систем, состоящих из нескольких различных вычислительных устройств, рассматривают в своих публикациях Усачев А.В., Шириев А.Р., Свиридов С.В., Шульман Е.В., Ваглай М.А. [4], Князев С. [5], Ши-риев А.Р., Нурмухаметов Р.Р., Аниферов А.А., Бугуцкий И.В., Дегтярев С.В. [6].

Подходы к определению уровня влажности сырой нефти, которые основаны на квантовых эффектах полупроводниковых материалов детально описывают Онищенко Г.Н. [7], Мирса-етов О.М., Колесова С.Б., Ахмадуллин И.Б., Ахмадуллин К.Б. [8].

Над разработкой концепции «метрологического инжиниринга», в которой посредством итеративного процесса достигается баланс между: оптимальной конфигурацией трубопроводов, минимальными погрешностями, устойчивым поддержанием прослеживаемости, с одной стороны, и эффективной эксплуатацией, допустимыми текущими и капитальными затратами, с другой, трудятся Проня-кин В.И., Комшин А.С. [9], Шорин В.М. [10], Тюшевская О.Ю., Быкова Н.Г. [11].

Актуальность рассматриваемой тематики стимулирует активный научный поиск и появление значительного количества публикаций. Однако, не всем вопросам уделяется должное внимание со стороны научноэкспертного сообщества. Так, например, нерешенной остается проблема оптимизации и подготовки программы сравнительных испытаний на различных участках месторождения путем создания пакета переноса, принимая во внимание передовые методы визуализации схем потоков и создавая полный набор матриц и протоколов испытаний. Кроме того, в дальнейшем развитии и обосновании нуждаются методы моделирования (например, вычислительной гидродинамики (CFD)) для значительного улучшения метрологических характеристик многофазных потоков с использованием малых и полномасштабных экспериментальных испытаний.

Таким образом, цель выполненного исследования заключается в изучении опыта нефтедобывающих предприятий России в области оптимизации процессов метрологического обеспечения.

Основная цель функционирования метрологической системы на нефтедобывающих предприятиях России заключается в определении качества сырой нефти в трубопроводе или нагнетательных линиях, поскольку минимальные погрешности могут привести к существенным финансовым потерям. Измерение элементного содержания нефти имеет решающее значение для сбыта, учета и передачи сырой нефти, контроля коррозии оборудования, расчета материального баланса нефтяных месторождений и минимизации потерь битума в отходах при добыче из нефтеносных песков [3]. Высокое содержание воды, песка и других примесей может привести к загрязнению добываемой нефти и вызвать проблемы с некачественным сырьем и коррозией оборудования. Кроме того, очистка нефти является энергоемким процессом, поэтому чрезвычайно важно правильно рассчи- тывать и минимизировать содержание примесей, а также оптимизировать экономику добычи сырой нефти. Высокая точность и стабильность измерений в реальном времени является ключевым вопросом в операциях добычи, переработке и транспортировке сырой нефти, а также ее хранении и сбыте.

В России системы измерения, используемые для контроля добычи нефти на месторождении, регулируются Федеральным законом от 26.06.2008 № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений», рядом ГОСТов (ГОСТ 8.010-99, ГОСТ 8.563-2009) и нормативными документами Росстандарта. Эта законодательная основа устанавливает минимальные технические, конструктивные и метрологические условия и требования, которым должны соответствовать эти системы измерения, с целью обеспечения достоверности результатов.

Используемые нефтедобывающими предприятиями России методы измерения можно рассматривать в следующей иерархической последовательности (в порядке возрастания погрешности измерения):

• 1.    Непрерывное однофазное измерение каждой фазы после сепарации в специальных измерительных устройствах, предназначенных для минимизации погрешности измерения.

• 2.    Непрерывное, номинально однофазное измерение каждой фазы на отборах нефти, газа и воды из специального сепаратора.

• 3.    Непрерывное многофазное или измерение влажного газа с помощью специального расходомера, установленного на поверхности или под водой.

• 4.    Прерывистое, номинально однофазное измерение каждой фазы на отводах нефти, газа и воды испытательного сепаратора с интерполяцией расходов каждой фазы в периоды между этими «испытаниями скважин».

Оптимальным решением для измерения является такое, при котором необходимость поддержания низкой погрешности измерения уравновешивается экономической эффективностью разработки данного месторождения [5]. В таблице 1 детализированы классы измерений, приведено их описание.

Следует также иметь в виду, что характеристики жидкости могут изменяться в течение всего срока эксплуатации месторождения. Например, добыча из месторождения сухого газа может стать влажной из-за падения пла- стового давления, или водосодержание добываемой нефти может увеличиться до такой степени, что измерительный раствор больше не будет считаться «однофазным». В таких случаях устанавливаются даты ревизии, когда согласованный метод измерения должен быть пересмотрен.

С целью оптимизации процессов метрологического обеспечения на нефтедобывающих предприятиях России используются передовые цифровые технологии, в частности возможности создания «цифрового нефтяного месторождения». Цифровое нефтяное месторождение позволяет отслеживать, оценивать и использовать все операционные данные в режиме реального времени благодаря развитию аналитики данных, облачных вычислений и больших данных, что приводит к принятию более безопасных и устойчивых решений [2]. Рассмотрим более подробно наиболее прогрессивные цифровые технологии, которые нашли свое применение на отечественных предприятиях.

Технология подводного LiDAR .

Эта технология была разработана с целью значительного снижения общей стоимости каждого исследования и получения надежных наборов данных. LiDAR использует скорость лазерных импульсов, которые производят измерения времени пролета для картографирования объектов и окружающей среды, создавая высокоразрешающие 3D-облака точек, которые обеспечивают детальное визуализацию и позволяют извлекать точные измерения и наклоны. Так, например, в процессе подводной добычи нефти на шельфе Охотского моря средняя продолжительность подводных лазерных измерений составляет 2,5 часа, при условии двойного сканирования для 100% проверки данных. Для сравнения, другие стандартные (традиционные) технологии, такие как акустические методы LBL или смешанные методы LBL/инерционные, занимают до 9-12 часов и требуют гораздо большего количества оборудования, при этом дают меньший объем измерений и визуальной информации. Кроме того, уже сегодня технология LiDAR активно внедряется на глубинах от 50 до 3000 метров с длиной измерения от 6 до 90 метров, что позволяет получить значительное улучшение скорости, повторяемости и разрешения.

Таблица 1. Виды метрологических измерений, их характеристики и типовые приложения в нефтедобыче на предприятиях России

Класс измерения	Характеристики	Типичное применение
Однофазное  изме рение	Непрерывное измерение. Однофазное (т. е. после разделения) в специальных измерительных приборах, предназначенных для минимизации погрешности измерения. Это единственный класс измерений с четко определенными пределами погрешности, они составляют ±0,25% (сухая масса) для жидкости и ±1,0% (масса) для газа.	Система экспорта с производственной платформы. Система импорта газа.
Измерение сепаратора продукции	Непрерывное измерение. Номинально однофазные измерения на отводах газа, нефти и воды из сепаратора. Однако в периоды нестабильности процесса может присутствовать более одной фазы. Сепаратор может работать в двухфазном режиме, при этом содержание воды в отводе нефти определяется путем отбора проб или с помощью онлайн-измерителя водосодержания. Как правило, это приводит к более высокой погрешности измерения, чем при трехфазной работе.	Разработка малодебитного месторождения на существующей производственной платформе.
Многофазное измерение и измерение влажного газа	Непрерывное измерение. Одновременное измерение двух или трех фаз в одном измерительном приборе. Применение в условиях «влажного газа» может рассматриваться как подвид многофазного измерения. Измерительный прибор может быть установлен на поверхности или под водой. Погрешность измерения будет одинаковой в обоих случаях, но в последнем случае затраты на техническое обслуживание будут значительно выше	Разработка малодебитного месторождения на существующей добывающей платформе, где экономические или пространственные ограничения не позволяют использовать специальный сепаратор. Установка новых минимальных объектов
Отбор проб потока	Прерывистое измерение. Периодические, номинально однофазные измерения газа, нефти и воды на выходе из испытательного сепаратора. Однако в периоды нестабильности процесса может присутствовать более одной фазы. Прерывистый характер измерений приводит к более высокой погрешности измерений, чем при использовании специального сепаратора для добычи. Работа испытательного сепаратора в двухфазном режиме еще больше увеличивает погрешность измерений.	Разработка малодебитного месторождения на существующей добывающей платформе, где экономические или пространственные ограничения не позволяют использовать специальный сепаратор.
Инференционное измерение	Косвенное измерение. Включает измерение «по разнице». Возможны различные методы – неопределенность будет зависеть от факторов, специфичных для конкретного применения	Если ни один из вышеперечисленных вариантов не является оптимальным решением для измерения.

Одним из ключевых преимуществ метрологии подводного LiDAR является его способность быстро и с высокой степенью точности собирать данные даже в сложных условиях. Подводные LiDAR-системы могут быть установлены на дистанционно управляемых аппаратах, автономных подводных аппаратах или водолазных рамах, что позволяет проводить исследования на различных глубинах и часто в недоступных местах.

Компьютерное зрение .

В процессе метрологических измерений фазы нефти и воды разделяются с помощью электрической дегидратации. В результате получается смесь с четким цветовым различием. Для фотографирования RGB-изображений этой смеси в виде оттенков серого используется недорогой датчик изображений. Алго- ритм IGAVD (accumulated value difference, накопленное значение разницы) необходим для обнаружения пикселей каждого компонента в смеси нефти и воды с последующим получением их координат. После этого содержание воды определяется по соответствию плоскостей изображений.

Основным фактором, влияющим на точность и успех этого метода, является яркость света. Функция диапазона съемки изображений регулируется так, чтобы исключить шумы от других факторов окружающей среды. При выборе источника света необходимо учитывать такие характеристики, как контраст, яркость и устойчивость. Еще одним требованием эффективного использования этого метрологического метода является необходи- мость применения прозрачных емкостей после разделения масляно-водной эмульсии.

Заключение. По мере усложнения условий добычи нефти, значимость метрологии и точных измерений в этом секторе только возрастает. Способность приборов и разработанных подходов обеспечивать высококачественные данные в реальном времени имеет неоценимое значение для поддержки эффективности и устойчивости разработки месторождений.

В статье описан опыт работы нефтедобывающих предприятий России и используемые ими методы в метрологических измерениях. Обсуждаются и приводятся принципы некоторых наиболее распространенных методов измерения, также отдельное внимание уделено современным и перспективным технологиям. Кроме того, приведены результаты сравнительной характеристики различных методов с учетом их оптимального рабочего диапазона, выделены их преимущества и ограничения.