Распределение (нефть и газ)

В нефтяной промышленности распределение относится к практике разделения показателей количества добытых углеводородов по различным источникам. ^{[ 1 ]} Распределение помогает распределить права собственности на углеводороды, поскольку каждый элемент, вносящий вклад в смешанный 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 и распределение углеводородов иногда используются как синонимы. ^{[ 2 ]}^{[ 3 ]} Учет углеводородов имеет более широкую сферу применения, используя преимущества результатов распределения. Это процесс управления нефтью, с помощью которого определяется право собственности на добытые углеводороды и отслеживается от точки продажи или сброса до точки добычи. Таким образом, учет углеводородов также охватывает контроль запасов , материальный баланс и методы отслеживания принадлежности углеводородов, транспортируемых в транспортной системе , например, по трубопроводам потребителям, удаленным от производственного предприятия.

В проблеме распределения способствующими источниками в более широком смысле являются потоки природного газа, потоки флюидов или многофазные потоки, полученные из пластов или зон в скважине, из скважин и из месторождений , объединенных производственных предприятий или производственных объектов. При учете углеводородов объемы добытых углеводородов можно дополнительно разделить по формам собственности, по категориям «компенсационная нефть» или «прибыльная нефть», а также разбить на отдельные типы фракций по составу. Такими компонентами могут быть алкановые углеводороды, фракции с температурой кипения, ^{[ 4 ]} и молярные массовые доли. ^{[ 5 ]}^{[ 6 ]}

Область применения и терминология

Термин выделять ^{[ 7 ]} используется в том смысле, что обозначает распределение по плану, но этимология также может быть связана со словом «целевое назначение». ^{[ 8 ]} Термин бухгалтерский учет ^{[ 9 ]} используется в смысле обозначения оправдания действий. ^{[ 10 ]}

В контексте учета углеводородов нефтяное месторождение – это территория, разрабатываемая для разведки углеводородов из одного или нескольких пластов. ^{[ 11 ]} в метро. Иногда одна скважина добывает углеводороды из более чем одной геологической формации или резервуара, поэтому может быть полезно разделить нефтяное месторождение и потоки его скважин по пластам или слоям. Несколько нефтяных месторождений могут иметь общую инфраструктуру, такую как установки по переработке нефти и трубопроводы. Деятельность на местах регулируется юрисдикцией государства и лицензионным договором. Контракт представляет собой деловое соглашение о разведке нефтяного месторождения между лицензиаром ( владельцем прав на добычу полезных ископаемых , на суше в Соединенных Штатах часто является владельцем земли, в других местах часто государство владеет правами на добычу полезных ископаемых, включая нефтяные резервуары). ^{[ нужна ссылка ]} и лицензиат разделяет инвестиционные затраты, эксплуатационные расходы и доходы от нефтяного месторождения. В случае соглашения о разделе продукции (СРП) лицензиат возьмет на себя все затраты на разработку и возместит этот капитал за счет «компенсационной нефти». «Прибыль от нефти» поделят лицензиат и государство. ^{[ 12 ]} 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 групповой собственности», а деловое соглашение по добыче нефти определяет соотношение затрат и доходов для каждой компании-члена. В тех случаях, когда система концессионных лицензий на добычу нефти, используется а не контрактный тип налогового режима в нефтяной отрасли , право собственности на добытые углеводороды распределяется в соответствии с фиксированными акциями каждой компании-члена.

Более конкретные определения

Распределение месторождений или распределение платформ означает случаи распределения, когда источниками вклада являются более одного месторождения или более одной морской платформы, образующие смешанный поток в трубопровод. ^{[ 13 ]}

Распределение скважин — это термин, используемый в случае, когда источниками вклада являются добывающие нефтяные скважины или нагнетательные скважины любого типа.

Распределение компонентов : хотя термин «распределение продуктов» используется для распределения основных групп продуктов, таких как ингредиенты нефти, газа или конденсата (фракции фазы), например, по добывающей скважине, ^{[ 14 ]} Распределение компонентов расщепляет и выделяет отдельные алкановые углеводороды, такие как метан и этан , до 3-изомеров пентанов в потоке природного газа. Компоненты потоков сырой нефти, подлежащие распределению, могут быть разделены по фракциям с температурой кипения . ^{[ 4 ]}

Другая комбинаторика термина распределения включает распределение производства , ^{[ 15 ]} распределение углеводородов , ^{[ 16 ]} распределение конвейера и обратное распределение . ^{[ 13 ]}^{[ 17 ]}^{[ 18 ]} Экспортное распределение означает распределение при коммерческом учете, когда объемы добычи передаются с нефтяного месторождения. Распределение при экспорте определяет, за какое именно количество будет выплачиваться оплата каждому партнеру по контракту. ^{[ 19 ]} Распределение прав собственности также используется для обозначения распределения доходов от добытых углеводородов по каждому партнеру по лицензии или территории совместной деятельности.

Объем

Распределение представляет собой непрерывный процесс, основанный на измерениях расхода или объема , который обеспечивает распределение вносящих вклад источников, часто с окончательным расчетом за день, что, в свою очередь, обеспечивает основу для ежедневного отчета о добыче в случае месторождения, на котором добываются углеводороды. Более того, процесс распределения может быть спроектирован таким образом, чтобы разделить поток множества продуктов на отдельные ингредиенты или фракции фаз, например, когда попутный газ и вода подаются с потоком сырой нефти, ^{[ 10 ]} и каждая фракция в объединенном потоке или хранилище распределяется между участниками и ее владельцем. Традиционная практика распределения предполагает выполнение расчетов количества сырой нефти , конденсата природного газа и попутной воды на основе результатов измерений периодических, ограниченных по времени испытаний скважин . Расходы природного газа из скважин чистого газа обычно измеряются непрерывно на устьях отдельных скважин или вблизи них .

В более широком контексте учета углеводородов; все измерения и параметры, используемые для расчетов, помещаются в хранилище данных, результаты расчетов вместе с использованными в расчетах методами сохраняются в порядке, приемлемом для внутреннего и внешнего аудита. Сохраненные результаты могут быть дополнительно использованы для оптимизации эксплуатационных характеристик продуктивного месторождения, 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 сбросы жидкостей, выбросы и сжигание газа в факелах , потребление газа для производства электроэнергии на объекте, а также количество испарения из нефтехранилищ. Аналогично, частью учета углеводородов являются замеры закачиваемого притока воды и газа в пласт через нагнетательные скважины.

Спрос на распределение

Распределение является коммерческим и основано на необходимости распределения затрат, доходов и налогов между многочисленными игроками, 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 производства путем добычи полезных ископаемых из нескольких земельных участков или нескольких нефтяных месторождений путем совместного производства, что также называется унификацией.

Распределение добычи по стволу скважины или заканчиванию требуется для моделирования пласта, когда динамическая геологическая модель адаптируется к историческим данным и используется для прогнозирования добычи.

История

Принцип унифицированного производства, позволяющий более эффективно разрабатывать новые разведочные площади, был установлен на месторождении Ван в штате Техас , США, с 1929 года. ^{[ 20 ]}^{[ 21 ]} и эта практика превратилась в широко распространенный «скрытый закон унификации» в Техасе. ^{[ 22 ]} Еще до 1929 года рано установилась практика совместного использования оборудования для добычи из нескольких скважин. ^{[ 23 ]} Сегодня в большинстве штатов США, за исключением Техаса, действуют законы об обязательном объединении. Право собственности и добыча нефти и газа на недрах США регулируются действующим законодательством о нефти и газе США .

Разделение рисков совместным предприятием нескольких компаний по разработке месторождений, добыче и транспортировке, а также деятельности по переработке также происходит в течение длительного времени, особенно в отношении трансграничных соглашений. ^{[ 24 ]} В Северном море нефтяные компании делили риски в консорциумах, и на начальном раунде лицензирования, регулируемом норвежским правительством, более половины лицензий было выдано партнерствам нескольких лицензиатов. ^{[ 25 ]} Также наметилась четкая тенденция к переходу к выдаче лицензий товариществам.

В последнее время экономия средств стала стимулом для совместного использования инфраструктуры переработки и транспортировки нефти и газа в районах добычи из-под земли. Разрабатываются методы обратного распределения вкладов в смешанные потоки в трубопроводе, когда нефть транспортируется из совокупности морских нефтяных месторождений на береговые терминалы в Азии. ^{[ 13 ]}

Недавняя реструктуризация в этой отрасли для повышения нефтеотдачи , разработки глубоководных месторождений и использования систем подводной добычи, которые объединяют потоки добычи с нескольких нефтяных месторождений. ^{[ 26 ]} усилить требования к гибким и точным системам распределения, чтобы не отставать от традиционного тестирования потока скважин к преобладанию модельного моделирования, виртуальных расходомеров и многофазных расходомеров. ^{[ 27 ]}

Преимущества

Распределение дает множество эксплуатационных преимуществ. Подробные результаты распределения по скважинам или даже по пластам нефти или газа на скважину используются для управления производственным процессом.

Результаты процесса распределения являются важным источником производственной отчетности для правительств и партнеров, а результаты распределения могут также использоваться во внутренних системах оператора для продаж продукции, бухгалтерского учета , планирования ресурсов предприятия , хранилища данных и управленческой информации . Распределение и учет углеводородов служат вспомогательной информацией для более широкой сферы бизнеса, связанной с учетом нефти , причем последняя учитывает бизнес-цикл жизненного цикла и финансовые аспекты операций на нефтяных месторождениях. ^{[ 28 ]}

Практика и методы распределения

Прозрачность, справедливость и соответствие требованиям аудита являются основополагающими критериями разработки практики и методов распределения. Кроме того, внедренные процессы должны быть экономически эффективными, а также практичными в эксплуатации. Требования к процессам измерения и связанному с ним процессу распределения устанавливаются законодательством и соответствующим государственным органом; контрактные документы, регулирующие отношения между оператором, партнерами, лицензиаром и правительством, также могут содержать рекомендации по распределению. Подробности проектной конфигурации и настройки можно прочитать в имеющихся схемах трубопроводов и приборов , технологических схемах и другой документации, показывающей измерение расхода и соединения между точками измерения через поток от скважин к точкам продаж. P&ID, показывающий скважинные датчики, также может способствовать разработке процесса распределения.

Партнеры, участвующие в любой системе распределения, согласовывают и устанавливают набор принципов, которым необходимо следовать. В принципах указаны единицы и типы измерений, используемые при распределении, т.е. где учитывать массу, объем, молярный или энергетический баланс. Поскольку физические свойства углеводородов постоянно изменяются при смешивании углеводородов из различных источников, под влиянием теплопередачи и переходов давления и температуры, владельцам углеводородов в смешанном материале не могут быть выделены материалы, равные тем, которые физически доставлены из их скважины. Например, смешиваются два многофазных потока: один с нефтью с молярной массой 107 и газом с молярной массой 20 кг/кгмоль, другой с молярной массой 116 и 21 соответственно, что может привести к образованию смешанного потока с молярной массой 115 кг/кгмоль для нефти и молярной массы 20,3 кг/кгмоль для газа. Принципы распределения учитывают этот эффект. ^{[ 2 ]}

Примеры конфигураций

Системы распределения показаны на рисунке справа:

Каждое из месторождений «B» и «C» представляет собой базовую систему распределения, в которой все измеренные объемы вытока с месторождения распределяются по соответствующим скважинам, и распределение может проводиться по всем фазам: нефти, газу, воде. («B» и «C» могут иметь только подводные установки.)
Месторождение «А» — нефтяное месторождение, на котором добывается жидкость из нефти, пластовой воды и попутного газа. Если подключение к трубопроводу отсутствует, поле «А» иллюстрирует типичный случай распределения. Перерабатывающий завод разделяет сырую нефть на три фракции. Учетные станции в пункте экспорта удовлетворяют требованиям коммерческого учета , измерительные приборы для факельного газа являются фискальными измерениями, если они подлежат налогообложению, это зависит от нормативных требований. При использовании процессов оценки измерения потоков скважин обычно имеют меньшую точность или не устанавливаются расходомеры.
В целом совокупность полей представляет собой систему распределения полей, в которой вклады в продаваемые продукты распределяются по каждому из трех полей.

Измерения

Не все потоки и измерения на производственном предприятии будут способствовать процессу распределения, но все распределения требуют, по крайней мере, измерения общего оттока или общего объема, а также измерений или оценок или некоторых физических свойств вносящих вклад потоков, включенных в общая сумма.

Фискальные измерения соответствуют установленным законом требованиям к точности в юрисдикции для налоговых платежей правительству; Коммерческие измерения соответствуют требованиям финансовых операций между покупателями и продавцами углеводородов; Измерения распределения помогают поддерживать распределение всех участников смешанного потока, посредством чего они также поддерживают распределение прав собственности. Измерения распределения могут не соответствовать стандартам коммерческого учета.

Измерение и распределение расхода
Расположение потока	Тип измерения	Распределение
Поток в экспортную транспортную систему (трубопровод, цистерна, грузовик)	Фискальное измерение и Коммерческое измерение	Обратное распределение на месторождение или скважину, распределение прав собственности
Поток в промежуточное хранилище жидкости и из него	Коммерческое измерение	Обратное распределение на месторождение или скважину
Расход на потребление, мощность, факел	Фискальное измерение	Н/Д
Поток на общий объект со спутникового месторождения	Коммерческий учет при передаче (при смене владельца)	Распределение полей
Поток из резервуара	Измерение распределения	Обратное распределение в скважину или пласт
Поток из газовой скважины	Например, с помощью ультразвукового расходомера
Поток из нефтяной скважины	Проверка скважины или, например, с помощью многофазного счетчика
Различные потоки внутри перерабатывающего предприятия	Счетчики с достаточной точностью
Таблица 1: Выбор мест, где измеряются потоки. Список не претендует на то, чтобы быть полностью исчерпывающим. ^{[ 30 ]}

Скорректированное, измеренное общее количество жидкости (количество нетто)

После измерения количества готовой переработанной жидкости, например масла, необходимо еще выполнить преобразование от указанного количества к чистому количеству, подлежащему учету: ^{[ 31 ]}

Q_{n}=Q_{i}*MF*CTL*SF*SW

где

Q_{i}

указанное количество представляет собой брутто измеренный объем

MF, Meter Factor , корректируется в соответствии с фактическим объемом, этот коэффициент определяется зондированием.

CTL — это поправочный коэффициент объема, учитывающий влияние температуры на жидкость. ^{[ 32 ]}

SF, коэффициент усадки , корректируется с учетом изменений давления, температуры и состава, например, усадка жидкости происходит, когда давление падает и компоненты переходят в газовую фазу.

SW (S&W), коэффициент отложений и воды , корректируется с учетом остаточной воды и загрязнений , определяемых путем анализа проб.

Расходомеры

Расходомеры для измерений в нефтегазовой отрасли выбираются в зависимости от типа измерения, требований к производительности и точности, а также типа измеряемой среды. Доступные на рынке счетчики характеризуются такими свойствами, как точность, рабочий диапазон: расход, вязкость, скорость, давление и температурные условия, долговечность и необходимость в калибровке и мониторинге, способность противостоять загрязнениям, впрыскиваемым химикатам, соленой и кислой среде. . Для коммерческого учета жидких углеводородов счетчикам объемного типа и турбинным счетчикам . предпочтение отдается ^{[ 33 ]} Для учета газа газовые диафрагменные счетчики и ультразвуковые расходомеры . наиболее распространены ^{[ 34 ]} Кориолисовые счетчики используются для измерения жидкостей, но также могут использоваться для измерения газа. ^{[ 35 ]}

Для измерения распределения многофазные расходомеры были приняты , особенно для подводных систем добычи. Это оборудование способно определить долю и скорость потока каждой жидкой фазы.

Оценки, альтернативы мер

В некоторых местах слишком дорого или непрактично осуществлять измерение расхода, например, в скважинах и во многих местах на технологических заводах, особенно на подводных заводах. Однако для решения проблем распределения в отрасли принят ряд методов и приемов, направленных на получение оценок потоков.

Геохимическое распределение

Газовая хроматография и изотопный анализ являются известными методами, которые используются для определения характеристик проб углеводородного сырья. ^{[ 36 ]} Этот метод также называется дактилоскопией нефти и использует данные о химическом и изотопном составе потоков жидкости и газа для каждого собранного вклада. Пробы из каждого входящего потока анализируются и устанавливаются «отпечатки пальцев», например, с использованием методов газовой хроматографии цельного масла. Эти «отпечатки пальцев» затем распознаются в совокупных потоках, что, в свою очередь, может помочь в обратном распределении источников.

Приложения этого метода включают выделение одного пласта или пласта в смешанной скважине, ^{[ 37 ]} и распределение смешанной трубопроводной нефти на нефтеносные месторождения. ^{[ 13 ]}^{[ 15 ]} Более того, дактилоскопия широко распространена географически, включая Северную Америку и Ближний Восток. ^{[ 38 ]}

Оценка расхода

Существуют разновидности методов оценки дебита скважин при отсутствии замеров расхода. Модели описывают поведение многофазных потоков в различных условиях, и они постоянно снабжаются показаниями давления, температуры и перепада давления на трубке Вентури , плотности и других свойств. ^{[ 39 ]} ансамбля на основе Методы ассимиляции данных относятся к числу доступных методов обратного распределения по пластам-коллекторам. ^{[ 17 ]}^{[ 18 ]}

Виртуальный расходомер — это разновидность реализации, использующей такие методы. Некоторые газовые и конденсатные месторождения в Северном море разрабатываются с использованием подводных шаблонов, где для каждой скважины установлены многофазные расходомеры , а виртуальные расходомеры для каждой скважины используются в качестве резерва и дублирования расходомеров. ^{[ 40 ]}^{[ 41 ]}

Модели процессов и модели фазового поведения — это другие реализации оценки скорости. С помощью коммерчески доступного программного обеспечения модели процессов моделируют поведение углеводородов на перерабатывающем заводе. Помимо прочего, он используется для расчета коэффициентов усадки или расширения, а также оценки расхода внутри установки, не имеющей счетчиков. Модели основаны на теории термодинамики и позволяют прогнозировать поведение компонентов потоков. Примерами уравнений состояния , которые способствуют расчетам в таких моделях, являются уравнение состояния Пенга – Робинсона и/или Модификация Соаве Редлиха-Квонга . Модели процессов с имитационным моделированием используются в системах распределения на заводах в Северном море. ^{[ 42 ]}

Неопределенность в мерах и распределении

В нефтегазовой отрасли обычным явлением является то, что регулирующие органы страны устанавливают требования ко всем измерениям добытых углеводородов, если такие измерения влияют на налоги или роялти правительству, то есть на фискальные измерения. Требования можно найти в руководящих указаниях, и они могут быть конкретными в плане устранения неопределенностей. Примерами целей в общедоступных стандартах и руководствах являются:

Измерение расхода и целевые неопределенности
	Ньюфаундленд, Лабрадор, Новая Шотландия ^{[ 43 ]}	Юнайтед Королевство ^{[ 44 ]}	Норвегия ^{[ 45 ]}
Объем жидкости	±0.25%	±0.25%	±0.3%
Газовая масса	±1%	±1%	±1%

Для размещения нефтяных и газовых скважин, морских территорий Ньюфаундленда, Лабрадора и Новой Шотландии, правил бурения и добычи, ^{[ 43 ]} например, требуется точность в пределах ±5%.

В общем, общая неопределенность системы распределения связана с неопределенностью измерения каждого измеряемого входного сигнала. Инвестиции в усовершенствованные системы учета и операции по снижению неопределенности могут подлежать анализу затрат и выгод, который указывает на оптимальную общую неопределенность в распределенной продукции. ^{[ 19 ]}

Пропорциональное распределение

Легко реализовать измерения дебита смешанных однофазных потоков углеводородов при нормальном давлении и температуре, но часто невозможно измерить индивидуальный дебит многофазных потоков из нефтяных скважин при высоких температуре и давлении, при этом достигая известных и приемлемая погрешность измерений. Практическая адаптация к этой проблеме состоит в том, чтобы оценить или иным образом подготовить теоретические оценки дебита отдельных скважин и каким-то образом нормализовать оценки, чтобы сгладить расхождения с измеренным общим потоком продукта из производственного объекта.

Традиционным подходом к оценке характеристик индивидуального потока из участвующих нефтяных скважин в задаче распределения является практика испытания скважин с использованием испытательного сепаратора . ^{[ 39 ]}

Расчет пропорционального распределения

Как правило, это наиболее интуитивная процедура, заключающаяся в распределении потока по участвующим источникам потока в пропорциях в соответствии с известной величиной. ^{[ 46 ]}

Q_{k}=C_{k}{Q_{T} \over \sum _{k=1}^{N}C_{k}}

где

N — количество способствующих источников, например количество скважин.

Q_{T}

общее количество в потоке, которое должно быть распределено

C_{k}

представляет собой измеренную или оцененную количественную долю компонента k, например, полученную при испытании расхода.

Q_{k}

— это часть общей суммы, выделенная вкладчику k

Величина Q может быть не только объемом, но и массой или энергией. Расчеты распределения выполняются по фазам, например нефти, газа и воды соответственно.

Пример с расчетами, иллюстрирующий принцип пропорционального распределения

Предположим, что потоки сепарированной нефти с двух добывающих установок поступают в общий резервуар-хранилище. Резервуар используется как тайник, чтобы владельцы нефти могли получить свою партию в соответствии с планом выплат . Распределение сначала рассчитывается с использованием предполагаемой добычи из каждой скважины на основе результатов испытаний скважин.

Результаты испытания скважины в мае представлены в графе «Теоретическая добыча» ниже. Предположим, что оно было измерено в 610 000 баррелях (скорректированное, измеренное общее количество) нефти, добытой к концу мая 2013 года.

Пример ежемесячного распределения добычи на основе теоретической добычи нефти по результатам испытания скважины
Растение / платформа	Хорошо	Часы вклад	Часы на тесте	Тест результаты	Расчет	Теоретический производство	Расчет	Хорошо распределение
"Сцинк"	С-1	672	24	5000	5000*672/24	140,000	140000*610000/615800	138,681
	С-2	672	24	4000	4000*672/24	112,000	112000*610000/615800	110,945
	С-5	672	24	4500	4500*672/24	126,000	126000*610000/615800	124,813
							Завод всего	374,440
"Геккон"	Г-2	696	12	2500	2500*696/12	145,000	145000*610000/615800	143,634
	Г-3	696	12	1000	1000*696/12	58,000	58000*610000/615800	57,454
	Г-5	696	24	1200	1200*696/24	34,800	34800*610000/615800	34,472
							Завод всего	235,560
Теоретический объем бака						615,800
Скорректированная, измеренная сумма (количество нетто)								610,000
Таблица 2. В примере показано окончательное распределение на конец месяца. Он распределяет общий объем измеренной нефти (610 000 баррелей) на каждую скважину в соответствии с оценками, полученными по результатам испытаний скважин. Случай упрощен для иллюстрации. ^{[ 47 ]}

Фактор поля: $FF={Q_{n} \over \sum _{k=1}^{N}TH_{k}}$ где $TH_{k}$ – теоретическая (расчетная) добыча скважины k; N – количество скважин; $Q_{n}$ это чистое количество, измеренная и скорректированная сумма

В таблице 2 коэффициент поля равен 610 000 к 615 800, что соответствует 0,99058.

Исправлено распределение скважин

Эффект полевого фактора заключается в равномерном распределении разницы между финансовыми измеренными и теоретическими общими объемами, 5800 баррелей, в одинаковой пропорции по всем скважинам. ^{[ 48 ]}

WA_{k}=TH_{k}*FF

Вероятностное распределение

Вероятностное распределение скорости полностью использует доступную конфигурацию измерений и знания о характеристиках шума измерений для достижения более точного распределения, а также количественного определения неопределенности. ^{[ 49 ]} Это особенно полезно для точности распределения, когда доступны дополнительные измерения для каждой скважины, такие как дебит жидкости на скважину, полученный с помощью динамометрической карты штангового насоса , или (ручные) измерения доли воды в каждой скважине. Этот метод объединяет измерения, выполненные в разное время, с использованием вероятностной динамической модели кривой типа добычи.

Распределение собственности

Когда жидкий поток принадлежит составной собственности, капитал каждого владельца распределяется в соответствии с его долей. В договоре о совместном предприятии с фиксированным капиталом распределение осуществляется пропорционально их доле собственности. ^{[ 50 ]} Соглашения о разделе продукции могут привести к дальнейшему разделению на категории компенсационной и прибыльной нефти.

Пример распределения на основе долевого участия с расчетами

Три компании A, B и C сотрудничают в рамках договорного соглашения о совместном предприятии с фиксированными долями участия. Производственная платформа «Гекко» за месяц экспортировала 235 560 баррелей нефти. Их доли составляют 20, 35 и 45 процентов соответственно, что эквивалентно объемам 47 112 баррелей, 82 446 баррелей и 106 002 баррелей для каждой из компаний.

См. также

Ссылки

^ Американский институт нефти (2013) «Руководство по стандартам измерения нефти, глава 20.3 Измерение многофазного потока» : в публикации используется термин «математический процесс» при определении распределения и используется термин «сущность» , а не «вкладывающийся источник».
^ Jump up to: ^а ^б Энергетический институт (2012). НМ 96 Руководство по распределению потоков жидкости при добыче нефти и газа . Энергетический институт , Лондон. ISBN 978-0-85293-625-2 .
^ Р. Крамер; Д. Шотанус; К. Ибрагим; Н. Колбек (октябрь 2011 г.). «Повышение точности распределения и учета углеводородов с использованием новых методов» . Экономика и менеджмент SPE . 4 (4): 235–240. дои : 10.2118/125178-PA . Проверено 23 июня 2013 г.
^ Jump up to: ^а ^б Рекомендации Энергетического института (2012), с. 29
^ Мэтью Э. Уилкс; BP Exploration (июль 1991 г.). «Система газораспределения «Управление трубопроводом-1» обеспечивает гибкость, усложняет учет» . Нефтегазовый журнал . 89 (28) . Проверено 23 июня 2013 г.
^ «Стандарт Norsok — системы финансового измерения углеводородного газа» (PDF) . Стандарты Норвегии. Архивировано из оригинала (PDF) 9 декабря 2010 г. Проверено 23 июня 2013 г.
^ Словарное определение выделения в Викисловаре
^ Живописные выражения: Тематический словарь , 1-е издание. © 1980 Компания Gale Group, Inc.
^ Словарное определение бухгалтерского учета в Викисловаре
^ Jump up to: ^а ^б «Делойт – Лучшие практики учета углеводородов» . 26 июня 2009 года . Проверено 23 июня 2013 г.
^ Атле, Адланд; Дирнс, Олав; Олсен, СР; Дронен, О.М. (август 1994 г.). «Место Статфьорд: перспективы управления месторождениями и резервуарами». SPE «Разработка месторождений» . 9 (3): 157–161. дои : 10.2118/25027-PA . ISSN 0885-9248 .
^ Мухаммед Мазиль (2 сентября 2010 г.). Нефтяные фискальные системы и контракты . Дипломика Верлаг. п. 18. ISBN 978-3-8366-8852-9 . Проверено 23 июня 2013 г.
^ Jump up to: ^а ^б ^с ^д Хван, Р.Дж.; Баскин, ДК; Терман, Южная Каролина (декабрь 2000 г.). «Отнесение смешанных трубопроводных нефтей к промысловой добыче». Органическая геохимия . 31 (12): 1463–1474. дои : 10.1016/S0146-6380(00)00123-6 . ISSN 0146-6380 .
^ "Обработка первичного распределения продуктов (Библиотека SAP - SAP Oil & Gas (PRA - Учет производства и доходов))" . Проверено 23 июня 2013 г.
^ Jump up to: ^а ^б Роберт Дж. Элсингер; и др. «Распределение геохимической продукции выдры-гаги: более 6 лет непрерывного мониторинга для обеспечения финансовых измерений для учета углеводородов, № 90110 (2010)» (PDF) . Проверено 23 июня 2013 г.
^ «Упростить распределение углеводородов и отчетность о добыче» . Инженер в прямом эфире . Проверено 23 июня 2013 г.
^ Jump up to: ^а ^б Рольф Дж. Лоренцен; Андреас С. Стордал; Гейр Невдал; Ханс А. Карлсен; Ханс Дж. Скауг (2014). «Оценка дебитов добычи с использованием моделирования нестационарного режима работы скважины и вспомогательного фильтра частиц». Журнал SPE . 19 (1): 172–180. дои : 10.2118/165582-PA .
^ Jump up to: ^а ^б Лескенс, Мартин; Йоханнес Петрус Мария Смойлерс; Антон Грызлов (2008). Скважинный многофазный замер в скважинах с помощью мягкого зондирования . Общество инженеров-нефтяников. дои : 10.2118/112046-MS . ISBN 9781555631666 .
^ Jump up to: ^а ^б Рекомендации Энергетического института (2012), с. 13
^ Смит, Джулия Коубл (15 июня 2010 г.). «Ван Филд» . Проверено 23 июня 2013 г.
^ Чарльз Альберт Уорнер (май 2007 г.). Техасская нефть и газ с 1543 года . Копано Бэй Пресс. п. 163. ИСБН 978-0-9767799-5-7 . Проверено 23 июня 2013 г.
^ Ларри С. Юбэнкс Рецензия на книгу: Объединение нефтяных и газовых месторождений в Техасе ^{[ постоянная мертвая ссылка ]} Журнал природных ресурсов, том 27
^ Розуэлл Хилл Джонсон; Луи Гроу Хантли; Рэнсом Эвартс Сомерс (1922). Бизнес по добыче нефти . Нью-Йорк, Уайли. п. 62 . Проверено 23 июня 2013 г.
^ Дэвид Г. Виктор; Дэвид Р. Халтс; Марк К. Тербер (8 декабря 2011 г.). Нефть и управление: государственные предприятия и мировое энергоснабжение . Издательство Кембриджского университета. п. 146. ИСБН 978-1-139-50288-7 . Проверено 23 июня 2013 г.
^ Виктор, Д.Г. и др. (2011), стр. 151
^ Джоэл Паршалл, «Проект Бразилия Parque das Conchas устанавливает этап подводного разделения и откачки» , Журнал Petroleum Technology , сентябрь 2009 г., стр. 38–42.
^ Андерс Гьесдал; Эйрик Абро; Ойвинд Мидттвейт - Statoil , Распределение добычи на подводных месторождениях будущего – многофазные счетчики, испытательный сепаратор или и то, и другое? Однодневный семинар SPE в Бергене, 23 апреля 2008 г. (PDF) , Общество инженеров-нефтяников, Бергенская секция ^{[ постоянная мертвая ссылка ]}
^ Шарлотта Дж. Райт; Ребекка А. Галлун (2005). Международный учет нефти . Книги Пеннвелла. ISBN 978-1-59370-016-4 . Проверено 23 июня 2013 г.
^ Вдохновлен рисунками:
Требования к измерениям для нефтегазовых операций . Калгари: Совет по сохранению энергетических ресурсов Альберты, Канада. 2013. стр. 4–8. Архивировано из оригинала 25 августа 2013 г. Проверено 29 июня 2013 г.
^ Даг Хендрик Флёло Измерение — NTNU, 8 ноября 2010 г. На основе лекции в Норвежском университете науки и технологий .
^ на основе Сэвиджа (2007). «Измерение распределения» стр. 792
^ Американский институт нефти (сентябрь 2007 г.) Приложение 1 к Руководству по стандартам измерения нефти, глава 11 - Данные о физических свойствах, раздел 1 - Определение коэффициента CTL
^ Сури, СК (1995), Доказательства потока жидкости (традиционные) , Оклахома-Сити: Univ. Оклахомы, стр. 435–443, заархивировано из оригинала 24 июня 2013 г. , получено 23 июня 2013 г.
^ Ховард Деволд. «Справочник по добыче нефти и газа» . Группа компаний АББ . Проверено 23 июня 2013 г.
^ Джесси Йодер. «Управление потоками: коммерческий учет нефти и газа» . Проверено 23 июня 2013 г.
^ Базан, LW (март 1998 г.). Распределение данных о добыче газовых скважин с использованием изотопного анализа . Общество инженеров-нефтяников. дои : 10.2118/40032-MS . ISBN 9781555633912 . Проверено 23 июня 2013 г.
^ Марк А. Маккаффри; Дэвид К. Баскин; Брукс А. Паттерсон (март 2012 г.). «Снятие нефтяных отпечатков пальцев резко снижает затраты на распределение добычи». Мировая нефть : 55–59. доступно на сайте Weatherford.com. Архивировано 7 февраля 2013 г. на Wayback Machine.
^ Нувель, Ксавье; Кэтрин Рохас; Артур Станкевич (ноябрь 2012 г.). Новый метод обратного распределения добычи с использованием геохимического фингерпринтинга . Общество инженеров-нефтяников. дои : 10.2118/160812-MS . ISBN 9781613992173 . Проверено 23 июня 2013 г.
^ Jump up to: ^а ^б Рон Крамер; Дэйв Шотанус; Колин Ибрагим; Ник Колбек (21 декабря 2009 г.). «Оценки непрерывного дебита скважин улучшают распределение добычи» . Проверено 23 июня 2013 г.
^ Марит Ларсен, FMC Technologies. «Онлайн-мониторинг повышает уверенность в потоке – оффшор» . Сайт оффшорного журнала . Проверено 23 июня 2013 г.
^ Пабс Анджело; «Шелл Норвегия» (19 июня 2013 г.). «Система обеспечения потока Ormen Lange (FAS) - онлайн-мониторинг и консультирование по обеспечению потока, Материалы конференции по подводным технологиям 2013» . Архивировано из оригинала 24 июня 2013 г. Проверено 23 июня 2013 г.
^ Филлип Стоктон и Алан Спенс, «Использование моделей моделирования процессов в системах распределения углеводородов», документ, представленный на 24-м семинаре по измерению расхода в Северном море (2006 г.)
^ Jump up to: ^а ^б Руководство по измерениям (PDF) , Морские районы Ньюфаундленда, Лабрадора и Новой Шотландии, Правила бурения и добычи, сентябрь 2011 г., ISBN 978-1-927098-05-9 ^{[ постоянная мертвая ссылка ]}
^ «Нефть и газ: измерение нефти» . Министерство энергетики и изменения климата (DECC), Великобритания . Проверено 23 июня 2013 г.
^ «Правила измерений» (PDF) . Норвежский нефтяной директорат . Архивировано из оригинала (PDF) 12 мая 2013 г. Проверено 29 июня 2013 г.
^ Рекомендации Энергетического института (2012), стр. 38
^ на основе Wright & Gallun (2005), стр. 237-238
^ Лоренцен, Рольф; Уве Севарейд; Гейр Невдал (октябрь 2010 г.). Мягкое измерение многофазного расхода для точного распределения добычи . Общество инженеров-нефтяников. дои : 10.2118/136026-MS . ISBN 9781555633134 . Проверено 23 июня 2013 г.
^ Ашутош Тевари; Стейн Де Ваэле; Ниранджан Субрахманья (май 2018 г.). «Усовершенствованный производственный надзор с использованием вероятностных динамических моделей» . Международный журнал прогностики и управления здравоохранением . 9 (1): 1–12.
^ Рекомендации Энергетического института (2012), стр. 34

Дальнейшее чтение

Сэвидж, Джеффри Л. «Измерение распределения». Труды 82-й Международной школы по измерению углеводородов (2007 г.). : 787–808. ; доступен в Технической библиотеке по измерению расхода

[apidef-1] Американский институт нефти (2013) «Руководство по стандартам измерения нефти, глава 20.3 Измерение многофазного потока» : в публикации используется термин «математический процесс» при определении распределения и используется термин «сущность» , а не «вкладывающийся источник».

[EIGuide-2] Jump up to: ^а ^б Энергетический институт (2012). НМ 96 Руководство по распределению потоков жидкости при добыче нефти и газа . Энергетический институт , Лондон. ISBN 978-0-85293-625-2 .

[cramer-3] Р. Крамер; Д. Шотанус; К. Ибрагим; Н. Колбек (октябрь 2011 г.). «Повышение точности распределения и учета углеводородов с использованием новых методов» . Экономика и менеджмент SPE . 4 (4): 235–240. дои : 10.2118/125178-PA . Проверено 23 июня 2013 г.

[ei29-4] Jump up to: ^а ^б Рекомендации Энергетического института (2012), с. 29

[wilks-5] Мэтью Э. Уилкс; BP Exploration (июль 1991 г.). «Система газораспределения «Управление трубопроводом-1» обеспечивает гибкость, усложняет учет» . Нефтегазовый журнал . 89 (28) . Проверено 23 июня 2013 г.

[norsok-6] «Стандарт Norsok — системы финансового измерения углеводородного газа» (PDF) . Стандарты Норвегии. Архивировано из оригинала (PDF) 9 декабря 2010 г. Проверено 23 июня 2013 г.

[wiktionary2-7] Словарное определение выделения в Викисловаре

[picexpr-8] Живописные выражения: Тематический словарь , 1-е издание. © 1980 Компания Gale Group, Inc.

[wiktionary-9] Словарное определение бухгалтерского учета в Викисловаре

[deloitteDef-10] Jump up to: ^а ^б «Делойт – Лучшие практики учета углеводородов» . 26 июня 2009 года . Проверено 23 июня 2013 г.

[aadland-11] Атле, Адланд; Дирнс, Олав; Олсен, СР; Дронен, О.М. (август 1994 г.). «Место Статфьорд: перспективы управления месторождениями и резервуарами». SPE «Разработка месторождений» . 9 (3): 157–161. дои : 10.2118/25027-PA . ISSN 0885-9248 .

[Mazeel2010P18-12] Мухаммед Мазиль (2 сентября 2010 г.). Нефтяные фискальные системы и контракты . Дипломика Верлаг. п. 18. ISBN 978-3-8366-8852-9 . Проверено 23 июня 2013 г.

[hwang-13] Jump up to: ^а ^б ^с ^д Хван, Р.Дж.; Баскин, ДК; Терман, Южная Каролина (декабрь 2000 г.). «Отнесение смешанных трубопроводных нефтей к промысловой добыче». Органическая геохимия . 31 (12): 1463–1474. дои : 10.1016/S0146-6380(00)00123-6 . ISSN 0146-6380 .

[sapprodalloc-14] "Обработка первичного распределения продуктов (Библиотека SAP - SAP Oil & Gas (PRA - Учет производства и доходов))" . Проверено 23 июня 2013 г.

[elsinger-15] Jump up to: ^а ^б Роберт Дж. Элсингер; и др. «Распределение геохимической продукции выдры-гаги: более 6 лет непрерывного мониторинга для обеспечения финансовых измерений для учета углеводородов, № 90110 (2010)» (PDF) . Проверено 23 июня 2013 г.

[engineerlive-16] «Упростить распределение углеводородов и отчетность о добыче» . Инженер в прямом эфире . Проверено 23 июня 2013 г.

[Lorentzen14Estimation-17] Jump up to: ^а ^б Рольф Дж. Лоренцен; Андреас С. Стордал; Гейр Невдал; Ханс А. Карлсен; Ханс Дж. Скауг (2014). «Оценка дебитов добычи с использованием моделирования нестационарного режима работы скважины и вспомогательного фильтра частиц». Журнал SPE . 19 (1): 172–180. дои : 10.2118/165582-PA .

[Leskens08Downhole-18] Jump up to: ^а ^б Лескенс, Мартин; Йоханнес Петрус Мария Смойлерс; Антон Грызлов (2008). Скважинный многофазный замер в скважинах с помощью мягкого зондирования . Общество инженеров-нефтяников. дои : 10.2118/112046-MS . ISBN 9781555631666 .

[ei13-19] Jump up to: ^а ^б Рекомендации Энергетического института (2012), с. 13

[vanfield-20] Смит, Джулия Коубл (15 июня 2010 г.). «Ван Филд» . Проверено 23 июня 2013 г.

[Warner2007-21] Чарльз Альберт Уорнер (май 2007 г.). Техасская нефть и газ с 1543 года . Копано Бэй Пресс. п. 163. ИСБН 978-0-9767799-5-7 . Проверено 23 июня 2013 г.

[eubanks-22] Ларри С. Юбэнкс Рецензия на книгу: Объединение нефтяных и газовых месторождений в Техасе ^{[ постоянная мертвая ссылка ]} Журнал природных ресурсов, том 27

[johnson-23] Розуэлл Хилл Джонсон; Луи Гроу Хантли; Рэнсом Эвартс Сомерс (1922). Бизнес по добыче нефти . Нью-Йорк, Уайли. п. 62 . Проверено 23 июня 2013 г.

[oilgovern146-24] Дэвид Г. Виктор; Дэвид Р. Халтс; Марк К. Тербер (8 декабря 2011 г.). Нефть и управление: государственные предприятия и мировое энергоснабжение . Издательство Кембриджского университета. п. 146. ИСБН 978-1-139-50288-7 . Проверено 23 июня 2013 г.

[oilgovern151-25] Виктор, Д.Г. и др. (2011), стр. 151

[Parshall-26] Джоэл Паршалл, «Проект Бразилия Parque das Conchas устанавливает этап подводного разделения и откачки» , Журнал Petroleum Technology , сентябрь 2009 г., стр. 38–42.

[gjesdal-27] Андерс Гьесдал; Эйрик Абро; Ойвинд Мидттвейт - Statoil , Распределение добычи на подводных месторождениях будущего – многофазные счетчики, испытательный сепаратор или и то, и другое? Однодневный семинар SPE в Бергене, 23 апреля 2008 г. (PDF) , Общество инженеров-нефтяников, Бергенская секция ^{[ постоянная мертвая ссылка ]}

[WrigthGallun2005-28] Шарлотта Дж. Райт; Ребекка А. Галлун (2005). Международный учет нефти . Книги Пеннвелла. ISBN 978-1-59370-016-4 . Проверено 23 июня 2013 г.

[ercb-29] Вдохновлен рисунками:
Требования к измерениям для нефтегазовых операций . Калгари: Совет по сохранению энергетических ресурсов Альберты, Канада. 2013. стр. 4–8. Архивировано из оригинала 25 августа 2013 г. Проверено 29 июня 2013 г.

[flølo-30] Даг Хендрик Флёло Измерение — NTNU, 8 ноября 2010 г. На основе лекции в Норвежском университете науки и технологий .

[savidge792-31] на основе Сэвиджа (2007). «Измерение распределения» стр. 792

[ctldef-32] Американский институт нефти (сентябрь 2007 г.) Приложение 1 к Руководству по стандартам измерения нефти, глава 11 - Данные о физических свойствах, раздел 1 - Определение коэффициента CTL

[suri-33] Сури, СК (1995), Доказательства потока жидкости (традиционные) , Оклахома-Сити: Univ. Оклахомы, стр. 435–443, заархивировано из оригинала 24 июня 2013 г. , получено 23 июня 2013 г.

[O&GHB-34] Ховард Деволд. «Справочник по добыче нефти и газа» . Группа компаний АББ . Проверено 23 июня 2013 г.

[Yoder-35] Джесси Йодер. «Управление потоками: коммерческий учет нефти и газа» . Проверено 23 июня 2013 г.

[bazan-36] Базан, LW (март 1998 г.). Распределение данных о добыче газовых скважин с использованием изотопного анализа . Общество инженеров-нефтяников. дои : 10.2118/40032-MS . ISBN 9781555633912 . Проверено 23 июня 2013 г.

[Mccaffrey-37] Марк А. Маккаффри; Дэвид К. Баскин; Брукс А. Паттерсон (март 2012 г.). «Снятие нефтяных отпечатков пальцев резко снижает затраты на распределение добычи». Мировая нефть : 55–59. доступно на сайте Weatherford.com. Архивировано 7 февраля 2013 г. на Wayback Machine.

[Nouvelle-38] Нувель, Ксавье; Кэтрин Рохас; Артур Станкевич (ноябрь 2012 г.). Новый метод обратного распределения добычи с использованием геохимического фингерпринтинга . Общество инженеров-нефтяников. дои : 10.2118/160812-MS . ISBN 9781613992173 . Проверено 23 июня 2013 г.

[cramer2009-39] Jump up to: ^а ^б Рон Крамер; Дэйв Шотанус; Колин Ибрагим; Ник Колбек (21 декабря 2009 г.). «Оценки непрерывного дебита скважин улучшают распределение добычи» . Проверено 23 июня 2013 г.

[larsen-40] Марит Ларсен, FMC Technologies. «Онлайн-мониторинг повышает уверенность в потоке – оффшор» . Сайт оффшорного журнала . Проверено 23 июня 2013 г.

[Angelo-41] Пабс Анджело; «Шелл Норвегия» (19 июня 2013 г.). «Система обеспечения потока Ormen Lange (FAS) - онлайн-мониторинг и консультирование по обеспечению потока, Материалы конференции по подводным технологиям 2013» . Архивировано из оригинала 24 июня 2013 г. Проверено 23 июня 2013 г.

[Stockton-42] Филлип Стоктон и Алан Спенс, «Использование моделей моделирования процессов в системах распределения углеводородов», документ, представленный на 24-м семинаре по измерению расхода в Северном море (2006 г.)

[cnlopb-43] Jump up to: ^а ^б Руководство по измерениям (PDF) , Морские районы Ньюфаундленда, Лабрадора и Новой Шотландии, Правила бурения и добычи, сентябрь 2011 г., ISBN 978-1-927098-05-9 ^{[ постоянная мертвая ссылка ]}

[DECCMeter-44] «Нефть и газ: измерение нефти» . Министерство энергетики и изменения климата (DECC), Великобритания . Проверено 23 июня 2013 г.

[npdreg-45] «Правила измерений» (PDF) . Норвежский нефтяной директорат . Архивировано из оригинала (PDF) 12 мая 2013 г. Проверено 29 июня 2013 г.

[ei38-46] Рекомендации Энергетического института (2012), стр. 38

[WrightGallun2005P237-47] на основе Wright & Gallun (2005), стр. 237-238

[Lorentzen-48] Лоренцен, Рольф; Уве Севарейд; Гейр Невдал (октябрь 2010 г.). Мягкое измерение многофазного расхода для точного распределения добычи . Общество инженеров-нефтяников. дои : 10.2118/136026-MS . ISBN 9781555633134 . Проверено 23 июня 2013 г.

[tewari2018-49] Ашутош Тевари; Стейн Де Ваэле; Ниранджан Субрахманья (май 2018 г.). «Усовершенствованный производственный надзор с использованием вероятностных динамических моделей» . Международный журнал прогностики и управления здравоохранением . 9 (1): 1–12.

[ei34-50] Рекомендации Энергетического института (2012), стр. 34

[ 1 ]

[ 2 ]

[ 3 ]

[ 4 ]

[ 5 ]

[ 6 ]

[ 7 ]

[ 8 ]

[ 9 ]

[ 10 ]

[ 11 ]

[ 12 ]

[ 13 ]

[ 14 ]

[ 15 ]

[ 16 ]

[ 17 ]

[ 18 ]

[ 19 ]

[ 20 ]

[ 21 ]

[ 22 ]

[ 23 ]

[ 24 ]

[ 25 ]

[ 26 ]

[ 27 ]

[ 28 ]

[ 29 ]

[ 30 ]

[ 31 ]

[ 32 ]

[ 33 ]

[ 34 ]

[ 35 ]

[ 36 ]

[ 37 ]

[ 38 ]

[ 39 ]

[ 40 ]

[ 41 ]

[ 42 ]

[ 43 ]

[ 44 ]

[ 45 ]

[ 46 ]

[ 47 ]

[ 48 ]

[ 49 ]

[ 50 ]