Войти
В нефтяной отрасли распределение относится к практике взлома уменьшение количества извлеченных углеводородов из различных источников. Распределение помогает присвоить права собственности на углеводороды, поскольку каждый элемент, вносящий вклад в объединенный поток или в хранилище нефти, может иметь уникальное право собственности. Содействующими источниками в этом контексте обычно являются добывающие нефтяные скважины, доставляющие потоки нефти или потоки природного газа в смешанный поток или хранилище.
Термины учет углеводородов и распределение иногда используются как синонимы. Учет углеводородов имеет более широкую сферу применения, используя преимущества результатов распределения, это процесс управления нефтью, с помощью которого определяется и отслеживается право собственности на добытые углеводороды от точки продажи или разгрузки до точки добычи. Таким образом, учет углеводородов также охватывает управление запасами, материальный баланс и методы отслеживания прав собственности на углеводороды, транспортируемые в транспортной системе, например через трубопроводы потребителям, удаленным от производственного предприятия.
В проблеме распределения участвующими источниками более широко являются потоки природного газа, потоки текучей среды или многофазные потоки, полученные из пластов или зон в ну, из скважин и из месторождений, единых производственных объектов или производственных объектов. При учете углеводородов количество извлеченных углеводородов может быть дополнительно разделено по собственности, по категориям «себестоимость нефти» или «прибыльная нефть» и разбита на отдельные типы фракций состава. Такими компонентами могут быть алкан углеводороды, доли точки кипения и мольные массовые доли.
Термин «распределить» используется в том смысле, чтобы обозначать распределение согласно плану, но этимология также может быть связана с «целевым назначением». Термин «учет» используется для обозначения обоснования действий.
В контексте учета углеводородов нефтяное месторождение - это территория, разработанная для разведки углеводородов из одного или нескольких пластов. в метро. Иногда одна скважина добывает углеводороды из более чем одной геологической формации или пласта , следовательно, может быть полезно разделить нефтяное месторождение и потоки из скважины на пласты или слои. Более чем одно нефтяное месторождение может иметь общую инфраструктуру, такую как установки по переработке нефти и трубопроводы. Полевая деятельность регулируется юрисдикцией государства и лицензионным договором. Контракт представляет собой деловую договоренность по разведке нефтяного месторождения между лицензиаром (владельцем прав на добычу полезных ископаемых, на суше в Соединенных Штатах, часто владельцем земли, в других местах часто государство владеет правами собственности на полезные ископаемые, включая нефтяные резервуары) и лицензиату на разделение инвестиционных затрат, эксплуатационных расходов и доходов от нефтяного месторождения. В случае соглашения о разделе продукции, СРП, лицензиат берет на себя все затраты на разработку и возмещает этот капитал за счет «костной нефти». «Прибыльную нефть» поделят лицензиат и государство. Лицензиатом может быть одна нефтяная компания или часто группа компаний, разделяющих риски, затраты и прибыль в партнерстве, консорциуме или совместном предприятии. Когда участвует более одной компании, используется термин «члены группы, владеющие долей», и бизнес-договор по добыче нефти определяет соотношение затрат и доходов для каждой компании-члена. Если используется система концессионных лицензий , а не контрактного типа налогового режима для нефти, право собственности на добытые углеводороды распределяется в соответствии с фиксированным капиталом каждой компании-члена.
Выделение месторождений или выделение платформы обозначают случаи распределения, когда источники вклада представляют собой более одного месторождения или более одной морской платформы, что превращает смешанный поток в трубопровод.
Распределение скважин - это термин, используемый в случае, когда источником вклада являются добывающие нефтяные скважины или любой тип нагнетательной скважины.
Распределение компонентов: в то время как термин "распределение продуктов" используется для распределения основных групп продуктов, таких как ингредиенты нефти, газа или конденсата (фазовые фракции), например, для скважины, вносящей вклад, распределение компонентов разбивается и выделяется индивидуальный углеводороды алкан, такие как метан и этан, до 3 изомеров пентанов в потоке природного газа. Компоненты потоков сырой нефти, подлежащие распределению, могут быть разделены на фракции точка кипения.
Другие комбинаторики в отношении срока распределения включают распределение добычи, распределение углеводородов, распределение трубопроводов и обратное размещение. Распределение по экспорту означает распределение при коммерческом учете, когда объемы добычи передаются с нефтяного месторождения. Распределение при экспорте определяет, какое именно количество оплачивается каждому партнеру по контракту. Распределение прав собственности также используется для обозначения распределения доходов от добытых углеводородов по каждому партнеру в зоне лицензирования или совместной деятельности.
Распределение - это непрерывный процесс, основанный на измерениях расхода или объема , который дает распределение участвующих источников, часто с окончательным расчетом за день, что, в свою очередь, обеспечивает основу для ежедневного отчета о добыче в случае месторождения, добывающего углеводороды. Кроме того, процесс распределения может быть разработан для разделения потока нескольких продуктов отдельных ингредиентов или фазовых фракций, например, когда попутный газ и вода поставляются с потоком сырой нефти, и каждая фракция в смешанном потоке или хранилище выделяется между участниками и его собственником. Традиционная практика распределения предусматривает выполнение количественных расчетов для сырой нефти, конденсата природного газа и попутной воды на основе результатов измерений периодических, ограниченных по времени скважинные испытания. Природный газ потоки из скважин с чистым газом обычно измеряются непрерывно на отдельных устьях скважин или вблизи них..
В более широком контексте учета углеводородов; все измерения и параметры, используемые для расчетов, хранятся в хранилище данных, результаты расчетов вместе с методами, используемыми в расчетах, хранятся в порядке, приемлемом для внутреннего и внешнего аудита. Сохраненные результаты могут быть дополнительно использованы для оптимизации характеристик коллектора на продуктивном месторождении, возможно, для оптимизации использования в случае транспортной системы.
В процессе учета углеводородов особое внимание уделяется отслеживанию всех потоков углеводородов до тех пор, пока не произойдет продажа покупателю или углеводороды не будут утилизированы, включая все выбросы текучей среды, выпускные отверстия и сжигание газа, потребление газа для производства электроэнергии на объекте и количества испарения из нефтехранилищ. Аналогичным образом, измерения расхода воды и газа, закачиваемого в пласт через нагнетательные скважины, являются частью учета углеводородов.
Распределение коммерчески связано с необходимостью распределения затрат, доходов и налогов между несколькими участниками, сотрудничающими в разработке месторождений и добыче нефти и газа. Существуют различные стимулы для сотрудничества, одним из которых является разделение рисков и затрат, практика выдачи лицензий на разведку и добычу партнерству нефтяных компаний. Другой целью является повышение эффективности добычи за счет извлечения из нескольких земельных участков или нескольких нефтяных месторождений путем совместной организации добычи, также называемой унитизацией.
Распределение добычи по стволу скважины или заканчиванию требуется для моделирования коллектора, когда динамическая геологическая модель согласована с историей и используется для прогнозирования добычи.
Принцип единичной добычи, позволяющий более эффективно разрабатывать новые разведочные площади, был установлен для месторождения Ван в штате Техас, США, с 1929 года, и эта практика превратилась в широко распространенный «скрытый закон объединения» в Техасе. Еще до 1929 года была установлена практика совместного использования оборудования для извлечения из нескольких скважин. Сегодня в большинстве штатов США, кроме Техаса, действуют законы об обязательной унитизации. Владение и добыча нефти и газа на территории США регулируется действующим законом США о нефти и газе.
Разделение рисков совместным предприятием нескольких компаний при разработке, добыче и транспортировке месторождений, а также нисходящий поток также ведется долгое время, особенно для трансграничных договоренностей. В Северном море нефтяные компании разделяли риски в консорциумах, и в первоначальном лицензионном раунде, регулируемом норвежским правительством, более половины лицензий были предоставлены партнерствами нескольких лицензиатов. Также наблюдается явная тенденция к переходу к предоставлению лицензий партнерствам.
В последнее время экономия средств стала стимулом для совместного использования инфраструктуры для обработки и транспортировки нефти и газа в районах добычи с земли. Разрабатываются методы распределения обратных взносов в смешанные потоки в трубопроводе, когда нефть транспортируется из совокупности морских нефтяных месторождений на наземные терминалы в Азии.
Недавняя реструктуризация в этой отрасли для обогащенной нефти добыча, разработка глубоководных месторождений и использование систем подводной добычи, которые объединяли потоки добычи с нескольких нефтяных месторождений, усиливают требования к гибким и точным системам распределения, чтобы не отставать от перехода от обычных испытаний потока скважин до преобладания моделирования моделей, виртуальных расходомеров и многофазных расходомеров.
Распределение дает множество эксплуатационных преимуществ. Подробные результаты распределения по скважинам или даже по нефтяным или газовым пластам на скважину используются для управления производственным процессом.
Результаты процесса распределения являются важной основой для производственной отчетности правительствам и партнерам, а результаты распределения могут также использоваться во внутренних системах оператора для продаж продукции, бухгалтерского учета, планирования ресурсов предприятия, хранилище данных и информация управления. Учет распределения и учета углеводородов является вспомогательной информацией для более широкой сферы деятельности по учету нефти, последний учитывает бизнес-цикл жизненного цикла и финансовые аспекты операций на нефтяных месторождениях.
Прозрачность, справедливость и соответствие Требования аудита являются фундаментальными критериями для разработки практик и методов распределения. Кроме того, внедренные процессы должны быть рентабельными, а также практичными в эксплуатации. Требования к процессам измерения и соответствующему процессу распределения устанавливаются законодательством и соответствующим государственным органом, контрактные документы, регулирующие отношения между оператором, партнерами, лицензиаром и правительством, также могут содержать руководящие принципы распределения. Подробную информацию о конфигурации и настройке конструкции можно найти в имеющихся схемах трубопроводов и КИП, схемах технологических процессов и другой документации, показывающей измерение расхода и соединения между точками измерения через перетекать из колодцев в точки продаж. PID, показывающая скважинные датчики, также может способствовать разработке процесса распределения.
Партнеры, участвующие в любой системе распределения, согласовывают и устанавливают набор принципов, которым нужно следовать. В принципах указываются единицы и типы измерений, используемые при распределении, то есть где следует учитывать массу, объем, молярный или энергетический баланс. Поскольку физические свойства углеводородов постоянно меняются при смешивании углеводородов из различных источников, влияющих на теплопередачу и изменения давления и температуры, владельцам углеводородов в смешанном материале не могут быть выделены материалы, равные физически доставленным. из их колодца. Например, два многофазных потока смешиваются, один с нефтью с молярной массой 107 и газом 20 кг / кгмоль, другой с 116 и 21 соответственно, может привести к смешанному потоку 115 кг / кгмоль для нефти и мольной массы 20,3 кг / кгмоль для газа. Принципы распределения учитывают этот эффект.
Рисунок 1: Иллюстрация настройки счетчика в задачах распределения, упрощенная для ясности. Обрабатывающий завод основного месторождения «А» разделяет, обрабатывает и экспортирует потоки углеводородов из месторождения «А» и двух вспомогательных месторождений «В» и «С».. Легенда: красный M - это коммерческий счетчик, черный M - фискальный счетчик, серый M обозначает необязательный счетчик распределения. Системы распределения, показанные на рисунке справа:
Не все потоки и измерения на производственном предприятии будут подпитывать процесс распределения, но все распределения требуют как минимум измерения общего оттока или общего объема вместе с измерения, или оценки, или некоторые физические свойства составляющих потоков, включенных в общую сумму.
Фискальные измерения соответствуют установленным в юрисдикции требованиям к точности налоговых платежей правительству; измерения для коммерческого учета соответствуют требованиям, предъявляемым к финансовым операциям между покупателями и продавцами углеводородов; измерения распределения помогают поддерживать выделение всех участников объединенного потока, тем самым также поддерживая распределение владения. Размеры распределения могут не соответствовать стандартам коммерческого учета.
| Местоположение потока | Тип измерения | Распределение |
| Расход в экспортной транспортной системе (трубопровод, цистерна, грузовик) | Финансовые измерения и. Измерение коммерческого учета | Обратное присвоение месторождению или скважине, распределение собственности |
| Переток в промежуточное хранилище жидкости и из него | Измерение коммерческого учета | Обратное распределение месторождению или скважина |
| Расход к потреблению, мощности, факелу | Финансовые измерения | Н / Д |
| Поток к общему объекту со спутникового месторождения | Измерение коммерческого учета ( при смене владельца) | Распределение месторождений |
| Поток из коллектора | Измерение распределения | Обратное распределение в скважину или пласт |
| Поток из газовой скважины | Например с ультразвуковым расходомером | |
| Расход из нефтяной скважины | Испытание скважины или, например, с помощью многофазного расходомера | |
| Различные потоки в технологической установке | Измерители с достаточной точностью | |
| Таблица 1 : Подборка мест, где измеряются потоки. Список не является исчерпывающим. | ||
Когда количество готовой обработанной жидкости, например нефть, была измерена, еще предстоит преобразование от указанного к чистому количеству, подлежащему учету:.
где
указанная величина представляет собой общий измеренный объем
V-Cone Расходомер с выступом фланцами под приварку Расходомеры для измерений в нефтегазовой отрасли выбираются на основе типа измерения, производительности a требования к точности и тип измеряемой среды. Доступные на рынке расходомеры характеризуются такими свойствами, как точность, рабочий диапазон: расход, вязкость, скорость, давление и температурные условия, долговечность и требования к калибровке и мониторингу, способность противостоять загрязнителям, впрыскиваемым химикатам, соленой и кислой среде.. Для коммерческого учета жидких углеводородов предпочтительны расходомеры прямого вытеснения и турбинные расходомеры. Для измерения газа наиболее распространены расходомеры с отверстиями для газа и ультразвуковые расходомеры. Кориолисовы расходомеры используются для измерения жидкости, но также могут применяться для измерения газа.
Для применения измерений распределения были приняты многофазные расходомеры, особенно для систем подводной добычи. Это оборудование может определять пропорцию и расход каждой жидкой фазы.
В некоторых местах слишком дорого или непрактично осуществлять измерение расхода, например вниз в колодцы и во многих местах на технологических предприятиях, особенно на подводных установках. Однако для решения проблем распределения в отрасли применяется набор методов и приемов, нацеленных на получение оценок потоков.
Газовая хроматография и изотопный анализ - известные методы, которые используются для определения характеристик проб углеводородного материала. Этот метод также называется «масляный отпечаток пальца» и использует данные о химическом и изотопном составе потока жидкости и газа для каждого собираемого вклада. Образцы из каждого входящего потока анализируются и устанавливаются отпечатки пальцев, например, с использованием методов газовой хроматографии всего масла. Затем эти отпечатки пальцев распознаются в совокупных потоках, которые, в свою очередь, могут помочь в распределении ресурсов по источникам.
Применения этого метода включают выделение одиночного пласта или пласта в смешанной скважине и распределение смешанной трубопроводной нефти по сопутствующим месторождениям нефти. Кроме того, использование отпечатков пальцев широко распространено географически, включая Северную Америку и Ближний Восток.
Существуют различные методы оценки дебита скважин, когда измерения дебита недоступны. Модели описывают поведение многофазных потоков в различных условиях, и им постоянно предоставляются показания давления, температуры и перепада давления на трубке Вентури и плотности, а также других свойств. на основе ансамбля ассимиляция данных методы являются одними из доступных методов для обратного распределения пластам-коллекторам.
Виртуальный расходомер - это тип реализации, использующей такие методы. Некоторые газовые и конденсатные месторождения в Северном море разрабатываются с использованием подводных шаблонов, где многофазные расходомеры устанавливаются для каждой скважины, а виртуальные расходомеры для каждой скважины используются в качестве резервной копии для и резервирование расходомеров.
Модели процесса и модели фазового поведения - это другие реализации оценки скорости. С помощью имеющегося в продаже программного обеспечения модели процессов моделируют поведение углеводородов на перерабатывающей установке. Среди прочего, он используется для расчета коэффициентов усадки или расширения и оценки расхода внутри установки, не имеющей счетчиков. Модели основаны на теории термодинамики для прогнозирования поведения компонентов в потоках. Примерами уравнений состояния, которые участвуют в вычислениях в таких моделях, являются уравнение состояния Пенга-Робинсона и / или модификация Соаве Редлиха-Квонга. Модели процессов с имитацией используются в системах распределения на заводах в Северном море.
В нефтегазовой отрасли обычно регулирующие органы страны устанавливают требования ко всем измерениям добытых углеводородов, если такие измерения влияют на налоги или роялти государству, фискальные измерения. Требования можно найти в руководящих принципах и указать конкретный способ определения неопределенностей. Примеры целей в общедоступных стандартах и руководствах:
| Ньюфаундленд,. Лабрадор,. Новая Шотландия | Великобритания. Королевство | Норвегия | |
| Объем жидкости | ± 0,25% | ± 0,25% | ± 0,3% |
| Масса газа | ± 1% | ± 1% | ± 1% |
Например, для размещения нефтяных и газовых скважин на шельфе Ньюфаундленда, Лабрадора и Новой Шотландии Правила бурения и добычи требуют точности в пределах ± 5%.
В общем, общая неопределенность системы распределения связана с неопределенностью измерения каждого измеренного входа. Инвестиции в усовершенствованные измерительные системы и операции для снижения неопределенности могут быть предметом анализа затрат и выгод, который указывает на оптимальную общую неопределенность в распределенных продуктах.
Рисунок 2: Периодический Испытания скважин на добывающей установке - это обычный способ получить расчетный или теоретический вклад в добычу на долю фазы на скважину в месяц. Эта установка получает многофазный поток нефти и газа из многих скважин через коллектор. Поток из одной скважины за один раз попадает в испытательный сепаратор (заштрихован). Расходы на выходе измеряются для каждой фракции фаз. Несложно реализовать измерения расходов смешанных однофазных потоков углеводородов при нормальном давлении и температуре, но часто невозможно измерить дебит отдельных скважин для многофазных потоков из нефтяных скважин, при высокой температуре и давлении, при достижении известной и приемлемой погрешности измерений. Практическая адаптация к этой проблеме состоит в том, чтобы оценить или иным образом подготовить теоретические оценки дебита из отдельных скважин и каким-то образом нормализовать оценки, чтобы выровнять расхождения с измеренным общим потоком продукта из производственного объекта.
Традиционным подходом к оценке производительности отдельного потока из сопутствующих нефтяных скважин в задаче распределения является метод испытания скважины с использованием теста сепаратора.
Это как правило, наиболее интуитивно понятная процедура распределения потока среди источников потока в пропорциях в соответствии с известной величиной.
где
- общее количество в потоке, которое будет выделено.
- измеренная или оценочная количественная часть участника k, например, из теста потока 
- это часть общей суммы, выделенная участнику kВеличина Q может быть массой или энергией а также объем. Расчеты распределения выполняются по фазам, например, нефти, газа и воды соответственно.
Предположим, что потоки отделенной нефти от двух производственных единиц идут в общий резервуар для хранения. Резервуар используется в качестве тайника, чтобы владельцы нефти могли получить свою загрузку в соответствии с планом прав. Распределение сначала рассчитывается с использованием оценочной добычи из каждой скважины, основанной на испытании скважины.
Результаты испытания скважины в мае показаны в колонке «Теоретическая добыча» ниже. Предположим, это было измерено в 610 000 баррелей (скорректированное, измеренное общее количество) нефти, добытой к концу мая 2013 года.
| Завод /. платформа | Скважина | Часы. вносящие вклад | Часы. на тесте | Результаты теста. | Расчет | Теоретическая. добыча | Расчет | Распределение скважины. |
| "Skink" | S-1 | 672 | 24 | 5000 | 5000*672/24 | 140,000 | 140000 * 610000/615800 | 138,681 |
| S-2 | 672 | 24 | 4000 | 4000*672/24 | 112,000 | 112000*610000/615800 | 110,945 | |
| S-5 | 672 | 24 | 4500 | 4500*672/24 | 126,000 | 126000*610000/615800 | 124,813 | |
| Всего завода | 374,440 | |||||||
| "Gecko" | G-2 | 696 | 12 | 2500 | 2500 * 696/12 | 145,000 | 145000 * 610000/615800 | 143,634 |
| G-3 | 696 | 12 | 1000 | 1000 * 696/12 | 58,000 | 58000 * 610000/615800 | 57,454 | |
| G- 5 | 69 6 | 24 | 1200 | 1200 * 696/24 | 34,800 | 34800 * 610000/615800 | 34,472 | |
| Всего завода | 235,560 | |||||||
| Теоретический общий объем резервуара | 615,800 | |||||||
| Скорректированный, измеренный общий (количество нетто) | 610,000 | |||||||
| Таблица 2: В примере показано окончательное распределение по конец месяца.. Он распределяет общую измеренную нефть, 610 000 баррелей, по каждой скважине пропорционально оценкам, полученным по результатам испытаний скважин.. Случай упрощен для целей иллюстрации. | ||||||||
где 
- теоретическая (оценочная) добыча для скважины k; N - количество скважин; 
- количество нетто, измеренная и скорректированная суммаВ таблице 2 коэффициент поля равен 610 000 по сравнению с 615 800, что равно 0,99058.
Эффект фактора месторождения состоит в том, чтобы равномерно распределить разницу между итоговым показателем, измеренным финансовыми методами, и теоретическим итогом, равным 5 800 баррелей, по всем скважинам.
Вероятностное распределение скорости полностью использует доступную конфигурацию измерения и знания о характеристиках шума измерения для достижения более точного распределения, а также неопределенности количественная оценка. Это особенно полезно для точности распределения, когда доступны дополнительные измерения для каждой скважины, такие как дебит жидкости на скважину, полученный с помощью штангового насоса динамометрической карты, или (ручные) измерения доли воды на скважину. Этот метод объединяет измерения, сделанные в разное время, с использованием вероятностной динамической модели для кривой типа добычи.
Когда поток текучей среды принадлежит составной собственности, собственный капитал каждого собственника распределяется в соответствии с их долей. Для договорных отношений совместного предприятия с фиксированными акциями распределение осуществляется пропорционально их доле владения. Соглашения о разделе продукции могут привести к дальнейшему разделению на категории затратной нефти и прибыльной нефти.
Три компании A, B и C сотрудничают в рамках договорного соглашения о совместном предприятии с фиксированными долями капитала. Производственная платформа «Гекко» за месяц экспортировала 235 560 баррелей нефти. Их акции составляют 20, 35 и 45 процентов соответственно, что эквивалентно объемам 47 112 баррелей, 82 446 баррелей, 106 002 баррелей каждой из компаний.
