Обзор существующих решений в области модернизации установок по измерению дебита скважин Докладчик: М.В. Кравцов Зам. генерального директора по стратегии ОЗНА

Компания ОЗНА сегодня Сферы деятельности: разработка и производство оборудования для обустройства нефтегазовых месторождений сервис оборудования проектирование объектов обустройства нефтегазовых месторождений решения АСУ ТП объектов обустройства нефтегазовых месторождений Совокупная выручка более 4,5 млрд. рублей Численность работников более 3000 чел., более 200 занятых в сервисе Сервисные подразделения в Башкирии, Нижневартовске, Нефтеюганске 50 летний опыт разработки измерительных систем Произведено более измерительных установок «Спутник»

Актуальность модернизации В 2007 году введен в действие новый ГОСТ 8.615, регламентирующий требования к измерительным системам в нефтегазовой отрасли. Основное требование – измерение трех фаз (нефть+вода+газ) с высокой точностью непосредственно в условиях промысла (на скважине) Следствие – все установки старого типа АГЗУ «Спутник», предназначенные для измерения 2-х фаз продукции скважин (нефть+вода) не соответствуют ГОСТу и подлежат замене или модернизации. В настоящее время формируется государственная программа по утилизации попутного нефтяного газа в России. Цель программы довести процент утилизации попутного газа в России до 95% к 2011 году. Частью программы мероприятий является осуществление измерения газа непосредственно на скважине, что требует модернизации существующих установок в соответствии с новым ГОСТом

Масштаб модернизации В эксплуатации находится установок измерения дебита скважин, из них не соответствуют ГОСТу установок эксплуатируется более 10 лет 70 % установок целесообразно заменить на новые 30 % установок целесообразно модернизировать Временные рамки модернизации 3-5 лет

Системы основанные, на гидростатическом методе измерения Системы, использующие кориолисовые расходомеры (массомеры) Системы, использующие полнопоточные трехфазные расходомеры Существующие системы измерения трехфазной жидкости

Гидростатический метод измерения Преимущества метода: относительно низкая стоимость решения в виде новой установки Недостатки: невозможность эксплуатации на месторождениях с низким газовым фактором; снижение точности измерений с течением времени при формировании отложений парафинов на стенках измерительной емкости; существенные конструктивные изменения при проведении модернизации (требуется замена сепарационной емкости – наиболее сложный процесс);

Системы, использующие кориолисовые расходомеры (массомеры) Преимущества метода: наиболее широкая применимость метода в зависимости от свойств продукции скважин; наименьшие требования к конструктивным изменениям в ходе модернизации наиболее высокая точность измерения Недостатки метода: высокие требования к качеству сепарации; относительно высокая стоимость решения за счет стоимости кориолисовых расходомеров и влагомеров

Системы, использующие полнопоточные трехфазные расходомеры Преимущества метода: высокая компактность измерительного узла и отсутствие необходимости установки сепаратора; Недостатки метода: наиболее высокая стоимость – в 3 раза по отношению к существующим установкам; низкая распространенность в России; наличие радиоактивных источников в составе измерительных узлов

Опыт модернизации в России В настоящее время реализуется начальная фаза проектов по модернизации Общее количество модернизированных установок не превышает 100 Основной проект по модернизации реализуется в ОАО «Сургутнефтегаз» - на сегодня модернизировано 70 установок

Базовое решение по модернизации ОЗНА Модернизация АГЗУ «Спутник» с установкой 2-х кориолисовых расходомеров марки Emerson Micro Motion и влагомера марки Face Dynamics. Состав работ по модернизации: техническое освидетельствование; ремонт установки согласно результатов технического освидетельствования; модернизация установки; стыковка системы АСУ ТП с верхним уровнем

Проведение работ по модернизации в полевых условиях: Преимущества: отсутствие необходимости вывоза установки с месторождения Недостатки: низкая производительность работ; относительно низкое качество исполнения работ; сложность и длительность обкатки в промысловых условиях. Проведение модернизации в стационарных условиях: Преимущества: высокое качество и короткие сроки осуществления работ по модернизации; качественное метрологическое обеспечение процесса модернизации; Недостатки: необходимость затрат на транспортировку установки; зависимость от условий транспортировки процесса модернизации; необходимость организации непрерывности замера на период вывода установки из эксплуатации. Схема проведения работ

Собственные эксплуатационные сервисные организации нефтяных компаний (например: ОАО «Сургутнефтегаз»); Специализированные сервисные организации (например Нефтеавтоматика); Сервисные компании, входящие в машиностроительные холдинги (например, ОЗНА). Основные возможные поставщики сервиса по модернизации

Риски, связанные с недостатком компетенций в области метрологии в специфических условиях (риски осуществления проекта): Риски минимизируются посредством наличия инжиниринговых структур способных корректировать конструкторское решение и программное обеспечение процесса измерения в специфических условиях; Риски, связанные с недостатком компетенций в области выбора решений для конкретных условий (риски удорожания проекта): риски минимизируются посредством детального анализа условий эксплуатации установки (дебет жидкости и газа, обводненность и т.д.) с целью выбора наиболее оптимального решения;. Основные риски процесса модернизации

Риски, связанные с увеличением сроков модернизации, связанные с обеспечением процесса набором комплектующих (риски увеличения сроков проекта): риски минимизируются путем наличия долгосрочных соглашений с поставщиками комплектующих, складов комплектующих, собственных производственных возможностей, способностей предложить альтернативные технические решения и комплектацию. Риски, связанные с сертификацией модернизированной установки риски минимизируются путем взаимодействия с сертифицирующими органами Основные риски процесса модернизации

Спасибо за внимание