Генрих Абрамов: Совершенно не понятно отношение к проблемам учета извлекаемых углеводородов со стороны недровладельцев

Тюмень. Управляющий директор ОАО "Сибнефтеавтоматики" Генрих Абрамов выступил на VI общероссийской научно-практической конференции по расходометрии. Генрих Саакович, в частности, сказал:
Как уже стало традицией наших конференций одним из первых докладов мы посвящаем оценке состояния дел с внедрением в повседневную практику нефтедобычи российских стандартов ГОСТ Р 8.615-2005 и ГОСТ Р 8.648-2008, регламентирующих требования к метрологическому обеспечению систем учета при добыче из недр углеводородного сырья.
Нужно откровенно сказать, что внедрение в практику этих ГОСТов безусловно требует от нефтяных компаний определенных затрат, но эти затраты на благо государства, а следовательно и самих нефтяных компаний, подавляющая часть персонала которых являются гражданами России.
Более того, необходимость внедрения требований упомянутых стандартов способствует и повышению роли и значительно большей востребованности метрологических служб нефтяных компаний и государственных метрологических центров.
Теперь перейдем к сухим цифрам статистики.
За первое полугодие всеми нефтяными компаниями было пробурено и введено в эксплуатацию 2444 нефтяных скважин, а это значит, что для обустройства этого количества скважин нефтяным компаниям необходимо было приобрести 300-320 комплектов групповых замерных установок, каждая из которых рассчитана на подключение 8-12 нефтяных скважин. 
Российские производители с этой задачей справились и более того, в отличие от практики прошлых лет, подавляющая часть произведенных групповых измерительных установок, по данным заводов-изготовителей, имеют Сертификаты соответствия требованиям ГОСТ Р 8.615-2005.
Еще одним свидетельством того, что нефтяные компании всерьез занялись решением проблем учета добываемых углеводородов, является то, что и на ранее приобретенных эксплуатируемых групповых установках начаты работы по их модернизации. В силу информационной закрытости нефтяных компаний, мы не можем привести точных количественных данных, но по нашим данным: нефтяная компания «Сургутнефтегаз» достаточно успешно реализует свою программу реконструкции и модернизации АГЗУ типа «Спутник»; нижневартовские подразделения «ТНК-ВР» так же достаточно успешно реализует аналогичную программу.
Кроме того, по данным ОАО ИПФ «СИБНА», являющейся одним из основных поставщиков счетчиков газа для групповых замерных установок, только в 2009 году (за 9 месяцев) для указанных целей нефтяным компаниям было поставлено 455 комплектов счетчиков газа. Таким образом можно констатировать, что в повседневную практику начато активное внедрение требований ГОСТ Р 8.615-2005 и ГОСТ Р 8.647-2008. И что самое отрадное, проблема учета добываемого попутного нефтяного газа стала востребованной нефтяными компаниями.
Все мы, участники наших ежегодных конференций, можем считать себя причастными к этим достижениям, так как из года в год на проводимых конференциях говорили о необходимости и технических и метрологических возможностях решения проблем учета сырой нефти и попутного нефтяного газа.
Но достигнутые успехи не позволяют всем нам почивать на лаврах, так как изменяющиеся технологические приемы добычи нефти и техническое переоснащение нефтепромыслов ставят новые задачи перед разработчиками и производителями средств и систем измерений.
В качестве примеров приведем несколько проблем, без решения которых на некоторой части нефтяных скважин уже сегодня возникают сложности в выполнении качественных и надежных измерений.
1. В повседневную практику вводится новое глубинонасосное оборудование, оснащенное газосепараторами. Эксплуатация такого оборудования приводит к тому, что на поверхности в трубопроводе «скважина -измерительная установка» возникает режим импульсной подачи свободного нефтяного газа с трудно прогнозируемыми характеристиками по длительности импульса и объему газа в импульсе.
2. Аналогичная проблема возникает и при оснащении скважин с частотно-управляемым электрическим приводом глубинонасосного оборудования. Только в этом случае режим работы скважины характеризуется импульсной подачей жидкости. Единственное отличие этого варианта заключается в том, что периодичность этих импульсов можно фиксировать, но для этого нужно получить доступ к системе управления насосного оборудования.
Следует добавить, что обе перечисленные проблемы становятся злободневными, по крайней мере на нефтепромыслах Западной Сибири и поэтому производителям групповых измерительных установок придется искать решение этих проблем.
3.Третья проблема, которой ранее не уделялось должное внимание, это проблема измерений нефтеводогазовых смесей малодебитных скважин южных нефтедобывающих районов.Скважины, сгруппированные для подключения к одной измерительной установке, имеют очень малые дебиты по жидкости (3-35 т/сут) при очень больших разбросах по диапазонам расхода газа в рабочих условиях. Да и сами скважины значительно отличаются друг от друга по расчетным газовым факторам (37,1 – 56156 нм3/т).
Как и какими средствами обеспечить качественные измерения такого набора скважин – это головоломка для разработчиков проектов обустройства таких промыслов и заводов-изготовителей измерительных установок.
К упомянутым проблемам следует также добавить проблему учета количества попутного нефтяного газа в низконапорных газопроводах факельных установок. Эта проблема, не смотря на кажущуюся простоту, таит в себе технологические и технические сложности и как показали межведомственные испытания, организованные и проведенные ОАО «Газпром» (2009 г.), большинство известных методов измерений практически не пригодны для использования на низконапорных факельных линиях (ультразвуковые, осредняющие трубки, сужающие устройства, турбинные, ротационные и др.).
Конечно же, все перечисленные проблемы будут со временем решены силами разработчиков средств измерений, но затратим мы на это гораздо больше времени, чем если бы объединили свои усилия со специалистами нефтяных технологических и проектных институтов. И, пользуясь присутствием на конференции представителей таких организаций (КогалымНИПИнефть, СургутНИПИнефть и др.), приглашаем Вас к научно-техническому сотрудничеству в решении этих и других проблем.
Теперь несколько слов о том, что сделано за прошедшие два года в части теоретического и методологического обеспечения при измерениях расходных параметров продукции нефтяных скважин.
Силами ОАО ИПФ «СИБНА», ИГ «Нефтегазовые системы» и ФГУП «ВНИИР»:
а) практически решены все основные технические проблемы с определением расходных параметров по жидкости, нефти и газу уже эксплуатируемых месторождений Западной Сибири;
б) завершены расчетные обоснования метрологических возможностей всех существующих типов групповых измерителей дебита;
в) разработано расчетное введение поправок на уносимый нефтью растворенный и окклюдированный газ;
г) разработаны и внедрены алгоритмы сведения балансов добываемой нефти в цепочке «скважина – товарный узел учета» с введением поправок на дебиты и погрешности измерений каждой скважины.
Все эти и другие работы прошли апробацию и утверждены или находятся на рассмотрении государственными центрами.
В завершение представленной оценки состояния дел с внедрением требований ГОСТ Р 8.615-2005 и ГОСТ Р 8.647-2008 не можем не обратить внимание участников конференции на проблемы не технического и технологического характера.
1. Не очень понятна тендерная политика нефтяных компаний, когда качественные характеристики изделий приносятся в угоду низких цен, то есть сегодня главное купить дешевле, а последующие издержки никого не волнуют. Складывается такое впечатление, что в нефтяных компаниях техническую и метрологическую политику диктуют только специалисты по материально-техническому обеспечению.
2. Настойчивая и последовательная позиция ряда нефтяных компаний в работе ТК 024 по дискредитации требований ГОСТ Р 8.615-2005, внесением различных поправок (изменений) к ГОСТу путем голосования, а не научно-технической или метрологической аргументацией.
Такой политике, к сожалению, содействуют заводы-изготовители своими низкокачественными нормативными документами (МВИ) и обилие многочисленных центров, имеющих право сертификации ИУ.
3. Совершенно не понятное отношение к проблемам учета извлекаемых из недр углеводородов со стороны недровладельцев: с одной стороны есть заинтересованность в совершенствовании и упорядочении процедур контроля за счет развития нормативно-технической и методологической базы, а с другой стороны отсутствие реальных действий к «принуждению» нефтяных компаний к внедрению требований ГОСТ Р 8.615-2005, а не представлению различных сомнительных Сертификатов на измерительные установки.
Наверное только отсутствием требовательности со стороны недровладельцев можно объяснить появляющиеся требования ряда нефтяных компаний к заводам-изготовителям: сертифицируйте на соответствие требованиям ГОСТ Р 8.615-2005 замерные установки типа «Спутник», разработанные в конце 60-х годов прошлого века.
Таким образом, в практике внедрения ГОСТа складывается обстановка, напоминающая замкнутый круг:
- с одной стороны государство, как недровладелец, инициирует и финансирует разработку нормативных документов (ГОСТов, РД и т.п.) силами Госстандарта и различных центров;
- с другой стороны нефтяные компании, требующие от производителей оборудования максимально упрощенных и дешевых, но сертифицированных, измерительных установок;
- и с третьей стороны заводы-изготовители, готовые ради сегодняшних заказов делать что угодно, пользуясь услугами многочисленных государственных испытательных центров по сертификации «это что угодно».
Поскольку эта ситуация длится уже более 4-х лет, наверное настала пора внесения некоторых мер по изменению регламентов контроля со стороны госструктур за количеством извлекаемых нефтяными компаниями углеводородов.
В связи с этим предлагаем в решениях нашей конференции сформулировать обращение к руководству «Агентства по техническому регулированию» о корректировке отдельных положений и принятых изменений ГОСТ Р 8.615-2005.