close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

1078.Нефтегазовые технологии №10 2008

код для вставкиСкачать
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ПОВЫШЕНИЕ
ДОБЫЧИ
МИКРОБИОЛОГИЧЕСКИЙ
МЕТОД ПОВЫШЕНИЯ
НЕФТЕОТДАЧИ
БУРЕНИЕ
И ЗАКАНЧИВАНИЕ
ИМПУЛЬСНОЕ
ДРОБОВОЕ БУРЕНИЕ
ОПТИМИЗАЦИЯ
ПРОЦЕССОВ
ОПТИМИЗАЦИЯ АМИННЫХ
АБСОРБЦИОННЫХ СИСТЕМ
УВЕЛИЧЕНИЕ ОТБОРА
ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Hydrocarbon
Processing
и
Русская версия.
Журнал «Нефтегазовые технологии» содержит материалы 2-х известнейших во всем мире журналов: «World Oil» и
«Hydrocarbon Processing», которые издаются в США компанией Gulf Publishing Co., Part of Euromoney Institutional Investor PLC.
Журнал «Нефтегазовые технологии» выходит в России с 1979 г. и является информационным спонсором известных
международных и региональных нефтегазовых выставок России и СНГ, в том числе Московских международных выставок
«MIOGE»; «НЕФТЕГАЗ», международных конгрессов, конференций.
«НОВЕЙШИЕ МИРОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ в РОССИИ и СНГ»
– новая рубрика в журнале «Нефтегазовые технологии»!
Приглашаем к сотрудничеству в новую рубрику, где Вы можете разместить информационные и рекламные материалы о новейших
технологиях, инновациях, разработках Вашей компании с целью продвижения Вашей продукции и услуг на мировом рынке, включающем
Россию, СНГ, Балтию.
nº¾Ã·ÆÓúnºÃ¶Â¾ÇǾµ
sÅƶ¸Á»Ã¾»ÅÄÈÄÀÄÂÅÆĺÉÀ̾¾ÇÀ¸¶¼¾Ã
bǻǾÁÒÃÑ»ÇÈÄÆÄÃÑöξËÅÆľ½¸ÄºÇȸ»ÃÃÑË
Åĺƶ½º»Á»Ã¾¿Æ¶·ÄȶÔϾËξÆÄÀ¾ÂÊÆÄÃÈÄÂÅĸǻÂÉ
¾ÆÉǸ»º»ÃѸĻº¾ÃÄÅĺĺþÂÂÄÏÃÑ·ÆÓúÄÂ
jÄÂŶþµ©}ÀÇÅÆĪ¸ÇÈÉŶ»È¸ÃĸÉÔÓÆÉÅĽ¾Ì¾ÄþÆɵǻ·µÅĺÃĸÑ·ÆÓúľǻº¾ÃÄ¿
¾ÇǾ»¿§©8FMM'MPX.BOBHFNFOU§ÉÅƶ¸Á»Ã¾»ÅÄÈÄÀÄÂÅÆĺÉÀ̾¾ÇÀ¸¶¼¾Ãª
jÄÂŶþµ©}ÀÇÅÆĪÃɼöȶ¹º»Ã»Ä·Ëĺ¾ÂÄÄÇÉÏ»ÇȸÁµÈÒ¾½Â»Æ»Ã¾»ÉÁÉÍλþ»ÀÄÃÈÆÄÁÒ
¾Á¾Ä·Æ¶·ÄÈÀÉÅÄÈÄÀ¶ÅÆĺÉÀ̾¾¾½Ã»ÊȵÃÑ˾¹¶½Ä¸ÑËÇÀ¸¶¼¾Ãj¶¼ºÑ¿º»ÃÒöÀ¶½Í¾À¾
¸¾ºµÈÆ»½ÉÁÒȶÈÑöλ¹ÄÄÅÑȶƶ·ÄÈѾÇŻ̾¶ÁÒÃÑ˽öþ¿¸ÇʻƻÉÅƶ¸Á»Ã¾µÅÄÈÄÀÄÂ
ÅÆĺÉÀ̾¾ÇÀ¸¶¼¾ÃÅÄÁÉͶ»ÂÑ»ÇŻ̾¶Á¾Çȶ¾ö̻Á»ÃÃѾöķ»ÇŻͻþ»¸ÑÇÄÀĹÄÀ¶Í»Çȸ¶
Ä·ÇÁɼ¾¸¶Ã¾µÆ¶·ÄȶÔϾ¾öƻ½ÉÁÒȶȾÇÈƻµϾ¾ǵÀÈ»ËÃÄÁĹ¾Í»ÇÀÄÂÉÃĸ¶ÈÄÆÇȸÉ
qȶÈÒ¾ÄÃĸ»¿Î¾ËÈ»ËÃÄÁĹ¾µËÀÄÂŶþ¾Ÿ}ÀÇÅÆÄ bÑ
Âļ»È»ÅÆÄ;ȶÈÒ¸ÆÉÇÇÀĵ½ÑÍÃÄ¿¸»ÆǾ¾¼ÉÆöÁĸŸ8PSME
0JM ¾Ÿ)ZESPDBSCPO1SPDFTTJOH ÀÄÈÄÆÑ»¾½º¶ÔÈǵ¸qx`
ÀÄÂŶþ»¿(VMG1VCMJTIJOH$P1BSUPG&VSPNPOFZ*OTUJUVUJPOBM
*OWFTUPS1-$§¸¼ÉÆöÁ»Ÿm»ÊÈ»¹¶½Ä¸Ñ»È»ËÃÄÁĹ¾¾ XXXPHUQSPN[POFSV
Рубрика предлагает:
 Информацию о современных тенденциях, событиях и фактах
в мире технологий и инноваций, о проходящих международных
конгрессах, конференциях, выставках.
 При размещении рекламы в нашей новой рубрике по
нефтегазовой тематике Ваша компания будет внесена в списки
рекламодателей на веб.сайты: www.worldoil.com или
www.hydrocarbonprocessing.com, которые посещают специалисты
ТЭК всего мира!!!
Журнал “World Oil” / «Мировая нефть» – лидер по размещению
печатного рекламного материала на нефте-газовом мировом рынке!
Наши Партнеры:
 Материалы рубрики планируются для внесения в базы данных
основных НИИ нефтегазовой отрасли России, СНГ, ТорговоПромышленных Палат, посольств зарубежных стран и других
международных институтов.
 Печатные материалы рубрики также будут помещены на сайте
журнала «Нефтегазовые Технологии»: www.ogt.promzone.ru
 Партнерами нашей новой рубрики уже являются известнейшие в
мире компании, такие как Halliburton (США),
EXPRO GROUP (Великобритания – ЭКСПРО ЕВРАЗИЯ Лимитед
Московский филиал), SPIG (Италия).
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
®
С О Д Е Р Ж А Н И Е
Новейшие технологии в России и СНГ
В.О. Белоруссов, Д.Х. Туктаров
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБОСНОВАННОГО
ЧИСЛА ДОЛОТ ДЛЯ ОДНОЙ СКВАЖИНЫ . . . . . . . . . . . . 2
Научно-технический журнал
Издается с 1979 г.
Рег. ПИ № 77-14588 от 07.02.03
Учредитель:
Издательство «Топливо и энергетика»
В.Ю. Красик Генеральный директор
Г.М. Ясенев Директор
Л.В. Горшкова Зам. директора
Л.В. Федотова
А.В. Романихин
Н.В. Кутасова
Л.С. Борисова
Е.В. Чичилов
Редакция:
Главный редактор издательства
Главный редактор журнала
Научный редактор
Редактор
Верстка
Россия, 109 029, Москва, ул. Скотопрогонная, 29/1
Телефон (495) 670-7481
e-mail: art@ogt.su
e-mail: catalog_publ@mtu-net.ru
www.ogt.su
Gulf Publishing Company
Part of Euromoney Institutional Investor PLC.
Other energy group titles include:
World Oil®, Hydrocarbon Processing®
and Petroleum Economist
John D. «Rusty» Meador President/GEO
Alexandra Pruner Senior Vice President
Mark Peters Vice President
Houston Office:
Mailing Address: P.O. Box 2608
Houston, Texas 77252-2608,U.S.A.
Phone: +1 (713) 529-4301,
Fax: +1(713) 520-4433
www.worldoil.com
London Office:
P.O. Box 105
Baird House 15/17 St. Cross Street
London EC1N 8UW
Phone: +44 (0) 20 7831 5588,
Fax: +44 (0) 20 7831 4557
© 2008 by Gulf Publishing Co. All rights reserved.
© 2008 Издательство «Топливо и энергетика».
Перепечатка, все виды копирования и воспроизведения
публикуемых материалов возможны
только с письменного разрешения редакции.
Редакция оставляет за собой право
сокращения присылаемых материалов.
Мнение редакции не всегда совпадает
с мнением авторов материалов.
На первой странице обложки:
Завод по сжижению природного газа
на Сахалине.
Фото предоставлено Sakhalin Energy.
НЕФТЬ МИРА
WORLD OIL
ЧТО ПРОИСХОДИТ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ
ПРОМЫШЛЕННОСТИ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
Повышение добычи
T. N. Nazina, A. A. Grigor’yan, N. M. Shestakova,
T. L. Babich, N. K. Pavlova, V. S. Ivoilov,
S. S. Belyaev, M. V. Ivanov, Q. Feng, F. Ni, J. Wang,
Y. She, T. Xiang, B. Mei, Z. Luo
МИКРОБИОЛОГИЧЕСКИЙ МЕТОД
ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
Скважины с развитой логикой
J. Rawding, M. R. Konopczynski, B. S. Al Matar
ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН С РАЗВИТОЙ ЛОГИКОЙ
ДЛЯ УПРАВЛЯЕМОГО ЗАВОДНЕНИЯ ПЕРЕТОКОМ. . . . . . 17
B. Smith, M.
.. Hall, A. Franklin, E. S. Johansen,
Haldun U nalmis
ПРЕИМУЩЕСТВА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ОПТОВОЛОКОННЫХ
ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
Бурение и заканчивание
G. A. Tibbitts, G. G. Galloway
ИМПУЛЬСНОЕ ДРОБОВОЕ БУРЕНИЕ. . . . . . . . . . . . . . 30
S. El-Abd, A. H. Amiri, A. Keshka, S. Al-Bakr,
S. Al Arfi, M. El-Asmar
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ НОВОЙ ТЕХНОЛОГИИ ЗАКАНЧИВАНИЯ
ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ СУММАРНОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ. . . . . 35
R. A. Bargawi, D. Dean, J. Clemens, C. Whitmire
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ НОВОЙ ТЕХНИКИ
ЭЛЕКТРОМЕХАНИЧЕСКОЙ ПЕРФОРАЦИИ. . . . . . . . . . . 39
Заканчивание скважин
C. Lara, E. Ramon, E. Vizcarra, M. Perez,
C. Contreras, D. Amores
экономия времени и средств
благодаря Исследованию скважин . . . . . . . . . . 45
Попутная вода
S. Coffee, M. Briffett
Предотвращение повреждения
погружного электронасоса
в высокообводненной скважине . . . . . . . . . . . . 48
НОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52
ОТРАСЛЕВАЯ СТАТИСТИКА . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
HYDROCARBON PROCESSING
КОРОТКО О РАЗНОМ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60
Оптимизация
R. K. Sharma, M. Sharma, S. Trikha
УДАЛЕНИЕ КОКСА В УСТАНОВКАХ
ЗАМЕДЛЕННОГО КОКСОВАНИЯ . . . . . . . . . . . . . . . . 70
R. Smith, C. Booth
МЕХАНИЧЕСКИЕ УПЛОТНЕНИЯ И ЭФФЕКТИВНОСТЬ
ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ЭНЕРГИИ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73
A. Goti
ПРОГНОСТИЧЕСКОЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ
ОБСЛУЖИВАНИЕ НА ОСНОВЕ ЗВУКОВЫХ
СИГНАЛОВ: НИЗКОЗАТРАТНЫЙ ПОДХОД . . . . . . . . . . . 79
Оптимизация процессов
R. Y. Urdaneta, J. Amaris, F. Pironti, L. Teiga,
J. Inverno, J. Grilo, A. Pontinha
ОПТИМИЗАЦИЯ АМИННЫХ АБСОРБЦИОННЫХ СИСТЕМ . . . 83
A. W. Sloley
УВЕЛИЧЕНИЕ ОТБОРА ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА . . . . . . . . 89
E. R. Palmer, S. H. Kao, C. Tung, D. R. Shipman
ВАРИАНТЫ СНИЖЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ
БЕНЗОЛА В БЕНЗИНЕ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 96
НОВЫЕ СИСТЕМЫ, ПРИБОРЫ И ОБОРУДОВАНИЕ. . . . . . . 103
THE EXPRO GROUP. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 104
Подписано в печать 01.10.2008. Формат 60х90/8. Бумага мелованная. Печать офсетная. Печ. л. 13. Общий тираж 2000 экз. Зак.
Отпечатано в ФГУП «ПИК ВИНИТИ». 140010, Россия, Люберцы, 10, Октябрьский пр-кт, 403
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Н ов е й ш и е м и р ов ы е т е хно л о г и и в Ро с с и и и С Н Г
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБОСНОВАННОГО
ЧИСЛА ДОЛОТ ДЛЯ ОДНОЙ СКВАЖИНЫ
проф. Белоруссов В. О., ОАО НПО «Буровая техника» (ВНИИБТ), Москва; Туктаров Д. Х., ООО «Смит
Продакшн Технолоджи»
Задача определения обоснованного числа
долот для одной скважины, бурящейся в регионе, может оказаться весьма актуальной для
«Зарубежнефть» и других организаций, разрабатывающих проекты бурения в таких регионах,
где еще не бурилось ни одной скважины или условия бурения недостаточно хорошо изучены
или ясны приблизительно.
Указанная информация может оказаться очень
полезной и для предприятий, монопольно выпускающих долота, таких как «Волгобурмаш», на которые поступает большое число заявок. По той
причине, что по ряду регионов нет точных сведений о числе бурящихся соседних скважин, зачастую поступают заказы на столько-то долот для
мягких пород, столько-то долот для средних и т.д.
в рамках годовой заявки.
При этом долота отрабатываются на производ­
стве не по оптимальной программе. Это означает,
что при заказе не предусматривается необходимого числа долот для бурения ими в данном районе
при наименьших затратах на процесс бурения.
ПРЕДЫСТОРИЯ
В настоящее время поиск оптимальных сочетаний параметров режима бурения (при наличии
соседних скважин) осуществляется методом отбора «лучших» результатов бурения того иного
буровика при проходке под ту, или иную обсадную колонну. Результат отбора вносится в геолого-технический наряд ГТИ. При этом за наилучшее достижение принимается либо максимальная проходка за рейс, либо максимальная Vмех
(механическая скорость проходки). Иначе говоря, оптимальность определяется субъективно, а
не по единой системе, в то время как критерием
оптимизации является минимизация стоимости
метра проходки. А при существующей практике
это, как правило, не учитывается. Также никак не
оценивается ни ресурс отработки долота, ни процент вскрытия им своих резервов.
ИННОВАЦИОННЫЕ РЕШЕНИЯ
С целью устранения отмеченных недостатков,
препятствующих осуществлению системного
анализа (при грамотном подборе долот для бурения одной скважины), проф. В. О. Белоруссовым
были составлены две новые программы:
«ПРИВОД» (правдивый процент износа вооруже2
ния долота) [1] и «ЭПИЗОД» (экспертная проверка процента износа закрытой опоры долота) [2].
Эти программы разработаны для проведения прогнозных оценок вероятных результатов бурения
на одной скважине. При этом допустимое время
работы долота на забое при заданном режиме и
геологии, будет определяться по расчету ресурса опоры (как это принято в машиностроении), а
не при помощи неточных инструментальных замеров (особенно для закрытой опоры), которые
поступают с промыслов.
Известно, что в настоящее время оценка процента износа вооружения долота выполняется
приближенно, а оценка процента износа закрытой опоры вообще «на глазок». При этом три разных оценщика дают три разных результата.
Иными словами, настало время для решения
этой проблемы, подобно тому как недавно был
наведен порядок с выпуском в свет кода IADC
(для единообразия описания характера износа
вооружения долота) хотя при этом не был проанализирован порядок учета износа опоры, особенно закрытой.
Решить перечисленные проблемы можно при
помощи программ «ПРИВОД» и «ЭПИЗОД», дающих достаточно точные сведения об износе зуба
и опоры, что особенно важно, так как этот показатель влияет на проходку на долото, а контроль
износа опоры во времени необходим для предот­
вращения возможной поломки долота. Как ее не
допустить? За счет чего?
МЕЖДУНАРОДНЫЕ ИДЕИ
Идеи о том, как выйти из положения, если
с помощью инструментальных замеров не удается получить точных сведений об износе зуба, опоры (что, в свою очередь, необходимо для прогноза отработки долот во времени) выдвинули еще
50 лет назад Галле и Вудс [3]. Ученые предложили
осуществлять оценку износа с помощью расчетов
на предел выносливости. Но это было сделано для
фрезерованного зуба открытой опоры. Примерно
через 25 лет после этого Борджуин, Милхайм и
Женевье [4], перепроверив расчеты Галле и Вудса,
предложили свои – для случаев использования
зубкового твердосплавного вооружения и закрытых опор, что было более актуально. Однако и те
и другие отмечали, что это только методика, так
как гарантировать соответствие теории с практи№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Н ов е й ш и е м и р ов ы е т е хно л о г и и в Ро с с и и и С Н Г
кой они берутся только в случае определения истинных значений процента износа зуба и опоры.
Однако определить этот параметр при помощи
проведения замеров (тем более с требуемой по
международному коду IADC точностью 12,5 %) не
удается на протяжении многих лет.
ОТЕЧЕСТВЕННЫЕ ПРЕДЛОЖЕНИЯ
Выше уже были расшифрованы цели программ «ПРИВОД» и «ЭПИЗОД». Конечно, любые
прогнозы, тем более строящиеся на допущениях
к расчетам (в процессе бурения одной скважины,
когда нет сведений по соседним), являются приблизительными и требуют в дальнейшем отладки
программы и корректировки прогнозов.
В самом деле, ведь «ЭПИЗОД» не обеспечивает данные по износу отдельных элементов закрытой опоры. Износ оценивается опосредовано. Нагрузка на долото, необходимая
для расчетов по программе, берется по норме
1–2 т/дюйм диаметра долота (если раньше она
не дается заказчиком). Обороты: средние 45–
90 при роторе, или 150 при ВЗД, или 300 при
турбине (если планируют ее использовать).
Необходимо также предоставить данные по
типоразмеру долота, конст­рукции скважины
и геологии месторождения, которые тоже достаточно приблизительные. Что касается программы «ПРИВОД», в этом случае необходимо
знать было ли долото в употреблении или нет
и страну – производителя.
В процессе подготовки прогнозов в пределах
нормы вероятных ошибок ( 12,5 %) были оценены и риски неизбежных неточностей. При прогнозах опосредствованного износа вооружения
риск ошибок меньше, чем при прогнозах износа
опоры, так как в случае ошибки и износа, скажем, не на 50–60, а на 100 % ничего страшного
не произойдет. Бурение просто приостановится.
Впрочем, до этого никогда не доходит. Буровики
во всем мире бурят, руководствуясь не процентом износа вооружения долота, а максимальной
скоростью Vмех; долото поднимают при падении
скорости в два раза (по РД), когда и износ вооружения примерно равен 50–60 %.
Ошибки при износе опоры на недопустимую
по расчету величину (более 80 %) более опасны
экономически. Этого нельзя допустить. Поэтому
первые расчеты (или для первых скважин) выполняются с двойной страховкой. Во-первых,
прогноз не допускает более 80 % износа и учитывает допустимую ошибку расчета 12,5 %, т.е.
при недопущении износа по расчету более чем
на 92,5 % (при любых обстоятельствах). Кроме
того, расчет для скважин делается с максимальным запасом. Если опора закрытая, то сначала
рассчитывается ее износ, исходя из того, что
№10   октябрь 2008
ее прочность в два раза больше, чем прочность
открытой опоры. Расчет износа открытой [3]
опоры известен: он зависит от нагрузки, числа
оборотов в минуту и времени. Исследования,
проведенные в последнее время, в частности
Д. Х. Туктаровым из компании «Смит Продакшн
Текнолоджи» с помощью программы «ЭПИЗОД»
показали, что ресурс работы закрытой опоры повышается от двух до 10 раз при герметизации и
смазке. Поэтому принимаемый при расчетах для
первой скважины ресурс повышения прочности закрытой опоры является абсолютным минимумом и эта опора никогда не выйдет из строя
после окончания контрольного времени. А при
дальнейшем бурении, ее износ будет корректироваться, как было сказано выше. Конечно, на
первую скважину (с целью предотвращения аварии с шарошкой) заказчику придется заказать
большее число долот с закрытой опорой, чем на
последующие скважины при бурении их в отмеченном регионе.
При этом в расчете износа опор долот (в соответствии с программой «ЭПИЗОД») впервые,
в отличие от расчетов американских специалистов, будет учитываться и качество смазки и характер вибраций и конструкция закрытой опоры.
Другими словами, расчет будет произведен наиболее точно со всеми поправками, упомянутыми выше.
Что касается расчета в соответствии с программой «ПРИВОД», то при определении ресурса вооружения долота, делается поправка на:
твердые терригенные или карбонатные породы;
мягкие терригенные породы, типа сеноманских отложений в Западной Сибири;
сетчатые известняки с хорошей буримостью;
окременелые известняки с плохой буримостью;
абразивные песчаники;
крепкие породы, типа гранитов.
Сведения по геологии перед расчетом заказа
необходимы. Иначе по умолчанию будет выполнен расчет для одной скважины на максимальный
темп износа закрытой опоры, прочность которой
только в два раза выше открытой опоры. Это может повлиять на увеличение числа заказываемых
долот.
ПРИМЕР
Рассмотрим конкретный пример Борджуина,
Милхайма, Женевье 1986 г. [4] расчета безопасного (с точки зрения аварии) времени работы на
забое. Расчет ведется для долота, которое уже
поработало в скважине, но рейс был прерван до
его полной отработки. Типичный случай. Такие
долота, как правило, спускают на второй рейс.
Но сколько времени можно им безопасно рабо3
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Н ов е й ш и е м и р ов ы е т е хно л о г и и в Ро с с и и и С Н Г
тать до допустимого износа опоры? Из работы [4]
следует, что в США знают ответ на этот вопрос.
Проверим.
Дано. Диаметр трехшарошечного долота 7,875”
(200 мм). Долото класса 6-1-6, для средних пород
с закрытой опорой, износом вооружения (Teeth)
Т-5 (62,5 %) и опоры (Bearing) B-6 (75 %), по диаметру 1 мм после 64 ч работы долота на забое под
осевой нагрузкой Рд = 30 000 фн, т.е. 13,6 т при
70 об/мин (Ротор).
Требуется. Определить, сколько еще времени опора может работать на забое до отработки
ресурса за счет определения констант режима и
долота.
Решение. Обратимся к приведенной ниже
таблице [4].
Рекомендуемые экспотенциальные зависимости для износа опор шарошечных долот
Тип опоры
Вид промывочной
жидкости
В1, В2
Открытая
Раствор, обработанный
баритом
1,0–1,0
Обработанный сульфидами
1,0–1,0
Техническая вода
1,0–1,2
Глинистый раствор на водной
основе
1,0–1,5
На нефтяной основе
1,0–2,0
Закрытая обычная
0,7–0,85
Закрытая, усложненная по
конструкции
1,6–1,0
Выберем поправочные коэффициенты:
В1 = 1,6; В2 = 1,0.
По уравнению 5.15 из [4]:
B1
 60   4bd 
J3 =   
 N   W 
B2
где: bd – Ддол” ; N – об/мин; W– нагрузка, тыс. фунт.
Найдем:
1,6
1
 60   4 × 7,875 
J3 =   
 = 0,820
 70  
30 
По уравнению константы отработки опоры:
T# UC
+¾ • CG
где: tb – время износа опоры к моменту подъема
долота, ч;
bf – величина износа опоры в долях от целого.
τВ =
4
64 ч
= 104 ч
0,820 ⋅ 0,75
Ответ. До полной отработки данная опора
может безопасно работать 104 ч. Иными словами, с учетом отработанного долотом времени 64 ч., опора может еще безопасно работать
104 – 64 = 40 ч.
ОБСУЖДЕНИЕ
Если приведенный расчет, при тех же исходных данных, произвести по программе
«ЭПИЗОД», то получается, что прогнозируемый процент износа данной опоры через 64 ч
(после рейса) равен не 75, а 45,6 % . Ошибка составляет примерно 25 %.
В выкладках российских специалистов для
гарантии достоверности получаемых данных
предусмотрена определенная проверка. Так,
например, для предотвращения аварийной ситуации вслед за прогнозом об износе опоры за
рейс выдается расчетное время отработки опоры на безопасный ресурс (80 %). По программе
«ЭПИЗОД» это безопасное время составляет
112 ч – почти то же самое, что и по расчету
американских специалистов. Случай довольно типичный: расчет по проценту износа после
рейса разнится, а по времени наработки на ресурс совпадает. В чем дело?
Дело в том, что в расчете американских специалистов не учитывается много факторов и, главный
из них, во сколько раз введение герметизации маслонаполненной опоры увеличивает ресурс долота?
Для открытой опоры еще со времен Галле-Вудса
известна формула, в которой прописано, что износ открытой опоры пропорционален времени ее
работы и обратно пропорционален величине оборотов и нагрузки.
Исследованиями Туктарова Д. Х. и др. доказано, что введение герметизации увеличивает
стойкость опор в 2–10 раз. Весь вопрос в том, насколько больше ресурс у закрытой опоры, которая
предлагается для анализа? Без этого никакой расчет на износ закрытой опоры во времени не имеет
смысла. Поэтому в программе ЭПИЗОД сначала
принимается, что на забое работала опора, проч­
ность которой в два раза больше открытой. Не более. Чтобы предотвратить аварию.
Результат первого расчета, показал, что через
64 ч износ опоры был бы равен 91 %.
А как же допустимый ресурс? Он равен 56 ч.
Но опора проработала 64 ч и шарошка не осталась на забое! Учитывая это, выполняем расчет,
полагая, что прочность закрытой опоры в четыре
раза больше.
В этом случае износ после рейса составит
45,6 %, наработка на износ – 112 ч. Такое число
часов наработки на износ – разумный прогноз.
Почему же все-таки процент износа опоры
после рейса по расчету специалистов из США и
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Н ов е й ш и е м и р ов ы е т е хно л о г и и в Ро с с и и и С Н Г
России не совпал? Это обычная картина. В расчете американских специалистов не учтено влияние
вибраций на скорость износа, не сбалансировано
влияние смазки и конструкции опоры. По этой
причине до настоящего времени путем инструментальных замеров не удается достаточно точно и единообразно учитывать процент износа
зуба и опоры. Пора понять, что и все расчеты
и предсказания без этого никогда не будут достаточно точны. У американских специалистов
не было предварительного расчета по программе
«ЭПИЗОД», являющейся ключом. Ошибка была
предопределена.
С другой стороны, когда поправочные коэффициенты ко всем влияющим факторам определены верно, и вероятный процент износа
опоры за рейс предсказан достаточно точно,
дальнейший расчет зачастую производится по
законам линейной интерполяции из-за чего
прогноз на ресурс совпадает. В данном случае
эти прогнозы совпадают еще и потому, что и
предсказанные проценты износа за рейс в сопоставляемых расчетах на самом деле разнятся
не так уж значительно, учитывая, что официально разрешенная ошибка счета по IADC допускается в пределах 12,5 %.
ВЫВОДЫ
1. Разработана программа «ДОПР», дающая
возможность обоснованно подбирать необходимое число долот из соображений наиболее быст­
рого бурения скважины еще на стадии ее проектирования и производства. Она включает программы «ПРИВОД» и «ЭПИЗОД» [1,2].
2. Из-за недопустимых неточностей, которые
возникают при определении процента износа
долот на буровой в процессе инструментальных
замеров закрытой опоры, для первой скважины
месторождения предлагается определять ее проч­
ность не по результатам замера, а теоретически по
расчету программы «ЭПИЗОД» [3] (подобно тому,
как это делается для определения ресурса подшипников в машиностроении).
3. Программа «ДОПР» является ключом к получению реальной возможности использования
на производстве академических расчетов американских специалистов [3, 4], претендующих на
прогноз теоретического определения безопасного времени работы закрытой опоры на забое.
Однако, в настоящее время эти расчеты «не работают» для практики, так как сначала надо ввести
в исходные данные процент износа зуба и износа
опор после прохождения предыдущего рейса, что
само собой по определению является искомой
величиной и может быть теоретически достаточно точно и обоснованно определено при помощи
программ «ПРИВОД» и «ЭПИЗОД.
№10   октябрь 2008
4. Программа «ДОПР» может явиться хорошим дополнением к международному коду по
упорядочению учета износа вооружения долота
«IADC» так как в указанном коде, к сожалению,
ничего не говорится об учете износа опор долота, кроме общих фраз и не дается метод оценки
процента износа вооружения долота с требуемой
кодом точностью 12,5.
5. Просим особо обратить ваше внимание на
тот факт, что при работе с программой «ДОПР»
в случае планирования бурения первой скважины на новом месторождении для начала первоначальных расчетов информация от заказчика о
том, какой будет износ зуба, износ опор не требуется, поскольку соседние скважины не бурились. От заказчика требуются только сведения
по геологии, конструкции скважины, режиме
(по нормам: наг­рузка 1–2 т/дюйм диаметра долота), оборотам (роторное бурение или ВЗД или
турбина) что, обычно, всегда является известным в исходных условиях Проекта. Время работы
долота на забое определиться 80 %-ным износом
опоры или 50 %-ным износом зуба по «Допр».
Список литературы
1. Белоруссов В.О. «Способ точного определения
процента
износа
закрытой
опоры
долота
расчетным путем. «Нефтегазовые технологии»,
М., № 10, 2007 г.
2. Белоруссов В.О. «Способ точного определения
процента износа зубьев долота расчетным путем».
«Нефтегазовые технологии», М., № 2., февраль
2008 г.
3. Galle E.V.,Woods H. B. «Best constant Bit Weight and
Rotary Speed», Mines&Quarry Eng, 1961, № 1, p.29–34;
№ 2, p. 94–81.
4. Bourgoin A. T., Milhelm K. K., Chenever M. E. Applied
Drilling Engineering, 1986, Textbook, vol. 2.
Белоруссов Владимир Олегович, главный научный сотрудник – консультант ВНИИБТ,
профессор, доктор технических наук в области бурения скважин. Автор около 100 научных
работ и изобретений. Работал и преподавал
в России, США, Польше на Кубе. Связаться
с проф. Белоруссовым можно по тел. (495) 959-67-09, доб.
1-21; моб. тел. 8-917-505-94-02 или по e-mail: v.khabetskaya@
vniibt.ru (for the att. of Mr. Byelorussov).
Туктаров Дамир Хатипович, управляющий директор ООО «Смит Продакшн Технолоджи»
ГК
«ИНТЕГРА».
Окончил
Уфимский
Государственный Нефтяной Технический
Университет по специальности «Бурение
нефтяных и газовых скважин». Имеет
Сертификат о прохождении курса: Новые технологии бурения «NEXT» Network of Excellence in Training.
Имеет Диплом «III Ежегодная Международная Конференция
Пользователей PRIMAVERA» «Проектные знания – корпоративная сила», участник мастер-класса «Р3Е/С FOR
CJNSTRUCTION 4.0».
5
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
WORLD OIL, Vol. 229, № 5, 6 – 2008
Publisher Ron Higgins
T. N. Nazina, A. A. Grigor’yan, N. M. Shestakova,
T. L. Babich, N. K. Pavlova, V. S. Ivoilov, S. S. Belyaev,
M. V. Ivanov, Russian Academy of Sciences, Moscow; Q. Feng,
F. Ni, J. Wang, Dagang Oilfi eld Co., China; Y. She, T. Xiang,
B. Mei, Yangtze University, China; Z. Luo, Petrochina Co. Ltd., China
MEOR STUDY ENHANCES PRODUCTION IN A HIGHTEMPERATURE RESERVOIR
EDITORIAL
Editor Perry A. Fischer
Drilling Engineering Editor Victor A. Schmidt
Production Engineering Editor David Michael Cohen
Engineering Editor Mark H. Tran
Technical Editor Krista Kuhl
Technical Editor Katrina Schulz
Contributing News Editor Henry D. Terrell
Contributing Editor Arthur Berman
Contributing Editor Leonard V. Parent
Contributing Editor Les Skinner
Contributing Editor, Washington John McCaughey
Contributing Editor, Middle East Dr. A. F. Alhajji
Contributing Editor, North Sea Dr. ∅ystein Noreng
Contributing Editor, FSU Jacques Sapir
Contributing Editor, Latin America Dayse Wertheim Labrantes
Contributing Editor, S. E. Asia Jeffrey M. Moore
Contributing Editor, LNG Saeid Mokhatab
Jon Rawding and Michael R. Konopczynski, WellDynamics,
Inc.; B. S. Al Matar, Kuwait Oil Co.
APPLICATION OF INTELLIGENT WELL COMPLETION FOR
CONTROLLED DUMPFL OOD
Bob Smith, Mike Hall, Nexen Petroleum UK Ltd.; Andrew
Franklin, Espen S. Johansen, Ö. Haldun Ünalmis,
Weatherford Intl.
FIELD-WIDE INSTALLATION OF OPTICAL SENSING
TECHNOLOGY YIELDS MULTI-SENSING BENEFI TS
Gordon A. Tibbitts, Greg G. Galloway, Particle Drilling
Technologies, Inc.
PARTICLE DRILLING ALTERS STANDARD ROCK-CUTTING
APPROACH
Salem El-Abd, Abdel Hameed Amiri, Ashraf Keshka, Salem
Al-Bakr, Saif Al Arfi, ADCO; Magdi El-Asmar, Baker Oil Tools
NEW COMPLETION TECHNOLOGY IMPROVES ULTIMATE OIL
RECOVERY
Riyadh A. Bargawi, Saudi Aramco; Doyle Dean, Jack
Clemens, Clem Whitmire, Halliburton
NEW ELECTRO-MECHANICAL PERFORATING TECHNOLOGY
REDUCES COST AND INCREASES SAFETY IN WORKOVER
OPERATIONS
Carlos Lara, Enrique Ramon, Edwin Vizcarra, EnapSipec; Miguel Perez, Cesar Contreras, David Amores,
Schlumberger
TESTING ON THE GO SAVES TIME, MONEY
Steve Coffee, Enerscope Systems Inc.; Michael Briffett,
Husky Energy Inc.
DOWNHOLE DESANDER PREVENTS ESP DAMAGE IN HIGHWATERCUT WELL
MAGAZINE PRODUCTION +1 (713) 525-4633
Director–Production and Information Technology Sheryl Stone
Manager–Advertising Production Cheryl Willis
Assistant Manager–Editorial Production Amy Dodd
Assistant Manager–Editorial Production Chris Valdez
Artist/Illustrator David Weeks
ADVERTISING SALES
see Advertisers’ index
CIRCULATION +1 (713) 520-4440
Director–Circulation Linda K. Johnson
E-mail: circulation@gulfpub.com
EDITORIAL ADVISORY BOARD
Senior Editorial Advisor
Paul L. Kelly, Consultant, Rowan Companies Inc.
Editorial Advisors
William Donald (Donnie) Harris III, CEO,
Forrest A. Garb & Associates, Inc.
Alexander G. Kemp, Schlumberger Professor,
Petroleum Economics, University of Aberdeen
Dr. D. Nathan Meehan, President, CMG Petroleum Consulting Ltd.
Galen Cobb, Vice President, Industry Relations, Halliburton,
and Chairman, Petroleum Equipment Suppliers Association
Douglas C. Nester, COO, Prime Offshore L.L.C.
David A. Pursell, Research Principal,
Pickering Energy Partners, Inc.
Lawrence R. Dickerson, President and COO, Diamond Offshore
Drilling, Inc., and Chairman, National Ocean Industries Association
Robert E. (Bob) Warren, Vice President, Industry & Government
Affairs, Pride International, Inc.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Нефть мира
РАЗВ
ЧТО ПРОИСХОДИТ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЕННОСТИ
K. H. Kuhl, научный редактор WO
НАЧАЛО ДОБЫЧИ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ НЕФТИ
В конце апреля 2008 г. компания Saudi Aramco
приступила к добыче нефти на месторождении
Хурсаньях. Первоначальная добыча на месторождении составила 300 тыс. брл/сут, но уже спустя
месяц после начала эксплуатации повысилась до
500 брл/сут.
ДОБЫЧА НА I-HUB ЗАДЕРЖИВАЕТСЯ
Добыча на газодобывающей платформе Independence Hub, размещенной в Мексиканском заливе,
была восстановлена только к середине июне 2008 г.
Первоначально планировалось возобновить добычу к середине мая, но Enterprise Products Partners
заявили, что восстановление газопровода Independence Trail требует более длительного времени. Добыча на платформе была приостановлена в начале
апреля 2008 г. из-за обнаружения утечки в газопроводе.
РЕКОРДНОЕ ЧИСЛО УЧАСТНИКОВ
КОФЕРЕНЦИИ
В начале мая 2008 г. в Хьюстоне (США) проводилась очередная ежегодная конференция по
морским разработкам (Offshore Technology Conference – OTC). Это событие для отрасли, как правило, является самым знаменательным событием
года. В 2008 г. на конференции было зарегистрировано рекордное число участников – 75 092 чел. Это
на 11 % больше, чем в 2007 г.
ПРИОСТАНОВКА ДОБЫЧИ В КИТАЕ
В середине мая 2008 г. добыча на нескольких
неф­тяных и газовых скважинах Китая была приостановлена. Также прекратилась транспортировка
нефти по трубопроводу. Эти действия были вызваны беспокойством относительно возможных повреждений трубопровода из-за землетрясения, которое произошло в пров. Синьхуа. Эта провинция
является самым крупным газодобывающим регионом страны.
ЮЖНЫЙ ПАРС, ФАЗА 8
Как сообщил менеджер проекта Южный Парс,
Явад Шамс, после двухлетней задержки реализация Фазы 8 проекта Южный Парс завершилась.
Фаза 8 проекта была введена в эксплуатацию в июле
2008 г. после завершения реализации фаз 6 и 7. В результате суммарная добыча газа на месторождении
увеличилась до 1 млрд фут3/сут.
РАЗДЕЛЕНИЕ КОМПАНИИ
Компания EnCana произвела раздел на две компании – по осуществляемым операциям – газодобывающую и нефтедобывающую. Компания
EnCana также намерена создать новое отделение,
которое будет заниматься вопросами добычи и пе№10   октябрь 2008
реработки нефти с нефтеносных песчаников. Это
отделение будет поводить операции в рамках совместного договора с компанией ConocoPhillips.
Эта компания будет называться GasCo и осуществлять операции в регионе Скалистых гор, шт. Техас
(США) и вести добычу метана из угольных пластов
в Альберте. Компания GasCo будет разрабатывать
и владеть 2/3 всех доказанных запасов Канады.
ПОПОЛНЕНИЕ СТРАТЕГИЧЕСКИХ ЗАПАСОВ
США
В середине мая 2008 г. Сенат и Конгресс одобрили законопроект о пополнении к концу 2008 г.
стратегических запасов США (Strategic Petroleum
Reserve – SPR), тем более к этому периоду прогнозируют снижение цен на нефть до 75 долл/брл.
Принятие закона в Сенате было поддержано 97 голосами против 1, в Конгрессе – 385 голосами против 25.
ОДОБРЕНИЕ ПРОЕКТА
СТРОИТЕЛЬСТВА ТРУБОПРОВОДА
Компания Enbridge получила одобрение канадского правительства строительства трубопроводов
Alberta Clipper и Southern Lights. Эти проекты были
также одобрены National Energy Board. «В ближайшее время мы приступим к реализации этих двух
проектов», – отметил руководитель компании
Р. Дэниэлс. Эти проекты будут реализовываться
в рамках государственной 12-миллиардной программы повышения добычи из нефтеносных песчаников. В соответствии с этой программой добыча
нефти из нефтеносных песчаников должна повыситься к 2015 г. до 3 млн брл/сут.
ДОГОВОР С УЗБЕКИСТАНОМ
Компания Petronas подписала новое долевое
соглашение о добыче (Production Sharing Agreement – PSA) с Узбекистаном на разработку трех
месторождений в северном регионе и реализацию проекта строительства завода СПГ. В рамках
соглашения Petronas будет владеть 100 % активов
разрабатываемых месторождений Урга, Куаниш и
Ахчалах. Договор о строительстве завода СПГ был
подписан между Petronas и узбекской компанией
Uzbekneftegaz.
ДОГОВОР О ПОСТАВКЕ
ТУРКМЕНСКОГО ГАЗА
В конце апреля 2008 г. Пакистан, Индия и Афганистан подписали совместное соглашение о покупке
и поставках газа из Туркменистана. Это соглашение
обеспечит поставку к 2015 г. природного газа. Пропускная способность трубопровода составит 7,6 млрд
долл. В рамках договора газ будет поставляться в объеме 3 млрд фут3/сут. В течение первых двух лет Афганистан будет получать 177 млн фут3/сут, оставшийся
газ будет поступать в равных долях в Индию и
Пакистан.
7
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗВЕДКА
РЕКОРД ПРОТЯЖЕННОСТИ
СКВАЖИН
Компания Transocean Inc. объявила о новом мировом рекорде протяженности бурения. Компанией была пробурена скважина протяженностью
40 320 фут, с 35 770-футовым горизонтальным интервалом. Скважина была пробурена на месторождении Аль Шахин на шельфе Катара. Предыдущий
рекорд протяженности составил 38 322 фут, установленный компанией ExxonMobil при бурении наземной скважины на острове Сахалин.
ЗАДЕРЖКА ДОБЫЧИ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ
Министр С. Мунбаев подтвердил, что во время
переговоров члены консорциума, разрабатывающего месторождение Кашаган (Казахстан), решили отложить добычу до 2012–2013 гг. Основными
западными партнерами стали компании Eni, Total,
ExxonMobil и Royal Dutch Shell, каждая из которых
владеет 16,1 % активов. Оставшаяся часть активов
принадлежит казахской компании KazMunaiGaz.
В рамках первого соглашения начало добычи было
запланировано на конец 2011 г.
НОВОСТИ РАЗВЕДКИ
A. Berman, редактор-консультант WO
ОГРАНИЧЕНИЕ МИРОВЫХ ПОСТАВОК ГАЗА
В настоящее время цены на природный газ увеличились до 11 долл/тыс. БТЕ. Начиная с сентября
2007 г. повышение цен составило 96 %. Цены на природный газ не повышались до такого уровня с 2005 г.,
когда этому способствовали ураганы Катрина и Рита,
разрушившие почти все газодобывающие мощности
в Мексиканском заливе.
На сегодняшний день цены на природный газ отражают баланс спроса и поставок. Но действительной причиной являются ограничивающие факторы,
включая тенденции добычи этого энергоресурса,
повышение потребления, конкурентоспособности
и задержка проектов СПГ. Некоторые специалисты
считают, что причиной повышения цен на газ могла
стать взаимосвязь цен на нефть и газ.
В 2007 г. добыча увеличилась на 7 % или до
19,3 трлн фут3, в основном за счет повышения добычи на месторождении Барнетт Шейл (на 1 трлн фут3).
Спотовые цены на нефть и природный газ
в 2006–2008 гг.
10
100
8
80
6
60
4
40
Цена нефти (WTI)
20
2
Цена газа (HH)
Jan. 6, ’08
Nov. 6, ’07
July 6, ’07
Sept. 6, ’07
May 6, ’07
Mar. 6, ’07
Nov. 6, ’06
Jan. 6, ’07
Sept. 6, ’06
July 6, ’06
0
May 6, ’06
Jan. 6, ’06
Mar. 6, ’06
0
Динамика ценообразования на природный газ
8
Mar. 6, ’08
Mar. 6, ’08
Цены на нефть WTI, долл/брл
120
12
Цены на природный газ, долл/тыс. БТЕ
140
Однако потребление природного газа в 2007 г. также
возросло на 6,2 % до 23 трлн фут3, особенно в зимний
сезон (на 11,3 %). Это повышение было обусловлено
увеличением потребления электроэнергии (на 35 %
или 1,7 трлн фут3).
Природный газ используется в качестве топлива
на большинстве электростанций, построенных после 2000 г., поскольку является наиболее эффективным и экологически безопасным. Владельцы многих
электростанций отказываются от использования
в качестве топлива угля из-за высоких выбросов СО2,
в результате сжигания этого энергоресурса.
Зима 2006–2007 гг. в Европе была сравнительно мягкой, по этой причине избыток СПГ поступил на рынки. Импорт СПГ в марте 2007 г. достиг
3,5 млрд фут3/сут.
Спрос на СПГ на рынках Азии в этот период достиг рекордных объемов и стоимости (20 долл/тыс.
БТЕ). В этот период китайские компании PetroChina
и CNOOC объявили о заключении долговременных
контрактов стоимостью 60 млрд долл с Катаром.
После повреждения в 2007 г. большинства атомных электростанций в результате землетрясения
спрос на СПГ также возрос и в Японии. Даже при повышении цен на газ до 10 долл/тыс. БТЕ рынок СПГ
останется конкурентоспособным.
Несмотря на то, что импорт газа из Канады остается достаточно высоким, повышение добычи повлияло на установление баланса спроса и поставок
в 2007 г.; тенденции ценообразования – цикличны,
и высокие цены влияют на спрос. На ценообразование оказывают влияние многие факторы, такие как
погода, недостаточные объемы хранилищ, транспорт
и другие. Но всегда следует надеяться, что эффективность развития отрасли, повышение активности
разведки и бурения в свою очередь в значительной
степени повлияют на ценообразование (см. рис.).
А. Berman (А. Берман), консультант WO в области геологии, специализирующийся на исследованиях газовых и нефтяных месторождений,
сейсмической интерпретации и создании базы
данных. М-р Берман свыше 20 лет работал в
нефтяных компаниях. Кроме того, он был редактором Bulletin, издаваемого геологическим
обществом Хьюстона (Houston Geological Society – HGS). М-р Берман имеет степень магистра в области геологии, полученную в Colorado
School of Mines. Связаться с м-ром Берманом
можно по адресу: bermanae@gmail.com.
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗВЕДКА
НОВОСТИ БУРЕНИЯ
L. Skinner, редактор-консультант WO
ПОИСК НОВЫХ РЕШЕНИЙ
Недавно я читал лекции на тему, как анализировать новые перспективы и возможности. В целом
курс был построен на практических примерах, но
одну из лекций я посвятил вопросу, как специалисты могут ошибаться в процессе проведения анализа.
Я отметил семь традиционных ошибок.
Якорь. В этой главе я разъяснял, как информация
используется специалистами и влияет на их решения. Первоначальное представление может стать
якорем и помешать всестороннему взгляду на проблему.
Статус Кво. Это означает «не клади камни в дырявую лодку». Как правило, неправильное решение
влияет на последующие действия. Предотвратить
ошибку можно только тщательно проверяя все предлагаемые решения.
Затраты. В этом случае речь идет о действиях,
следующих за решением. Эти действия формируют
планирование, включая затраты, график поставок и
др. «Не торопись и тщательно рассчитывай свои возможности, чтобы не отказываться от своих слов».
Вноси ясность. Любая информация может стать
полезной. Данные помогут сформировать правильное решение и предотвратить возникновение ошибки. В данном случае исследования и научные методы
игнорируются. Необходимо получить точную информацию.
Основы. Прежде всего, выбор оборудования.
В этом случае всегда задается вопрос, какое обору-
№10   октябрь 2008
дование оптимально. Выбирай «лучшее из лучшего».
Альтернативных решений может быть недостаточно. При выборе оборудования и инструментов необходимо учитывать ряд факторов, таких как климат,
геологические аспекты, особенности строения пласта и другие.
Дальновидность. В процессе реализации решений или проектов необходимо всестороннее изучение многих факторов, таких как использование
энергоресурсов, источники электроэнергии, службы
пожаротушения, возможные риски и другие. Персонал буровой должен быть на 100 % уверен в безопасности проведения операций.
Оптимизация процессов. Как правило, оптимизация тесно связана с получением данных. При этом
необходимо располагать оптимальным объемом информации, полученной в возможно короткие сроки.
В этом случае учитывается их точность и надежность.
Все эти факторы в значительной степени влияют
на оптимизацию проведения операций, снижают затраты, сокращают сроки реализации проектов и повышают конкурентоспособность.
L. Skinner (Л. Скиннер), редактор консультант
WO. После окончания техасского университета
получил диплом инженера-химика. В нефтяной
отрасли работает свыше 32 лет. М-р Скиннер занимается вопросами модернизации технологий
бурения и управления скважиной. За время работы м-р Скиннер сотрудничал с рядом независимых компаний. Связаться с м-ром Скиннером
можно по адресу: lskinner@sbcglobal.net.
Перевел Д. Баранаев
9
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
повышение добычи
РАЗВЕДКА
Микробиологический метод
повышения нефтеотдачи
T. N. Nazina, A. A. Grigor’yan, N. M. Shestakova, T. L. Babich, N. K. Pavlova, V. S. Ivoilov, S. S. Belyaev,
M. V. Ivanov, Российская Академия Наук, Москва; Q. Feng, F. Ni, J. Wang, Dagang Oilfield Co., Китай;
Y. She, T. Xiang, B. Mei, Университет Янцзы, Китай; Z. Luo, Petrochina Co. Ltd., Китай
Применение биотехнологии для усиления активности микроорганизмов увеличивает добычу
нефти на 102 900 брл
Микробиологический метод повышения неф­
теотдачи, основанный на активизации пластовой
микрофлоры, был опробован в горизонтах залежи
кондян (60 °С) нефтяного месторождения Даган в
Китае. Мониторинг физико-химических, микробиологических и эксплуатационных характеристик опытного участка показал изменения в экосистеме в результате применения биотехнологии.
Несмотря на то, что нефтяная микробиология как область науки образовалась 80 лет назад,
сведения о микрофлоре нефтяного пласта до сих
пор остаются фрагментарными. Общеизвестно,
что нефтяные месторождения населяют ферментативные, сульфат-, серо- и железовосстанавливающие бактерии, а также ацетат- и метанпродуцирующие бактерии [1]. Разработка нефтяных
месторождений с применением заводнения влечет за собой появление в пласте кислорода и приводит к развитию аэробных микроорганизмов [1,
2]. Исследования, проведенные в последние несколько лет на российских нефтяных месторождениях, показали возможное существование пластового микробного сообщества. Эта информация
служит теоретической основой для разработки
нового микробиологического метода повышения
нефтеотдачи [3–6].
Метод заключается в нагнетании в пласт аэрированного водного раствора азотных и фосфорных минеральных солей, что приводит к активизации пластовой микрофлоры, главным образом,
нефтеокисляющих бактерий, отвечающих за частичное окисление остаточной нефти и продуцирующие спирты, жирные кислоты, поверхностноактивные вещества, диоксид углерода и прочие
соединения [3–6]. Эти метаболиты и микробная
биомасса, в свою очередь, используются ферментативными и метан-продуцирующими бактериями в качестве субстратов, которые последовательно продуцируют. В присутствии сульфатов часть
окисленного вещества используется сульфатвосстанавливающими бактериями [8].
Предложенная биотехнология была опробована на нефтяных месторождениях Башкортостана,
Татарстана, Западной Сибири и Азербайджана
в пластах с температурой от 20 до 45 °С [5, 6].
Микробиологические методы повышения нефте10
отдачи не применялись на практике на нефтяных
месторождениях с высокой температурой [1, 7, 8].
В литературе также отсутствуют данные о микробиологическом мониторинге нефтяных месторождений с высокой температурой.
Главная цель данного проекта состояла в том,
чтобы изучить возможность применения биотехнологии для повышения нефтеотдачи на основе
активизации пластовой микрофлоры в нефтяных
пластах с высокой температурой. В данной статье
представлены результаты четырехлетнего (2000–
2003 гг.) применения биотехнологии в пласте кондян, имеющим высокую температуру.
Материалы и методы
Микробиологический метод повышения неф­
теотдачи был применен в горизонтах северного
участ­ка пласта кондян месторождения Даган в Китае. В табл. 1. приведены геологические, геохимические, микробиологические и эксплуатационные
характеристики пласта кондян, которые можно
также найти в ранее опубликованных работах [9,
10, 11]. Пласт разрабатывается примерно 30 лет с
применением заводнения для поддержания пластового давления, для чего используется пресная вода
наземных источников и попутно добываемая вода,
отделяемая от нефти. Всего на опытном участке,
который гидродинамически изолирован от других
участков пласта, расположено 22 добывающих и
11 нагнетательных скважин.
В 2001–2003 гг. с марта по сентябрь в течение
2–3 сут каждого месяца в нагнетательные скважины насосом подавалась водовоздушная смесь с минеральными солями. Всего за три года эксперимента
было проведено 15 циклов нагнетания; в эксперимент были вовлечены все нагнетательные скважины
опытного участка.
С июня 2000 г. по сентябрь 2003 г. контролировалось около 40 параметров нагнетаемой и пластовой
воды из 22 добывающих скважин. Объемы добываемых флюидов и доли нефти, воды и газа замерялись
ежедневно, тогда как физико-химический анализ
пластовой воды и газов проводился раз в месяц. Семь
раз определялись микробиологические, биогеохимические и реологические характеристики пластовой воды. Состав питательной среды, а также приме№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
повышение добычи
РАЗВЕДКА
Таблица 1. Параметры до применения биотехнологии
Характеристики
Параметр
Характеристики
Геологическая характеристика
Литология
Эксплуатационные характеристики
Песчаник
Глубина залегания ниже уровня моря, м
Параметр
Среднесуточная добыча нефти из одной скважины, брл/сут
1206,8–1434,8 Среднесуточная добыча нефти из опытного участка, брл/сут
79,1
1421,0
Площадь добычи, км2
1,6 Средняя обводненность добываемой жидкости, %
94,9
Средняя пористость, %
33 Среднесуточная добыча жидкости из одной скважины, м3/сут
220
1,878 Среднесуточная добыча жидкости из опытного участка, м3/сут
3959
Средняя проницаемость, мкм2
Средняя эффективная толщина пласта, м
17,4 Микробиологические параметры
Пластовая температура, °С
59,4 Аэробные органотрофные бактерии, клеток/мл
Свойства флюидов
Аэробные нефтеокисляющие бактерии, клеток/мл
Плотность нефти, г/см3 (25 °С)
Вязкость нефти, мПа.с
0,9605 Ферментативные бактерии, клеток/мл
69,4 Сульфатвосстанавливающие бактерии, клеток/мл
Начальное содержание газа в нефти, м3/брл
Минерализация пластовой воды, г/л
НСО3–, мг/л
5,612
растущие на ацетате
0–102
43,4–55,2 Скорость метаногенеза, мкг CH4/л/сут:
Межфазное натяжение пластовой воды*, мН/м
19,0–30,2
из NaH14CO3
из 14CH3COONa
Δ13С нефти, %
0,002–19,90
0–1,59
0–14,73
0 Другие параметры
–41,2…–43,1 Число действующих добывающих скважин
Δ13С/ΣСО2 + НСО3– + СО32–, %
0–103
0–103
Поверхностное натяжение пластовой воды, мН/м
Δ13С/СН4, %
102–105
растущие на Н2 + СО2
0–5 Скорость восстановления сульфатов, мкг S2–/л/сут
Эмульгирующая активность пластовой воды, %
0–103
3,8 Метан-продуцирующие бактерии, клеток/мл:
419–698
Ацетат, мг/л
0–103
–1,5…+6,4 Число действующих нагнетательных скважин
22
12
–26,5
*На границе с парафинами С10–С22
няемые методы и оборудование подробно описаны
в работе [9].
Микробиологические процессы
Перед опытным применением биотехнологии
в пласте кондян были проанализированы геологические, геохимические, гидрохимические и эксплуатационные характеристики пласта. Результаты
анализа [9–12] показали, что в пласте обитает разнообразное микробное сообщество с большим метаболическим потенциалом (табл. 2). Всесторонние
исследования позволили нам испытать биотехнологию для повышения нефтеотдачи, основанную на
№10   октябрь 2008
активизации обитающих в нефтяном пласте микроорганизмов.
Призабойная зона нагнетательных скважин.
Нагнетаемая водовоздушная смесь с азотными и
фосфорными минеральными солями стимулировала развитие микроорганизмов в призабойной зоне
нагнетательных скважин. В этой зоне материнская
порода содержала остаточную нефть и огромное
количество микроорганизмов, а присутствие раст­
воренного кислорода и биогенных элементов в нагнетаемой воде обеспечили благоприятные условия
для биотрансформации нефти. В ходе эксперимента
число аэробных органотрофных и нефтеокисляю11
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
повышение добычи
РАЗВЕДКА
Таблица 2. Диапазоны изменения концентраций гидрокарбонатов и низших жирных кислот, скоростей восстановления сульфатов и метаногенеза, а также состава стабильных изотопов углерода минеральных карбонатов (δ13С/ΣСО2 + НСО3– + СО32–, ‰ PDB) в пластовой
воде и метана (δ13С/СН4, ‰) в добываемом газе
Номер скважин,
объем вымытой
воды, м3
До применения
биотехнологии
Содержание, мг/л
НСО3–
350–642
Ацетат
Скорость метаногенеза,
мкг СН4/л/сут
Изобутират
0–5
Из
NaH14CO3
Из 14CH3COONa
Скорость
восстановления
сульфатов,
мкг S2-/л/сут
δ13С/СН4, ‰
δ13С/ΣСО2
+ НСО3– +
СО32–, ‰
0
0–1,59
0–5,61b
0,002–19,90
–41,6…–43,1
–1,5…6,4
В ходе применения биотехнологии
Нагнетаемая
вода
351–549
1
0–2,9
Н/д
Н/д
Н/д
Н/д
1,1…6,9
1098a – 8 м3
415–579
0,2–3,6
0–1,3
0–21,2
2,22–228,5
201–3365
Н/д
–0,4…3,3
1098a – 24 м3
414–531
1,2–30
0–1,4
0–1,85
4,84–96,26
20,12–1216
Н/д
0…5,9
Добывающие скважины
1002-1
419–823
0–74,4
0–1,9
0,12–0,88
0,01–20,55
0,01–64,75
–41,9…–42,6
0,4…5,2
1008-1
558–747
1,0–160,7
0–2,0
0,03–11,85
0,68–39,68
6,65–215,6
–41,8…–42,3
3,4…8,1
1012-1
503–610
0,8–70,8
0–0,8
0–0,75
0,05–14,05
0,57–4,11
–42,5…–43,6
3,4…6,1
1015-1
419–579
0–52,2
0–1,4
0–5,76
0,01–1,76
0,01–18,95
–41,6…–42,6
–1,5…2,0
1017
391–579
0–52,4
0–8,2
0–0,22
0–0,12
0с–0,86
–42,2…–42,6
–1,5…5,4
1017-2
549–1830
0–13,6
0
0,10–0,19
0–0,19
0–0,04
–40,7…–41,7
3,4…10,6
1017-5
610–701
0–119,9
0–1,5
0,03–0,44
0,12–6,97
2,78–36,96
–41,7…–42,9
3,9…5,3
1017-7
549–869
0–13,0
0–1,4
0,19–26,23
0,16–3,16
0,01–17,25
–42,3…–43,5
2,2…5,1
1032-1
534–610
2,0–33,2
0–1,0
0–0,09
0–0,87
0,04–1,27
–41,2…–42,4
3,4…6,9
1094
595–642
0,4–26,0
0–16,6
0–1,04
0–0,17
0,01–0,22
–42,3…–42,7
2,6…5,1
1094-1
610–991
0–53,4
0–58,6
0,08–12,06
0–1143
0–29,97
–41,9…–42,6
3,4…10,1
Вода, вымытая из нагнетательной скважины 1098
В призабойной зоне скважины 1098 скорость метаногенеза колебалась от 0,025 до 14,73 мкг СН4/л/сут
с
В отсутствии сульфатов в пластовой воде скорость восстановления сульфатов рассчитывалась с использованием меченого сульфата в количестве 20 мкг/л
Примечание. В отсутствии ацетатов скорость метаногенеза рассчитывалась с использованием меченого ацетата в количестве 70 мкг/л
а
b
щих бактерий было самым высоким в призабойной
зоне нагнетательных скважин (например, скважина 1098) и увеличилось с 0–103 до 105 клеток/мл и
более. Число ферментативных бактерий возросло
с 102–105 до 107 клеток/мл, число сульфатвосстанавливающих бактерий с 0–103 до 105 клеток/мл, а число метан-продуцирующих бактерий увеличилось
с 0–103 до 106 клеток/мл.
Зона добывающих скважин. Влияние водовоздушной смеси и минеральных солей хорошо проявилось в 14 добывающих скважинах (см. табл. 2).
В остальных восьми скважинах пределы изменения
числа бактерий, принадлежащих ко всем изучаемым
метаболическим группам, скоростей метаногенеза и
концентраций гидрокарбонатов в пластовой воде незначительно отличались от значений, замеренных до
12
начала эксперимента. Отсутствие реакции в восьми
добывающих скважинах может быть связано со слабой гидродинамической связью с нагнетательными
скважинами.
Аэробные микроорганизмы. Кислород нагнетаемого воздуха не был обнаружен в пластовой воде,
поступающей из добывающих скважинах. Однако
аэробные бактерии в пластовой воде из призабойной зоны распространились по пласту. Число аэробных термофильных органотрофов достигло 105
клеток/мл. Колебания числа аэробных бактерий и
числа их метаболитов (летучих кислот и карбонатов) достигли максимума в добывающих скважинах
1015-1, 1094-1 и 1008-1, где 3H и 35S были обнаружены
раньше и в больших количествах, чем в других скважинах в ходе исследований мечеными атомами.
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
повышение добычи
РАЗВЕДКА
В семи скважинах число термофильных метанпродуцирующих бактерий возросло с 102–103 до
104–106 клеток/мл (рис. 1). Как и в случае восстановления сульфатов, скорости метаногенеза были высоки
в призабойной зоне нагнетательных скважин, достигая 229,4 мкг CH4/л/сут. Основным предшественником метана выступал не гидрокарбонат, а ацетат, что
может быть связано с наличием большого количества летучих кислот в ходе биотрансформации нефти.
В некоторых случаях скорость метаногенеза, оцениваемая с помощью меченого NaH14CO3, превышала
фоновые значения (0–1,59 мкг CH4/л/сут) и достигала 3,17–26,23 мкг CH4/л/сут (табл. 2). Максимальные
скорости метаногенеза, оцениваемые с помощью меченого 14CH3COONa во всех добывающих скважинах,
колебались в интервале 6,97–1143 мкг CH4/л/сут, в то
время как значения, замеренные до начала экспе-
a
2,000
1,800
1,600
1,400
НСО3–, мг/л
1,200
1,000
800
600
400
1072-2
1094-1
1017-7
1008-1
1050-3
1050-1
1050-1
1050-3
1008-1
1017-7
IX 2003
I 2003
VI 2002
I 2002
VII 2001
200
0
XII 2000
Все микроорганизмы, использующие углеводороды в качестве единственного источника
углерода и энергии, продуцируют поверхностно-активные метаболиты, которые позволяют
нерастворимым углеводородным субстратам проникать в клетки бактерий [13]. Необходимо особо
подчеркнуть, что микроорганизмы продуцируют
поверхностно-активные соединения вне среды с углеводородами, поскольку культуры бактерий и биомасса всегда содержат биологические поверхностно-активные вещества в качестве компонентов
клеточных стенок. Следовательно, даже биомасса
метаболически неактивных клеток нефтеокисляющих и других бактерий может быть использована для повышения нефтеотдачи микробиологическим методом.
Анаэробные микроорганизмы. Число термофильных ферментативных бактерий увеличилось
с 102–105 (до эксперимента) до 106–109 клеток/мл
(см. табл. 2). Число термофильных сульфатвосстанавливающих бактерий в воде большинства добывающих скважин не изменилось в ходе эксперимента
и возросло только в четырех скважинах.
До начала эксперимента скорость восстановления сульфатов в добывающих скважинах колебалась от 0,002 до 18,9 мкг S2–/л/сут; в призабойной зоне нагнетательных скважин она достигала
19,90 мкг S2–/л/сут. В ходе эксперимента самый активный процесс восстановления сульфатов происходил в призабойной зоне нагнетательных скважин,
где были обнаружены сульфаты. На большей части
площади нефтяного пласта скорость восстановления
сульфатов находилась в пределах фоновых значений; в десяти скважинах она была в 2–15 раз выше
(до 147,1–297,1 мкг S2–/л/сут).
1094-1
1017-2
7
b
180
6
140
4
Ацетат, мг/л
3
2
100
80
60
a
Рис. 1. Число микроорганизмов в пластовой воде скважины
1012-1 на протяжении эксперимента:
а – нефтеокисляющие бактерии; b – сульфатвосстанавливающие
бактерии; с – метан-продуцирующие бактерии, использующие водород; d – метан-продуцирующие бактерии, использующие ацетаты; е – ферментативные микроорганизмы
№10   октябрь 2008
1094-1
1017-5
1017-3
1015-1
1008-1
1002-1
20
0
1002-1
1008-1
1015-1
1017-3
IX 2003
c
40
I 2003
VII, 2001 I, 2002
Год VI, 2002 I, 2003 IX, 2003
b
e
VI 2002
XII,2000
d
I 2002
1
0
120
VII 2001
Число клеток в 1 мл
160
5
1017-5
1094-1
Рис. 2. Концентрация гидрокарбонатов и ацетатов
в пластовой воде
13
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
повышение добычи
РАЗВЕДКА
римента, не превышали 5,61 мкг CH4/л/сут. Необычайно высокая суммарная скорость метаногенеза от
ацетата и гидрокарбоната наблюдалась в скважине
1094-1, в которую согласно результатам исследований
изотопными индикаторами вода от нагнетательной
скважины поступала с максимальной скоростью [9].
Состав газа. В ходе эксперимента произошло увеличение общего содержания газа в продукции пласта кондян. Концентрации диоксида углерода (скважины 1015-1, 1017-4 и 1094-1) и метана (скважины
1015-1, 1050-3 и 1094-1) возросли, соответственно, на
2–4 % и 3–5,7 %.
Физико-химические параметры
Нагнетание водовоздушной смеси с минеральными азотными и фосфорными солями стимулировало биотрансформацию нефти, что изменило состав
пластовой воды и газа пласта кондян.
Пластовая вода. В большинстве добывающих
скважин водородный показатель (pH) пластовой воды
увеличился с 7,2–7,65 до 8,0–9,0. Также возросла
концентрация растворимых карбонатов (НСО3–
и СО32–) и низших жирных кислот, являющихся
обычными продуктами микробного окисления нефти
(рис. 2а-b). В 10 из 22 добывающих скважин содержание гидрокарбонатов возросло более чем на 10 % от
фоновых значений каждой скважины. Концентрация
уксусной, муравьиной и изомасляной кислот достигла, соответственно, 160,7; 67,4 и 98,2 мг/л. На опытном
участке общая концентрация указанных кислот превышала 150 мг/л в 15 добывающих скважинах. В большинстве отобранных проб фоновая концентрация
ацетата в пластовой воде не превышала 5 мг/л [9].
Концентрация ионов Ca2+ и Mg2+ не изменилась
в ходе эксперимента и составляла, соответственно,
25–81 и 24–46 мг/л. Как отмечалось выше, во время
испытания биотехнологии результаты показали наличие в пластовой воде сульфатов, которые не были
обнаружены в ходе предварительных исследований.
Мы считаем, что сульфаты образовались в результате окисления присутствующих в нефтяном пласте
сульфидов железа кислородом воздуха, поступившим в пласт вместе с нагнетаемой водой. Концентрация сульфатов в пластовой воде увеличилась с 0 до
12–72 мг/л. Аммоний и фосфаты, поступившие
в нефтяной пласт в виде минеральных солей, были
обнаружены в низких концентрациях (NH3–N –
1–20,8 мг/л и PO43– – 0–0,86 мг/л) почти во всех
добывающих скважинах.
Реологические характеристики
В ходе применения биотехнологии поверхност­
ное натяжение пластовой воды снизилось с 48 до
33,3 мН/м. Средние значения межфазного натяжения на границе со смесью парафинов С10–С22
снизились с 26,6–30,2 до 13,7–25 мН/м, а средние
значения динамической вязкости возросли с 0,70 до
0,76 мПа⋅с. Самые низкие значения поверхностного и межфазного натяжения пластовой воды на
границе с парафинами составили, соответственно,
29,3–32,4 мН/м (в 11 скважинах) и 8–10,8 мН/м
(скважины 1008, 1012 и 1094). Самое большое значение динамической вязкости пластовой воды (0,80–
0,83 мПа⋅с) было зафиксировано в скважинах 1017-2,
1094 и 1017-3.
Значения межфазного натяжения пластовой воды
на границе с нефтью колебались между 2 и 7 мН/м
(скважины 1002-1, 1012-1, 1017-7 и 1015-1) и были
ниже значений, замеренных на границе со смесью
парафинов С10–С22. Это может быть обусловлено
амфилической природой биологических поверхност­
но-активных веществ, которые присутствуют на поверхности раздела вода–нефть и в эмульсии вода–
нефть, а не в пластовой воде. Эмульгирование нефти
биологическими поверхностно-активными веществами и местное повышение пластового давления могут оказаться потенциальным механизмом повышения нефтеотдачи микробиологическим методом на
опытном участке.
Данные коррелировались с результатами исследований изотопными индикаторами и подтвердили
первичное распределение микроорганизмов и их
метаболитов в пластовой и нагнетаемой воде в зонах, гидродинамически связанных с нагнетательными скважинами. Кроме того, в ходе применения
биотехнологии было отмечено изменение путей
Таблица 3. Дополнительная добыча нефти, брл/год
Год
Добывающие скважины
1050-3
1017-7
1032-1
1094-1
1017-2
1017-3
1015-1
1002-1
Добыча
нефти,
брл
1008-1
2001
–
–
–
–
–
–
–
264,4
–
264,4
2002
891,8
–
2722,7
–
724,0
–
7904,2
5026,6
113,9
17383,1
2003
7796,4
6396,6
8984,9
1420,9
3685,2
1371,7
5811,2
4137,6
4113,9
43718,4
2004
5286,6
5089,5
8987,4
64,5
1455,0
1248,1
5085,1
6589,9
7656,7
41529,8
13 974,7
11 486,1
20 694,9
1485,4
5931,1
2619,7
18 800,6
16 018,4
11 884,6
102 895,6
Итого
14
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
повышение добычи
РАЗВЕДКА
8
1
6
2
2
3
60
20
10-1999
01-2000
04-2000
07-2000
10-2000
01-2001
04-2001
07-2001
10-2001
01-2002
04-2002
07-2002
10-2002
01-2003
04-2003
07-2003
10-2003
0
10
(b)
9
1
8
Нефть, т/сут
80
40
4
0
100
Обводненность, %
(a)
100
90
80
7
70
6
60
5
50
4
3
3
2
2
30
20
10
0
11-2000
01-2001
03-2001
05-2001
07-2001
09-2001
11-2001
01-2002
03-2002
05-2002
07-2002
09-2002
11-2002
01-2003
03-2003
05-2003
07-2003
1
40
Обводненность, %; вода, м3/сут
Нефть, т/сут; вода, м3/сут
10
Рис. 3. Добыча нефти, воды и обводненность скважин 1094-1 (а)
и 1008-1 (b) на протяжении эксперимента. Стрелка показывает
начало нагнетания водовоздушной смеси с минеральными солями:
1 – обводненность продукции, %; 2 – добыча нефти, т/сут; 3 – добыча
воды, м3/сут
движения воды благодаря проникновению микробных метаболитов и биомассы. Это подтвердил
мониторинг добычи скважины 1017, которая до
начала эксперимента была гидродинамически изолирована от ближайших нагнетательных скважин
1050 и 1015 [9]. В ходе эксперимента в этой скважине были обнаружены аэробные бактерии, летучие
жирные кислоты и биологические поверхностно-активные вещества.
Биогеохимические и эксплуатационные
характеристики
До начала эксперимента значения δ13С карбонатов (δ13С/ΣСО2 + НСО3– + СО32–), растворенных
в пластовой воде, колебались от –1,5 до 6,9 ‰. В ходе
эксперимента значения δ13С карбонатов в пластовой
воде большинства добывающих скважин оставались такими же, как и до эксперимента. В воде из
трех добывающих скважин (1008-1, 1017-2 и 1094-1)
были обнаружены изотопно тяжелые карбонаты
№10   октябрь 2008
(δ13С 8,1 … 10,6 ‰), которые, вероятно, образовались
в связи с предпочтительным использованием изотопно легкого углерода карбонатов метаногенными
микроорганизмами, замеченными в этих скважинах.
Изотопный состав углерода нефти пласта кондян не
изменился (δ13С –26,5 … –26,7 ‰).
До начала эксперимента значение δ13С метана
в попутно добываемом газе изменялось в узком диапазоне, от –41,6 до –43,1 ‰. В ходе эксперимента
увеличилась общая концентрация газа в ряде скважин (1017-2, 1002-1 и 1094-1). Однако биогенный метан не вызвал каких-либо значительных изменений
значения δ13С метана (от –40,5 до –44,4 ‰), что
можно объяснить тем, что новообразованный метан
разбавлялся пластовым газом, содержание которого
в нефти было велико (до 3,8 м3/брл).
Ранее мы показали, что применение биотехнологии в пласте кондян привело к увеличению числа нефтеокисляющих, ферментативных и метанпродуцирующих микроорганизмов и усилению их
активности. В некоторых зонах пласта скорость
метаногенеза возросла в 10–10 000 раз. В ходе
биологического разложения нефти происходило накопление летучих жирных кислот, диоксида
углерода, метана, биологических поверхностноактивных веществ и микробной биомассы. Эти
соединения вызывали эмульгирование нефти, изменение реологических свойств пластовой воды и
локальное увеличение пластового давления благодаря скоплению газа. Развитие микроорганизмов
в высокопроницаемых зонах пласта способствовало снижению подвижности воды и направлению
ее в участки пласта с более высокой нефтенасыщенностью.
Эти изменения привели к увеличению добычи
нефти из девяти скважин и стабилизации добычи
нефти из других скважин опытного участка (табл. 3,
рис. 3a-b). Например, добыча нефти из скважины
1017-2 возросла с 25,9–37,1 до 33,6–54,5 брл/сут.
В пластовой воде этой скважины отмечена максимальная концентрация гидрокарбонатов (1,8 г/л)
и активная популяция метан-продуцирующих бактерий (104 клеток/мл). Добыча нефти из скважины
1094-1 возросла с 2,1 до 42,3 брл/сут. В этой скважине возросло число аэробных и анаэробных микроорганизмов, скорость метаногенеза, концентрация гидрокарбонатов в пластовой воде и газа
в добываемой нефти. Увеличение добычи нефти,
сопровождаемое снижением содержания воды
в добываемой жидкости в пределах от 13,8 до 42,1 %
(скважины 1017-7, 1017-2, 1008-1 и 1094-1) доказывает эффективность биотехнологии. В других добывающих скважинах содержание воды в добываемой жидкости снизилось более чем на 6 %. При этом
нагнетательные скважины работают в стабильном
режиме. В результате применения биотехнологии
дополнительно извлечено 102 900 брл нефти. После завершения эксперимента число микроорганизмов и интенсивность микробной деятельности
снизились.
Экспериментально подтверждено, что нефтяной
пласт с высокой температурой представляет собой
15
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
повышение добычи
РАЗВЕДКА
комплексную экосистему, в которой микробное
сообщество взаимодействует с неживой средой
таким образом, что поток энергии порождает определенную трофическую систему. Этот поток
энергии основан на биотрансформации части остаточной нефти в отчетливо выраженной микробной трофической цепи и им можно целенаправленно управлять.
Результаты демонстрируют высокую эффективность биотехнологии для повышения нефтеотдачи
микробиологическим методом на основе активизации пластовой микрофлоры в нефтяном месторождении с высокой температурой.
Перевел С. Сорокин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Magot, M., Ollivier, B., and B. K. C. Patel, «Microbiology
of petroleum reservoirs», Antonie van Leeuwenhoek,
ed., Journal of Microbiology and Serology, 77, 2000,
pp. 103–116.
2. Belyaev, S. S., Laurinavichus, K. S., Obraztsova, A. Ya.,
Gorlatov, S. N., and M. V. Ivanov, «Microbiological processes in the near-bottom zone of injection wells of oil
fields», Mikrobiologiya, 51, 1982, pp. 997–1001.
3. Ivanov, M. V. and S. S. Belyaev, «Microbial activity
in waterflooded oil fields and its possible regulation»,
International Conference on Microbial Enhancement
of Oil Recovery, Shangri, La: Oklahoma, 1983,
pp. 8–57.
4. Ivanov, M. V. et al. «Method for development of a
flooded oil stratum», USSR Certificate of Authorship
no. 1483944, priority of 11.06.87.
5. Ivanov, M. V. and S. S. Belyaev, «Biotechnology of enhancement of oil recovery based on the geochemical activity of microorganisms (field experiments)»,
Developments in Petroleum Science, 31, 1991, pp. 421–
432.
6. Belyaev, S. S., Borzenkov, I. A., Nazina, T. N., Rozanova,
E. P., Glumov, I. F., Ibatullin, R. R., and M. V. Ivanov,
«Use of microorganisms in the biotechnology for the
enhancement of oil recovery», Mikrobiologiya, Vol. 73,
No. 5, 2004, pp. 590–598.
7. Lazar, I., «MEOR field trials carried out over the world
during the last 35 years», Developments in Petroleum
Science, 31, 1991, pp. 485–530.
8. McInerney, M. J, Nagle, D. P, and R. M. Knapp,
«Microbially enhanced oil recovery: Past, present, and
future», in Ollivier, B. and M. Magot, eds., Petroleum
Microbiology, ASM Press, Washington, DC, 2005,
pp. 215–237.
9. Nazina, T. N. et al, «Microbiological investigations of
high-temperature oil strata of the Kongdian bed in connection with field tests of a biotechnology for enhancement of oil recovery», Mikrobiologiya, Vol. 76, No. 3,
2007, pp. 287–296.
10. Nazina, T. N. et al, «The phylogenetic diversity of aerobic organotrophic bacteria from the Dagang hightemperature oil field,” Mikrobiologiya, Vol. 74, No. 3, 2005,
pp. 336–342.
11. Nazina, T. N. et al, «Phylogenetic diversity and activity of
anaerobic microorganisms of high-temperature horizons
16
of the Dagang oilfield (P. R. China)», Mikrobiologiya,
Vol.75, No. 1, 2006, pp. 55–65.
12. Nazina, T. N. et al, «Geobacillus jurassicus sp. nov.,
a new thermophilic bacterium isolated from a hightemperature petroleum reservoir, and the validation
of the Geobacillus species», Systematic and Applied
Microbiology, 28, 2005, pp. 43–53.
13. Ron, E. Z. and E. Rozenberg, «Natural role of biosurfactants», Environmental Microbiology, 3, 2001,
pp. 229–236.
Tamara N. Nazina (Т. Н. Назина), ведущий ученый, имеет степень кандидата микробиологических наук, полученную в МГУ, доктор биологии
и лауреат Российского правительства. Д-р Назина является автором более 100 работ и в ее интересы входят нефтяная микробиология и исследование микробиологических методов повышения нефтеотдачи.
Alexander A. Grigor’yan (А. А. Григорян), младший научный сотрудник, имеет степень кандидата микробиологических наук, полученную
в РАН.
Natalya M. Shestakova (Н. М. Шестакова), младший научный сотрудник,
имеет степень магистра, полученную в Пермском государственном университете, и степень кандидата микробиологических наук, полученную
в РАН.
Tamara L. Babich (Т. Л. Бабич), младший научный сотрудник, имеет степень кандидата микробиологических наук, полученную в МГУ.
Nadazda K. Pavlova (Н. К. Павлова), младший научный сотрудник, имеет
степень магистра зоологии, полученную в МГУ.
Valeriy S. Ivoilov (В. С. Ивойлов), научный сотрудник, имеет степень магистра микробиологии, полученную в МГУ.
Sergey S. Belyaev (С. С. Беляев), руководитель лаборатории нефтяной
микробиологии, профессор, имеет степень кандидата микробиологических наук и степень доктора биологии, полученную в МГУ.
Mikhail V. Ivanov (М. В. Иванов), академик, руководитель отделения
микробной биогеохимии и биогеотехнологии, имеет степени кандидата
и доктора биологии, полученные в МГУ.
Qingxian Feng (Ц. Фэнг), старший инженер отдела повышения нефтеотдачи, имеет степень бакалавра, полученную в Нефтяном университете
Китая.
Fangtian Ni (Ф. Ни), старший инженер и профессор, имеет степень бакалавра, полученную в Университете Нанкаи.
Jianqiang Wang (Ц. Ван), инженер и заместитель директора отдела нефтяной геологии нефтедобывающего предприятия № 6, имеет степень
бакалавра, полученную в Университете Тяньцзинь.
Yuehui She (Ю. Шэ), доцент [кафедры] химической технологии и энвироники, окончил Нефтяной университет Китая и Hunan Normal University.
Tingsheng Xiang (Т. Сян), доцент, имеет степень кандидата биологических наук, полученную в Сельскохозяйственном университете HuaZhong.
Bowen Mei (Б. Мэй), профессор, имеет степени бакалавра и магистра
геохимии.
Zhibin Luo (Ж. Люо), руководитель китайских работ в PetroChina Co.
Ltd. в Пекине. Имеет степень бакалавра, полученную в Нефтяном университете Пекина.
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗВЕДКА
СКВАЖИНЫ С РАЗВИТОЙ ЛОГИКОЙ
ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН
С РАЗВИТОЙ ЛОГИКОЙ
ДЛЯ УПРАВЛЯЕМОГО
ЗАВОДНЕНИЯ ПЕРЕТОКОМ
J. Rawding, M. R. Konopczynski, WellDinamics; B. S. Al Matar, Kuwait Oil Co.
Использование регулирующих клапанов позволило усовершенствовать процесс управления нефтяными пластами на месторождениях в западном Кувейте
В настоящей статье описывается принцип работы и
конструкция оборудования скважин с развитой логикой, используемого для управления процессом заводнения перетоком нефтяного пласта в Кувейте, и анализируются полученные данные. В статье показано,
что за счет возможностей управления продуктивным
нефтяным пластом с помощью «интеллектуальных»
скважин можно значительно усовершенствовать
процесс управления добычей. Заводнение перетоком
это метод, с помощью которого обеспечивается возможность перетекания жидкостей из одного пласта
в другой, и этот метод использовался в течение нескольких лет в Кувейте для поддержания требуемого
уровня давления в нефтяных пластах. Обычно бурится скважина, которая проходит через мощный водоносный пласт и продуктивный нефтяной коллектор.
При правильных условиях и более высоком давлении
в водоносном пласте из него в нефтяной пласт будет
перетекать значительное количество воды. При истощении нефтяного пласта этот неуправляемый метод
поддержания пластового давления привел к нескольким сложным задачам управления пластом, включая
проблемы, связанные с управлением фронтом продвижения воды при заводнении, с прорывом воды,
управлением охватом и неспособностью количественно определить расходы в поперечных потоках к
каждой скважине.
С падением давления в нефтяном пласте перепад
давления между ним и водоносным пластом увеличивается, что приводит к дестабилизации кластических
пород водоносного пласта, связанной с чрезмерно
большим оттоком воды и высокими расходами воды
в процессе перфорирования. В начале 2007 г. пробуренная в Западном Кувейте скважина была закончена
как скважина с возможностью управления заводнения перетоком за счет использования «интеллектуальной» скважинной технологии. Вода из водоносного пласта Зубаир перетекала в оолитовый нефтяной
пласт Минагиш в управляемом и контролируемом
процессе заводнения перетоком. С помощью распределительного клапана регулировалось количество
нагнетаемой жидкости для заводнения различных
интервалов пласта. При этом постоянно находящиеся в забое приборы контроля давления передавали
на поверхность полученные данные, что позволяло
№10   октябрь 2008
точнее оценивать расходы нагнетаемой жидкости.
Интеллектуальная скважина также обеспечила «мягкий запуск» процесса заводнения перетоком, чтобы
избежать дестабилизации ствола скважины. Можно
считать, что описываемые в этой статье методы позволяют улучшить процесс управления продуктивными пластами на всех тех месторождениях, где заводнение перетоком использовалось для поддержания
пластового давления.
ВВЕДЕНИЕ
Нефтяные месторождения Минагиш и Умм Гудаир в западном Кувейте были открыты соответственно
в 1958 и 1962 гг. Основные продуктивные нефтяные
пласты на этих месторождениях – пласты недонасыщенных карбонатов из Минагишских оолитов раннего мелового периода, состоящих из пористых зернистых известняков и осадочных карбонатных пород,
образовавшихся из отложений на морских отмелях
и банках. Первые 40 лет добыча нефти из Минагишских оолитов производилась за счет первичного естественного режима пласта, за счет газонапорного и
водонапорного режимов пласта с небольшим нагнетанием воды из водоносного горизонта при небольшой обводненности или без нее. К началу 1980-х гг.
пластовое давление понизилось; гидродинамическое
давление в забоях скважин стало недостаточно высоким для поддержания фонтанирования и получения
значительного расхода нефти из каждой скважины.
Для увеличения темпа добычи и обеспечения требуемой производительности скважин были установлены
погружные насосы с электроприводом. Однако это
увеличило скорость падения пластового давления.
Для уменьшения этой скорости и увеличения добычи
нефти потребовался метод замены извлекаемого из
пласта объема нефти с целью сведения к минимуму
и реверсирования процесса падения пластового давления.
По сравнению с нефтяным пластом Минагиш площадь, на которой залегает водоносный пласт Зубаир
значительно больше. Пласт Зубаир находится выше
и пластовое давление в нем более высокое. Зубаир
это пласт песчаников с умеренной прочностью слоев
и проницаемостью от 1 до 3 Д. Впервые воду из водоносного пласта Зубаир попытались использовать
17
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
СКВАЖИНЫ С РАЗВИТОЙ ЛОГИКОЙ
для заводнения перетоком Минагишских оолитов,
а позднее в пилотном проекте заводнения скважин,
находящихся на периферии месторождения Умм Гудаир. Заводнение перетоком это метод, с помощью
которого обеспечивается возможность перетекания
жидкостей из одного пласта в другой, за счет чего
обеспечивается поддержание требуемого уровня
давления в нефтяном пласте. Обычно скважина бурится так, что она проходит через мощный водоносный горизонт (или газоносную зону) и продуктивный
нефтяной пласт. При правильных условиях и более
высоком давлении в водоносном пласте (или газоносной зоне) значительное количество воды (или газа)
перетекает из водоносного пласта (или газовой зоны)
в нефтяной пласт. Целью проектов заводнения перетоком является обеспечение прямого перетекания
подземных вод из водоносного пласта Зубаир в зону
Минагишских оолитов без подъема их на поверхность. До включения «интеллектуального» скважинного оборудования в узлы заканчивания скважин с
возможностью управления процессом заводнения
перетоком, которые описываются в этой статье, проекты заводнения перетоком осуществлялись путем
простого неуправляемого перетекания жидкости из
одного пласта в другой. Контроль скорости поперечного течения и объемов притока воды из пласта Зубаир и нагнетаемой в Минагишские оолиты зависел
от нечасто и эпизодически проводимых измерений с
помощью спускаемых на тросе скважинных зондов.
Требования и основные принципы проектов заводнения перетоком месторождений в Кувейте четко определены и описаны.
Несмотря на достоинства проектов заводнения
перетоком, при их реализации приходится решать
сложные проблемы, связанные с мониторингом и
управлением используемыми для заводнения перетоком нагнетательными скважинами для поддержания
требуемого уровня пластового давления (включая
проблемы управления фронтом, продвижения воды
при заводнении, прорыва воды, управления охватом
и неспособности количественно определить расходы воды в поперечных потоках к каждой скважине).
Например, при падении пластового давления в Минагишских оолитах перепад давления между Зубаир
и Минагишскими оолитами увеличился, что в итоге
привело к чрезмерно большому оттоку воды из Зубаир и высоким расходам воды, перетекающей из водоносного пласта в новые нагнетательные скважины,
используемые для заводнения перетоком. В результате появляется опасность дестабилизации кластической матрицы пласта Зубаир и выноса из него песка
вместе с водой.
«ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНАЯ»
СКВАЖИННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ
«Интеллектуальное» заканчивание скважины
это система, позволяющая собирать, передавать
и анализировать данные о закачивании, добыче и
пласте и выполнять действия для лучшего управления скважиной и процессами добычи без физического вмешательства в скважину. Ценность «интеллектуальных» скважинных технологий связана с
18
их способностью активно изменять узлы заканчивания с целью одновременной добычи из нескольких горизонтов пласта и улучшать характеристики
скважины за счет управления притоком в забой.
Кроме того, они позволяют осуществлять мониторинг характеристик и поведения зон пласта путем
сбора (в реальном времени) данных в забое. Все это
позволяет максимально увеличить ценность актива. Интеллектуальное заканчивание включает несколько устройств, которые собирают, передают и
анализируют данные, характеризующие работу узлов заканчивания, добычу и поведение пласта, что
позволяет обеспечить избирательное управление
для оптимизации процесса добычи из нескольких
горизонтов.
Устройства регулирования перетока воды. Большинство устройств регулирования перетока основаны на использовании скользящих муфт, шаровых
клапанов или технических средств на их основе. Управление перетоком может быть бинарным (включено/выключено), с дискретным позиционированием
(ряд предварительно зафиксированных положений)
или непрерывным регулированием. Привод этих устройств может осуществляться гидравлической или
электрической системами. Устройства регулирования расхода перетекающей в скважину воды при
помощи гидродвигателей с электроприводом будут
более надежными, лучше сопротивляться эрозии,
лучше регулировать расход воды, поступающей в
скважину, и генерировать большие силы открытия и
закрытия.
Изоляционные пакеры со сквозными каналами.
Для индивидуального зонального управления каждая
зона должна быть изолирована друг от друга пакерами со сквозными каналами для линий управления и
передачи данных и силовых кабелей.
Линии управления и передачи данных и силовые
кабели. Интеллектуальная скважинная технология
требует использования одного или нескольких каналов для подвода питания и передачи данных к устройствам мониторинга и управления в забое. Это могут быть гидравлические линии управления, кабели
для подвода электропитания и передачи данных или
волоконно-оптические кабели. Для дополнительной
защиты и легкости развертывания несколько линий
и кабелей обычно заключаются в оболочку и могут
бронироваться.
Датчики в забое. Могут использоваться размещаемые в забое датчики различных типов для мониторинга параметров притоков из каждой интересующей
нас зоны. Несколько одноточечных электронных с
кристаллами кварца датчиков давления и температуры могут быть мультиплексированы для передачи их
сигналов по единственному электрическому кабелю.
Это позволяет выполнять очень точные измерения в
нескольких зонах.
В литературе описано использование интеллектуальной скважинной технологии для мониторинга
и управления процессом заводнения перетоком нефтяного пласта и конкретное применение этой технологии в скважине для нагнетания газа перетоком
из газового в нефтяной пласт. В случае нагнетания
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗВЕДКА
СКВАЖИНЫ С РАЗВИТОЙ ЛОГИКОЙ
газа перетоком из расположенного
нагишские оолиты. Конструкция
глубже газового коллектора газ из
«интеллектуального» заканчивания
него поступает в ствол скважины, и
позволяла дистанционно контролиПакер
со сквозными
затем перетекает в газовую шапку
ровать расход в скважине без неканалами, 9 5/8”
над нефтяным пластом. Успешная
обходимости вмешательства. При
реализация этого метода привела к
первом использовании в Кувейте
Датчики
давления
применению подобных узлов закан«интеллектуальной» скважины для
Обсадная
и температуры
колонна, 9 5/8”
чивания на том же самом нефтяном
заводнения перетоком в эксплуатаместорождении.
ционной колонне был установлен
ICV-клапан
со штуцером
Выгоды от применения интелклапан для регулирования расхода
для больших
лектуальных узлов заканчивания в
воды, перетекающей из пласта Зурасходов, 5 1/2”
нагнетательных скважинах, предбаир в пласт Минагишских оолиназначенных для заводнения перетов. Также была развернута систетоком, таковы:
ма измерения параметров в забое
• контроль давления нагнетания
скважины (PDHMS) для передачи
Пласт Зубаир
и рабочего давления в стволе
измеренных значений давлений и
скважины в реальном времени;
температур в находящийся на по• контроль скорости поперечного
верхности блок сбора и накоплеМостовая пробка,
течения при перетоке и кония данных для их регистрации и
спускаемая и
личества нагнетаемой жидкости
отображения (рис. 1). Весь узел заустанавливаемая
с помощью троса
(газа) в реальном времени;
канчивания сверху вниз включает
• определение коэффициентов
5 1/2-дюймовую
эксплуатационпродуктивности и приеминую колонну от поверхности земМинагишские
стости скважины для рабочей
ли 9 5/8 х 5 1/2-дюймовый пакер со
оолиты
и нагнетательной зон соответсквозными каналами, 5 1/2-дюйственно;
мовую оправку с двумя датчиками,
• выполнение анализа переход5 1/2-дюймовый клапан, установных процессов изменения дав- Рис. 1. Заканчивание для заводнения ленный немного выше пласта Зубалений независимо для рабо- перетоком
ир, и удлинитель 5 1/2-дюймовую
чей и нагнетательных зон для определения эксплуатационную колонну от клапана до постоянпластового давления в каждой зоне, поверх- ного пакера, установленного выше пласта Минагишностной пленки и возможности повышения ских оолитов. Этот удлинитель объединяется с узлом
продуктивности/приемистости за счет возбуж- уплотнения ствола скважины, с помощью которого
дения;
он заводится в нижний постоянный пакер.
• возбуждение и очистка рабочей и нагнетательной
Сборка и установка заканчивания этого типа мозон;
жет производиться двумя способами с учетом про• добыча углеводородов из нагнетательной зоны блем управления скважиной и перепада давления
с целью уменьшения давления в стволе на этом между двумя зонами. В одном случае перфорируется
интервале и получения дополнительных выгод обсадная колонна в зоне пласта Зубаир, устанавлиза счет такой добычи;
вается с помощью троса нижний постоянный пакер,
• «мягкий запуск» процесса заводнения перетоком затем устанавливается опора интеллектуального запервоначально или после остановки скважины канчивания, заводится удлинитель эксплуатациондля
уменьшения
переходных
процессов ной колонны в постоянный пакер и с помощью гидроизменения давлений, связанных с депрессией системы монтируется верхний пакер со сквозными
из-за отбора жидкости (газа), и для уменьшения каналами. Затем перфорируется обсадная колонна
геомеханического удара в рабочей зоне ствола в зоне пласта Минагишских оолитов. Во втором слускважины;
чае сначала перфорируется обсадная колонна в зоне
• контроль и управление снижением давления пласта Минагишсих оолитов, затем с помощью троса
в пласте и расхода перетекающей жидкости устанавливается нижний постоянный пакер с выкадля сохранения притока с целью поддержания чиваемой пробкой, перфорируется обсадная колонна
параметров течения в установленных пределах в зоне пласта Зубаир, производится очистка от облодля обеспечения устойчивости ствола скважины мочной породы области выше постоянного пакера
и контроля заплывания скважины песком.
посредством циркуляции промывочной жидкости,
затем устанавливается опора «интеллектуального»
ЗАВОДНЕНИЕ ПЕРЕТОКОМ
заканчивания, заводится удлинитель эксплуатационС ПОМОЩЬЮ «ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ»
ной колонны в постоянный пакер и с помощью гидроСКВАЖИНЫ В ЗАПАДНОМ КУВЕЙТЕ
системы устанавливается верхний пакер со сквозныВ Западном Кувейте в нагнетательной скважине, ми каналами, после чего извлекается выкачиваемая
предназначенной для заводнения перетоком, было пробка путем прикладывания давления через эксплуиспользовано «интеллектуальное» заканчивание, что атационную колонну.
позволило полностью контролировать расход воды,
Поток воды из пласта Зубаир попадает в кольцеотбираемой в из пласта Зубаир и нагнетаемой в Ми- вое пространство между обсадной колонной и уд№10   октябрь 2008
19
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Падение давления, фунт/дюйм2
СКВАЖИНЫ С РАЗВИТОЙ ЛОГИКОЙ
Падение давление в зависимости от расхода воды: ICV-клапан (5 1/2”)
со штуцером для больших расходов, 225 °F, 4200 фунт/дюйм2,
удельная плотность воды 1,069 г/см3
1,400
1,300
1,200
1,100
1,000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
Расход воды, тыс. брл/сут
Положение 1
Положение 2
Положение 3
Положение 4
Положение 5
Положение 6
Положение 7
Положение 8
Положение 9
Положение 10
Эрозион. расход по API RP 14E
Перепад давл. пласт. Зубаир
и Минагиш
Рис. 2. Перепад давления между пластами Зубаир и
Минагишскими оолитами на глубине установки ICV-клапана в
зависимости от расхода воды; падение давления в ICV-клапане
от расхода для различных положений открытия клапана
линителем эксплуатационной колонны и поднимается вверх до клапана. Вода проходит через клапан
и затем течет вниз в удлинитель эксплуатационной
колонны, проходит через постоянный пакер в эксплуатационный хвостовик и через перфорацию
поступает в пласт Минагишских оолитов. Система
PDHMS одновременно контролирует давление в
кольцевом пространстве и эксплуатационной трубе выше и ниже клапана. Зная перепад давления в
клапане, его коэффициент расхода (CV) и плотность
жидкости можно рассчитать расход жидкости через
клапан. В реальной колонне заканчивания датчики
системы PDHMS устанавливаются непосредственно
выше ICV и перепад давления в клапане может быть
измерен путем простого вычитания показания датчика в кольцевом пространстве из показания датчика в эксплуатационной колонне.
Прогнозируемое поведение скважины. Имея
информацию о предполагаемых свойствах продуктивного пласта, путем ее анализа можно оценить
пригодность «интеллектуального» заканчивания для
заводнения перетоком нефтяных пластов. Был выполнен анализ с использованием прогнозируемых статических пластовых давлений около 4500 фунт/дюйм2
и 3800 фунт/дюйм2 (1 фунт/дюйм2 = 6900 Па) в пластах Зубаир и Минагишских оолитов соответственно.
Для оценки скорости нагнетания воды в скважину
был выполнен анализ методом узловых потенциалов,
результаты которого графически представлены на
рис. 2, где приведена зависимость перепада давления
(падение давления) в ICV-клапане от расхода жидкости, проходящей через клапан для 10 положений
открытия клапана.
Линия перепада давления между пластами Зубаир и Минагиш характеризует расчетный равновесный расход воды для заводнения перетоком в
зависимости от перепада давления в клапане при
прогнозируемых значениях статических пласто20
вых давлений и индексов производительности/
приемистости скважины. Как можно видеть из
графика, при полностью открытом клапане максимальный теоретический ожидаемый расход воды
был приблизительно равен 52 000 брл/сут, а при
полностью закрытом клапане расчетная разность
давлений перед клапаном и за ним была равна
1300 фунт/дюйм2. На графике также показано прогнозируемое падение давления в ICV-клапане в зависимости от расхода воды для каждого положения
открытия клапана. Пересечение каждой кривой
этого семейства с кривой перепада давления между
пластами Зубаир и Минагиш дает прогнозируемый
расход воды и падение давления для каждой установки ICV-клапана.
Задачей заканчивания скважины является обеспечение расхода воды около 35 000 брл/cут из пласта
Зубаир для обводнения пласта Минагишских оолитов. Расход воды и падение давления в пласте Зубаир
регулировались с помощью ICV-клапана и контролировались PDHMS-системой.
Первоначально пытались оценить возможность
эрозии компонентов заканчивания из-за уноса
вместе с водой небольших количеств песка из пласта Зубаир и из-за потенциально высоких скоростей
течения при прогнозируемом максимальном расходе воды. Был выполнен анализ течения в стволе
скважины с целью определения величин скоростей
течения относительно рекомендуемых, вызывающих эрозию, предельных скоростей течения в
предназначенной для заводнения перетоком нагнетательной скважине с интеллектуальным заканчиванием. Размер эксплуатационной части колонны
(хвостовика) во всем узле заканчивания был пересмотрен с учетом скорости течения и возможности эрозии для определения оптимального размера.
Поскольку вода, поступающая из пласта Зубаир,
может вызывать коррозию, были использованы
компоненты заканчивания из коррозионностойких
сплавов.
Первоначальное поведение скважины после
заканчивания. После успешно проведенных работ
заканчивания скважины ее интервал в зоне пласта Минагишских оолитов был перфорирован затем
выполнено возбуждение скважины кислотой, подаваемой по сматываемой в бухту трубе. После возбуждения и до открытия ICV-клапана измеренные
датчиком статические давления были соответственно
равны 3979 фунт/дюйм2 в кольцевом пространстве и
3232 фунт/дюйм2 в эксплуатационной колонне. Корреляция этих давлений с соответствующими глубинами верхних перфораций в зонах пластов Зубаир
и Минагишских оолитов дала значения статических
пластовых давлений около 4000 фунт/дюйм2 для
пласта Зубаир и около 3902 фунт/дюйм2 для пласта
Минагишских оолитов.
В процессе ввода скважины в эксплуатацию
ICV-клапан был открыт путем перемещения штуцера из закрытого положения в положение 5. В качестве меры предосторожности установка штуцера в
заданные положения производилась за шестичасовые временные интервалы для постепенной стаби№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Интеллектуальная скважина 1 для заводнения перетоком,
после заканчивания
7
81
4.0
2
Положение 4
79
78
Расход воды, брл/сут
Темп. в экспл. кол., °С
Темп. в кольцевом
пространстве, °С
1
80
Температура, °С
3
Положение 2
4
Положение 3
5
Положение 5
6
77
3,970
PI = 260 брл/сут воды
(фунт/дюйм2)
3,960
3,955
3,950
y = 0.0038284x + 3973.2000000
3,940
1,000 2,00
3,00
4,000 5,00
Расход воды, брл/сут
6,00
7,000 8,000
Рис. 5. Скорость отбора воды из пласта Зубаир, после
заканчивания
лизации течения. Такая практика была принята для
предупреждения нестационарных процессов в пласте Зубаир из-за значительного снижения давления
в нем при движении воды к скважине, а также, для
того чтобы избежать возможной дестабилизации
ствола скважины и проблем с уносом песка водой
из-за увеличенной депрессии пласта. В качестве
максимально допускаемого положения штуцера при
эксплуатации скважины было выбрано положение 5
на основании прогнозируемых данных по производительности скважины, чтобы избежать дестабилизации ствола скважины и основных пород пласта
Зубаир.
На рис. 3 приведены данные, собранные в этой
начальной фазе течения воды. Характеристика,
которую можно видеть на всех графиках, соответствует ступенчатому открытию клапана из полностью закрытого положения в положения 1-5. На
рис. 3 показано изменение измеренных температур в эксплуатационной колонне и кольцевом пространстве, а также расчетного расхода воды при
открытии клапана из полностью закрытого в полностью открытое положение 5. Как можно видеть,
расходы воды были меньше прогнозируемых, поэтому запланированы дополнительные испытания в
несколько этапов.
• Клапан первоначально находится в положении 5.
№10   октябрь 2008
3.2
Время, ч
Гидродинамическое давление в забое, фунт/дюйм2
Гидродинамическое давление в забое, фунт/дюйм2
Скорость отбора воды (IPR) из пласта Зубаир
3,975
0
3.4
Минагиш
Зубаир
Расход
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
Рис. 4. Давление и расход в течение испытаний с регулированием
открытия клапана после установки
Рис. 3. Расход и температура после заканчивания
3,945
3.6
3.0
76
0
75
2:00 6:00 10:0014:00 18:00 22:00 2:00 6:00 10:00 14:00
Время, ч
3,965
3.8
11:13:58
11:39:16
12:14:17
12:49:37 Положен. 5
13:24:57
14:14:39
14:49:40
15:25:00
16:04:15
16:57:15
17:49:46
18:47:01
19:40:06
20:32:38
21:05:42
Положен. 1
21:31:59
21:58:29
22:24:59
22:51:29
23:17:59 Положен. 3
23:44:29
0:10:59 Положен. 4
0:37:29 Положен. 5
1:04:00
1:30:30
Положен. 6
Положен. 7
1:57:00
2:23:30
Положен. 8
Положен. 9
2:50:00
Положен. 10
3:16:30
3:43:01
4:09:31
4:36:01
5:02:31
5:29:02
5:55:32
6:22:02
82
Давление, тыс. фунт/дюйм2
8
4.2
Положение 1
Расход, тыс. брл воды/сут
Интеллектуальная скважина 1 для заводнения перетоком
Расход, тыс. брл воды/сут
РАЗВЕДКА
СКВАЖИНЫ С РАЗВИТОЙ ЛОГИКОЙ
Скорость отбора воды (IPR) из пласта Зубаир
4,000
3,900
3,800
II = 9,8 брл/сут воды
(фунт/дюйм2)
3,700
3,600
3,500
3,400
y = 0.1019450x + 3191.7000000
3,300
3,200
3,100
0
1,000 2,000 3,00 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000
Расход воды, брл/сут
Рис. 6. Приемистость пласта Минагишских оолитов, после
заканчивания
• Клапан ICV закрыт, регистрируем рост давления.
• Ступенчатое открытие ICV-клапана из положения 1 в положение 10.
На рис. 4 приведены данные, зарегистрированные
PDHMS-системой в процессе испытания, и показаны
гидродинамические давления в стволе скважины при
заводнении в зоне пласта Минагишских оолитов и в
зоне пласта Зубаир на глубине установки ICV-клапана. Можно ясно видеть начальный этап остановки скважины, когда ICV-клапан закрыт, после этого
он ступенчато открывается в положения 1-10. Расчетный расход определялся по перепаду давления в
клапане. В положении 10 было небольшое падение
давления в клапане или его не было совсем, это указывает на то, что через клапан проходит максимально
допускаемый расход воды из пласта Зубаир в пласт
Минагишских оолитов. Пульсации измеренных расходов воды в положении 10 вызваны недостаточным
перепадом давления в клапане, что не позволяет точно определить расход. Наиболее критично то, что в
положении полного открытия максимально регистрируемый расход был равен около 10 000 брл/сут, что
довольно сильно отличается от требуемого расхода,
равного 35 000 брл/сут.
Данные, полученные в этом испытании, были использованы для определения значений коэффициента продуктивности (PI) и коэффициента приемистос21
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
СКВАЖИНЫ С РАЗВИТОЙ ЛОГИКОЙ
ти (II) для пластов Зубаир и Минагишских оолитов,
соответственно, как показано на рис. 5 и 6.
Полученный по результатам измерений PI для пласта Зубаир около 260 брл/сут воды (фунт/дюйм2) согласуется с прогнозируемыми параметрами этой зоны, в
то время как полученный по результатам измерений
II для Минагишских оолитов около 9,8 брл/сут воды
(фунт/дюйм2) значительно меньше исходных прогнозируемых параметров. Вдобавок к этому разность
давлений между двумя пластами (на заданной глубине установки ICV-клапана) около 747 фунт/дюйм2
была значительно меньше по сравнению с исходной прогнозируемой разностью давлений около
1300 фунт/дюйм2. На основании этих данных приняли
решение выполнить повторную перфорацию и повторное возбуждение скважины в зоне пласта Минагишских оолитов.
Поведение скважины после повторной ее перфорации и повторного возбуждения в зоне пласта Минагишских оолитов. После выполнения этих работ
были опять проведены испытания для всех 10 положений открытия ICV-клапана. В положении полного
открытия клапана максимальный расход был равен
26 000 брл/сут воды, что свидетельствует о значительном улучшении, полученном за счет повторной перфорации и повторного возбуждения скважины Значение PI пласта Зубаир было сравнительно постоянным,
равным от 260 до 290 брл/сут воды (фунт/дюйм2), как и
ожидалось, и это укладывается в прогнозируемый диапазон неточности измерений. Значение II в зоне Минагишских оолитов улучшилось значительно с 9,8 до
18,1 брл/сут воды (фунт/дюйм2), и соответствует исходному прогнозируемому коэффициенту приемистости. Если разность давлений между двумя зонами
была подобна той, которая прогнозировалась вначале,
то расход воды из пласта Зубаир, который мог использоваться для заводнения перетоком при полностью
открытом ICV-клапане, был близок к 40 000 брл/сут
воды.
Интеллектуальное заводнение перетоком: скважина-2, поведение. Вторая скважина, предназначенная для заводнения перетоком на другом месторождении в западном Кувейте, была закончена с
использованием подобной системы интеллектуального заканчивания. После этого были проведены
испытания при медленном открытии ICV-клапана
до положения 7. В этом положении максимальный
расход воды был равен 24 000 брл/сут. Значение PI
пласта Зубаир было близко к значению PI, полученному в первой скважине с интеллектуальным заканчиванием для заводнения перетоком, и оно было приблизительно равно 226 брл/сут воды (фунт/дюйм2).
Коэффициент приемистости пласта Минагишских
оолитов был значительно выше в этой скважине и
был равен 30,5 брл/сут воды (фунт/дюйм2). При полностью открытом ICV-клапане расход воды в этой
скважине, который мог использовать для заводнения
перетоком, приближался к 30 000 брл/сут.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Использование технологии интеллектуального заканчивания и дистанционно управляемого регулиру22
ющего ICV-клапана является надежным и недорогим
решением для управляемого заводнения перетоком.
За счет возможности постоянного контроля и регулирования расхода воды из водоносного горизонта для
поддержания пластового давления в продуктивном
коллекторе мы можем уменьшить требуемый объем скважинных исследований в эксплуатационных
скважинах, а также сократить количество оборудования на поверхности для откачивания и очистки воды.
В то же время, уменьшить неопределенности и влияние неуправляемого заводнения перетоком. Более
важным является то, что первые применения этой
технологии продемонстрировали ее полезность для
понимания поведения скважины и коллектора и для
идентификации требований для ремонта и возбуждения скважин. Дальнейшие выгоды могут быть получены за счет использования данных, собираемых
в реальном времени в этих и будущих «интеллектуальных» скважинах, в программах геофизических
исследований продуктивных коллекторов и имитационных моделях для лучшего управления заводнения перетоком всего месторождения и за счет этого
увеличить суммарную добычу.
Перевел В. Клепинин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Glandt, C.A., «Reservoir aspects of smart wells», SPE 81107 presented at
the SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference,
Port-of-Spain, Trinidad, April 27–30, 2003.
2. Konopczynski, M. and A. Ajayi, «Design of intelligent well downhole valves
for adjustable flow control», SPE 90664 presented at the SPE ATCE, 2004.
3. Lau, H.C., Deutman, R., Al-Sikaiti, S. and V. Adimora, «Intelligent internal
gas injection wells revitalize mature S.W. Ampa Field», SPE 72108 presented
at the SPE Asia Pacific Improved Oil Recovery Conference, Kuala Lumpur,
Malaysia, December 6–9, 2001.
4. Quttainah, R., J. Al- Hunaif, «Umm Gudair dumpflood pilot project, the
applicability of dumpflood to enhance sweep & maintain reservoir pressure»,
SPE 68721 presented at the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, Jakarta, Indonesia, April 17–19, 2001.
5. Quttainah, R. and E. Al-Maraghi, «Umm Gudair production plateau extension, the applicability of fullfield dumpflood injection to maintain reservoir
pressure and extend production plateau», SPE 97624 presented at the SPE International Improved Oil Recovery Conference in Asia Pacific, Kuala Lumpur,
Malaysia, December 5–6, 2005.
Jon. Rawding (Дж. Родинг), технический директор бизнес-подразделения компании WellDynamics на Ближнем Востоке и в Азиатско-Тихоокеанском регионе. Он начал работать в нефтяной промышленности в
1991 г. в ведущей сервисной компании, занимающейся скважинными
исследованиями, и из технической сферы обслуживания месторождений постепенно перешел в сферу сбыта продукции, после чего стал
директором-распорядителем небольшой независимой компании, выполняющей скважинные работы с помощью спускаемых на тросе инструментов. Позднее он работал на различных должностях в различных регионах мира, включая длительные периоды в Абердине (Великобритания),
Азербайджане, Малайзии и Саудовской Аравии. М-р Родинг окончил
университет в г. Бат в (Великобритании) и получил степени бакалавра и
квалифицированного специалиста по электротехнике и электронике.
Michael Konopczynski (М. Р. Конопчинский), вице-президент по технологии и маркетингу компании WellDynamics. Он отвечает за стратегии
в области НИОКР, ассортимент продукции и маркетинг. М-р Конопчинский работает в компании WellDynamics с 2000 г. В компании он
персонально отвечал за работы на месторождениях и маркетинг перед
тем, как был назначен на занимаемую им в настоящее время должность.
До 2000 г. он работал в компании Shell инженером-промысловиком на
различных должностях и занимался технологией добычи нефти. В число
проектов, в которых он участвовал в компании Shell, входили проекты
термической добычи нефти с использованием пара, повышения добычи
путем закачки СО2 , разработки месторождений газа, насыщенного сероводородом, и разработки газоконденсатных месторождений в Канаде,
США и Омане. Он является членом SPE и часто выступает с докладами о
событиях в отрасли
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗВЕДКА
СКВАЖИНЫ С РАЗВИТОЙ ЛОГИКОЙ
ПРЕИМУЩЕСТВА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ОПТОВОЛОКОННЫХ
ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ
B. Smith, M. Hall, Nexen Petroleum UK Ltd., A. Franklin, E. S. Johansen и . H. nalmis, Weatherford Int.
Доказано, что скважинные оптические датчики давления/температуры и расходомеры, используемые на месторождении Базарда, являются жизнестойкой альтернативой традиционным
измерительным приборам
Скорость внедрения Техники оптических измерений (optic measurement system – OST) для постоянного скважинного мониторинга существенно
выросла с тех пор, когда 10 лет назад были внедрены первые такие системы. Промышленность выпускает несколько типов оптических датчиков, включая датчики для измерения давления, температуры,
распределений температур, сейсмические датчики
и расходомеры. Хотя OST-системы доказали свои
возможности измерения параметров и получили
признание в промышленности, тем не менее крупномасштабные проекты широкого развертывания
таких систем на месторождениях углеводородов
внедряются медленно.
В этой статье описывается пример широкомасштабного развертывания ОST-системы на месторождении и исследуются первые результаты ее применения
при заканчивании 13 скважин. Множество скважинных датчиков было установлено на 27 скважинах
месторождения Базард в Северном море, оператором
которого является компания Nexen Petroleum UK Ltd.
Первый опыт дал удовлетворительные результаты
использования этой системы, включая доступность
данных, доставку их пользователям и окончательную
обработку.
С внедрения в 1993 г. оптоволоконных систем
мониторинга характеристик продуктивных коллекторов скорость внедрения OST-систем значительно увеличилась. В настоящее время в большинстве
обычных электронных систем скважинных измерений, разработанных для постоянного мониторинга
характеристик коллектора, используются выпускаемые промышленностью эквивалентные оптические
приборы. Оптический мониторинг также позволил
использовать новые функциональные возможности
современных измерительных средств, например,
например, возможность измерения распределенных
температур (distributed temperature sensing – DST) и
измерения расходов в одно- и многофазных потоках
не находящими в потоке расходомерами. В настоящее время единственная область, для которой еще
не разработали системы оптического измерения,
это подводные месторождения.
Оптические измерения являются жизнестойкой
альтернативой традиционным методам постоянного скважинного мониторинга. Однако они пока
№10   октябрь 2008
Базард
Великобритания
Абердин
Рис. 1. Месторождение Базард находится в Северном море
на участках 19/5а, 19/10, 20/1и 20/6, приблизительно на
расстоянии 97 миль на северо-восток от Абердина
еще не столь широко применяются по сравнению
с традиционными методами. В 2004 г. эта ситуация
изменилась, когда компания Nexen UK и ее партнеры (компании PetroCanada Energy North Sea,
BG Group и Edinburg Oil and Gas) заключили контракт на разработку системы постоянного скважинного мониторинга (permanent downhole monitoring
system – PDMS) для месторождения Базард.
МЕСТОРОЖДЕНИЕ
БАЗАРД
Месторождение Базард находится в Северном
море на участках 19/5а, 19/10, 20/1 и 20/6, приблизительно на расстоянии 97 миль (1 миля = 1,609 км) на
северо-восток от Абердина (рис. 1). Месторождение
было открыто в 2001 г., эксплуатационное бурение
началось в 2005 г. Нефтяной коллектор представляет
собой стратиграфическое выклинивание глубоководных турбидитовых песчаников, протянувшихся в
западном направлении, (рис. 2). Верхнеюрские песчаники имеют высокую проницаемость (1500 мД) и
содержат нефть 32° API. Для добычи требуется поддержание пластового давления, для чего было выполнено заводнение пластов месторождения с востока.
Первое нагнетание воды произвели в декабре 2006 г.,
первая нефть была добыта в январе 2007 г. Добыча на
месторождении увеличивалась по линейному закону
23
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗВЕДКА
СКВАЖИНЫ С РАЗВИТОЙ ЛОГИКОЙ
Соединитель
волоконно-оптического
кабеля
Насыщение
верхней части В4
Оправка для интегрированного
P/T датчика
Зажимы для крепления
к соединителю и защита
кабеля
Расходомер
Насыщение
в нижней части В4
Нижнее…
Рис. 2. Сечение месторождения Базард, показывающее
выклинивание песчаников на запад
в начале 2007 г., затем стала постоянной с дебитом
выше 200 000 брл/сут нефти.
Компания Nexen UK выбрала систему мониторинга PDMS, поскольку она позволяла решать ряд задач
мониторинга коллектора.
Мониторинг давления. Это месторождение требовало регулярного мониторинга сокращения добычи, управления пластовым давлением и заводнения.
Анализ изменений давления необходим для определения свойств коллектора около скважин таких, как
толщина проницаемого слоя и коэффициент поверхностного слоя, а также для определения особенностей
пласта около ствола скважины. Из-за высокой проницаемости нефтеносных песчаников первоначальные
реакции пласта были очень быстрыми и изменения
давления во время последующего нарастания были
небольшими. Это привело к необходимости отбора
проб с высокой частотой и получению данных с высоким разрешением.
Характеристики притока и подъема могут помочь идентифицировать изменения темпов добычи
и поведения пласта при снижении в нем давления,
а управление депрессией позволит оптимизировать добычу, чтобы исключить попадание в добываемую нефть песка и асфальтенов. Мониторинг позволит оценить показатели связи внутри скважины
на этапе ее ввода в эксплуатацию и на первом этапе
добычи, а тестирование помех позволит получить
профили температур для газлифтной эксплуатации.
Измерение распределенных температур (DTS).
DTS-измерения позволяют оценить целостность заканчивания (без необходимости вмешательства) и
выполнять мониторинг характеристик газлифта в
скважине.
Скважинные расходомеры. Такие расходомеры
будут использоваться для распределения добычи, что
позволит уменьшить необходимость тестирования
скважин с помощью находящегося на поверхности,
используемого для испытаний сепаратора. Эти системы позволяют быстро идентифицировать отклонения в добыче и измерять в реальном времени содержание воды в пластовой жидкости. В забое давление
24
Рис. 3. Двухфазный расходомер и оптоволоконный P/T-датчик
выполнены в виде одного блока
выше давления насыщения, поэтому используются
двухфазные расходомеры для определения расходов
воды и нефти.
Для решения указанных задач должен выполняться мониторинг каждой скважины с использованием
трех постоянно находящихся в ней оптических датчиков: давления/температуры (pressure/temperature
– Р/Т), двухфазного расходомера и DTS-датчика.
На начальной стадии проекта рассматривали возможность использования оптических скважинных
сейсмических датчиков для 4D-геофизических исследований и микросейсмического мониторинга, но
отказались от этого варианта из-за сложностей использования полученных данных. Месторождение
находится за границами той области, в которой можно успешно провести 4D-геофизические исследования пластовых жидкостей, свойств пористых пород
пласта-коллектора и получить требуемые сейсмические реакции.
Помимо задач мониторинга эта система и ее поставщик были выбраны потому, что она соответствует
требованиям, предъявляемым компанией Nexen UK
новым системам с точки зрения повышения безопасности, простоты и надежности в работе.
КОНСТРУКЦИЯ
СИСТЕМЫ
Оптическая PDMS-система использует простое
оборудование. Двухфазный расходомер и оптоволоконный P/T-датчик были разработаны в виде одного блока для сведения к минимуму дополнительных
работ и устройств сопряжения (рис. 3). Этот измерительный прибор имеет свободное проходное сечение,
он не является интрузивным, не содержит движущихся частей и не требует использования находящихся в
скважине электронных устройств.
Хотя было можно присоединить P/T-датчик и расходомер к одножильному волоконно-оптическому
кабелю, тем не менее, они были разделены для резервирования каналов передачи данных и упрощения
оптоволоконной инфраструктуры на палубе платформы [1, 2] P/T-датчик был присоединен к одному
из двух одномодовых волокон кабеля, к другому был
присоединен двухфазный расходомер, а для DTS-из№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗВЕДКА
СКВАЖИНЫ С РАЗВИТОЙ ЛОГИКОЙ
Изм. Факт.
гл., гл.,
фут фут
Описание
Схема
Трубная подвеска, 5 1/2”, 20 фунт/фут
Система защиты прокладываемой
с эксцентриситетом управляющей линии TRSCSSV
5 1/2х4,562”, 13 % Сr
Система защиты прокладываемой
с эксцентриситетом управляющей линии
Верхняя часть HC насосно-компрессорных труб
(с высокой пропускной способностью), 5 1/2”,
20 фунт/фут, 13 % Cr
Обсадная колонна, 9 5/8”, 53 фунт/фут
Оправка для газлифта с защитой управляющей
линии
Оправка для газлифта с защитой управляющей
линии
Оправка для газлифта с защитой управляющей
линии
Переводник для нагнетания реагентов с двумя
обратными клапанами
Оправка с оптоволоконными датчиками, 5 1/2”,
20 фунт/фут
Верхняя часть НС-насосно-компрессорных труб,
5 1/2”, 20 фунт/фут, 13 % Сr
Пакер
Радиоактивный маркер
Два соединения с верхней частью НС-насоснокомпрессорных труб, 5 1/2”, 20 фунт/фут
Замковая муфта верхней части НС-насоснокомпрессорных труб х20
Подвеска хвостовика, 7”
Радиоактивный маркер переводника (7х5 1/2”)
хвостовика
Хвостовик, 5 1/2”, 23 фунт/фут
Башмак хвостовика, 5 1/2”
Проектная глубина (TD)
Рис. 4. Типичная система заканчивания с расположением в
скважине устройств сопряжения волоконно-оптических кабелей
со скважинным оборудованием для нагнетания реагентов,
оправками для газлифта и предохранительным клапаном
мерений был специально выбран волоконно-оптический кабель с многомодовым волокном.
Скважинный измерительный блок включал
расходомер, P/T-датчик, волоконно-оптический
кабель с предварительно изготовленным соединителем, обеспечивающим герметичное раздельное
соединение волокон оптического кабеля и защиту
от перекрещивания волокон кабеля. Кабель проходит через устройство подвески труб и устье скважины так же, как и управляющая линия или кабель
электрических измерительных приборов. Фитинги
устройства подвески труб были поставлены в соответствии со спецификацией компании-поставщика оборудования устья скважины. Выше верхнего
№10   октябрь 2008
фитинга устройства подвески труб был установлен
ограничитель изгиба кабеля (для защиты кабеля от
чрезмерно большого изгиба). Эти устройства ввода использовались также для управляющих линий
предохранительного клапана и нагнетания реагентов. На выходе из устья скважины через фланец
переходника выход устья соединен со стандартным
стыковочным узлом волоконно-оптического кабеля.
От выхода из устья каждой скважины, соединенного с поверхностью волоконно-оптическим
кабелем (по которому регистрируемые скважинными датчиками данные передаются в находящуюся на палубе платформы аппаратуру системы сбора
данных), используются простые соединительные
устройства и обеспечивается резервирование.
Эта аппаратура была установлена на палубе платформы на ранних этапах реализации проекта и поэтому ее можно было включить в этап построения
PDMS-блоков.
За счет резервирования узлов находящейся на
палубе аппаратуры также можно уменьшить возможные риски. Управляющий компьютер имеет
два источника питания и два дисковода. Система
сбора данных присоединена к сети компании, за
счет чего обеспечивается удаленный доступ к ней
оператора и поставщика оптоволоконной системы.
Это позволяет обновлять программные средства
системы, изменять ее конфигурацию, передавать
данные и осуществлять диагностику непосредственно на платформе. Одной их главных особенностей этой системы является возможность удаленной перезагрузки определенных устройств, при
возникновении проблем. Были идентифицированы
пользователи данных, разработаны пути передачи
данных с необходимым резервированием в тех случаях, когда это возможно, и альтернативные маршруты доступа.
РЕЛИЗАЦИЯ
ПРОЕКТА
PDMS-система входит в план внедрения OST-проекта, в котором определены цели, этапы, организация, роли и ответственность, управление проектом и
обеспечение качества. Был назначен главный инженер проекта, который должен находиться на месторождении. Проводились ежемесячные совещания и
отслеживались возникающие проблемы, фиксируемые в журнале регистрации.
Для этого проекта был также разработан план
обеспечения качества. Каждый узел скважинного
оборудования охватывался планом обеспечения качества компании-изготовителя. Контроль качества
на критических этапах изготовления и испытания
осуществлялся представителями третьей стороны.
Проверка качества производилась после проектирования и изготовления первого комплекта оборудования системы и после его установки в первых трех
скважинах. Эти проверки совмещались с самостоятельными внутренними проверками поставщика
PDMS-системы и проверками клиента. Такой подход
позволил решить задачи проекта, выполнить монито25
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗВЕДКА
СКВАЖИНЫ С РАЗВИТОЙ ЛОГИКОЙ
ринг рабочих характеристик и выявить и устранить
слабые места. Рабочие характеристики системы при
проверках во всех трех скважинах были адекватными, потребовалась лишь небольшая доработка. При
самостоятельной проверке работы системы поставщиком также не возникло необходимости значительных доработок.
Были идентифицированы наиболее важные и ответственные узлы оборудования и интерфейсы для
передачи данных; их работа фиксировалась в журнале регистрации, пока они не были полностью проверены и приняты. Разработанные механические
устройства сопряжения для подвески труб и устья
скважины были проверены путем испытаний их под
давлением и контроля функционирования. Кроме
того, протестировали устройства сопряжения волоконно-оптических кабелей со скважинным оборудованием для нагнетания реагентов, с оправкой для
газлифтной эксплуатации и предохранительным клапаном. Также было проверено внешнее смещение
секций обсадных колонн (рис. 4). Во всех скважинах
использовались системы заканчивания одинаковых
конструкций и одинаковые P/T- и DTS-датчики и
расходомеры.
Окончательно были проведены полные комплексные испытания системы на берегу перед первой установкой в скважинах для проверки методов и операций установки, проверки оборудования, наличия
запасных узлов и деталей и разработки мер сведения
к минимуму рисков. После этого были внесены последние изменения в методы и составлены списки запасных деталей и узлов для этого проекта.
УСТАНОВКА
Заканчивание первой эксплуатационной скважины было выполнено в мае 2006 г. В ней было успешно
установлено PDMS-оборудование и проверено его
функционирование. При этом возникали незначительные проблемы из-за неприемлемо высоких критериев приемки, используемых для контроля компонентов оптоволоконной системы во время спуска их в
скважину. После анализа критериев методы и операции установки были скорректированы соответствующим образом. Заканчивание следующих четырех
эксплуатационных скважин произвели одновременно, успешно установили PDMS-оборудование, после
чего было проверено его функционирование. Затем
снова вернулись к программе бурения и заканчивания скважин.
Работы по установке PDMS-оборудования в следующей скважине были продолжены. В течение
этого времени четыре скважины были перфорированы и произведена их очистка. Установка оборудования продолжалась, пока его не разместили во
всех 13 эксплуатационных скважинах. За этот время во всех этих скважинах произвели установку и
ввод в эксплуатацию постоянного PDMS-оборудования. В первых 13 скважинах не было зарегистрировано ни одного HSE-инцидента. При установке PDMS-оборудования (на первых скважинах) в
трех случаях кабели были повреждены шлипсами.
В дальнейшем подобные происшествия зарегист26
рированы не были. Непродуктивное время при установке PDMS-оборудования во всех 13 скважинах
составило 2 ч. это было связано с происшествием
при выводе волоконно-оптического кабеля из устья
скважины.
ПЕРВЫЕ
РЕЗУЛЬТАТЫ
Первые данные были собраны в августе 2006 г.
с помощью временной PDMS-системы при частоте
1 Гц (на шести скважинах). Эта частота была выбрана
из-за высокой проницаемости пород пласта-коллектора, чтобы обеспечить сбор максимального объема
первоначальных данных в течение периодов остановки скважин и подъема давления после остановки. Во
всех шести скважинах выполнялся мониторинг давления, температуры и расхода. Качество данных оказалось хуже, чем ожидалось. При частоте в 1 Гц был
зарегистрирован беспорядочный разброс P/Т-данных с изменением между крайними точками около
4 фунт/дюйм2 и 0,03 °С. Это наблюдалось в остановленных скважинах до ввода месторождения в
эксплуатацию, когда не было изменения давлений.
И наоборот, первые данные, зарегистрированные
скважинными расходомерами во время очистки
скважин, хорошо коррелировались с результатами
измерений в испытательном сепараторе.
Анализ PBU после периодов подачи промывочной
жидкости в скважины для их очистки показал, что
трудно ориентироваться на данные, собранные в начальный период с помощью временного PDMS-оборудования. Это объяснялось тремя причинами.
1. До первоначальной установки на палубе платформы и ввода в эксплуатацию постоянного оборудования и аппаратуры системы необходимо было
использовать временную систему. Первые измерения показали, что значительный разброс данных
происходил из-за вибраций, поскольку аппаратура
была установлена во временном шкафу над электрогенератором. После ввода в эксплуатацию постоянной системы разброс данных уменьшился приблизительно до 1,5 фунт/дюйм2 при частоте опроса
1 Гц.
2. Месторождение Базард имеет систему пластовколлекторов с высокой проницаемостью пород. Поэтому на первоначальные данные обычно оказывают
влияние инерционные силы в скважинах [3]. Это означает, что скорость изменения давления в первое
время была высокой даже для стандартных пьезоэлектрических датчиков. О влиянии этого на измерения не знали, пока получили динамические данные из
первых эксплуатационных скважин, которые были
подтверждены сравнении с результатами каротажа
для оценки продуктивности пласта с помощью скважинных зондов (PLT)
3. Оператор месторождения требовал использовать частоту опроса каждого скважинного датчика
в 1 Гц. Это позволило собрать максимальный объем
данных, поэтому ценная информация, характеризующая влияние, оказываемое на измерения в первое время использования системы, не была утеряна. PDMS-система опрашивает все датчики каждые
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗВЕДКА
СКВАЖИНЫ С РАЗВИТОЙ ЛОГИКОЙ
4411
4410
Пост. PDMS-оборуд., 3 окт., опрос, 5 с,
(разброс данных с измен. между кр.
точками +3 фунт/дюйм2)
Врем. PDMS-оборуд., 17 авг., опрос, 1 с
4409
4408
4407
08:44:10 08:47:02 08:49:55 08:52:48 08:55:41 08:58:34 09:01:26
Время, ч/мин/с
Забойное давление, фунт/дюйм2
Рис. 5. Сравнение начального периода (1 с) сбора данных
с окончательным (5 с) периодом сбора данных в скважине 1.
Можно видеть уменьшение разброса при увеличении периода
усреднения
PDMS-датчик
Пьезоэлектрический датчик
Логарифмический график
∆ Время, ч
Рис. 6. Сравнение расшифрованных PBU-данных, измеренных
PDMS-датчиком и пьезоэлектрическим датчиком, в один
и тот же период остановки скважины 2 показывает трудность
расшифровки PBU-данных, измеренных PDMS-датчиком
в первое время с 1-секундным периодом сбора
160 мс. Если начальный период возврата запрашиваемых данных составляет примерно 1 с, то происходит усреднение пяти точек исходных данных, что
приводит к их разбросу. Разброс также ухудшает
качество данных, необходимое для понимания влияния, оказываемого на измерения в течении PBU.
Для исправления этого оператор согласился, что усреднение должно производиться для 5-секундных
периодов. В результате получили более стабильные
и повторяющиеся данные со значительно меньшим
разбросом.
4. Требования по разрешению давления в PDMSсистеме зависели от скорости записи измерений
№10   октябрь 2008
Забойное давление, фунт/дюйм2
Забойное давление, фунт/дюйм2
4412
Логарифмический график
∆ Время, ч
Рис. 7. Расшифровка PBU-данных PDMS-системы в
скважине 3 с помощью находящейся на палубе постоянной
системы сбора данных и использованием 5-секундного
периода опроса. Можно видеть уменьшение разброса
данных без утраты характерных их особенностей
(или усреднения) с разрешением, изменяющимся
во времени по экспоненте. Утроенное среднеквадратическое отклонение (3σ) разрешение давления с
99 %-ным доверительным интервалом с 1-секундным
периодом обновления было равно 1,6 фунт/дюйм2.
При 5-секундном периоде усреднения это величина равна 0,7 фунт/дюйм2 и 0,3 фунт/дюйм2 при
30-секундном (рис. 5) можно отметить значительное
уменьшение разброса данных в статическом пластеколлекторе.
В нескольких первых скважинах и большинстве
последующих был выполнен PLT-каротаж для получения P/T- и DTS-данных на глубине установки измерительного блока (для перекрестного их контроля).
Эти результаты показаны на графике расшифровки
аналогичного PBU в скважине 2 на месторождении
Базард (рис. 6). Можно отметить трудность приемлемой расшифровки данных, полученных в первое время использования P, из-за влияния инерционных сил
в скважинах. Данные, собранные PDMS-системой с
1-секундным периодом сбора данных имеют больший
разброс, поэтому достаточно сложно выбрать подходящий средний временной интервал. Аналогичное
влияние инерционных сил в скважине оказывается
на оба типа датчиков.
Для получения как можно больше информации
из первых о данных, собранных при частоте 1-Гц, запустили совместный проект оценки возможностей
предварительной обработки и усреднения исходных
данных перед их анализом. Некоторые из этих возможностей включали фильтрацию и сглаживание,
а также использование интеллектуальных методов
сбора данных, например, использование более высоких частот опроса в короткие промежутки времени в течение первой части PBU и с последующим
переходом на более низкие частоты опроса и более
длительные периоды сбора. В результате этого обеспечивается лучшее усреднение данных на последних
этапах PBU. Благодаря тесному сотрудничеству был
достигнут значительный прогресс в понимании и
расшифровке данных, характеризующих поведение
пластов-коллекторов месторождения Базард, а также
27
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗВЕДКА
СКВАЖИНЫ С РАЗВИТОЙ ЛОГИКОЙ
ИСПЫТАНИЯ СКВАЖИН
НА ИНТЕРФЕРЕНЦИЮ
Нагнетание воды в пласт-коллектор началось в
первых числах декабря 2006 г. за месяц до первой
добычи. Использование PDMS-датчиков давления в
испытаниях скважин на интерференцию позволило
понять вертикальные и поперечные связи, существующие между пластами месторождения. В течение
этого периода данные датчиков усреднялись в периоды 5 с. Изменения давлений, зарегистрированные во
время испытаний на интерференцию, подтвердили
предположения о наличии связей между пластамиколлекторами.
Потребовалось усовершенствование и расширение возможностей программных и аппаратных
средств, используемых в палубной аппаратуре сбора
данных, для улучшения возможностей доступа и стабильности данных, получаемых с помощью датчиков
давления. Работа системы улучшилась со времени
первого ее использования, тем не менее, планируется дальнейшее ее усовершенствование. В настоящее
время данные по давлениям используются в реальном
времени для управления проницаемостью, анализа
покрывающих пластов и контроля падения давления
в коллекторах.
РЕЗУЛЬТАТЫ,
ПОЛУЧЕННЫЕ РАСХОДОМЕРАМИ
Оптоволоконный расходомер измеряет две величины: скорость звука в двухфазном потоке и скорость течения. Знание плотности и скорости звука в
индивидуальных фазах двухфазного потока, позволяет определить доли этих фаз в потоке. С использованием скорости двухфазного потока и фазовых долей
определяется расход индивидуальной фазы.
В настоящей работе данные расходомера регистрировались через каждые две минуты с помощью устройства мультиплексирования, таким образом, для
13 скважин обеспечивалась корректировка расхода
каждые 26 мин. Расходомер измерял расход в забое,
кроме того, расходы на поверхности регистрировались тоже. Калибровка расходомера выполнялась
независимо от PVT-условий, но при этом для точной
регистрации расходов при их настройке должны использоваться хорошие PVT-данные.
28
15
Отличие от расхода, измеренного
в испытательном сепараторе, %
в поиске самых лучших способов сбора данных самого высокого качества, насколько это возможно, с использованием оптоволоконной техники.
В дальнейшем при установке на палубе платформы постоянного оборудования и аппаратуры
для сбора данных потребовалась меньшая их обработка благодаря использованию 5-секундных периодов опроса. В качестве примера на рис. 7 приведены данные при 5-секундом периоде опроса для
скважины 3 месторождения Базарда, полученные с
помощью находящейся на палубе постоянной системы сбора данных. Хотя объем обработки был все
еще больше, чем при использовании стандартных
пьезоэлектрических датчиков, дополнительные выгоды от использования оптоволоконной PDMS-системы очевидны.
Скв. 1
Скв. 2
Скв. 3
Скв. 4
Скв. 5
Скв. 6
Скв. 7
Скв. 8
10
5
0
�5
�10
�15
12/9/06
2/7/07
4/8/07
6/7/07
8/6/07
Дата, месяц/день/год
10/5/07
12/4/07
Рис. 8. Для различных скважин суммарные расходы,
измеренные расходомерами PDMS-системы и в испытательном
сепараторе, имели небольшие различия, укладывающиеся
в диапазон от 0 до 6 % для всех, кроме одной скважины
На начальном этапе во всех расходомерах для настройки использовались PVT-данные, полученные
с помощью бурильной штанги при испытаниях оценочной скважины 20/6-4. Известно, что в разных
местах месторождения различные PVT-условия. Поэтому сначала предполагалось, что потребуются значительные изменения конфигурации программных
средств, используемых в расходомерах, прежде чем
удастся получить хорошие результаты. В этом случае
этого не потребовалось. Характеристики расходомеров были проверены при опробовании скважин.
Итоговые результаты оказались обнадеживающими,
поскольку они хорошо согласовались с результатами,
полученными в сепараторе на палубе платформы.
Для полного расхода различия колебались в пределах
0 и 6 % (рис. 8). За исключением одной скважины все
измерения укладывались в диапазон ± 5 %.
При использовании данных расходомеров для распределения добычи между скважинами возник ряд
трудностей. Как и у большинства расходомеров разных конструкций, имеется порог измерения минимального расхода, при достижении которого расходомер не будет измерять. В нашем случае у расходомера
с 5,5-дюймовым диаметром проходного сечения этот
порог составлял 5000 брл. Это создало для промысловых инженеров проблему точного распределения добычи между скважинами, особенно после временной
их остановки. Для использования данных расходомеров с целью распределения добычи между скважинами пришлось воспользоваться логикой тотализатора.
Тотализатор игнорирует любые суточные данные,
если не будет получено больше определенного процента. Если есть пороговое значение для расходомера, с которого начинается регистрация правильных
данных, то некоторое время (непосредственно после
временной остановки) данные расходомера не используются. Тем не менее, имеющиеся тренды дают
информацию, помогающую точно оценить суточные
объемы с использованием других методов.
DTS-данные регистрировались в выбранных скважинах для получения геотермального профиля и
профиля температур в потоке. Они будут использоваться для оптимизации выбора клапана для газлифтной эксплуатации скважин, на которую придется
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗВЕДКА
СКВАЖИНЫ С РАЗВИТОЙ ЛОГИКОЙ
перейти позже при разработке месторождения, так
как происходит подход фронта нагнетаемой воды к
скважине. Помимо этого данные при низкой частоте
опроса собирались периодически для всех скважин с
целью их диагностики.
ИЗУЧЕНИЕ УРОКОВ И ОПЫТА
Использование PDMS-cистемы на месторождении
Базард обеспечило несколько важных практических
результатов и уроков, которые следует изучить. Важно определить цели и задачи всей системы и сроки
поставки соответствующего оборудования для реализации проекта также органы управления. Выполнение анализа при выборе конструкций и предварительная установка оборудования приносит пользу.
Находящееся на палубе платформы PDMS-оборудование сбора данных может выпадать из сферы интересов оператора месторождения, что приводит, как
правило, к отсутствию контроля. Поставщику PDMScистемы возможно придется использовать роактивный подход, чтобы заранее решить эту проблему.
Для реализации проектов такого масштаба требуются подходящие ресурсы. Это не следует недооценивать. Несогласованные действия персонала
при выполнении работ приводят к проблемам. Хотя
изменения неизбежны, тем не менее, учитывающее
вероятность нештатных ситуаций планирование и
гибкость помогают минимизировать негативные последствия. Усилия, затрачиваемые предварительно
оператором на изучение технологии, приносят пользу, они облегчают обучение в процессе выполнения
работ и снижают риски. Особую важность имеют
пользователи данных, прогнозируемые данные (формат и качество) и методы их доставки. Если рассматривать все это с другой точки зрения, то больше затрачиваемых здесь усилий может принести большую
пользу.
Понимание работы системы и возможных сценариев доставки данных поможет решить проблемы как
пользователям данных, так и поставщику PDMS-оборудования, особенно на этапе ее запуска. Управление
устройствами сопряжения, системным уровнем, тестирование ее компонентов и предварительное планирование работ по установке оборудования системы,
позволило сократить ошибки и успешно установить
оборудование в скважинах. Удаленный доступ к системе сбора данных значительно сокращает время,
затрачиваемое на решение проблем, число поездок
на платформу и влияние рисков (на издержки и безопасность).
ВЫВОДЫ
Доказано, что суммарные характеристики PDMSсистемы, являются адекватными для тех целей, для
которых предназначается эта система, и что все главные цели достигнуты. Проблемы с первоначальными
данными были решены за счет использования рабочей группы, включающей различных специалистов.
В итоге лучшее понимание специфических особенностей данных и лучший метод их сбора позволили
получить отличные результаты для анализа данных о
давлениях в коллекторе.
№10   октябрь 2008
Доказано, что оптические расходомеры могут точно измерять расходы и что они полезны для перекрестных проверок результатов опробования скважин
с помощью находящегося на палубе оборудования.
Оптический мониторинг это развивающаяся область
инновационной технологии, но уже не следует относить ее к технологии, которая тестируется на месторождении. Она может применяться в широком масштабе и выполнять различные измерения.
Перевел В. Клепинин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Kragas, T. K., Johansen, E. S., Hassanali, H. and S. L. Da Costa, «Installation and data analysis of a downhole, fiber optic flowmeter at BP’s Mahogany
Field, offshore Trinidad», SPE 81018 presented at the SPE Latin American and
Caribbean Petroleum Engineering Conference, Port-of-Spain, Trinidad, West
Indies, April 27–30, 2003.
2. Johansen, E. S., Kragas, T. K. and P. Beaumont, «Downhole fiber optic
3-phase flow meter field test at BP Mungo», presented at the 21st North Sea
Flow Measurement Workshop, October 28–30, 2003.
3. Fair, W. Jr., «Generalization of wellbore effects in pressure-transient
analysis», SPE 24715, SPE Formation Evaluation, Vol. 11, No. 2, June 1996,
pp. 114–119
Bob Smith (Б. Смит), получил степень магистра по
строительству морских сооружений в университете
Роберта Гордона в Абердине (Шотландия). М-р Смит
работает в нефтяной отрасли Великобритании 29 лет и
занимается бурением скважин в нормальных условиях
и при высоких температурах и давлениях. С 2002 г. он
работает в компании Nexen UK старшим инженером
по заканчиванию скважин на месторождении Базард
и отвечает за проектирование узлов заканчивания и
сопрягающих устройств. В настоящее время он работает руководителем подразделения компании Nexen Petroleum UK Ltd. в
Великобритании по технологии строительства скважин.
Mike Hall (М. Холл), получил степень магистра по оценке и управлению
продуктивными пластами в университете Хериот-Уатта. Он работает
нефтегазовой отрасли восемь лет, работал на различных нефтяных месторождениях в Северном море. М-р Холл участвовал в проекте освоения месторождения Базард на этапе ввода его в эксплуатацию и добычи
первой нефти. Он продолжает заниматься разработкой методов максимального повышения добычи нефти на месторождениях путем бурения
новых и оптимизации существующих скважин. М-р Холл работает старшим инженером по исследованиям продуктивных пластов в компании
Nexen Petroleum UK Ltd.
Andrew Franklin (Э. Франклин), получил степень магистра по менеджменту проектных работ в университете Абердина. Он работает нефтегазовой отрасли 12 лет, занимается заканчиванием скважин и мониторингом пластов-коллекторов. Он начал работать в компании Weatherford Int.
в 2002 г. руководителем проекта в подразделении внедрения техники интеллектуального заканчивания скважин на месторождениях в АзиатскоТихоокеанском регионе. Прежде м-р Франклин работал руководителем
регионального бизнес-подразделения в отделении Оптических измерительных систем и в настоящее время является директором по развитию
бизнеса в отделении Well Screen Technologies компании Weatherford
Espen S. Johansen (Э.С. Иохансен) получил степень доктора по аэрокосмической технике в Ун-те A&M в шт. Техас, где занимался исследованиям в
области нестационарной аэродинамики, которые проводились на средства
NASA и Департамента по научным исследованиям ВВС США. После переезда в Лондон он уже шесть лет работает в компании Weatherford, занимается
разработкой и продажей оптической измерительной техники для скважинных измерений и систем измерения расхода. М-р Иохансен является руководителем подразделения систем измерения расходов на месторождениях
в Восточном полушарии компании Weatherford International Ltd.
Ö. Haldun Ünalmis (Ё. Х. Юнамис), получил степени бакалавра и магистра
по аэрокосмической технике в Техническом университете Стамбула, и
степень доктора по аэрокосмической технике в Техасском университете,
г. Остин. Он имеет 20-летний опыт работы в области экспериментальной
аэродинамики, где занимался исследованиями звуковых и гиперзвуковых
течений, динамики пограничного слоя, взаимодействия ударных волн/
турбулентного пограничного слоя, аэродинамики летательных аппаратов,
кавитационной акустики и многофазных течений. В настоящее время м-р
Юнамис работает старшим инженером в подразделения систем измерения расходов компании Weatherford, где с 2004 г. занимается внедрением
систем измерения расходов в скважинах и на палубе платформы
29
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ
ИМПУЛЬСНОЕ ДРОБОВОЕ БУРЕНИЕ
G. A. Tibbitts и G. G. Galloway, Particle Drilling Technologies, Inc.
Миллионы ударов в минуту разрушают породу быстрее стандартных долот и обеспечивают
высокую скорость проходки при бурении скважин
Одно из самых больших желаний сервисных компаний и компаний-изготовителей буровых долот последние 30 лет это иметь возможность бурить твердые
породы со значительно большими скоростями. Было
много новых разработок в области шарошечных долот, долот с запрессованными поликристаллическими алмазами и импрегнированных алмазных долот
с постоянным прогрессом. Развитие технологии
буровых долот с учетом повышения скоростей бурения твердых пород происходило главным образом за счет разработки новых материалов и новых
конструктивных решений. Даже при значительном
усовершенствовании конструкций долот указанных типов к ним при бурении все еще приходится
прикладывать большие нагрузки, большие вращающие моменты и/или скорости вращения для получения как можно больших скоростей проходки.
Большие прикладываемые нагрузки и высокие скорости вращения становятся причиной снижения
срока службы долот, что в свою очередь увеличивает затраты времени на спуско-подъемные операции
для замены изношенных долот и создает проблемы
вследствие искривления ствола скважины при бурении таким долотом. В результате приходится тратить много времени и денежных средств на ремонт
и исправление.
Несмотря на постоянный прогресс в этой области операторы месторождений в настоящее время
все еще сталкиваются с правилом «80–20». Трудные
интервалы составляют приблизительно 20 % полной
длины проходки в футах при бурении скважины,
однако часто затраты на проходку этих интервалов
могут доходить до 80 % суммарных прогнозируемых затрат на бурение до достижения проектной
глубины. Эта диспропорция затрат связана с очень
низкими скоростями проходки при бурении более
глубоких интервалов твердых пород, где типичные
скорости проходки (ROP) находятся в диапазоне от
1–15 фут/ч (24–360 фут/сут).
При стандартном бурении большое значение имеет гидравлическая мощность, поскольку она позволяет использовать долото в оптимальных режимах. Как
можно видеть, обычно гидравлическая мощность
буровой установки доходит до 2000 л.с. Однако, эта
мощность расходуется не совсем эффективно в случае ее использования только для удаления выбуренной породы и очистки долота. Гидравлическая энергия может использоваться более эффективно, если
она будет применяться для ускорения частиц с большой объемной концентрацией через сопла бурового
долота, что позволит использовать эти частицы в качестве первичного механизма разрушения породы
30
при бурении. Эта развивающаяся в настоящее время
технология получила название импульсного дробового бурения (Particle Impact Drilling – PID).
ДРОБОВОЕ БУРЕНИЕ
Очень твердые и плотные дробинки, размеры
которых позволяют им проходить через проходные
сечения сопел стандартных буровых долот, разгоняются до высоких скоростей. Масса дробинок и их
скорости достаточно высоки, чтобы при столкновении их с твердой породой в ней возникали трещины, и отделялись небольшие кусочки породы. Не
кажется очевидным, что может быть достигнуто
значительное увеличение ROP-скорости за счет
отделения таких небольших кусочков породы. Однако, если число ударов достаточно велико, то суммарный объем отделившихся небольших кусочков
породы может быть впечатляющим. Фактически
конструкция PID-системы позволяет наносить более 4 млн/мин ударов.
За счет высокой скорости удаления породы, равной удалению 4 млн небольших кусочков породы за
каждую минуту, получаем беспрецедентные рабочие показатели этой системы. Если определять их
с помощью времени, затрачиваемого на бурение
скважины, то при PID-скоростях проходки потребуется от 1/3 до 1/5 времени для бурения интервала,
на который затрачивается 80 % суммарного времени
бурения и затрат. Значительное уменьшения времени, затрачиваемого на бурение скважин, и, следовательно, существенное снижение затрат на бурение
этих скважин имеет большое значение.
Работа системы PID основывается на том, что
в породе в момент удара возникают очень большие
напряжения. Индуцируемое напряжение является
функцией трех параметров:
прикладываемой энергии;
контактной поверхности;
времени столкновения.
Прикладываемая энергия равна массе дробинки, умноженной на квадрат ее скорости. Для данной прикладываемой энергии возникающая сила
обратно пропорциональна времени столкновения.
Поскольку столкновение дробинки происходит
в течение очень короткого промежутка времени,
генерируется очень большая сила. Эта комбинация
прикладываемой силы в течение короткого периода времени и очень малой контактной поверхности
приводит к тому, что возникают значительные контактные напряжения. Величина этих напряжений
может быть больше величины контактных напряжений, прикладываемых режущими элементами
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ
стандартных буровых долот. При использовании
стандартных буровых долот с 9-ю контактными
точками c площадью каждой 0,110 дюйм2 создается
контактное напряжение около 61 000 фунт/дюйм2
(1 фунт/дюйм2 = 6,89 кПа), что при частоте вращения долота 60 об/мин соответствует 540 ударам/мин.
При использовании PID-системы в одной контактной точке возникает расчетное контактное напряжение равное 830 000 фунт/дюйм2, что приводит к
высоким скоростям удаления породы при 4 млн/мин
ударов.
При сравнении силы удара дробинок при дробовом бурении с силами, прикладываемыми к породе
при использовании стандартных шарошечных долот,
вероятно, можно воспользоваться сравнением прикладываемой силы при колке льда с прикладываемой
силой при ударе молотком (рис. 1). При колке льда
равная сила прикладывается к значительно меньшей
площади и в результате возникает более высокое
контактное напряжение. По этой аналогии при колке
льда наносится в цель более 4 млн ударов в мин, а молотком – 540 ударов в минуту.
Поскольку генерируемое контактное напряжение много больше прочности твердой и сверхтвердой породы, эти трудные для бурения породы легко
разрушаются и удаляются за счет ударов дробинок,
возникновения трещин в напряженном состоянии
и отделения небольших кусочков породы при каждом ударе.
0,010”
0,375”
Рис. 1. Стандартное буровое долото (внизу) создает контактное напряжение 61 тыс. фунт/дюйм2, а при контакте
дробинок (вверху) расчетное контактное напряжение равно
830 тыс. фунт/дюйм2 , что приводит к высоким скоростям
удаления породы
№10   октябрь 2008
Необходимо отметить, что PID-система также может легко бурить породы, имеющие более низкие
напряжения разрушения. При ее использовании
пласты, сложенные любыми породами, бурятся с более высокими скоростями по сравнению со стандарт­
ным бурением.
Это позволяет бурить с высокими скоростями
сложенные твердыми и мягкими породами линзовидные формации или сложенные мягкими пластичными породами формации, залегающие между пластами твердых пород.
ОТДЕЛЬНЫЕ УЗЛЫ СИСТЕМЫ
И КОМПОНОВКА ИХ НА БУРОВОЙ
Система состоит из трех основных узлов: PIDдолота, узла обработки дроби (Particle Process System – PPS) и инжектора дроби (Particle Injection System – PIS).
PID-долото. Долото выполняет свою работу на
забое за счет инжекции через него дроби со скоростями, необходимыми для разрушения и удаления
породы из пласта, бурение которого производится.
Конструкция долота и сопел выбираются так, чтобы получить требуемый профиль режущего инструмента, который обеспечивает оптимальное удаление
породы с забоя и направляет отделившиеся кусочки
породы в сторону от поверхности долота (рис. 2).
При ударах дроби разрушается и отделяется твердая
порода на участках около крайних точек профиля
забоя, в центре и у сопел/боковой поверхности.
Оставшиеся участки образуют кольцо из породы,
в глубине которого нет внутренних напряжений.
Поэтому оно легко отделяется наклонной поверхностью корпуса долота при прикладывании усилия,
равного только 5000–1500 фунт.
Наклонная поверхность и срав­нительно малый вес
долота создают напряжения растяжения в кольце
слабой породы. В результате это кольцо непрерывно
разрушается на куски небольших размеров. Эти куски породы вместе с дробинками и другим буровым
шламом направляются через очень большие прорези
в корпусе долота, предназначенные для отвода бурового шлама из забоя в кольцевое пространство, из
которого они удаляются циркулирующим буровым
раствором.
PIS. Этот инжектор дроби находится на поверхности. В нем дробь вводится в подаваемый в скважину поток бурового раствора, после чего смесь
бурового раствора с дробью нагнетается вниз по бурильной трубе к долоту. PIS-оборудование включает
башню и раму шириной 11,5 фут, глубиной 8,5 фут и
высотой 53 фут с дублированной инжекционной установкой для полного резервирования системы. Вертикальный желоб с системой цепей/дисков служит
элеватором для транспортировки дроби в бункер,
расположенный на башне. Подача требуемых объемов дроби из бункера осуществляется самотеком.
Дробь поступает в две последовательных напорных
камеры (верхнюю и нижнюю), далее проходит через
установленную на боку бочку и камеру со шнеком
(экструдер), который находится в основании башни
инжекционной установки.
31
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ
Механическое воздействие
Дробеструйное воздействие
Рис. 3. Первые полевые испытания PID-системы были проведены на буровой установке Газового технологического института в Катусе (Оклахома) в течение июля 2005 г.
Рис. 2. Испытания PID-системы при бурении гранита в Sierra
White Granite с митацией условий в стволе скважины на глубине 5000 фут показали увеличенные скорости проходки от
20 до почти 70 фут/ч
Первоначально обе напорных камеры и экструдер заполнены дробью. Камеры закрыты и находятся под давлением, соответствующем гидравлическим требованиям для выбранных режимов
бурения обычно при рабочих давлениях от 2500 до
4500 фунт/дюйм2. Когда начинается процесс инжекции дроби, механический элеватор обеспечивает ее
подачу с расходом 15 галл/мин в экструдер, из которого она вводятся в буровой раствор с расходом
450 галл/мин. Буровой раствор, содержащий большое количество дроби, поступает в стояк и по нему
транспортируется вниз до забоя к долоту. Весь расход включает около 3 % дроби и 97 % бурового раствора. Когда уровень дроби опускается ниже верхней
камеры, срабатывает отсечной клапан для отделения
верхней камеры от нижней. Затем из верх­ней камеры стравливается давление, чтобы можно было ее
открыть и снова заполнить. После повторного ее заполнения снова производится ее наддув, после чего
она открывается и сообщается с нижней камерой.
32
Этот цикл постоянно повторяется, что позволяет
поддерживать в системе постоянный расход дроби
15 галл/мин.
PPS. Узел обработки дроби включает вращающийся барабан, кольцевые и магнитные сепараторы. Когда
дробь возвращается на поверхность, она отделяются
вместе с кусочками твердой породы и буровым шламом с помощью вибросит. Далее все это транспортируется обратно через кольцевые и магнитные сепараторы в инжектор дроби.
Сепараторы и магниты отделяют кусочки твердой
породы и буровой шлам от стальной дроби. Очищенная дробь возвращается во вращающийся барабан, а
кусочки твердой породы и буровой шлам транспортируются в резервный амбар. В барабане дробинки
хранятся и перемешиваются для предотвращения
их прилипания друг к другу и образования больших
слипшихся масс. Из этого барабана дозируемые объемы дробинок поступают в PIS.
Питание всей системы (PPS и PIS) осуществляется от 375-кВт генератора, и все находящееся на поверхности оборудование автоматизировано и управляется логическим программируемым контроллером
(Programming Logic Controller – PLC). Все оборудование системы размещается на площади 42 × 42 фут.
Его можно установить на месте без вмешательства
в выполняемый процесс бурения. Для соединения
с буровой установкой нужно только установить «T»тройник на стояке и бункер за виброситом буровой.
Тройник можно установить в процессе обычных запланированных работ на буровой, непосредственно
перед спуском PID-долота на забой.
ПОЛНОМАСШТАБНЫЕ ИСПЫТАНИЯ
Двенадцать отдельных серий испытаний PIDдолота для отработки его конструкции и выбора ра№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ
40
29%
30
33%
19%
10
150
100
76
92
121
50
0
0
Испыт. 1 Испыт. 2 Испыт. 3
Испыт. 1 Испыт. 2 Испыт. 3
Испыт. 4
Рис. 4. В первых трех испытаниях PIDсистему использовали для бурения
интервала месаверде (Юта) с увеличением эффективного времени бурения
(процент от суммарного времени бурения PID-долотом)
№10 212
 октябрь 2008
200
150
76
92
121
Испыт. 4
Рис. 5. При использовании опытного образца оборудования наблюдаемая ROP
была на 150–350 % быстрее ROP, которая была получена при стандартном
бурении этого же самого интервала в
трех недавно пробуренных соседних
скважинах
250
100
212
200
Выход
4000 фунт/дюйм2,
с дробинками
50
20
250
51%
Вход
8000 фунт/дюйм2,
без дробинок
60
Проходка, фут/сут
Эффективное время бурения, %
В течение первых 10 ч бурения через большинсбочих параметров были проведены в Terra Tek лаботво различных типов пластов была получена средняя
ратории бурения и заканчивания в Солт Лейк Сити,
ROP-скорость 113 фут/ч, при этом пробурили неОклахома. Большинство испытаний PID-долота просколько пластов, сложенных исключительно тверводились с использованием гранитов Sierra White
дыми породами с UCS от 20 до 40 тыс. фунт/дюйм2
Granite, которые имели предел прочности при небез
видимых ненормальностей при проходке и без
ограниченном сжатии (Unconfined Compressive
перерывов. При бурении больших интервалов мисStrength – UCS) от 28 до 32 тыс. фунт/дюйм2. Гранисисипских известняков и доломитов группы арбакл
ты Sierra White Granite обычно использовались для
получили среднюю ROP скорость около 30 фут/ч.
проведения испытаний этого долота, поскольку они
Это значение было равно планируемой ROPпозволяют легко имитировать очень твердые пороскорости первоначального бурения с использовады, которые встречаются на больших глубинах при
нием этой системы. После подтверждения планирубурении глубоких скважин.
емой ROP-скорости и последующей демонстрации
За счет последовательной доработки конструквозможностей системы были запланированы проб­
ции долота и использования различных нагрузок на
ные испытания этой системы на реальном местодолото (Weight on bit – WOB), частоты вращения и
рождении.
расходов были получены ROP-скорости от 20 почти до 70 фут/ч, при одновременном моделировании
ПРОМЫСЛОВЫЕ
напряжений в породе, встречающихся на глубине
ИСПЫТАНИЯ
5000 фут при бурении скважины. При атмосферПосле испытаний в ла­боратории и на буровой
ных испытаниях 8 1/2-дюймового долота при бурев Катусе было проведено четыре отдельных пробных
нии того же самого гранита были зарегистрированы
испытания PID-системы в условиях реального местоROP-скорости до 100 фут/ч. Эти испытания были
рождения. В первых трех испытаниях PID-система
ключевыми, поскольку они позволили подтвердить,
была применена для бурения интервала месаверде
что PID-система может бурить твердые породы с дов басс. Винта на востоке шт. Юта на глубинах межвольно высокими скоростями и определить, какие
ду 10 000 и 11 500 фут. В четвертом испытании PIDзначения параметров бурения необходимы для досистему использовали для бурения части пласта
стижения таких скоростей.
Пик Тревис в глубоком простирании Бoccье в ВосПосле испытаний бурового долота были
60 заплаточном Техасе
на глубинах ниже 12 000 фут.
нированы первоначальные полевые испытания PID51%
50
В каждом испытании PID-сис­тема продемонссистемы на буровой установке Газового технологи40 3). Они
трировала
ступенчатое изменение ROP-скоростей
ческого института в Катусе в Оклахоме (рис.
33%
29%
и
улучшение
рабочих характеристик, оцениваемое
проводились с целью подтверждения возможности
30
с помощью эффективного времени бурения и проприменения PID-системы для бурения скважин
на
19%
20
ходки в футах (рис. 4 и 5). Эффективное время буреальном месторождении. Твердые породы и сложрения равно времени контакта PID-долота с забоем
ные для бурения пласты, которые обычно 10
при буре0
и бурения породы, составляющее долю в процентах
нии встречаются на значительно больших глубинах,
в
от суммарного времени. Проходка в футах равна сумКатусе находятся на глубинах меньше 3000 фут. Они
марной проходке в футах за 24 ч. В каждом случае
включают известняки миссисипской системы (UCS
при использовании опытного образца оборудования
40 тыс. фунт/дюйм2), доломиты группы арбакл (UCS
и инструментов, которые уже были разработаны, наот 20 до 40 тыс. фунт/дюйм2) и множество других свит
блюдаемая ROP оказывалась на 150–350 % быстрее
пластов, сложенных твердыми и мягкими породами, от
ROP, полученной при стандартном бурении этого же
сравнительно мягких сланцев до очень твердых песчасамого интервала в трех недавно пробуренных соников и известняков с UCS до 60 тыс. фунт/дюйм2.
Рис. 6. В марте 2007 г. РРS-cистема испытана на режимах, соответствующих
верхним предельным режимам насоса
нагнетания рабочей жидкости для гидроразрыва, или на режимах «гидромониторного бурения», при этом не удалось обеспечить согласованный расход
с необходимым объемом дробинок
33
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ
седних скважинах. В ходе первых трех испытаний
больше всего времени было затрачено на анализ
работы PPS, и больше всего было сделано доработок. В этих трех испытаниях также изучали особенности, связанные с интеграцией системы в состав
буровой установки из-за того, что в это время использовался насос нагнетания рабочей жидкости
для гидроразрыва пласта.
Во время четвертого испытания в марте 2007 г.
PPS-cистема подтвердила свою надежность и устойчивость к сбоям. Однако в это время были
проведены испытания PIS на режимах, соответ­
ствующих верхним предельным режимам насоса
нагнетания рабочей жидкости для гидроразрыва,
или на режимах «гидромониторного бурения» (рис.
6), и при этом не удалось обеспечить согласованный
расход с необходимым объемом дробинок. Характеристики ухудшались при увеличении требуемого
давления и глубины и при внезапных изменениях
рабочего давления, которые происходили на этом
месторождении.
Поэтому в апреле 2007 г. была введена программа разработки и испытаний нового метода инжек-
ции, в котором должны были использоваться механические устройства для обеспечения движения
дробинок в стояке. Была выполнена оценка нескольких вариантов, и испытан опытный образец.
По результатам этой программы был разработан
новый PIS (рис. 7).
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
На основании результатов испытаний и выполненных к настоящему времени пробных испытаний
PID-системы на месторождении можно сделать вывод, что PID-система продемонстрировала значительный потенциал для получения ступенчатого изменения скоростей проходки при бурении пластов,
сложенных твердыми и абразивными породами.
Большие возможности этой технологии позволят
бурить такие породы, бурение которых в настоящее
время считается экономически неэффективным.
Было решено много проблем, встретившихся при
разработке конструкции долота, устройств извлечения и возврата дробинок и их обработки и очистки.
Было найдено решение, позволившее преодолеть
единственное большое препятствие, возникшее при
работе этой системы, связанное с необходимостью
постоянной инжекции дробинок в поток бурового
раствора высокого давления и с большим расходом.
Для улучшения эффективности системы должна
быть быстро разработана программа оптимизации
по мере увеличения опыта ее использования в трасли и увеличения масштабов бурения с ее использованием. В начале мая 2008 г. программа испытаний
продолжилась для более полной оценки системы
и для доработки конструкции отдельных ее узлов
с учетом использования ее в промысловых условиях. После подтверждения возможностей непрерывной и надежной работы нового PIS-инжектора,
систему возвратят на промысловую буровую для
проведения пятого пробного испытания, при бурении пласта Тревис Пик в Восточном Техасе.
Перевел В. Клепинин
Gordon Tibbitts (Г. Тиб­битс), получил степень
бакалавра по механике в университете шт. Юта.
Он имеет 30-летний опыт работы непосредственно на нефтяных промыслах, включая 17 лет
в должности руководителя технологических и
НИР-проектов. Ранее занимал должность директора по НИР в компании Hughes Christensen
и имеет около 70 патентов по бурению. М-р Тиббитс является вице-президентом по технологии
в компании Particle Drilling Technologies, Inc.
с июня 2003 г.
Рис. 7. В новом узле инжекции движение дробинок в стояке осуществляется с помощью механического экструдера/
шнека
34
Greg Galloway (Г. Галлоуэй), имеет 30-летний
опыт работы на нефтяных промыслах, специализировался в области бурения и улучшения
характеристик бурения. До работы в компании
Particle Drilling Technologies, Inc. м-р Галлоуэй
был руководителем группы технологических
продуктов для бурения с использованием обсадных колонн и прочных увеличивающихся
в диаметре трубчатых конструкций в компании
Weatherford. Он является вице-президентом по
технике и производству работ в компании Particle Drilling Technologies, Inc. и отвечает за разработку и внедрение PID-системы. М-р Галлоуэй имеет свидетельство
колледжа Дж. Тейлора о незаконченном образовании по специальности
технология добычи нефти.
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
БУРЕНИЕ и ЗАКАНЧИВАНИЕ
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ НОВОЙ ТЕХНОЛОГИИ
ЗАКАНЧИВАНИЯ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ
СУММАРНОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ
S. El-Abd, A. H. Amiri, A. Keshka, S. Al-Bakr, S. Al Arfi , ADCO; M. El-Asmar, Baker Oil Tools
Метод заканчивания с использованием устройства управления притоком нефти, применяемый
для сегментации эксплуатационной части горизонтального ствола скважины, позволяет обеспечить более равномерную добычу
На основе технологии проходки горизонтальных
скважин разработаны базовые методы бурения
с целью улучшения контакта и дренирования пласта-коллектора, а также замедления и предотвращения попадания в добываемые углеводороды нежелательных пластовых флюидов. Однако неоднородный
профиль добычи, особенно в трещиноватых и с высокой неоднородностью коллекторах может привести к преждевременной добыче воды в результате образования целиков нефти в пласте-коллекторе из-за
обхода этих зон пласта нагнетаемой водой, к уменьшению суммарной добычи нефти и, следовательно,
к сокращению прибыли.
Добыча воды влияет на укорачивание сроков эксплуатации скважины. Когда вода движется к скважине, то это влияет на эффективность вытеснения
нефти из области нагнетания воды. Приходится производить ремонт этой скважины или бурить новые
для поддержания темпов добычи нефти на месторождении. Использование более совершенных систем заканчивания должно стать частью стратегии
добычи.
Для решения этой проблемы была впервые применена новая технология заканчивания скважин
на месторождении, разрабатываемом компанией
ADCO в Объединенных Арабских Эмиратах (ОАЭ).
Сегментация горизонтального ствола с помощью
метода заканчивания, в котором использовалось уст-
ройство управления притоком нефти (Inflow Control
Device – ICD), была испытана в новой и уже пробуренной скважинах, находящихся в областях с большим числом трещин, как часть выполнения пилотной программы.
СИСТЕМЫ ТРЕЩИН
На первых этапах освоения месторождения важность трещин, имеющихся в этом коллекторе, не
понимали в полной мере. Однако последующие
исследования системы трещин с использованием всех имеющихся данных сейсморазведки и добычи показали, что внутри материнской породы
пласта-коллектора с высокой степенью неоднородности имеется сложная сеть трещин. Обе этих
системы – материнская порода и трещины играют важную роль в механизме добычи из нефтяного коллектора. Этот коллектор характеризуется
наличием в нем доломитовых жил, которые значительно увеличивают проницаемость материнской породы, которая изменяется от 0,1 мД до 12 Д
и в среднем превышает 100 мД. Систему трещин
можно представить как коридоры трещин или как
отдельные системы трещин в сбросах, образовавшихся в результате сейсмических процессов, которые могут расширяться в поперечном направлении
фут
фут
фут
Рис. 1. Карты трещин, показывающие два основных направления их развития (N40°E и N70°E)
№10   октябрь 2008
Рис. 2. Местоположение скважины А на карте трещин
35
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
БУРЕНИЕ и ЗАКАНЧИВАНИЕ
Вспомогательные
Гамма каротаж
Размер ствола
дюйм
TVD, фут
Приток
фут
Вода
Нефть
Газ**
Профиль
скоростей
Скорость
Приток воды**
Приток газа**
Низ*
Верх*
Расход
Вода
Нефть
Сумм. расход
брл
Расход воды
брл
фут
фут
фут
фут
Рис. 4. Местоположение скважины В на карте трещин
Предполагаемые точки местоположения скважины Sy50 на поверхности, башмака
обсадной колонны и забоя относительно системы трещин в области Simsima R2
Точка местоположения
забоя скважины Sy50
* Часть горизонтального ствола
** Тыс. фут3
Точка местоположения башмака
обсадной колонны в скважине
Sy50
фут
Рис. 3. Результаты PLTY-исследований скважины А
на сотни метров, а иногда и более чем на несколько
километров. Продуктивные области коллектора
представляют собой сильно трещиноватый пласт,
сложенный карбонатными породами, характеризующийся значительными вертикальными и горизонтальными литологическими изменениями.
Зоны с системами трещин шириной от 50 до 10 м,
ориентированы в двух основных направлениях на
северо-восток: N40 °E и N70 °E (рис. 1). Отсутствие
диффузного развития трещин означает, что между зонами с системами трещин в этом коллекторе
трещины слабо развиты.
ФАКТИЧЕСКАЯ СИТУАЦИЯ
Для исследования экономически целесообразного решения задачи неоднородного профиля добычи и течения воды через секции горизонтальной
скважины была создана группа, включающая различных специалистов. Проведены исследования
добычи в горизонтальной скважине с незакрепленным обсадными трубами стволом с помощью
скважинных зондов (Production Logging Tool –
PLT) для определения точек поступления в скважину воды и основных каротажных данных со
стандартными отклонениями для мониторинга
насыщения.
36
Рис. 5. Планируемое местоположение скважины D
Скважина А находится в сильно трещиноватой
области (рис. 2). Результаты PLT-исследований показали неоднородный профиль добычи в горизонтальной секции; большинство продуктивных интервалов
нефти и воды согласуются с исследованием трещин
(рис. 3). Когда обводнение этой скважины дошло до
50 %, было запланировано горизонтальное бурение
в другом направлении, однако после извлечения узла
заканчивания скважинные исследования коррозии обсадной колонны показали сильную коррозию
труб. Поэтому скважину заглушили, оставили и пробурили замещающую скважину.
PLT-исследования скважины В показали, что
на небольшом интервале длиной около 40 фут
(1 фут = 0,3048 м) добывается 70 % суммарной добычи
нефти и почти 80 % воды (рис. 4). Испытания показали, что высокие темпы добычи нефти и воды в этом
коротком интервале и значительное повышение температуры связаны с присутствием здесь больших трещин. Хотя скважина С находится в области, которая
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
БУРЕНИЕ и ЗАКАНЧИВАНИЕ
считается однородной, тем не менее PLT-результаты
подтвердили, что вся нефть и вода добывается в первой половине горизонтальной секции, а во второй
половине горизонтального ствола не добывается
ничего. Было решено, что все скважины имеют неоднородные профили добычи. На основании этих
результатов сделан вывод о необходимости использования такого метода заканчивания, который обеспечит получение однородных профилей добычи
в горизонтальных скважинах, позволит повысить
эффективность охвата коллектора вытесняющим
агентом-водой за счет контроля темпа обводнения
скважины и, следовательно, увеличения суммарной
добычи нефти.
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА
Были исследованы механический и химический
методы закрытия поступления воды в скважину, однако установили, что использование этих методов
будет неэффективно в коллекторах с сильно развитыми трещинами. Сервисные компании предложили три различных технологии с похожими функ­
циональными возможностями для обеспечения
однородного профиля добычи нефти. Было решено, что для этого сильно трещиноватого коллектора оптимальным будет метод управления притоком
в скважину и обеспечения однородной добычи,
PLT-оценки (из модели притока нефти и RPS)
ICD-вклад, брл/сут
Суммарная
добыча, брл/сут
Постепенный
Ступенчатый
Зональная
Совокупная
Гамма-каротаж
Блок 2
Глубина (MD)
Глубина (МD)
фут
позволяющий вести отбор из интервалов с низкой
и высокой проницаемостью. После оценки рисков,
исследования характеристик добычи с начала разработки и анализа показателей успеха было найдено, что оптимальным решением будет использование ICD-системы, пилотные испытания которой
должны быть проведены в новой скважине. Эту новую скважину пробурили в сильно трещиноватой
области, особенно вторую половину горизонтальной секции (рис. 5).
Моделирование коллектора позволило оценить
преимущества установки ICD-системы в новой скважине. Результаты показали, что за счет использования ICD-системы может быть обеспечено постепенное увеличение добычи до 1,4 млн брл за срок
службы скважины по сравнению с добычей в законченной бурением скважине с необсаженным
стволом. Кроме того, для оценки влияния установки
такой системы в масштабах всего месторождения
приняли, что система будет установлена на 70 %
планируемых будущих скважин, бурение которых
будет осуществляться через области с трещинами.
Результаты показали, что может быть обеспечено
постепенное увеличение добычи нефти почти на
36 млн брл. Моделирование позволило определить
число ICD-систем, требующихся для обеспечения
однородного профиля добычи.
Компания ADCO выполнила детальный экономический анализ прогнозируемой добычи. ICD-случаи
сравнивались со случаями заканчивания без обсаживания ствола с помощью единственной модели
фут
Схема
скважины
Пакеры
фут
Пакеры
фут
Случай 1, ICD,
2007 г.
Пакеры
Расход нефти
Пакеры
ОК*
Расход воды
Расход нефти
брл/сут
QWD OH
брл/сут
QTDH .OH
брл/сут
TVD, клиент, фут
фут
Вода
Случай 2, ICD,
Нефть
2007 г.
Расход нефти
брл/сут
PSW
PHIE
Необсаж.
скв., 2002 г.
П**
П**
П**
П**
П**
П**
П**
П**
PLT-результаты для Sy-50 (Polaris), 2007 г.
Компенсирующее число
Глубина, фут
Расчетный расход, брл/сут
П**
П**
П**
Рис. 6. PLT-результаты скважины D
№10   октябрь 2008
* ОК – обсадная колонна
**П –перфорация
Рис. 7. PLT-результаты для скважины В до и после установки
IСD-cистемы
37
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
БУРЕНИЕ и ЗАКАНЧИВАНИЕ
скважины с использованием следующих постепенно
возрастающих экономических индикаторов: чистой
приведенной стоимости (Net Present Value – NPV),
стоимости одной установки (Unit Technical Cost –
UTC), доли прибыли на инвестиции (Profit Investment
Ratio – PIR). Эти индикаторы имеют следующие
значения:
NPV при 8%-ной учетной ставке – 1,9 млн долл.;
UTC при 8%-ной учетной ставке – 4,4 долл/брл;
PIR при 8%-ной учетной ставке – 4,0 %;
постепенное увеличение добычи – 1,4 млн брл.
В этом полном плане разработки месторождения
компания ADCO приняла, что ICD-системы будут установлены, по меньшей мере, на 70 % планируемых
в будущем скважинах. Экономические расчеты показали, что:
NPV при 8%-ной учетной ставке – 43,9 млн долл.;
UTC при 8%-ной учетной ставке – 2,9 долл/брл;
PIR при 8%-ной учетной ставке – 6,7 %;
постепенное увеличение добычи – 36,3 млн брл.
ТЕХНИЧЕСКАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ
Группа различных специалистов выполнила визуальный каротаж скважины D до установки в ней ICDсистемы заканчивания, чтобы помочь определить
требуемое число и местоположения ICD-устройств и
механических пакеров для обеспечения однородного
профиля добычи и управления продвижением воды.
На основе профиля проницаемости, полученного при
моделировании коллектора, исходная система заканчивания должна включать 10 ICD-устройств и девять
изоляционных пакеров с возможностью уменьшения
их числа, если это окажется необходимым.
Функцией изоляционных пакеров является сегментация скважины без цементирования и для дальнейшего улучшения профиля однородной добычи.
Использование этих, а не альтернативных, способных к набуханию пакеров, связано с изменениями
номинального диаметра ствола скважины в коллекторе, сложенном карбонатными породами, которые
могли быть больше диапазона диаметров этих пакеров при набухании, что ставит под угрозу уплотнение скважины.
Были рассмотрены методы испытаний и меры
смягчения рисков, чтобы гарантировать правильность внедрения и соблюдение безопасности в соответствии с промышленными стандартами.
ВНЕДРЕНИЕ И ОЦЕНКА
Скважину D пробурили и закончили в виде одного горизонтального эксплуатационного ствола длиной 2000 фут. В горизонтальной секции установили
11 ICD-устройств и 11 оригинальных изоляционных
пакеров для получения однородного профиля добычи
вдоль этой секции и уменьшения добычи воды. Скважина была закончена одной 3,5-дюймовой трубной
колонной с погружным насосом с электроприводом
(Electric Submersible Pump – ESP) и с Y-образной скобой. Когда скважина была подключена к перекачивающей станции, то первые результаты испытаний показали, что дебит этой скважины равен 2100 брл/сут
обезвоженной нефти. PLT-исследования подтверди38
ли надежность метода и то, что он позволяет обеспечить однородный профиль добычи в горизонтальной
секции (рис. 6).
В апреле 2007 г. вышел из строя ESP-насос после
9-летней эксплуатации в скважине В из-за короткого замыкания в трубной колонне в ее стволе. В мае
2007 г. в скважине были проведены ремонтные работы для замены ESP-насоса. Было выполнено
моделирование для определения оптимального
числа ICD-устройств и изоляционных пакеров, которые должны быть установлены в скважине. На
основании этого моделирования рекомендовали
установить 11 ICD и пять изоляционных пакеров
для получения лучшего профиля добычи. Скважину присоединили к трубопроводу перекачивающей станции и при эксплуатации скважины
ее дебит составил 2500 брл/сут нефти при только
незначительном содержании в ней воды по сравнению с почти 7%-ным содержанием в ней воды
до ремонта. Были выполнены PLT-исследования
при двух различных значениях дебита скважины
2000 и 3000 брл/сут для оценки влияния ICD на характеристики скважины в случае высоких темпов
добычи. Расшифровка PLT-данных (рис.7) показала, что при использовании ICD-устройств заканчивания получен однородный профиль добычи по
длине горизонтальной секции при сравнении со
скважиной, законченной без обсаживания ствола
в 2002 г. Можно считать, что были получены хорошие экономические показатели для обеих скважин (В и D), которые позволят обеспечить добычу
прогнозируемых запасов нефти.
РАЗРАБОТКА ВСЕГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
План внедрения ICD-системы в масштабах всего месторождения начали с оптимизации максимальной суммарной добычи и с одновременным
поддержанием и обеспечением устойчивой отдачи пласта-коллектора во всей разрабатываемой
области месторождения, имеющей большую протяженность. В комплексной технико-экономической программе разработки месторождения,
включающей оптимальную схему его разработки,
рассматривается применение ICD-системы как
часть повышения эффективности добычи. Были
исследованы различные варианты разработки
месторождения вместе с влиянием ICD-системы
на эффективность охвата пласта-коллектора вытесняющим агентом и на программу бурения для
уплотнения сетки скважин.
Использование ICD-систем улучшает экономические показатели месторождения за счет оптимизации суммарной добычи и они могут помочь в оптимизации бурения будущих эксплуатационных
скважин и выполнения программ ремонта скважин.
Эти работы были первым применением этого метода
в ОАЭ. Компании ADCO и Baker Oil Tools ожидают,
что когда ICD-узлы заканчивания будут установлены
приблизительно в 35 будущих скважин, то суммарная добыча возрастет до расчетного значения, равного 36 млн брл.
Перевел В. Клепинин
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ НОВОЙ ТЕХНИКИ
ЭЛЕКТРОМЕХАНИЧЕСКОЙ ПЕРФОРАЦИИ
R. A. Bargawi, Saudi Aramco; D. Dean, J. Clemens и C. Whitmire, Halliburton
За счет отказа от использования взрывчатых веществ для перфорации труб повышается безопасность работ и достигается экономически более эффективная система перфорации по сравнению
с системами «мягкого пробивания» отверстий с помощью детонирующих шнуров (Е-шнуров)
Скважины на нефтяных месторождениях в Саудовской Аравии
на суше и в море часто требуют
ремонта из-за агрессивной среды,
в которой работает скважинное
оборудование. Если при ремонте
возникает необходимость пробивки одного отверстия в «мягких»
трубах с использованием традиционных способов перфорации,
то высокая частота разрушений и
временные задержки из необходимости мобилизации взрывчатых веществ часто серьезно влияют на экономические показатели
выполняемых работ.
В этой статье рассматривается
несколько примеров, иллюстрирующих применение новой системы электромеханической перфорации отверстий, оборудование
которой спускается в скважину
и управляется с помощью троса.
Хотя объем требуемого ремонта
в каждой скважине был различным, тем не менее, в ходе его во
всех скважинах на море и на суше
нужно было пробить одно отверстие в трубах.
При рассмотрении этих примеров будут обсуждаться преимущества, которые получил
оператор месторождения за счет
использования новой системы
электромеханической перфорации отверстий в трубных колоннах. Эти преимущества включают
следующее.
Надежность
перфорации
(100 %).
Уменьшение затрат времени
буровой на ремонт, поскольку исключается необходимость мобилизации зарядов взрывчатых веществ
и другого оборудования в случае
возникновения разрушений.
Уменьшение стоимости работ по перфорации отверстий по
сравнению с системами «мягкого
пробивания» отверстий с помощью Е-шнуров.
Возможность спуска и приведения в действие с помощью
троса электрической линии или
сматываемой в бухту гибкой трубы (coiled tubing – СТ).
Простота работы.
Эти преимущества получают
за счет возможности использования освобождающегося персонала и безопасности этой системы
перфорации для окружающей
среды из-за отказа от использования взрывчатых веществ, за счет
использования щелочных или литиевых аккумуляторных батарей,
однопроводной
электрической
линии и адаптера с реле давления
в СТ-варианте трубного пробойника.
Новая система позволила успешно решить проблемы, с которыми раньше сталкивались при
использовании стандартных методов механической перфорации.
Хотя работы выполняются в скважинах в очень агрессивной среде,
тем не менее, новый инструмент
для перфорации со 100%-ным успехом пробивал отверстия в «мягких» трубах. Сплошной контроль
инструмента после выполнения
работ показал отсутствие в нем
каких-либо повреждений.
ВВЕДЕНИЕ
Более совершенные методы
заканчивания, применяемые компанией Saudi Aramco, обеспечили
безопасную, эффективную и экономичную добычу из всех нефтяных и газовых скважин. Однако в
ходе разработки месторождений
часто требовался ремонт скважин из-за нескольких факторов,
включающих:
№10   октябрь 2008
коррозию;
снижение добычи;
перевод в скважины для
нагнетания воды;
зарезку боковых стволов;
целостность устья скважи­
ны;
повышение безопасности.
Если в качестве кандидата для
ремонта выбирается узел заканчивания скважины, то первое, что
делает компания Saudi Aramco,
это подбирает безопасную и экономичную процедуру для успешного выполнения ремонта. Однако если в ходе ремонта требуется
пробивка одного отверстия, то
при использовании традиционных методов перфорации часто
приходилось искать экономически оправданный компромисс изза задержек, связанных с необходимостью мобилизации зарядов
взрывчатых веществ, и из-за высокой частоты разрушения «мягких» труб при пробивании в них
одного отверстия с использованием механических трубных перфораторов.
Традиционные механические
перфораторы предназначены для
пробивания отверстий в трубах
типа С-75 и трубах из более твердых сортов стали, тогда, как трубы из более мягких сортов стали
будут сминаться или изгибаться в
точке перфорации под действием
пробойника. Помимо этого, при
использовании
традиционных
спускаемых на тросе перфораторов нужно использовать спусковую колонну для скважинных
инструментов и пробивать отверстие с помощью яса. В скважинах Saudi Aramco использовались трубы типа J-55 или R-55
из мягких сортов стали, и частота
разрушений была высокой. При
39
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ
пробивании отверстий в трубах
типа J-55 или трубах из мягких
сортов стали других типов с помощью яса, при ударах пробойника трубы часто только деформировались в точке удара и не
получалось требуемого отверстия. Это приводило к разрушению механического пробойника
или корпуса перфоратора.
Для предотвращения дорогостоящих задержек, а также исключения использования Е-шнуров для «мягкого пробивания»
отверстий, нужен был новый
тип перфоратора для пробивания отверстий в трубах. В результате была начата разработка
электромеханического трубного
пробойника.
Новый электромеханический
трубный пробойник мог приводиться в действие с помощью
троса, электрической линии или
СТ-трубы в зависимости от технических требований. При использовании любого из этих вариантов перфорация отверстия может
производиться без использования
взрывчатых веществ, и срабатывание пробойника обеспечивается с помощью электромеханического скважинного силового блока
(Downhole Power Unit – DPU),
рис. 1.
Шейка для захвата спускаемым на
тросе ловильным инструментом
Реагирующий на изменения давления силовой цилиндр привода
Элементы управления и источник
энергии
Привод
Комплект переходника
Рис. 1. Скважинный силовой блок электромеханического трубного пробойника
40
В варианте трубного пробойника с введением его в действие
с помощью троса DPU-блок работает от аккумуляторных батарей,
питание от которых подводится к
электродвигателю силового привода и к схемам синхронизации. В
варианте с электрической линией
активизация DPU-блока производится с помощью однопроводной
электрической линии с поверхности, поэтому не нужны таймер,
схемы синхронизации и аккумуляторные батареи.
В варианте СТ трубного пробойника активизация DPU-блока
производится с помощью присоединяемого к нему адаптера
с реле давления и регулирующим
клапаном циркуляции жидкости
вместо ловильной шейки. Вращение электродвигателя преобразуется в линейное перемещение.
Как будет показано в следующих
разделах, отказ от использования взрывчатых веществ имеет
несколько положительных моментов для работы оператора.
Повышается безопасность труда
персонала и экологическая безопасность. Значительно уменьшается время выполнения работ
из-за уменьшения задержек, связанных с мобилизацией взрывчатых веществ на месторождениях
в Саудовской Аравии.
ИСТОРИЯ РАЗРАБОТКИ
НОВОЙ ТЕХНОЛОГИИ
Новая электромеханическая
техника пробивания отверстий
в трубах разрабатывалась, из-за
необходимости иметь безопасной
и недорогой метод механической перфорации 4 1/2-дюймовых,
12,6-фунтовых и 11,6-фунтовых
труб типа J-55. Главное требование при применении этого метода – размер нового инструмента
должен соответствовать размерам
скважинных инструментов другого комплекта, используемых в настоящее время, которые совмещались с 3,66-дюймовым электро­
механическим скважинным установочным приспособлением. Это
приспособление является альтернативой установочным приспособлениям гидростатического и
взрывного типов, применяемым
на практике для установки и удаления пакеров, мостовых пробок и
других скважинных устройств. Это
приспособление, которое работает так же, как DPU-блок в новом
трубном пробойнике, приводится
в действие от аккумуляторных батарей и может создавать усилия,
требующиеся для установки или
удаления скважинных устройств
без использования взрывчатых
веществ или камер с атмосферным давлением [1–5]. Первоначально разработанный DPU-блок
предназначался для установки
(или извлечения) скважинных устройств, таких как одиночные замки и фиксаторы, мостовые пробки или пакеры. Поскольку первое
использование этого DPU-блока
показало, что он имеет заметные преимущества по сравнению
с предыдущими аналогами, были
разработаны дополнительные варианты применения DPU-блока
для выполнения подобных задач.
Одной из таких задач является
использование этого приспособления с трубным пробойником,
предназначенным для пробивания
отверстий в «мягких» трубах. Выбор DPU-блока был логичным, поскольку он имел долгую историю
успешного применения для введения в действие разных инструментов и с успехом использовался
при выполнении тысяч различных
скважинных работ. При работе
приспособления входящий в него
двигатель с зубчатой передачей
работает как привод линейного
перемещения, позволяющий создавать постепенно изменяющуюся, регулируемую осевую сжимающую или растягивающую силу
величиной до 60 000 фунт. Было
решено использовать конструкцию электромеханического трубного пробойника с DPU-блоком,
предназначенным для создания
усилий, прикладываемых к пробойнику. Такая конструкция пробойника позволит устранить проблемы, обычно встречающиеся
при использовании других методов
перфорации отверстий.
НОВЫЙ ТРУБНЫЙ
ПРОБОЙНИК
В электромеханическом трубном пробойнике требуемое для
пробивания отверстия усилие
прикладывается к трубе с помощью действующего подобно
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ
кулачку поворачивающегося на
оси прочного режущего лезвия,
прорезающего узкие пазы или
отверстие в стенке трубы. Линейное перемещение пробойника,
обеспечиваемое с помощью DPUблока, очень медленное и приблизительно равно 1/2 дюйм/мин.
Следовательно, при первоначальном линейном перемещении привода режущее лезвие выталкивается из корпуса пробойника наружу
и фиксируется напротив стенки
трубы. При дальнейшем линейном
перемещении привода режущее
лезвие будет продолжать поворачиваться и нажимать на стенку
трубы, пока не прорежет ее и не
выйдет с противоположной стороны. Таким образом, прорезается
отверстие для прохода жидкости.
При продолжении линейного перемещения привода режущее лезвие
будет поворачиваться, пока полностью не войдет в корпус пробойника. В этот момент завершается
процесс пробивания отверстия и
пробойник находится в состоянии
готовности для подъема из скважины на поверхность. На рис. 2
показан
электромеханический
трубный пробойник в положении
«готовности к работе», на рис. 3 –
пробойник с выдвинутым в максимальное положение режущим
лезвием, в котором оно полностью
проходит через стенку трубы в процессе пробивания отверстия. На
рис. 4 показан пробойник с режущим лезвием в полностью сложенном положении после пробивания
отверстия (в таком положении он
может подниматься из скважины
на поверхность). На рис. 5 видно
фактическое отверстие, пробитое
в стенке трубы.
При использовании электромеханического трубного пробойника, спускаемого с помощью троса,
в DPU-блоке имеется встроенный
таймер, который устанавливается
заранее на поверхности до спуска пробойника в скважину. Когда
трубный пробойник спускается
на заданную глубину, где в трубе
должно быть пробито отверстие,
режущая лопасть пробойника
удерживается в статическом положении, пока не пройдет предварительно установленное время.
После этого активизируется DPUблок, и начинается цикл пробивания отверстия без какого-либо управления с помощью троса. После
его завершения пробойник извле-
Рис. 2. Электромеханический трубный
пробойник в положении «готовность
к работе»
кается из скважины и для этого не
требуется использовать яс.
При использовании электромеханического трубного пробойника, приводимого в действие от
электрической линии, его спускают в скважину с помощью
стандартной
вспомогательной
колонны для спуска скважинных
инструментов, предназначенной
для строго определенной скважины. Когда трубный пробойник
спускается на заданную глубину,
где в трубе должно быть пробито
отверстие, DPU-блок активизируется с помощью электрического
сигнала, подаваемого по однопро-
Рис. 3. Электромеханический трубный пробойник с выдвинутым в максимальное положение режущим лезвием. Это положение, в котором режущее лезвие полностью проходит через
стенку трубы при пробивке отверстия
№10   октябрь 2008
водной электрической линии. Максимальные рабочие характеристики электродвигателя получаются
при напряжении постоянного тока
200 В и при силе тока 0,75 А. Цикл
пробивания отверстия выполняется без какого-либо управления
с помощью электрической линии.
После его завершения пробойник
извлекается из скважины.
При использовании электромеханического трубного пробойника к DPU-блоку вместо ловильной
шейки присоединяется адаптер с
реле давления и регулирующим
клапаном циркуляции жидкости.
Этот адаптер с реле давления отделяет полость атмосферного давления в реагирующем на изменение давления силовом цилиндре
в DPU-блоке от внешнего давления. Он фиксируется с помощью
штифтов в закрытом положении.
За счет изменения материала
срезных штифтов и их числа подбирают давление срабатывания.
Когда давление в трубной колонне становится выше давления
в межтрубном пространстве на
величину, при которой происходит срезание штифтов, клапан
открывается. При этом давление
внутри DPU-блока становится
равным гидростатическому давлению в стволе скважины, и включается таймер. Через выбранную
временную задержку запускается двигатель DPU-блока, обеспечивающий работу режущего лезвия. Цикл пробивания отверстия
выполняется без какого-либо управления с помощью CT-линии.
После его завершения пробойник
извлекается из скважины.
Обычно стандартное оборудование для спуско-подъемных операций с помощью троса есть на
буровой, на которой выполняются ремонтные работы. Поскольку
Рис. 4. Электромеханический трубный пробойник с режущим
лезвием в полностью сложенном положении после пробивания отверстия. Пробойник подготовлен для подъема из скважины
41
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ
оно уже находится на
месте, его можно использовать для пробивания отверстия в трубе с
помощью электромеханического пробойника.
Это уменьшает затраты
на выполнение таких
работ, поскольку исключаются затраты на
мобилизацию и монтаж
требуемого
оборудования на буровой для
выполнения стандартной операции «мягкого
пробивания» отверстия.
Также снижаются затраты на резервироваРис. 5. Пробитое в стенке трубы отверстие
ние буровой, оборудование и вспомогательные
работы, которые потребуются в случае ожидания мобианализа специалистов по спуску
лизации взрывчатых веществ.
инструмента с помощью троса,
В электромеханическом труббыло установлено, что самым
ном пробойнике используются
лучшим решением может быть
щелочные аккумуляторные батаконструкция пробойника с ререи, которые не взрывоопасны, не
жущим лезвием при использоватребуют специального обслужинии DPU-блока. Из-за сложного
вания и не наносят ущерба окрунагружения режущего лезвия
жающей среде при захоронении.
в процессе пробивания отверстия
Кроме того, повышается безопаспришлось исследовать несколько
ность, потому что не нужно перематериалов для режущих лезвий,
возить взрывчатые вещества на
изготовить и испытать несколько
буровую, подготовительные раразличных конструкций лезвий
боты проводятся на поверхности
прежде, чем выбрали окончаили сборка пробойника выполнятельную его конструкцию. Режуется на полу буровой.
щее лезвие первой конструкции
Во многих странах мира для
успешно пробивало отверстия
перевозки взрывчатых веществ
в трубах J-55, однако новая конст­
требуются специальное разрешерукция режущего лезвия с более
ние и сопровождение полиции.
прочным профилем и из более
Получение таких разрешений и
пластичного материала имела
организация сопровождения мобольший срок службы. Материал
жет потребовать очень много вренового режущего лезвия более
мени и связанные с этим задержсоответствовал его работе при
ки обычно могут сильно повлиять
высоких напряжениях и был бона график выполнения работ на
лее совместим со скважинными
буровой. Поскольку в электромежидкостями. Моделирование на
ханическом трубном пробойнике
основе конечных элементов (FEA)
не используются взрывчатые вепомогла создать новую прочную
щества при работах с ним нет заформу режущего лезвия, которая
держек и никогда не нарушается
позволила уменьшить высокие
график работ.
значения напряжений в точках
максимальных напряжений.
ПЕРВОНАЧАЛЬНЫЕ
КОНСТРУКЦИИ ПРОБОЙНИКА
ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ
И ИСПЫТАНИЯ
Пример 1
Когда стало очевидно, что неДата. 25 августа 2006 г.
обходим альтернативный метод
Скважина. Ремонт скважины
пробивания отверстий в «мягких»
№1.
трубах, т первоначально исследоЦель ремонта. Стало извесвали несколько вариантов. После
тно, что в трубной колонне в
42
скважине, которая была
первоначально закончена в 1984 г. как скважина для нагнетания воды,
имеется серьезная коррозия и значительный
слой отложений. Из-за
перетекания жидкости
из соединяющихся друг
с другом зон приняли решение провести ремонт
и зарезать в этой скважине боковой ствол. Объем
выполненных работ на
буровой включал в себя
следующее.
Монтаж оборудования для работы с тросом.
Проверку отклонения труб от вертикали.
Установку на глубине 7090 фут 4 1/2-дюймовой проб­
ки с зажимным устройством.
Испытание трубы под давлением 1500 фунт/дюйм2. Результаты испытаний были удовлетворительными.
Спуск на тросе электромеханического трубного пробойника
до глубины 7060 фут и пробивание отверстия в 4 1/2-дюймовой,
№ 12,6 трубе типа J-55. Отверстие
было успешно пробито.
Ремонтные работы в скважине № 1, окончание. Спускаемый
на тросе электромеханический
трубный пробойник успешно
пробил отверстие в стенке трубы
с большим слоем отложений и накипи.
Пример 2
Дата. 6 октября 2006 г.
Скважина. Ремонт скважины №2.
Цель ремонта. Проведение
следующих работ.
Отрезка и удаление верхней
части обсадной трубы с сильно
корродированной поверхностью.
Установка нового постоянного направляющего основания.
Проверка на целостность обсадной трубы.
Наращивание обсадной трубы до поверхности с помощью
7-дюймовой гильзы.
Очистка трубы путем заполнения ее до глубины скважины
после установки забойного моста,
если таковой имеется.
Заканчивание
скважины
7-дюймовым пакером и 3 1/2-
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ
дюймовой трубой подъемной колонны.
Работы, выполненные с помощью троса следующие.
Монтаж оборудования для
работы с тросом.
Установка
заглушенного
ниппеля (3 спуска).
Спуск для проверки установочного приспособления.
Спуск вилки.
Испытание пробки под давлением до 1000 фунт/дюйм2.
Испытание обсадной колонны
под давлением до 1500 фунт/дюйм2.
Спуск три раза 3 1/2-дюймового механического перфоратора для пробивания отверстия
в 4 1/2-дюймовой, № 12,6 трубе
типа K-55. Отверстие пробить не
удалось.
Заказ для доставки на буровую спускаемого с помощью троса электромеханического трубного пробойника.
Спуск пробойника с переходником 4 1/2 3 1/2″.
Спуск электромеханического трубного пробойника до глубины 5740 фут.
Пробивание отверстия в
4 1/2-дюймовой, № 12,6 трубе
типа K-55.
Ремонтные работы в скважине № 2, окончание. Механический перфоратор не смог пробить
отверстие в мягкой трубе, но оно
было успешно пробито с помощью спускаемого на тросе электромеханического трубного пробойника.
Пример 3
Дата. 24 октября 2006 г.
Скважина. Ремонт скважины
№3.
Цель ремонта. Пробурить
ствол до проектной глубины (MD)
и установить узел заканчивания
для использования пробуренного
ствола в качестве горизонтальной
скважины для нагнетания воды
под давлением. Были проведены
следующие работы.
Сборка 4 1/2-дюймовой
втулкообразной подвесной головки и спуск 4 1/2-дюймовой,
№11,6 обсадной трубы типа J-55
до глубины 9447 фут.
Спуск сбрасываемого шара
и сборка цементировочной головки.
Неудачная попытка спуска
хвостовика, невозможность промывки хвостовика.
Неудачные попытки установки подвески хвостовика.
Подъем на поверхность бурильной трубы (DP), обнаружено повреждение установочного
приспособления подвески хвостовика.
Использование модифицированного установочного приспособления и захват хвостовика.
Неудачная попытка его извлечения из ствола.
Попытка возобновить циркуляцию раствора вниз через
DP, при повышении давления до
800 фунт/дюйм2 нет выхода бурового раствора на поверхность.
Попытка извлечения хвостовика из ствола, но в стволе плохой
эффект.
Неудачная попытка закачивания через межтрубное пространство.
Спуск в ствол до глубины
9447 фут и отсоединение от хвостовика.
Спуск 3 7/8-дюймового узла
очистки на глубину 6066 фут.
Разбуривание верхней цементировочной пробки и промывка ствола до глубины 6145 фут.
Откачка из ствола водяных
пробок.
Было принято решение перфорировать новый 4 1/2-дюймовый
хвостовик, из №11,6 трубы типа
J-55. На другой морской платформе имелся электромеханический
трубный пробойник, который
в это время не использовался.
Этот пробойник, блок DPU и необходимое оборудование вместе
с персоналом были доставлены
вертолетом с одной платформы
на другую.
Работы, выполненные с помощью троса следующие.
Монтаж оборудования для
работы с тросом.
Спуск электромеханического трубного пробойника до глубины 6115 фут.
Пробивание отверстия в
хвостовике. Извлечение трубного
пробойника из ствола.
Повторное
закрепление
на тросе электромеханического
трубного пробойника и спуск его
до глубины 6106 фут.
№10   октябрь 2008
Пробивание отверстия в
хвостовике. Извлечение трубного
пробойника из ствола.
Демонтаж оборудования.
Доставка оборудования обратно на исходную платформу.
Ремонтные работы в скважине
№ 3, окончание. После закрепления установочного приспособления подвески хвостовика на тросе его спустили до верхней части
подвески хвостовика на глубине
6053 фут. Однако не удалось обеспечить захват подвески хвостовика этим установочным приспособлением. Была сделана попытка
прокачать буровой раствор вниз
по межтрубному пространству
и через отверстия, пробитые
электромеханическим трубным
пробойником. Увеличили давление до 800 фунт/дюйм2 и приняли решение поднять из ствола
установочные приспособления
хвостовика. В ходе ловильных
работ на буровой из ствола извлекли 21,5 фут скважинных устройств, включая пакер и узел
подвески хвостовика. Буровики пошли на то, чтобы извлечь
из скважины все это во время
ловильных работ. С помощью
спускаемого на тросе электромеханического трубного пробойника было успешно пробито
отверстие.
Пример 4
Дата. 16 сентября 2006 г.
Скважина. Ремонт скважины
№ 4.
Цель ремонта. Проведение
следующих работ.
Фрезеровочные работы в
4 1/2-дюймовом хвостовике на
длине 93 фут до глубины установки отклонителя.
Вырезание окна в 7-дюймовом хвостовике.
Зарезка в скважине 6 1/8дюймового крутоизогнутого бокового ствола длиной 2045 фут.
Заканчивание
бокового
ствола 7-дюймовым пакером и
4 1/2-дюймовой трубой подъемной колонны с датчиками постоянного мониторинга состояния
скважины.
Работы, выполненные с помощью троса следующие.
Монтаж оборудования для
работы с тросом.
43
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ
Спуск фрезы калибра 3,813
до глубины 6302 фут.
Спуск 4 1/2-дюймового зажимного устройства до глубины
6295 фут и испытания под давлением до 2000 фунт/дюйм2 . Результаты испытаний были удовлетворительные.
Спуск электромеханического трубного пробойника до
глубины 6290 фут и пробивание
отверстия в 4 1/2-дюймовой трубе, № 12,6 типа К-55, подъемной
колонны.
Ремонтные работы в скважине № 4, окончание. С помощью
спускаемого на тросе электромеханического трубного пробойника была успешно выполнена запланированная операция
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Использование нового электромеханического трубного пробойника позволило более рационально использовать персонал,
повысить экологическую безопасность, а также уменьшить
затраты на выполнение работ
за счет отказа от использования
взрывчатых веществ, а так же
за счет применения щелочных
аккумуляторных батарей при
проведении работ в обычных
условиях и литиевых аккумуляторных батарей при работе в
условиях высоких температур.
В результате снижается вредное
влияние на окружающую среду,
и не требуется специальная техника для удаления отходов.
Этот пробойник обеспечивает 100%-ную надежность
перфорации по сравнению с
другими альтернативными механическими
пробойниками,
предназначенными для пробивания отверстий в «мягких»
трубах подъемных колонн. При
использовании этого пробойника затрачивается меньшее время работы буровой, поскольку
исключается время для мобилизации взрывчатых веществ и
другого оборудования в случае
возникновения
повреждений
при использовании альтернативных методов.
Поскольку взрывчатые вещест­
ва не используются, поэтому нет
и проблем, связанных с обеспечением безопасности, которые
44
могут повлиять на время выполнение работ по мобилизации
взрывчатых веществ.
Снижаются затраты, поскольку электромеханический трубный пробойник экономически
эффективнее систем «мягкого
пробивания» отверстий с помощью Е-шнура.
Этот пробойник легко использовать. Его спуск и приведение
в действие производится с помощью троса, колонны для скважинных инструментов и электрической линии или СТ-трубы. За
счет этого уменьшается время выполнения работ, поскольку обычно имеется и используется на буровой установке одна из систем
спуска. Это пробойник, который
был разработан совместно сервисной и конструкторской компаниями для решения проблем
операторов месторождений, является примером решения, найденного за счет тесного сотрудничества сервисной и добывающей
компаний. Этот инструмент не
только позволил решить основную проблему, с которой сталкивался оператор, но и увеличить
добычу и увеличить экономическую эффективность, а также увеличить безопасность. К тому же
все участники проекта получили
выигрыш от его внедрения.
Перевел В. Клепинин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Goiffon, J., «Setting tool increases
safety and decreases setting time
for packers and bridge plugs»,
World Expro, January 1996.
2. Larimore, D. R., Goiffon, J. J. and
R. I. Bayh, III, «Low cost solutions
for well interventions through
advanced slickline services»,
SPE 35236 presented at the SPE
Permian Basin Oil & Gas Recovery
Conference, March 27–29, 1996.
3. Larimore, D. R. and G. Z. Fehrmann,
«Field cases of cost efficient well
interventions performed with advanced slickline technology»,
SPE 38097 presented at the 1997
SPE Rocky Mountain Regional
Meeting, Casper, Wyoming, May
18–21, 1997.
4. Foster, J., Clemens, J. and D. Moore,
«Slickline-deployed
electrome-
chanical intervention system,
a cost-effective alternative to
traditional cased-hole services», SPE 67201 presented at the
SPE Production and Operations
Symposium, Oklahoma City,
March 24–27, 2001.
5. Bargawi, R. A., Dean, D., Clemens,
J. and J. Dove, «Case histories:
New perforating technology enhances workover operations in
difficult scenarios», SPE 11098
presented at the 2007 SPE Saudi
Arabia Technical Symposium,
Dhahran, Saudi Arabia, May 7–8,
2007.
Riyadh Ahmad Bargawi (Р. Е. Баргави), инженер-нефтяник из компании Saudi Aramco и
член SPE.
Doyle Dean (Д. Дин),
начал свою карьеру
в 1997 г. с работы в
компании Otis Engineering, г. Хаум, Луизиана, В марте 1980 г. он
перешел в компанию
Halliburton и начал
заниматься международными операциями
Саудовской Аравии
в качестве инспектора, контролирующего скважинные работы,
выполняемые с помощью троса. В следующие
годы он работал на различных должностях
в отделениях компании Halliburton на Ближнем Востоке, в Африке и в Австралии. М-р Дин
имеет 30-летний опыт работы в нефтегазовой
отрасли, он специализировался в области сервиса, занимался скважинными работами,
выполняемыми с помощью стандартной
тросовой системы спуска, современной тросовой системы спуска и работами по заканчиванию, включая проекты заканчивания
скважин при высоких давлениях и температурах. М-р Дин представляет интересы
фирмы-оценщика стоимости работ по перфорации с помощью спускаемых на тросе
пробойников, выполняемых отделением
компании Halliburton Energy Services в Саудовской Аравии.
Jack Clemens (Дж. Клеменс), работает в компании Halliburton в группе спускаемых на
тросе скважинных инструментов и перфорации техническим консультантом. Он получил
степень бакалавра в Университете шт. Арканзас в 1971 г. и является лицензированным
специалистом, зарегистрированным в шт.
Техас. Он имеет восемь патентов и является
соавтором различных технических статей. Он
более 20 лет работает в компании Halliburton и
в других компаниях, связанных с нефтяными
месторождениями.
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЗАКАЧИВАНИЕ СКВАЖИН
экономия
времени и средств
благодаря Исследованию скважин
C. Lara, E. Ramon, E. Vizcarra, Enap-Sipec; M. Perez, C. Contreras, D. Amores, Schlumberger
Компания-оператор в восточном Эквадоре использует имеющиеся возможности погружных электронасосов для решения проблем управления разработкой пласта
Месторождение MDC расположено в Эквадоре в
пров. Орельяна на восточных склонах Анд примерно в 176 км к востоку от Кито (рис. 1). На месторождении (оператор-компания Enap-Sipec) пробурено
17 эксплуатационных и одна нагнетательная скважина, используемая для обратной закачки попутно добываемой воды. Добыча нефти ведется из трех пластов: песчаника «U», песчаника «T» и песчаника холин
супериор. Суммарная добыча нефти из месторождения составляет примерно 14 тыс. брл/сут.
Во всех добывающих скважинах месторождения
для подъема флюидов на поверхность применяются
погружные электронасосы. Все насосы оснащены
скважинными датчиками Phoenix, которые подключены к системе мониторинга. Эта система обладает
целым рядом достоинств в управлении промысловыми операциями, включая мониторинг в реальном
времени давления и температуры в скважинах, мониторинг основных параметров работы насосов, и используется для повышения эффективности откачки
и предупреждения оператора относительно любых
возникающих проблем.
Отправная информация
В соответствии с законами Эквадора, всякий раз,
когда бурится новая скважина или начинается добыча из новой зоны, должна быть получена квота на добычу от Национального директората углеводородов
– государственного органа, который ведает регулированием разработки запасов углеводородов. Как
правило, процедура предусматривает получение Inflow Performance Relationship (IPR), рассчитываемой
с использованием данных добычи, динамического
забойного давления (получаемого при испытании на
приток) и статического пластового давления. Статическое пластовое давление обычно получают при
анализе кривых восстановления давления.
Метод кривых восстановления давления, хорошо
знакомый инженерам-разработчикам и инженерампроизводственникам, предусматривает создание в
пласте возмущения давления, а затем наблюдение за
скоростью и характером возвращения пласта к стабильному состоянию. Скважина эксплуатируется в
течение некоторого времени, пока не устанавливается неизменное забойное давление и дебит. Затем
скважину останавливают и регистрируют восстановление давления до статического пластового давления,
№10   октябрь 2008
Кито
Эквадор
Гуаякиль
Рис. 1. Месторождение MDC расположено на востоке Эквадора
чуть южнее экватора примерно в 176 км восточнее Кито
обычно с использованием манометров и термометров
с памятью. Процесс может быть трудоемким, а результаты, зачастую, недостаточно убедительны. Исследование часто завершается преждевременно до
того, как получено достаточное количество данных,
или наоборот, оно продолжается после прохождения
точки, необходимой для получения значения статического пластового давления, на что тратится ценное
время.
Решением проблемы недостаточной или слишком долгой продолжительности исследования стал
скважинный мониторинг в реальном времени. Для
выполнения задачи сервисные компании по исследованию скважин устанавливают необходимые
скважинные датчики, клапаны и телеметрию. Помимо получения требуемой кривой IPR и статического пластового давления, интерпретация данных о
восстановлении давления опытными инженерамиразработчиками позволяет получить очень ценную
информацию, в том числе о наличии и влиянии ухудшенных коллекторских свойств в призабойной зоне
пласта. К сожалению, для проведения качественного исследования скважины необходима ее остановка на время монтажа испытательного оборудования
и сбора данных.
45
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЗАКАЧИВАНИЕ СКВАЖИН
Ставилась задача собрать данные в
максимально короткий срок, чтобы
не допустить задержки добычи.
Используя скважинные датчики,
уже установленные на погружных
электронасосах, надеялись провести в реальном времени мониторинг
процесса восстановления давления.
Это позволило бы сократить продолжительность остановки скважины,
если бы цели исследования были
достигнуты до истечения запланированных 30 ч. С другой стороны, мониторинг в реальном времени также
позволил бы продлить исследование,
если бы цели не были достигнуты
после истечения запланированного
Рис. 2. Набор каротажных диаграмм по пяти скважинам наглядно показывает стро- срока. Отпала бы необходимость в
ение залежи «U»
проведении повторного исследования ввиду неубедительных результатов при преждевременном прекращении процесса
Более выгодный метод
Столкнувшись с очередной остановкой одной из измерения.
В результате, благодаря использованию уже имедобывающих скважин месторождения для выполнения правительственных требований, инженеры ком- ющихся технических средств был достигнут значипании Enap-Sipec искали способ выполнить правовые тельный выигрыш в стоимости и экономия времени
обязательства без длительного прекращения добычи. без привлечения специализированной бригады для
Для получения необходимых данных было решено проведения традиционного исследования на привоспользоваться имеющимися методами измере- ток.
ния системы мониторинга насосов. В скважинах,
эксплуатируемых погружными электронасосами, Результаты подтверждают метод
Исследование скважины началось 11 февраля
каждая остановка насоса (рост давления) и его пуск
(снижение давления) дает возможность оценить про- 2008 г. (рис. 3). Датчики, установленные на погруждуктивность скважины и получить параметры плас- ном насосе, регистрировали данные о давлении и
та. Современная служба механизированной добычи температуре, которые через спутник передавались в
(Advanced Lifting Services) компании Schlumberger производственный центр сервисной компании в Окпозволяет отслеживать неустановившееся давление лахома-Сити. Давление начало расти сразу же посв реальном времени с помощью системы espWatcher, ле остановки насоса и через несколько часов стало
так что качество и количество данных отвечает целям асимптотическим. Исследование прекратили, как
исследования. Исследуемая скважина вскрыла пласт только был достигнут режим радиального течения,
сократив тем самым до минимума продолжительпесчаника «U».
Непрерывный пласт песчаника «U» залегает ность остановки скважины. При поиске наилучшего
на глубине 2896 м. Средняя толщина пласта 15,2 м, соответствия графика в двойном логарифмическом
средняя пористость 17 %, средняя проницаемость масштабе (рис. 4), графика Хорнера в полулогариф500 мД, плотность нефти 18° API, давление насыщения
5,86 МПа, вязкость нефти 9 сП при пластовой температуре и давлении (рис. 2).
Режим вытеснения нефти – смешанный, за счет
расширения флюидов и слабого напора краевых вод.
Начальное пластовое давление составляло 24,13 МПа.
Текущее пластовое давление равно 13,8 МПа после
извлечения из месторождения около 11 млн брл неИзменение частоты
Давление
фти. Пластовое давление по пласту меняется, причем
Температура
скважины с самым высоким статическим пластовым
давлением расположены ближе к юго-восточной части месторождения. К сожалению, скважины с самим
высоким давлением являются самыми обводненными
(до 60 % воды). Это позволило предположить, что подпор давления обеспечивается водоносным пластом,
расположенным в юго-восточной части месторождения.
Рис. 3. Результаты исследования скважины MDC-18
Первоначальный план по сбору данных предусматривал остановку скважины примерно на 30 ч.
46
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Давление в точке узлового анализа, фунт/дюйм2 абс
: ЗАКАЧИВАНИЕ СКВАЖИН
Дебит в точке узлового анализа, норм. брл/сут
Рис. 4. График изменения времени, давления (полученных
в результате проведения каротажных исследований)
Рис. 5. Системный узловой анализ предоставляет возможные
решения в зависимости от снижения скин-фактора
мическом масштабе и графика изменения давления
провели расчеты по истечении 18, 24 и 36 ч после
остановки скважины, с тем, чтобы определить момент достижения правильного режима течения,
подтверждающего, что изменение давление происходит в требуемом режиме.
Как показало исследование, скважина достигла
радиального течения через 44 ч. Если бы исследование закончили через запланированные 30 ч, его результаты были бы неубедительны, и исследование
пришлось бы повторить, что увеличило бы расходы
вдвое. И наоборот, если бы исследование, гарантирующее сбор достоверных данных, продолжалось
60 ч, было бы потеряно ценное время. Измерения в
реальном времени предупредили возникновение
двух наиболее распространенных проблем при исследовании скважин.
жи можно разрабатывать более эффективно, продлевая, таким образом, срок рентабельной разработки
и увеличивая добычу. Подачу насоса можно отрегулировать на наилучший вариант работы для предупреждения преждевременного подхода воды. Данные,
поступающие от всех скважин, оборудованных погружными электронасосами, можно использовать в
совокупности для улучшения показателей разработки в целом.
Перевел С. Сорокин
Решенная проблема
Первоначальная задача по выполнению требований регулирующего органа была выполнена, и инженеры компании приступили к анализу данных для определения эффективности работы скважины. Было
установлено, что скин-фактор в призабойной зоне
пласта превысил 25, что привело к падению давления
на 7,6 МПа. Это составило 58 % от текущего пластового давления и указало на то, что скважина работает с
дебитом, намного ниже потенциального.
Был выполнен системный узловой анализ и получены решения для различных значений скин-фактора (рис. 5). Расчеты показали, что при снижении
скин-фактора до 10 добыча нефти возрастет на 85 %,
а если скин-эффект полностью исключить, то добыча
нефти увеличится на 330 %. По результатам этого анализа сервисная компания приняла решение провести
интенсивную матричную обработку с целью снижения скин-эффекта.
Заключение
Данные измерений, получаемые в реальном времени от датчиков погружных электронасосов, можно приспособить к проведению анализа скважины и
пласта. Время простоя скважины можно свести к минимуму без потери достоверности измерений. Зале№10   октябрь 2008
Carlos Lara (К. Лара), менеджер отдела добычи и директор проектов Croduc, Poseidon, MDC Extension и других проектов компании Enap-Sipec
S.A. Имеет 29-летний опыт работы в нефтегазовой промышленности,
работал в Empresa Nacional del Petroleo in Magallanes, Sipetrol International и Sipec Ecuador. После окончания Университета Сантьяго (Чили)
и Университета Магеллана (Чили), имеет дипломы инженера в области
машиностроения.
Enrique Ramon (Э. Рамон), инженер-разработчик в Enap-Sipec S.A (Эквадор), занимается в основном оценкой результатов исследования скважин, анализом капитального ремонта и оптимизацией добычи. Получил
диплом инженера по технологии добычи нефти в Центральном университете Кито (Эквадор). Является членом SPE.
Edwin Vizcarra (Э. Вискарра), инженер-разработчик в Qatar Petroleum,
имеет опыт работы в Аргентине и Эквадоре. Он также является экспертом в моделировании и ранее работал в Perez Companc, Petrobras и EnapSipec. Имеет диплом по технологии добычи нефти, полученный в Escuela
Politecnica Nacional (Эквадор).
Miguel Perez (М. Перес), менеджер в Schlumberger Ecuador, расположенной в Кито. Имеет 11-летний опыт работы в нефтегазовой промышленности и опыт работы в Schlumberger, занимаясь такими различными
вопросами, как газлифт, погружные электронасосы и гидравлический
подъемник. Получил степень бакалавра по промышленному проектированию в Universidad del Zulia (Венесуэла).
Cesar Contreras (С. Контрерас), старший инженер-разработчик в производственном центре Schlumberger в Оклахома-Сити. Проработал в
нефтегазовой промышленности более 24 лет, главным образом, инженером-разработчиком, до того как прийти в Schlumberger в 2006 г. Раньше
работал в Expro Group, Halliburton, Graсa Montero Petrolera и Petroperu.
Получил диплом по технологии добычи нефти в Universidad Nacional de
Ingenieria (Перу). Является активным членом SPE.
David Amores (Д. Аморес), инженер отдела сбыта и технической поддержки в офисе Schlumberger в Эль-Коха (Эквадор). Его специализация
– механизированная добыча, сбыт, оптимизация и мониторинг. Получил диплом по автотракторной технике в Escuela Politecnica del Ejercito
de Latacunga (Эквадор).
47
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
попутная вода
Предотвращение повреждения
погружного электронасоса
в высокообводненной скважине
S. Coffee, Enerscope Systems Inc.; M. Briffett*, Husky Energy Inc.
Успешное испытание пескоотделителя для защиты насоса на одном из канадских нефтяных месторождений побудило компанию-изготовителя к созданию серии скважинных пескоотделителей
специально для нефтяной и газовой отрасли
Промысловые испытания в Канаде доказали эффективность применения скважинного пескоотделителя для защиты погружных электронасосов от
повреждений, вызванных поступлением пластового песка. Абразивная среда может стать причиной
радиального износа подшипников насоса, вызывая
его вибрацию, что зачастую приводит к выходу из
строя уравнителя и электродвигателя. Эрозия диффузоров и рабочих колес также снижает КПД насоса, что становится причиной менее оптимального
режима работы.
Компания Renaissance Energy провела испытание пескоотделителя в ходе мероприятий по снижению эксплуатационных расходов, 24 % которых
относится к капитальному ремонту скважин и
связанных с этим затрат. Основными причинами
высоких эксплуатационных расходов стали высоко­
производительные подъемники и поступление песка в скважины.
предыстория
Компания Renaissance, приобретенная компанией Husky Energy после данного испытания, выбрала участок Кантуар на юго-западе пров. Саскачеван
в качестве одного из основных районов для испытания новой методики. Продуктивный пласт в этом
блоке представляет собой непрерывный по простиранию, довольно однородный полусцементированный песчаник толщиной 12–14 м, который сложен
мелко- и среднезернистым кварцевым песком. Средняя пористость песчаника составляет 25–28 %, средняя проницаемость 1 Д.
В июне 1999 г. компания Renaissance располагала
в этом блоке 30-ю работающими погружными электронасосами и ее планы предусматривали увеличение
вдвое числа насосов, но только если будет найдено
средство для предотвращения повреждения насосов
и снижения, связанных с этим, расходов. Средний
срок эксплуатации насосов в этом блоке составлял
406 сут, причем некоторые насосы работали всего
103 сут.
* Во время данного испытания г-н Бриффетт был сотрудником Renaissance Energy Inc. Компания Husky Energy Inc.
зачислила в штат г-на Бриффетта после приобретения ею
Renaissance в конце 2000 г.
48
В поисках способа борьбы с песком компания Renaissance решила испытать пескоотделитель Lacos
PPD для скважинных насосов, который поставляет
компания Enerscope Systems Inc. Этот пескоотделитель широко и успешно применяется в скважинах
для откачки грунтовых вод.
Забойный пескоотделитель работает аналогично
пескоотделителю для верхних вод в том смысле, что
в них обоих используются центробежные силы для
отделения более тяжелых, чем вода частиц от потока
воды (рис. 1).
Пескосодержащая жидкость всасывается через
тангенциально ориентированные входные щели в верхней части пескоотделителя и попадает в сепарационную камеру, где песок под действием центробежных
Поступающие флюиды пропускают в сепарационную
камеру через тангенциальные входные щели
Центрифуга для отделения песка от флюидов
Отделенные флюиды проходят
через центр сепаратора
Осажденный песок
Место сбора песка
При открытом откидном клапане песок
поступает обратно в
скважину
Рис. 1. Забойный пескоотделитель
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
попутная вода
сил отделяется от жидкости и отбрасывается к периметру камеры. Песчинки падают вниз вдоль внутренней поверхности камеры в нижнюю часть сепаратора,
откуда они через откидной клапан сбрасываются в неперфорированную часть обсаженного ствола скважины, выступающей в качестве зумпфа. Тем временем
всасывающее действие скважинного насоса увлекает
отделенную от песка жидкость к центру камеры и далее вверх по вихревому выходному каналу.
Каждый пескоотделитель работает в установленном интервале расходов, соответствующих минимальному и максимальному перепаду давления применительно к содержанию твердых частиц и других
факторов. В пескоотделителе отсутствуют подвижные детали, сетки или фильтрующие элементы, требующие очистки, замены или обратной промывки.
Добыча может вестись бесперебойно, поскольку
удаление отделенных частиц не требует остановки насоса или скважины. В забойном пескоотделителе имеется поворотный клапан, который автоматически сбрасывает песок в зумпф, как только вес песка достигает
порогового значения. После сбрасывания песка давление всасывания автоматически закрывает клапан.
Применение скважинных пескоотделителей, запатентованных в 1968 г., при откачке грунтовых вод
привело к увеличению срока службы насосов как
минимум в четыре раза, при этом по всему миру установлены миллионы таких пескоотделителей. Для
испытания скважинных пескоотделителей в условиях нефтяного месторождения компания Renaissance
за два года, начиная с августа 1999 г., установила
в скважинах 12 систем. К сожалению, только одну
установку подняли из скважины и зарегистрировали эксплуатационные данные до того, как компания
Husky приобрела активы, после чего регистрацию
данных о работе пескоотделителей прекратили.
Цели испытания
Главные цели испытания, установленные компанией Renaissance для пескоотделителя, состояли
в том, чтобы он отделял песок на забое и не допускал заплывания песком эксплуатационного оборудования выше пескоотделителя. Скопление песка в
зумпфе скважины и отсутствие эрозии или износа
погружных электронасосов свидетельствовало бы о
достижении первой цели, поскольку компания не устанавливала в скважинах средства контроля поступления песка. Вывод о достижении второй цели был бы
сделан, если бы оборудование без труда подняли из
скважины для осмотра. В противном случае следовало
бы ожидать прихвата оборудования в скважине.
Конечная цель оператора состояла в том, чтобы
пескоотделитель увеличивал срок эксплуатации погружного электронасоса, который оценивался бы на
основе данных о работе ранее спущенных насосов,
определении продолжительности работы и расчете
эффективности откачки.
При этом подразумевалось, что установка пескоотделителя снизила бы дебит нефти, хотя скопление
№10   октябрь 2008
песка в скважине уже повлияло на сокращение притока нефти. Это состояние можно было определять
путем наблюдения и сравнения дебита нефти и общего дебита жидкости.
Эксплуатационные параметры
Хотя вода нефтяных месторождений может быть
агрессивной, жидкость участка Кантуар, судя по всему, не представляла такой опасности для стандартных
конструкций из углеродистой стали. Осмотр уже установленных пескоотделителей в потоке также рассеял любые опасения относительно абразивного износа
пескоотделителей.
Тем не менее, компания-поставщик изготовила
тестовые пескоотделители из нержавеющей стали и
использовала откидной клапан Viton, чтобы добиться твердости 95 по шкале В. Роквелла. Это позволило
эффективно нейтрализовать любую возможность
износа пескоотделителя для того, чтобы на цели испытания не влияли другие возможные повреждения,
какими бы маловероятными они ни были.
Соединительная резьба трубы с высаженными
наружу концами соответствовала техническим требованиям к промысловому оборудованию. Никакие
другие эксплуатационные условия не повлияли на
изменение технических требований к материалу
или конструкции.
Условия эксплуатации были следующие:
погружной электронасос;
дебит скважины 275–960 м3/сут;
максимальное
объемное
газосодержание
продукции 2 %;
обводненность 95 %;
твердые песчаные, алевритовые и глинистые
частицы;
удельный вес твердых частиц 2,6;
размер частиц от 1 мкм до 9,5 мм;
содержание твердых частиц 1–10 000 мг/л
(среднее 100 мг/л);
температура окружающей среды.
Опасаясь чрезмерного скопления песка в скважинах, компания Renaissance выбрала скважины диаметром стволов 7”, что обеспечило бы достаточное
кольцевое пространство в случае заплывания песком насоса и необходимости проведения ловильных работ. При выборе скважин также принималась в расчет достаточная глубина скважины ниже
подвески насоса. В выбранных скважинах глубина
зумпфа составляла не менее 20 м.
Погружные электронасосы для нефтяных скважин практически ничем не отличаются в эксплуатации от насосов для грунтовых вод, обычно
устанавливаемых вместе с пескоотделителями. Определяющим фактором при выборе скважин стало
наличие надежных данных о работе насосов. Они
служили опорными данными для сравнения срока
эксплуатации и КПД насосов.
Для повышения эффективности испытаний, компания Renaissance выбрала скважины с насосами,
49
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
попутная вода
Насос
Кожух
Насос
Насос
Перфорированные
отверстия
Пескоотделитель
Уплотнение
Пескоотделитель
Пакер
Пескоотделитель
Рис. 2. Перфорированная труба и уплотнительные манжеты
имеющими короткий срок эксплуатации. Она отобрала насосы со средней производительностью по
жидкости 275–480 м3/сут.
Установившееся течение, в отличие от периодического точечного течения, улучшает работу
пескоотделителя. Ожидаемая обводненность 95 %
не представляла опасности для работы пескоотделителя.
Пескоотделитель рассчитан на максимальное газосодержание продукции 2 %. Он мог работать с более высоким газосодержанием после дополнительных расчетов размеров.
Пескоотделитель установили с помощью пакера, который надежно изолировал погружной насос
от пескосодержащей жидкости,
поступающей в ствол скважины
через перфорационные отверстия, и направлял поток через
пескоотделитель, находящийся
перед приемом насоса. Для установки в скважине насоса и пескоотделителя таким методом потребовалось провести две операции,
хотя их можно было установить
за одну операцию при использовании кожуха для погружного
насоса либо перфорированной
короткой трубы и уплотнительных манжет (рис. 2). Однако установка пескоотделителя с пакером
свела бы к минимуму осложнения
при подъеме насоса в случае заплывания скважины песком; под
слоем песка оказался бы только
пескоотделитель, но не насос.
50
Результаты испытания
В апреле 2000 г. скважину остановили и подняли
для осмотра первый тестовый пескоотделитель, проработавший 203 сут.
Прежний опыт эксплуатации скважины свидетельствовал о серьезном повреждении насоса песком. Три ранее спущенных насоса продержались
103, 132 и 143 сут. Все параметры работы скважины
на момент подъема первого пескоотделителя были
стабильными, то есть единственной причиной остановки скважины стал сбор данных испытания.
Осмотр насоса после 203 сут эксплуатации показал,
что насос и дальше продолжал бы работать с приемлемыми характеристиками в течение некоторого
времени. Более того, насос по-прежнему работал
с КПД, равным 60 %, что является оптимальным для
его конструкции и условий применения (табл.).
Подъем насоса и пескоотделителя прошел без
происшествий, и не было никаких признаков скопления песка выше пакера, указывающих на заплывание насоса песком. Было установлено, что глубина
зумпфа скважины уменьшилась на 4,67 м от первоначальных 30 м из-за скопления в нем 115,8 л песка,
что служило убедительным подтверждением того,
что пескоотделитель удалял песок из добываемой
жидкости, сбрасывал его в зумпф и не допускал попадания песка в насос.
Осмотр насоса на месте показал, что он был в хорошем состоянии без люфта вала и с чистым маслом
в уравнителе и электродвигателе. После того, как
погружной насос отправили компании-производителю для испытания по полной программе и сопоставления с начальными результатами стендовых
испытаний, компания определила, что напор насоса
в точке наибольшей производительности снизился
всего лишь на 4,6 %.
Тщательный осмотр разобранного насоса показал, что рабочие колеса и диффузоры подверглись
Режим эксплуатации показательной скважины
Показатель
Расчетный
Время
эксплуатации,
сут
Пусковой
Установившийся
Заключительный
1
50
203
60
50
60
60
3210
2770
3460
3400
Уровень жидкости
в эксплутационной
колонне
88
60
65–84
65–84
Ток
электродвигателя, А
37
30
37
37
157
110
170
154
Частота
электропривода, Гц
Дебит жидкости,
брл/сут
Дебит нефти,
брл/сут
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
попутная вода
незначительной песчаной эрозии, а радиально-упорные подшипники имели минимальные повреждения.
Такое состояние выгодно отличалось от катастрофического отказа трех ранее установленных насосов
после гораздо меньшего срока эксплуатации в той
же скважине.
Специалисты компании-поставщика осмотрели
пескоотделитель и пришли к заключению, что он находится в отличном состоянии. Они оценили незначительное полирование на кромках входных щелей как
нормальный и несущественный износ, не обнаружили явной эрозии внутренних боковых стенок и отметили минимальный износ на внутреннем отклоняющем устройстве. Также был отмечен незначительный
износ поворотного клапана, но его причину определить не смогли. Этот износ не привел к ухудшению
работы или технических характеристик.
Результаты испытания не указывали на негативное влияние пескоотделителя на дебит нефти.
Скважина продолжала добывать нефть со средним
дебитом 25 м3/сут, что соответствовало расчетному дебиту на основе зависимости производительности от притока. Данные испытания показали,
что установка пескоотделителя незначительно снизила приток.
поставщик в 2001 г. приступила к изучению спроса
и организации выпуска серии забойных пескоотделителей, разработанных специально для нефтегазовой промышленности с использованием принятых
в отрасли материалов, соединений и технических
условий.
Хотя компания Husky Energy Inc. не изучила результаты применения остальных 11 пескоотделителей, после первого испытания она установила
в своих скважинах в общей сложности 30 пескоотделителей. В некоторых случаях компания регистрирует увеличение средней продолжительности
работы насосов примерно на 110–120 %. Пескоотделители были также установлены для компаний
Thums/Oxy, Schlumberger, Reda, Indian Oil, а в последнее время для компаний Plains Exploration and
Production Company и Great Eastern Energy Corporation Ltd.
Перевел С. Сорокин
Выводы
Забойный пескоотделитель оправдал или превзошел все ожидания. В связи с этим компания-
Michael Briffett (М. Бриффетт), сотрудник Renaissance Energy и Husky Energy Inc. М-р Бриффетт имеет степень бакалавра по механике, полученную в университете Ньюфаундленда. Связаться с м-ром
Бриффеттом можно по адресу: mike.briffett@huskyenergy.com.
Steve Coffee (С. Коффи), менеджер по развитию нового бизнеса в Enerscope Systems Inc. с 15-летним опытом работы на международных рынках. М-р Коффи
имеет степень бакалавра по бизнесу, полученную
в университете Калифорнии. Связаться с м-ром Коффи можно по адресу: steve@enersopesystems.com.
НОВЫЕ НАЗНАЧЕНИЯ В ОТРАСЛИ
Компания Royal Dutch Shell
объявила о назначении на должность ведущего геолога Bruce
Level (Б. Левела). М-р Левел имеет 29-летний опыт работы в области геологических исследований, является членом AAPG.
Bruce Level
Peter Parkinson (П. Паркинсон) присоединился к компании
Acteon (отдел Aquatic). М-р Паркинсон приглашен на должность
менеджера по морским операциям. М-р Паркинсон имеет 27-летний опыт работы в отрасли.
Компания IDM Group объявила о назначении на должность
вице-президента Bob Wonish
Peter Parkinson
(Б. Уаниша). М-р Уаниш имеет
32-летний опыт работы в отрасли. С 2007 по 2008 гг.
м-р Уаниш занимал должность президента компании Petroleum Engineers Inc.
Компания Caesar Systems объявила о назначении Jeff Nelson (Дж. Нельсона) на должность менеджера по сервисным операциям. М-р Нельсон
№10   октябрь 2008
имеет 25-летний опыт работы
в отрасли и работал в таких компаниях как Mobil и ExxonMobil.
Jeff Nelson
Jim Nicholson
Компания Valerus Compression
Services объявила о назначении
Jim Nicholson (Дж. Николсона)
на должность вице-президента.
М-р Николсон имеет 20-летний
опыт работы в отрасли и занимается вопросами надежности, безопасности и подбора кадров.
М-р William D. Sutton (У. Саттон) был приглашен на работу в
компанию RigNet на должность
вице-президента и ведущего
консультанта. До этого назначения м-р Саттон работал ведущим
консультантом в ряде компаний.
Компания OPE Inc. объявила о назначении Randy Seehausen (Р. Хаусена) на должность главного
менеджера проектов прокладки глубоководных
трубопроводов. М-р Хаусен имеет 30-летний опыт
работы в этой области и возглавлял проведение
глубоководных операций в ряде компаний.
51
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Сбор данных в операциях
на гибких трубах
Компания AnTech Ltd. объявила о выпуске нового
комплекта систем сбора данных Daq>, специально
предназначенных для операций на
гибких трубах. Каждая система измеряет, записывает и передает в реальном масштабе времени данные о
глубине, температуре, давлении, расходе и нагрузке, которые так важны
в операциях на гибких трубах. Номенклатура систем Daq> предлагает
пользователям гибких труб масштабируемый подход к сбору данных на
скважине. Модульная система с питанием от аккумуляторов собирает
данные с помощью датчиков узловой
сети. По мере сбора данных они сразу же поступают в запоминающее усРис. 1
тройство, расположенное в передающем устройстве, а затем передаются с
регулярным интервалом – 50–100 м
в зависимости от окружающих условий – со скоростью 160 бит/с на приемное устройство, расположенное в
кабине управления. Радиопередатчики системы передают данные с такой
малой мощностью, что их можно безопасно применять в непосредственной близости от перфорационных
работ. Кроме того, все модули датчиков спроектированы в соответствии с
требованиями ATEX для применения
в опасной зоне 0.
Дополнительная
информация
представлена на сайте: www.antech.
co.uk
Рис. 2
Рабочий фонарь
Двухрежимные,
многофункциональные рабочие фонари моделей
XLR-9860 и XLR-9820 компании Bayco
предназначены специально для работы в опасных условиях. Эти фонари с
искробезопасной электрической цепью надежны, универсальны, практически неразрушаемы и повышают безопасность персонала. Вместо
электрических лампочек, в которых
часто обрывается или перегорает
нить, применяются светоизлучающие
диоды. Блок NiMH аккумуляторов
значительно увеличивает время работы. Фонари стойки к воздействию
химических веществ и водонепроницаемы до глубины 1 м. Фонари обеспечивают 240 лм узконаправленного
пучка света для дальнего обзора и
52
Рис. 3
300 лм заливающего света для широкого обзора, и
оба режима можно задействовать сразу.
Дополнительная информация представлена на
сайте: www.baycoproducts.com
Волоконная оптика
для суровых условий
Компания Schlumberger разработала новое многомодовое волокно
WellWatcher BriteBlue для суровых
условий и систему распределенного измерения температуры WellWatcher Ultra. Волокно WellWatcher
BriteBlue можно применять для распределенного измерения температуры или высокоскоростной связи
между скважинными датчиками и
наземным блоком сбора данных. Волокно было разработано специально
для применения при экстремальной
температуре и высоком содержании
водорода – условий, которые приводят к разрушению и ухудшению
характеристик большинства оптических волокон с течением времени.
Новая конструкция и технология делают волокно особенно пригодным
для скважин, добывающих тяжелую нефть с применением тепловых
методов. Наземный блок системы
распределенного измерения температуры WellWatcher Ultra собирает
температурные профили скважины.
Система может проводить измерения на протяжении 15 км волокна с
разрешением 1 м, обновлять данные
за несколько секунд, допускать температуры до 0,01 °С и опрашивать
большое количество волокон с одной
наземной системы. Как только измерения проведены, данные доступны
для прикладных программ и передаются с использованием различных
стандартных и специализированных
протоколов.
Дополнительная
информация
представлена на сайте: www.SLB.
com
Реометр
Компания Brookfield Engineering
выпустила новый реометр R/S Plus,
отличающийся шпинделем меньшего диаметра, водяной рубашкой
меньших размеров и прямым управлением с клавишной приставки в
моделях P1 и P2 Cone Plate. Прибор
предназначен для оценки реологи№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ческих характеристик материалов путем
прямого измерения вязкости, предела текучести (напряжения сдвига), тиксотропной характеристики, ползучести и других
реологических свойств. Он имеет диапазон
температур до 180 °С, диапазон скоростей
0,1–1000 мин-1 и чувствительность измерений, которые дают исчерпывающие данные для определения модуля, статического
напряжения сдвига и ползучести. Прибор
работает как в автономном режиме, так и
под управлением персонального компьютера. Программное обеспечение Rheo3000
имеет средства для определения реологических свойств. Прибор выпускается с
измерительными конфигурациями конус/
тарелка, тарелка/тарелка и коаксиальные
цилиндры.
Дополнительная информация представлена на сайте: www.brookfieldengineering.
com
Система определения
местоположения
Компания IXSEA выпустила новую
систему определения местоположения
Рис. 4
Ramses, которая использует совместно
вычисление в реальном времени дальности и местоположения, данные акустической системы USBL и взаимодействие с инерциальной навигационной
системой PHINS. Принцип работы
системы – одновременное определение местонахождения и картографирование (simultaneous localization and
mapping – SLAM) – был разработан
в 80-х гг. в качестве технологии, применяемой роботами для определения
своего положения с построением карты в незнакомых условиях. Система
Ramses использует SLAM для вычисления неизвестного местоположения Рис. 5
радиомаяков, размещенных на морском дне с одновременным отслеживанием своего
собственного фактического местонахождения и
для проведения на ходу калибровки антенной решетки. Если системе Ramses помогает внешняя
подводная система определения местоположения,
SLAM работает только с одним ответчиком (повторителем сигнала. Систему Ramses можно использовать либо в автономном режиме, либо совместно
с другими системами определения местоположения с целью улучшения эффективности в целом.
Дополнительная информация представлена на
сайте: www.ixsea.com
Гидролокатор с формированием
трехмерного изображения
Компания SRD, специализирующаяся в подводной визуализации, разработала новую гидролокационную станцию Eclipse с функцией трехмерного измерения. Ориентированная на рынок дистанционно
№10   октябрь 2008
управляемых аппаратов, она подходит для
всех подводных аппаратов, кроме самых
маленьких. В общем корпусе размещается ортогональная пара сдвоенных приемно-передающих многолучевых антенных
решеток, работающих на частоте 240 кГц
с дальностью до 120 м. В станции используется метод электронного формирования
переданного луча (диаграммы направленности антенны) компании SRD. Станцию
можно использовать в режиме объемной
визуализации, режиме переднего обзора
и режиме визуализации профиля. Режим
трехмерной объемной визуализации обеспечивает реалистичное графическое изображение сканированных объектов. Путем
электронного управления горизонтальным
или вертикальным переданным лучом последовательные сканирования подсвечивают
объем перед гидролокатором в зоне обзора
120х45°. В реальном масштабе времени он
преобразуется в полное трехмерное изображение. На близкой дальности возможна
частота сканирования до 140 кГц с частотой обновления 7 Гц на дальности 100 м.
Дополнительные возможности позволяют
пользователю получать изображения либо
в вертикальной, либо в горизонтальной
плоскостях, а измерительные средства
выдают дальность до любой акустической цели и пеленг на него. В режиме
переднего обзора путем электронного формирования луча обеспечивается
мгновенная широкая зона обзора. В режиме визуализации профиля вертикальный или горизонтальный луч сужается
для улучшения измерительных возможностей.
Дополнительная информация представлена на сайте: www.srduk.com
Безопасный манометр
Манометр Safety Case Gauge, разработанный компанией Winters Instruments предназначен для использования там, где безопасность
является вопросом первостепенной важности. Манометр имеет прочную переднюю сторону, разрывную заднюю сторону, точность измерения 0,5 % по
ANSI/ASME Grade 1A и микрометрическую стрелку
для простой калибровки. Циферблат диаметром 4,5”
позволяет легко снимать показания с расстояния.
Также выпускаются манометры с циферблатом диаметром 4 и 6” и точностью измерения 1 %. Манометр
предназначен для использования в нефтегазовой отрасли, где рост высокого давления может приводить
к разрыву трубки Бурдона. Прочная перегородка
отделяет трубку от передней поверхности манометра, заставляя разрываться заднюю сторону в случае
катастрофического события. Манометр также оснащен небьющимся защитным стеклом.
Дополнительная информация представлена на
сайте: www.winters.com
53
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Надежный (гаечный)
ключ с ограничением
по крутящему моменту
Компания Norbar Torque Tools Inc. выпустила надежный ключ TruTorque, который разработан для
регулярного использования в сложных условиях.
Простое регулирование крутящего момента производится при помощи грубой шкалы на рукоятке
и микрометра для более точной установки. Ключ
обеспечивает «однопальцевое» регулирование во
Рис. 7
Рис. 6
всем диапазоне шкалы и имеет эргономическую
рукоятку с высоким сопротивлением скольжению.
Пять моделей ключа обеспечивают крутящий момент от 15 до 221 фунт-фут с точностью ±3 % и двунаправленным регулированием.
Дополнительная информация представлена на
сайте: www.norbar.com
Сейсморазведочное судно
Компания PGS спустила на воду Ramform
Sovereign, новейшее сейсморазведочное судно.
Это судно на 16 м длиннее однотипных судов компании, имеет большую скорость сбора и передачи данных, увеличенный на 25  % срок службы и
60 % мощность. Судно Sovereign является самым
мощным сейсморазведочным судном в мире, имея
силовую установку мощностью 30 000 л. с. Судно
впервые оборудовано вертолетной палубой с компенсацией бортовой качки и управляемыми источниками. Суда серии Ramform проектируются таким
образом, чтобы создавать наименьшие собственные шумы во время сбора данных. Первые суда
Ramform были спущены на воду компанией PGS в
1995 г. Они стали первыми судами для буксирования
8, 10, 12, 14 и 16 сейсмоприемных кос.
Дополнительная информация представлена на
сайте: www.pgs.com
Монтируемая на прицепе
установка для спуска
насосных штанг
Компания Pump and Coiled Tubing из Форт-Уэрта
разработала монтируемую на прицепе установку
для транспортировки и спуска в скважину новых
54
безразрывных (гибких) насосных штанг из Fibercom.
На прицепе размещаются барабан, подъемный кран,
резервуар для воды емкостью 500 галл для глушения
скважины и инжектор (струйный насос). Прицеп
спроектирован таким образом, что два человек
могут заменить скважинный насос без привлечения
установки для капитального ремонта скважин,
после того как в скважину спущены насосные
штанги. Сверхлегкие гибкие насосные штанги (вес
одного погонного фута составляет лишь 0,2 фунт)
позволяют операторам использовать новую насосную
установку ЕСО2 компании Fiberod, которая настолько
экономична, что скважину глубиной 3500 фут
(1 фут = 0,3048 м) и дебитом 8–10 брл/сут можно
эксплуатировать с затратами мощности не более 1 л.с.
даже с помощью солнечной энергии. Безразрывные
насосные штанги применяются, главным образом,
для удаления воды из газовых скважин и при
эксплуатации малодебитных скважин (рис. 7).
Дополнительная информация представлена на
сайте: www.mxros.com. www.fiberod.net
Беспроводной доступ
для персонала
морских платформ
Компании Schlumberger и British Telecom запустили первую беспроводную широкополосную услугу связи общего пользования для морских и удаленных буровых установок и эксплуатационных
платформ. Она позволяет персоналу пользоваться
электронной почтой, службой текстовых сообщений и веб-камерой. Услуга связи, установленная
Schlumberger Information Solutions, действовала на
буровой установке Byford Dolphin в Северном море
во время трехмесячного испытания. Беспроводная
связь обеспечивается по главному спутниковому
каналу буровой установки. Услуга Wi-Fi позволяет
более ста работникам пользоваться портативными
компьютерами и персональными цифровыми секретарями с беспроводным подключением по всей жилой зоне буровой установки и выходить в Интернет
as they would from any BT Openzone hotspot onshore.
Дополнительная информация представлена на
сайте: www.SLB.com
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Пневматический гаечный ключ
с ограничением по крутящему моменту
Компания TorcUP разработала пневматический
гаечный ключ Raptor с непрерывным и повторяемым
крутящим моментом и точностью ±5 % в интервале
от 120 до 6000 фунт-фут. Выпускается пять
типоразмеров ключей (от RP-500 до RP-6000) с
механизмом, который обеспечивает повышенную
Рис. 9. Слева – распределение расклинивающего агента
в трещине, созданной с использованием современной
технологии. В середине – трещина, удерживаемая от
смыкания частичным монослоем расклинивающего агента
MonoProp в испытательной ячейке API. Справа – вид
испытательной ячейки API, показывающий распределение
расклинивающего агента. Частичный монослой обеспечивает
высокую пористость трещины
Рис. 8
долговечность, меньшие рабочие температуры
и увеличенный КПД. В отличие от других
пневматических инструментов, которые допускают
попадание воды в корпус, что приводит к появлению
ржавчины, трению и выходу инструмента из строя,
ключ Raptor имеет герметизированный корпус и
эргономичную рукоятку для удобной и безопасной
работы. Ключ также оснащен изготовленным
по особому заказу пневматическим двигателем,
спроектированным специально для применения в
промышленности (рис. 8).
Дополнительная информация представлена на
сайте: www.torcup.com
Новые технические решения снижают
затраты и потребность в пресной воде
Компания
Halliburton
разработала
четыре
дополнительных технических решения гидроразрыва
пласта, которые способствуют снижению стоимости
добычи одного барреля флюидов (в нефтяном
эквиваленте) и сокращению потребления пресной воды
в процессе нефтепромысловых операций, а именно:
жидкость разрыва OmegaFrac, расклинивающий
агент MonoProp, смеситель ADP и измерительное
устройство Mimic. Жидкость разрыва OmegaFrac
создана на основе биополимера, который обеспечивает
эффективную очистку. Это первая жидкость разрыва,
которая полностью смешивается с промысловой
минерализованной водой, эффективно удерживает
во взвешенном состоянии расклинивающий агент и
доставляет его в трещину, что позволяет обойтись (без
использования питьевой воды и ухудшения свойств
жидкости). Новое решение позволяет добиться
образования частичного монослоя или расширенного
распределения частиц расклинивающего агента
по всей трещине. Новый расклинивающий агент
MonoProp более эффективен по сравнению с
применяемыми
агентами
благодаря
созданию
частичного монослоя деформируемых частиц полимера
№10   октябрь 2008
для поддержания достаточной ширины трещины
без создания препятствий потоку. Это обеспечивает
беспрепятственное
течение
углеводородов
по
трещине из пласта в ствол скважины. Смеситель ADP
приготавливает жидкость разрыва из сухого полимера,
а не из концентрата на углеводородной основе, что
более экологично, а измерительное устройство Mimic
непосредственно определяет способность жидкости
разрыва к транспортировке расклинивающего агента
в конкретных скважинных условиях. Ранее о такой
способности можно было судить лишь по вязкости
жидкости разрыва (рис. 9).
Дополнительная информация представлена на
сайте: www.halliburton.com.
Датчик вибраций
Компания Emerson Process Management выпустила
датчик вибраций CSI 9330 для непрерывного контроля
машин и оборудования с вращающимися деталями с
целью своевременного обнаружения возникающих
механических проблем. Датчик можно разместить на
любом оборудовании, но обычно его монтируют на
установках двигатель-вентилятор, двигатель-насос,
двигатель-компрессор и градирнях. Датчик преобразует
аналоговый выходной сигнал акселерометра ICP
в сигнал тока 4–20 мА, пропорциональный величине
вибрации, а также передает измерения PeakVue,
которые позволяют лучше оценить состояние
вращающихся элементов подшипников и коробок
передач. Информация о вибрации передается в PLC,
SCADA или систему контроля. При совместном
использовании с монитором CSI 2130, информация о
состоянии оборудования с датчика поступает в AMS
Suite: Machinery Health Manager, заблаговременно
предупреждая обслуживающий персонал о любой
надвигающейся проблеме. Кроме того, датчик CSI
9330 дополняет переносные маршрутные системы
сбора данных, обеспечивая возможность доступа
к исходному сигналу о вибрации, позволяющее
пользователю проводить анализ вибрации.
Дополнительная информация представлена на
сайте: www.emersonprocess.com
55
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Алюминиевая
вертолетная палуба
Алюминиевая
вертолетная
палуба
Astech,
спроектированная компанией Zentech Inc., оснащена
системой
автоматического
пожаротушения,
обеспечивающей более безопасный взлет и посадку.
Вертолетная палуба, изготавливаемая компанией
Aluminium Offshore Pty. Ltd., была сертифицирована
ABS, DNV, BV, Lloyds и USCG. Эта палуба и
аналогичные модели уже установлены более
чем на 200-х морских сооружениях, платформах
и судах по всему миру. На вертолетной палубе
имеются стояночная и посадочная площадки для
одновременного размещения двух вертолетов.
Дополнительная информация представлена на
сайте: www.zentech-usa.com
Измерение расхода
многофазных потоков
на месторождениях
тяжелой нефти и природных
битумов
Компания Schlumberger объявила о самом первом
применении технологии измерения расхода многофазной продукции в скважинах (SAGD). Ввиду экстремальных эксплуатационных условий, т. е. высоких температур, непредсказуемых свойств эмульсии
и наличия четвертой фазы – пара – контроль расхода с помощью традиционной технологии добычи тяжелой нефти тепловыми методами был невозможен. В многофазном расходомере применяется
технология Vx для измерения расхода каждой фазы
на устье скважин, поэтому не требуется длительная
сепарация продукции скважины. Технология Vx используется в передвижном оборудовании PhaseTester
компании Schlumberger для опробования скважин
с многофазной продукцией и стационарным оборудованием PhaseWatcher для контроля добычи скважин с многофазной продукцией. Применение данной
технологии позволяет получить более точное представление о динамике добычи в SAGD-скважинах,
эксплуатирующихся погружными электронасосами.
Дополнительная информация представлена на
сайте: www.SLB.com
Параллельное хранение
данных
Компания Landmark выпускает систему параллельного хранения для более быстрой обработки
сейсмических данных. Она является результатом
соглашения о стратегическом развитии между
Landmark и компанией Pananas Inc., специализирующейся в системах параллельного хранения.
Кластеры хранения (запоминающих устройств)
Pananas ActiveStor пополняют ассортимент оптимизированных вычислительных методов компании Landmark для обработки сейсмических данных. Традиционные технологии хранения данных
часто не справляются с функциями параллельной
обработки, необходимыми в операциях обработки
сейсмических данных, создавая узкие места на
входе и выходе. Кластеры параллельного хранения
56
Pananas ActiveStor, в которые входит параллельная
файловая система PanFS, устраняют эти узкие
места, что приводит к существенному повышению
быстродействия прикладных программ, линейному масштабированию и повышению общего коэффициента использования кластеров. Кластеры
параллельного хранения особенно полезны при
обработке сейсмических данных, поскольку
они могут легко и быстро масштабировать без
нарушений. Кластеры хранения увеличивают
общую скорость обработки данных, поскольку
пользователи расширяют объем памяти.
Дополнительная информация представлена на сайте: www.halliburton.com/landmark
Центр управления
визуализацией
Компания Barco разработала пакет программного обеспечения центра управления XDS. Совместимый
с проекторами Barco, системами отображения и плоскими индикаторными панелями, он создает широкоэкранный рабочий стол ОС Windows, на котором
пользователи могут одновременно управлять всеми
источниками с помощью мыши и клавиатуры. Пакет
программного обеспечения для организации полиэкранного режима отображения обеспечивает пользователям простое коллективное и совместное использование данных. Благодаря тому, что на одном экране
одновременно отображаются данные от нескольких
источников в полностью перестраиваемых окнах, он
повышает скорость и качество принятия решений и
совместного перекрестного анализа. В пакет также
входят модули, которые обеспечивают дистанционное
совместное использование рабочего стола и проведение видеоконференций, так что система отображения становится главным центром принятия решений
по сети. При использовании с системой отображения
XDC-3000 (однопроекторной 10-мегапиксельной системы, использующей высококонтрастную технологию
LCoS), программное обеспечение позволяет одновременно отображать на экране до 10 источников и точно
представлять информацию в виде больших электронных таблиц или файлов визуальных данных. Высокая
разрешающая способность и сетевые возможности
делают ее весьма пригодной для видеоконференций.
Программное обеспечение также можно установить
на проекторе Galaxy NH-12, первой в мире 1080p HD
системе DLP на трех интегральных схемах, которая может одновременно проецировать как двухмерные, так
и трехмерные стереоизображения со световой отдачей
12 000 лм. Эта система предназначена, главным образом, для комнат совместной работы или аудиторий.
Проектор Galaxy NH-12 обеспечивает многоканальную
оптимизацию, что позволяет легко подключать его к
системам отображения любых размеров, а, кроме того,
он отличается недавно разработанной архитектурой
системы, которая обеспечивает увеличенный на 60 %
срок службы по сравнению с аналогичными проекторами DLP на трех интегральных схемах.
Дополнительная информация представлена на
сайте: www.barco.com
Перевел С. Сорокин
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ОТРАСЛЕВАЯ СТАТИСТИКА
В апреле 2008 г. тенденция сокращения мировых
поставок продолжилась. Поставки нефти снизились
на 530 тыс. брл/сут до 86,1 млн брл/сут. Это произошло из-за снижения добычи в Северном море и сокращения поставок из стран – членов ОПЕК. Международное энергетическое агентство (International
Energy Agency – IEA) снизило показатель прогноза
потребления нефти на 2007–2008 гг. этот показатель
был сокращен до 85,8 млн брл/сут (на 1,1 % по сравнению с предыдущим годом). Поставки из стран –
членов ОПЕК составили примерно 36,8 млн брл/сут,
что на 255 тыс. брл/сут меньше, чем в марте. Это произошло из-за снижения добычи нефти в Индонезии.
Между тем, Бразилия недавно объявила о намерении
начать к 2010 г. разработку крупного месторождения
нефти Каролина. Кроме того, эта страна планирует
присоединиться к ОПЕК.
Цены на западно-техасскую нефть в апреле колебались в пределах 101–120 долл/брл и первые три
недели апреля составляли в среднем 112,58 долл/брл.
Мировые цены на нефть продолжают расти и составляют в среднем 133 долл/брл.
Добыча нефти в США****, тыс. брл/сут
Добыча нефти и конденсата в мире, млн брл/сут
Штат, регион
Алабама
Аляска
Арканзас
Калифорния
Колорадо
Флорида
Иллинойс
Канзас
Кентукки
Луизиана
Мичиган
Миссисипи
Монтана
Небраска
Нью Мексико
Северная Дакота
Огайо
Оклахома
Техас
Юта
Вайоминг
Другие***
Страна, регион
Средняя дневная добыча за месяц
Апрель 2008 г.*
Апрель 2007 г.**
Разница, %
Март 2008 г.*
0,0
–1,9
–5,9
–1,2
–20,6
0,0
–3,8
4,1
166,7
0,6
–5,9
15,4
2,3
16,7
–2,4
5,0
0,0
–0,6
–9,8
3,8
–3,9
–6,9
20,0
755,0
16,0
671,0
56,0
6,0
26,0
108,0
8,0
1302,0
16,0
60,0
94,0
7,0
165,0
133,0
15,0
173,0
1241,0
55,0
152,0
27,0
20,0
731,0
16,0
671,0
54,0
6,0
25,0
102,0
8,0
1348,0
16,0
60,0
90,0
7,0
160,0
126,0
15,0
170,0
1219,0
54,0
146,0
27,0
20,0
745,0
17,0
676,0
68,0
6,0
26,0
98,0
3,0
1340,0
17,0
52,0
88,0
6,0
164,0
120,0
15,0
171,0
1352,0
52,0
152,0
29,0
Всего
5068,0
5217,0
–2,9
5106,0
48 нижних штатов
4337,0
4472,0
–3,0
4351,0
* Оценка API.
** Данные DOE за 10 месяцев.
*** Включая Аризону, Индиану Миссури, Неваду, Нью-Йорк, Пенсильванию, Южную Дакоту, Теннеси, Виргинию и Западную Виргинию.
**** Включая добычу конденсата.
Число буровых установок для капитального ремонта в США*
Регион
Техас, Мексиканский залив
Арклатекс
Восточный регион США
Южная Луизиана
Центральная часть США
Западный Техас/
Пермский басс.
Скалистые горы
Западное побережье
Аляски
Всего в США
Канада
Апрель
2008 г.
Март,
2008 г.
Февраль,
2007 г.
Апрель,
2007 г.
Изменение, %
193
183
80
63
450
786
191
181
80
64
451
771
194
192
81
56
455
769
194
166
76
48
451
760
340
403
338
381
338
370
330
350
0,0
3,0
2,4
8,9
2498
540
2457
701
2455
718
2375
366
1,7
–23,0
5,2
–47,5
По месяцам По годам
–1,5
–1,5
–5,7
9,0
–1,2
5,3
14,3
33,3
–0,9
0,0
0,3
1,4
Источник: Baker Hughes Inc.
* Включая работы по извлечению труб из скважин, за исключением скважин глубиной
менее 1500 фут.
11,5
10,0
8,5
12 месяцев
Действительные данные
Источник: Gas Price Report
8,93
3,91
1,90
2,62
2,21
0,58
0,82
1,37
2,24
1,71
1,35
0,54
2,56
0,89
4,63
36,26
7,34
3,68
3,19
1,66
2,78
0,74
0,53
0,05
19,97
12,25
3,67
0,75
0,79
1,17
0,15
2,10
0,77
0,53
0,45
0,75
0,42
0,38
0,67
0,23
1,82
26,90
2,04
85,17
Цены на сырую нефть, долл/брл
120
110
100
90
7,0
Март 2008 г. Август 2007 г. Август 2006 г.
Источник: International Energy Agency.
* Данные по Анголе должны быть в страны ОПЕК.
** Включая сырую нефть, конденсат, природный конденсат и нетрадиционные ресурсы.
*** За исключением стран бывшего СССР, Китая и европейских стран, не входящих
в организацию экономического содружества.
Цены на природный газ, долл/тыс. фут3
13,0
Апрель 2008 г.
Страны ОПЕК*
Саудовская Аравия
8,77
8,80
8,48
Иран
3,93
4,02
3,97
Ирак
2,34
2,41
2,09
ОАЭ
2,65
2,54
2,51
Кувейт
2,31
2,31
2,16
Нейтральная зона
0,57
0,58
0,56
Катар
0,83
0,84
0,80
Ангола
1,82
1,77
1,61
Нигерия
1,86
2,01
2,14
Ливия
1,76
1,76
1,71
Алжир
1,38
1,39
1,36
Эквадор
0,50
0,50
0,50
Венесуэла
2,32
2,35
2,39
Индонезия
0,87
0,87
0,84
Природный газоконденсат и конденсат
4,92
4,94
4,82
Всего в ОПЕК
36,82
37,09
35,94
Страны, входящие в организацию экономического содружества**
США
7,60
7,59
7,48
Мексика
3,31
3,21
3,48
Канада
3,29
3,39
3,31
Великобритания
1,41
1,57
1,66
Норвегия
2,41
2,59
2,56
Европа – другие
0,73
0,72
0,73
Австралия
0,69
0,65
0,54
Страны тихоокеанского бассейна
0,12
0,12
0,08
Всего
19,56
19,84
19,84
Страны, не входящие в ОПЕК*
Страны бывшего СССР
12,71
12,84
12,77
Китай
3,88
3,77
3,73
Малайзия
0,80
0,78
0,76
Индия
0,81
0,81
0,81
Азия – другие
1,12
1,13
1,11
Европа
0,12
0,13
0,13
Бразилия
2,27
2,23
2,14
Аргентина
0,75
0,76
0,76
Колумбия
0,56
0,56
0,54
Латинская Америка - другие
0,42
0,41
0,42
Оман
0,71
0,76
0,71
Сирия
0,38
0,39
0,39
Йемен
0,32
0,31
0,34
Египет
0,63
0,63
0,63
Габон
0,22
0,21
0,23
Африка/Ближний Восток – другие
1,94
1,93
1,88
Всего
27,63
27,60
27,35
Прирост***
2,10
2,11
2,07
Итого
86,11
86,64
85,20
Западно-техасская
Смесь Брент
Арабская легкая
Источник: DDE
80
5,5
4,0
70
2,5
1,0
60
50
M J J A S O N D J F M A M J J A S O N D J F M A M
2006
2007
2008
№10   октябрь 2008
A M J J A S O N D J F M A M J J A S O N D J F M A
2006
2007
2008
57
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
2,600
Число буровых установок
для капитального ремонта
Число буровых установок
вращательного бурения в мире в целом
1,850
2008
2007
1,550
2007
2008
1,800
1,650
2,300
1,900
2008
1,750
2,450
Число буровых установок
вращательного бурения в США
2007
1,700
1,450
1,350
2,150
1,600
1,250
2,000
1,150
J F M A M J J
Источник: Weatherford
A
S
O
N
J
D
F
M
A
Число буровых установок вращательного бурения в мире в целом
Страна, регион
Канада
Европа
Германия
Италия
Нидерланды
Норвегия
Польша
Великобритания
Другие
Ближний Восток*
Абу-Даби
Иран
Оман
Саудовская Аравия
Сирия
Турция
Другие
Африка
Алжир
Египет
Ливия
Нигерия
Судан
Другие
Латинская Америка
Аргентина
Бразилия
Колумбия
Мексика
Венесуэла
Другие
Дальний Восток
Австралия
Китай, шельф
Индия
Индонезия
Малайзия
Мьянма
Пакистан
Таиланд
Вьетнам
Другие
Всего
Апрель 2008 г.
Наземные Морские
105
41
9
3
0
0
1
1
27
243
9
59
55
65
21
5
29
124
30
46
15
3
23
7
294
88
20
40
65
65
16
157
15
0
57
41
0
7
19
3
0
15
964
1
47
1
1
3
19
0
17
6
34
3
8
0
13
0
0
10
27
0
9
0
6
0
12
86
0
26
0
37
17
6
111
15
19
24
24
9
0
0
7
8
5
306
Март 2008 г.
Наземные Морские
407
43
7
5
0
0
2
1
28
243
9
59
53
65
21
5
31
116
30
39
14
4
25
4
302
87
23
42
66
66
18
149
13
0
56
38
0
7
29
2
0
13
1260
2
52
1
0
3
22
0
21
5
32
2
8
0
13
0
0
9
25
0
7
1
7
0
10
78
0
26
0
30
15
7
106
9
16
25
24
10
1
0
7
7
7
295
Апрель 2007 г.
Наземные
Морские
97
19
5
2
2
0
2
0
8
228
9
47
47
69
21
5
30
101
25
26
11
2
26
11
283
86
16
35
58
61
27
132
10
0
53
31
0
7
18
3
0
10
860
4
63
0
1
2
23
0
32
5
24
4
8
0
4
0
0
8
23
0
12
0
5
0
6
66
0
20
0
27
18
1
126
13
17
30
20
18
2
0
10
8
8
306
Источник: Baker Hughes Inc.
* Нет данных по Ираку.
Морские буровые установки в мире в целом
Апрель 2008 г.
Мексиканский залив Европа/Средиземное море
В мире в целом
Мобильные Платформы Мобильные Платформы* Мобильные Платформы*
Всего буровых установок
125
2007 г.
133
Аренда по контракту
101
2007 г.
102
Коэффициент использования 80,4
буровых установок, %
2007 г.
76,3
53
56
30
29
56,6
99
101
98
101
99,2
107
108
104
108
97,2
685
661
613
591
89,5
295
288
251
235
85,1
51,8
100,0
89,4
81,6
81,6
Источник: ODC-Petrodata Weekly Mobile Offshore Rig Count.
* Корректированные данные.
Регионы
Источник: IHS Energy.
58
Май 2008
5
21
16
10
15
11
78
Апрель 2008 г.
7
23
13
7
15
5
70
J
J
1,500
J F M A M
A S O N D
Источник: Baker Hughes Inc. и M-I-SWACO
Май 2007 г.
6
20
10
16
10
7
69
J
J
A
S
O
N
Число буровых установок вращательного бурения в США
Апрель
Штат, регион
Алабама, всего
Наземные
Внутренние
Морские
Аляска, всего
Наземные
Морские
Арканзас
Калифорния, всего
Наземные
Морские
Колорадо
Флорида
Канзас
Кентукки
Луизиана, всего
Наземные – север
Внутренние воды – юг
Наземные – юг
Морские
Мичиган
Миссисипи
Монтана
Небраска
Невада
Нью Мексико
Нью-Йорк
Северная Дакота
Огайо
Оклахома
Пенсильвания
Южная Дакота
Теннеси
Техас, всего
Морские
Наземные
Район 1
Район 2
Район 3
Район 4
Район 5
Район 6
Район 7В
Район 7С
Район 8
Район 8А
Район 9
Район 10
Юта
Западная Виргиния
Вайоминг
Другие
Всего в США
Всего в мире
Март
2008 г.
Разница, %,
2008 г.
2007 г.
Апрель 2008 г.
Апрель 2007 г.
6
6
0
0
8
7
1
43
37
35
1
123
0
12
11
144
50
20
22
54
0
11
12
0
3
78
7
57
12
211
22
2
4
887
8
2
25
37
55
92
186
121
32
71
128
23
35
74
40
23
69
8
3
3
0
0
10
10
0
43
33
32
1
109
0
14
9
188
60
28
36
64
2
19
22
0
2
75
6
32
14
177
16
2
4
824
10
1
21
34
54
89
168
125
46
62
109
25
32
51
43
31
72
6
5
5
0
0
8
8
0
40
35
34
1
118
0
11
11
145
49
16
28
51
1
12
11
0
4
72
6
57
13
206
21
2
4
881
7
3
27
38
55
89
187
125
35
55
124
23
38
76
41
24
66
6
83,3
83,3
–
–
–18,4
–28,9
–
0,6
10,6
10,2
25,0
13,6
–
–14,5
32,4
–23,4
–17,5
–29,7
–40,3
–16,7
–100,0
–41,3
–44,2
–
50,0
4,3
16,0
76,0
–11,1
19,5
41,9
28,6
0,0
7,7
–15,4
50,0
15,3
11,2
2,8
3,1
11,0
–3,2
–29,7
14,2
17,4
–8,2
10,3
46,3
–7,0
–23,8
–5,2
40,9
64
1829
87
1750
60
1797
–26,4
4,5
Источник: Baker Hughes Inc.
Геофизическая активность в мире в целом
Регионы
Геофизическая активность в США
Скалистые горы
Центральный район
Юго-запад
Мексиканский залив
Морские участки
Другие
Всего
M
Африка
Канада
Страны бывшего СССР
Европа
Дальний Восток*
Ближний Восток
Латинская Америка
США
Всего
Май 2008 г.
Апрель 2008 г.
67
40
57
48
75
34
41
78
440
59
15
49
27
60
23
30
70
333
Источник: IHS Energy.
* Включая Китай.
№10   октябрь 2008
Май 2007
57
9
41
19
41
17
28
69
281
D
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING,
Vol. 87, № 5, 6 – 2008
R. K. Sharma, M. Sharma, S. Trikha,
Reliance Industries Limited, Jamnagar,
India
IMPROVING DECOKING WATER
SYSTEM RELIABILITY IN DELAYED
COKER UNITS
R. Smith, C. Booth, AESSEAL plc,
Rotherham, UK
MECHANICAL SEALS AND ENERGY
EFFICIENCY
A. Goti, Mondragon University,
Mondragon Unibertsitatea MU,
Arrasate-Mondragon, Gipuzcoa, Spain
SOUND-BASED PREDICTIVE
MAINTENANCE: A COST-EFFECTIVE
APPROACH
R. Y. Urdaneta, J. Amaris, F. Pironti,
Fluor, S.A. Madrid, Spain; L. Teiga,
J. Inverno, J. Grilo, A. Pontinha,
Petrogal, S.A. Sines, Portugal
IMPROVE AMINE ABSORBER
OPERATIONS
A. W. Sloley, CH2M HILL, Bellingham,
Washington
INCREASE DIESEL RECOVERY
E. R. Palmer, S. H. Kao, C. Tung,
D. R. Shipman, Mustang Engineering
Inc., Houston, Texas
CONSIDER OPTIONS TO LOWER
BENZENE LEVELS IN GASOLINE
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
HYDROCARBON PROCESSING
КОРОТКО О РАЗНОМ
W. Weirauch, главный редактор НР
СУДЕБНЫЕ РАЗБИРАТЕЛЬСТВА ПО ПОВОДУ MTBE
В США
Нефтегазовые компании, включая Conoco
Phillips, Marathon, Chevron, BP America, Shell Oil Co.
и Valero Energy, согласились выплатить 422 млн долл.
для урегулирования иска, предъявленного им в связи
с загрязнением грунтовых вод метил-третбутиловым
эфиром (methyl tertiary butyl ether – MTBE) вслед­
ствие его утечек из подземных хранилищ. Этот химический продукт до недавнего времени был ключевым компонентом смешения бензина в США.
Эта многомиллионная сумма выплат компенсаций
на очистку водозаборных колодцев от потенциально
канцерогенной добавки к бензину 153 государственным системам водоснабжения может возрасти, если
в ближайшие 30 лет будут выявлены дополнительные
водозаборные скважины, загрязненные MTBE.
Но адвокат, представляющий на этом судебном
разбирательстве интересы некоторых нефтяных
компаний, заявил, что дополнительные выплаты не
определены. Поскольку широкое применение MTBE
в США прекратилось в 2006 г. и «степень загрязнения
окружающей среды этим химическим соединением снижается» – заявил г-н Валлас из юридической
фирмы Wallace King Domike & Reiskin (Вашингтон).
MTBE быстро проникает через почву в грунтовые
воды вследствие утечек из резервуаров для хранения бензина. Этот химический агент вводили в бензин для повышения его октановых характеристик и
снижения загрязнения атмосферы. MTBE впервые
был применен в 1979 г., но его потребление снизилось после запрета на его применение в нескольких
штатах. Управление по охране окружающей среды
(Environmental Protection Agency – ЕРА) сообщает,
что этот химический продукт в высоких дозах является канцерогенным агентом для человека, хотя до
сих пор не установлено, какой именно риск для здоровья. С 2006 г. MTBE заменяют другими компонентами, включая этанол и алкилат.
По мнению г-на Валласа, сложно подробно описать причины, побудившие каждую нефтяную компанию таким образом уладить судебное разбирательство. «Это был результат длительных, трудных
переговоров», – отметил он. Достигнутое соглашение об урегулировании еще должно быть одобрено
федеральным судьей.
Несколько других компаний, которым также был
предъявлен иск со стороны системы водоснабжения,
отказались от такого рода соглашения. Среди них
Exxon Corp. и Lyondell Chemical Co., которые планируют сами защищаться в судебных разбирательст­
вах, начавшихся в сентябре.
Eastman Chemical Co. концентрирует свое
внимание на угле
«Компания обратила внимание на уголь, как на
дешевое твердое углеводородное топливо с инвестиционным потенциалом», – говорит Б. Фергюсон,
60
представитель совета директоров и высшее должно­
стное лицо компании. Он считает уголь самым обильным и надежным источником энергии, тем более что
менее 1 % угля поступает из стран, охваченных политическими и военными беспорядками. По его «противоречивым стратегическим взглядам» ход событий может ухудшить существующие экономические
преимущества Ближнего Востока и Азии. Стоимость
рабочей силы – основное преимущество. Однако,
судя по результатам исследований, в прибрежных
провинциях Китая зарплаты повышаются на 9–10 %
в год. Он заявил, что 20–25 % продуктов Eastman получают из угля, и стратегия компании заключается
в сокращении импорта за счет газификации угля и
улавливания СО2. Надежное и безопасное удаление
серы и ртути в процессе предусмотрено для снижения загрязнения окружающей среды. Кроме того,
водород, получаемый в процессе газификации угля
как побочный продукт, необходим для переработки
тяжелого сырья.
Глобальное экономическое развитие
на ближайшую перспективу
«Несмотря на замедление экономического роста, пополнение запасов энергоносителей продолжает опережать их потребление вследствие спекулятивных сделок и ослабления доллара», – говорит
Дж. Зида из Merrill Lynch (Нью-Йорк). Цены на энергоносители стремительно растут из-за ограничений в поставках и «зашкаливающего» потребления.
Ситуация похожа на «1997 г. наоборот», – говорит
г-н Зида. Для Европы он прогнозирует «умеренное
повышение». Рост кредитоспособности этого региона стабилизируется, и темп прироста его ВВП снижается, но останется на уровне 2 % в 2008 и 2009 гг.
Инфляция в ЕС сохранится на уровне 2 %. Азия
будет и впредь лидировать в мире по росту ВВП.
Исключение составляет Япония. Прогнозируется
рост ВВП Азии на 8,5 % в 2008 г. и на 8 % в 2009 г.
Несмотря на глобальный финансовый кризис, в Азии
нет признаков увеличения напряженности в кредитовании, – заключает г-н Зида.
снЯТИЕ ограничениЙ на АВИАперевозкИ
метанольных топливных элементов
Министерство транспорта США (Department
of Transportation – DOT) утвердило новые правила, разрешающие пассажирам и экипажу провозить в ручной клади картриджи и системы топливных элементов, предназначенные для портативных
электронных устройств. Этот нормативный документ гармонизирует нормативно-правовую базу по
транспорту в США с правилами, принятыми совместно с Международной организацией Гражданской
Авиации. Многие страны мира, включая Канаду,
Китай, Японию и Великобританию, уже ввели подобные разрешения в свои национальные стандарты.
Лидеры мировой индустрии, связанной с производст­
вом метанола и картриджей топливных элементов,
теперь имеют четкое подтверждение, что «метаноль№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
ные системы топливных элементов и картриджи топливных элементов отвечают самым жестким требованиям стандартов по безопасности», – утверждает
Грегори Долан, вице-президент Института метанола
по связям с общественностью и политике.
исследование ВЛИЯНИЯ выбросов
из морских судов в средиземноморском
бассейне
Влияние выбросов из морских судов (в разных
местах Средиземноморья) в целом значительно меньше, чем из наземных источников. «Исследование
проводилось по всем вредным выбросам: SO2, NOx и
PM2,5», – заключают авторы доклада, недавно опубликованного CONCAWE – Европейской ассоциации
нефтяных компаний по охране окружающей среды,
здоровья и безопасности. В прибрежных районах
Средиземноморья снижение выбросов вдоль причалов (например, 0,1 % серы) приближается к нормам,
принятым в континентальной части региона. «Это
имеет существенное значение для разработки эффективных экономически оправданных мер по борьбе с загрязнениями воздушной и водной сред этого
региона мира», – заключают авторы исследования.
новости О добычЕ природного газа и нефти
в Канаде
После двух десятилетий непрерывного роста добычи природного газа в Канаде в последние годы
наступил застой, а в ближайшие два года возможно
и общее снижение. Добыча нефти и природного газа
в Канаде имеет критическое значение для безопасности снабжения США энергией и сырьем для неф­
техимической промышленности.
«Канада – единственная страна, не входящая
в ОПЕК, способная увеличить добычу нефти в два
или три раза в ближайшие двадцать лет, несмотря на
быстрое снижение ее обычной добычи», – говорит
Джордж Эйнон из Канадского института по исследованиям в области энергетики (Canadian Energy
Research Institute – CERI) в Калгари, пров. Альберта.
На недавно состоявшейся ежегодной глобальной
нефтехимической
конференции,
проведенной
DeWitt&Co, он выступил с докладом, в котором рассмотрены варианты развития добычи нефти и газа
и импортного рынка Канады.
Пятнадцать процентов нефти и природного газа,
потребляемых в США, поступают от северного соседа. В связи с процветанием сектора производства
битума и синтетической нефти в Канаде появилось
несколько ключевых вопросов.
Сколько природного газа будет отведено для
добычи?
Каковы перспективы импорта канадской неф­
ти в США?
Драматические изменения. В течение последнего девятилетия Западно-Канадский осадочный бассейн (West Canadian Sediment Basin – WCSB) стал
крупнейшим регионом добычи нефти и природного газа в Северной Америке. Этот бассейн по запасам превышает даже морские и наземные промыслы на побережье Мексиканского залива, место№10   октябрь 2008
рождение в районе Скалистых гор и Пермианское
месторождения.
«В действительности снабжение страны природным газом было бесперебойным на протяжении почти 10 лет», – утверждает г-н Эйнон. По целому ряду
причин требуется усиленное бурение для замены малопроизводительных скважин. К этим причинам относятся: низкая добыча на скважину, меньший сбор,
увеличение затрат и недавние изменения пошлин
в пров. Альберта, которые регламентируют общий
объем добычи природного газа. Основная проблема
заключается в ряде конкурирующих сил: давлении,
направленном на снижение добычи, в результате
чего «теряется» производственная мощность, и проблеме компенсации скорости наращивания добычи.
После многих лет наращивания мощностей и
десятилетия суточной добычи природного газа на
уровне 16 млрд фут3 в бассейне, каждый год наращивают около 3,5 млрд фут3/сут. только для под­
держания уровня добычи. Теперь около 60 % добычи
приходится на скважины, пробуренные в последние
три-четыре года. Основная причина заключается
в качестве пробуренных скважин. С 2003 до 2005 гг.
были закончены суммарно 43 370 скважин, которые
первоначально давали менее 500 тыс. фут3/сут. В тот
же период только 242 скважины давали более 4 млн
фут3/сут.
Целый ряд проблем стоит перед газовой промышленностью Канады. Например, значительное смягчение рыночных цен на природный газ, что в сочетании с движением канадского доллара к паритету
с долларом США ударило по доходам, снизившимся
на 30 %. Кроме того, недавний пересмотр и перестройка режима взимания пошлин в пров. Альберта,
который вступит в силу в 2009 г., как полагают, повлияет на ситуацию в худшую сторону.
Поддержание снабжения. Несмотря на снижение добычи природного газа непосредственно из
WCSB, есть база доказанных запасов, которые еще не
разработаны. Еще несколько лет будет продолжаться
освоение открытых ресурсов. Кроме того, будет продолжаться разработка нетрадиционных источников:
истощенных запасов, метана из угольных залежей
и газа из залежей горючих сланцев, причем запасы
их намного больше, чем прогнозирует Национальный
совет по энергетике (National Energy Board – NEB)
Канады в сценарии «Текущие тенденции».
«Вероятно, недооцениваются запасы, залегающие
на Восточном побережье и в Арктике», – утверждает г-н Эйнон. Сжиженный природный газ (СПГ) будут импортировать в Канаду, главным образом, для
его транзита в штаты Новой Англии США.
Растет также внутреннее потребление природного газа в Канаде, судя по сценарию NEB к 2030 г.,
по меньшей мере, часть импортируемого СПГ будет
потребляться на собственные нужды страны (рис. 1).
Это будет скомпенсировано усиленной разработкой природного газа в Арктике, включая поставки
на южные рынки в форме СПГ, сжатого природного
газа или GPL (газ-в-жидкость).
Сырая нефть. Новости нефтяного сектора более
положительны в том смысле, что Канада не только в
61
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
20
Суммарные поставки Канады
18
14
Экспорт в США
12
10
Импорт СПГ
для внутреннего
потребления
Внутреннее потребление
2000
2005
2010
2015
2020
2025
8
6
4
Поставки, млрд фут3/сут
16
2
0
2030
Источник: National Energy Board; CERI
Рис. 1. Запасы природного газа Канады. Долгосрочная перспектива – часть импортируемого СПГ потребуется для покрытия внутренних потребностей страны
состоянии сохранить экспорт в США на прежнем
уровне, но и резко увеличить его. Однако существуют одно или два предостережения в отношении
международной торговли, в отношении самой неф­
ти и других видов канадского экспорта на рынок
США.
Канадские запасы нефти огромны. Они превышают 1,7 трлн брл, а доказанные установленные запасы составляют 340 млрд брл, а доказанные добываемые запасы – 178 млрд брл. Фактическая ресурсная
база Канады, по меньшей мере, сопоставима с базой
Саудовской Аравии.
CERI детально анализировал рост добычи неф­
ти из нефтеносных песчаников за последние годы
и построил прогностическую модель, включающую
все проекты на их объявленных уровнях, но с различными опозданиями и задержками в зависимости от темпов и стадии внедрения. В этой модели общая добыча битума будет быстро нарастать от текущих 1,3 млн брл/сут нефти до 5 млн брл/сут нефти
к 2017 г. и 6,9 млн брл/сут к 2027 г.
«Одна из проблем энергоснабжения заключается
в энергоемкости добычи битума. Основным топливом для добычи битума до сих пор был природный
газ. Если поддерживать современный уровень добычи битума, и если основным источником энергии
останется природный газ, то его потребуется более 5 млрд фут3/сут, начиная с 2017 г», – полагает
г-н Эйнон.
Однако специалисты отрасли полностью осознают проблему и настойчиво добиваются снижения
расхода природного газа за счет различных альтернативных топлив для генерирования пара и электричества. К ним относятся газификация угля, нефтяного кокса, асфальтленов, битумных эмульсий, атомной энергии и геотермальных источников.
Новые экспортные рынки. Несмотря на политику администрации пров. Альберта и правительства
Канады, направленную на увеличение налогов на добавленную стоимость, такое крупное наращивание
мощностей по добыче нефти в основном нацелено на
обеспечение безопасности снабжения США. В бли62
жайшем будущем Альберта и Канада не будут иметь
других рынков для экспорта нефти. В настоящее
время экспорт в США составляет 1,95 млн брл/сут,
а к 2030 г. достигнет 3–5 млн брл/сут.
В отношении нефти «хорошей новостью» является быстрый рост добычи в Канаде. «Плохая
новость» заключается в политике США, направленной на введение стандартов на топлива, при
сжигании которых снижается выброс СО2 (low
carbon fuel standards – LCFS). Во многих штатах
США, среди которых лидирует Калифорния, приняты нормативные и законодательные акты, ограничивающие или запрещающие импорт нефти из
регионов, в которых добыча связана с высокими
выбросами СО2.
«Такая политика будет подталкивать Канаду
к расширению дополнительных рынков, особенно в странах Тихоокеанского бассейна – Китая,
Японии и Кореи – путем прокладки нефтепроводов из мест добычи нефтеносных песков пров.
Альберта до экспортных портов на побережье
Британской Колумбии», – заключает г-н Эйнон.
Неоправданные ожидания
глобального роста добычи нефти
В докладе, недавно опубликованном EPRINC, содержится анализ основных ограничений в поставках, что привело к повышению цен до 115 долл/брл
нефти и более. Мировые нефтяные компании переживали волну неудач на протяжении большей части минувшего десятилетия, начиная с возрождения
национализации ресурсов, сопровождаемой гражданскими беспорядками и военными конфликтами
в важных регионах мира.
Эти аргументы можно рассматривать как ряд постоянных нарушений в поставках, которые не только
ставят под удар надежды на увеличение добычи неф­
ти на краткосрочную перспективу, но и ожидания
на среднесрочную перспективу, способствуя дальнейшей эскалации цен на нефть. Во многих случаях
непосредственная потеря добычи нефти, связанная
с рядом неожиданных событий, влияет в меньшей
степени на глобальный рынок, чем неоправданные
возможности ввода дополнительных мощностей по
добыче нефти в ближайшие 5–10 лет.
«Долгосрочные последствия этих нежелательных явлений, вероятно, поставят под угрозу столь
необходимые для промышленности инвестиции
в разведочное бурение и освоение новых нефтяных месторождений. Некоторые проекты, связаны
с инновационными техническими решениями, что
может повлечь риск срыва сроков реализации и
растяжения периода до начала добычи нефти, а это,
в свою очередь повлияет на привлечение адекватного капитала для продвижения вперед», – полагают авторы доклада.
Эта тенденция односторонних изменений
конт­рактов в сочетании с растущими ограничениями доступа к ресурсам и во многих случаях
нереалистичные сроки выполнения проектов, –
все это выливается в так называемую проблему
«пика» добычи.
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
№10   октябрь 2008
Прогнозируемая цена, долл/брл
Глобальное производство, млн брл/сут
«Нехватка энергоресурсов в
Сдвиг тенденций
Негативные тенденции
Положительные тенденции
настоящее время, пожалуй, боль90
100
ше связана с ограничениями на
Россия
контролирует
Юкос-Кремль берут под
«Сахалин-2»,
Чавез
националисвой
контроль
освоение
88
90
поверхности земли, чем под ее
зирует проекты
нефтяных ресурсов
Освоение недр Ирака
поверхностью», – резюмируют
России
86
80
затягивается
авторы доклада.
84
70
Цены взлетают вверх. Эра поИнтервенция в Ираке:
Гражданские
позитивные перспективы
82
60
ложительных ожиданий закончибеспорядки
открытия новых месторождений
в Судане, Нигерии
лась, когда мировой рынок начал
80
50
сталкиваться с пессимистическим
Повстанцы
78
40
Продолжается запрет ANWR
прогнозом на новые поставки.
Нигерии
и освоения оффшорных зон
«торпедиру76
30
Первые дни войны в Ираке сопроют» добычу
нефти
вождались радужными ожиданиРасширение поставок из Нигерии,
74
20
Избыточные мощности ОПЕК
Мексики, Венесуэлы, России,
ями возможностей значительных
остаются ограниченными
Северного Склона Аляски
72
10
5,8
4,2
новых инвестиций в восстанов1,3
1,9
0,95
1,9
1,3
70
0
ление нормальной добычи нефти
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007e
в этой стране. Но эти ожидания
Мировая добыча нефти (EIA)
не оправдались, потому что полиИсточник: WPRINC
Ожидаемая добыча (прогноз EIA 2001 г.)
тическая ситуация в стране остаИзбыточные мощности ОПЕК (EIA)
валась достаточно нестабильной
Цена на нефть
для того, чтобы вкладывать новые
крупные инвестиции.
Рис. 2. Ряд событий вынудил нефтяные рынки отказаться от положительных персПримерно в то же время усупектив
губилась ситуация в Нигерии,
что также повлияло на капитало­
вложения в нефтегазовые проекты. Одновременно
глобальное потребление биотоплив по сравнению
в России, Судане, Венесуэле и США сроки реас тем, что прогнозировалось в других исследовализации проектов затягивались, доступ к ресурниях. «Учитывая расширение землепользования
сам был закрыт, условия контрактов произвольно
для сельскохозяйственных целей в традиционных
изменялись. «Положительные тенденции 2000–
агрокультурных странах мы считаем, что для удов2004 гг. постепенно перерастали в негативные, что
летворения прогнозируемого спроса на биотоплипо прогнозам продолжится и в 2008 г.», – отмечает
ва не будет серьезных ограничений из-за нехватEPRINC.
ки сельскохозяйственных угодий» – говорит Алан
В игру вступили другие силы, включая растущее
Джелдер, вице-президент компании. – «Высокие
потребление нефти, сопровождающее бурный рост
затраты на производство топлив из-за высоких цен
экономики Китая и Индии, сравнительно стабильна сырье станут значительным ограничительным
ный спрос на нефть в США (по крайней мере, в кратфактором, потому что условием производства сыкосрочной перспективе) и отставание в сроках вверья является наличие плодородных земель для воздения дополнительных нефтедобывающих мощносделывания тех или иных культур в конкретных ретей в Саудовской Аравии.
гионах».
На рис. 2 показаны события, ставшие причиной
Экономика. Существующие цены на многие виды
изменений прогноза увеличения добычи нефти.
сырья для производства биотоплив высоки, несмотря
К середине 2005 г. прогнозы Агентства по информана спрос на биотоплива (из-за неуклонно растущего
ции в области энергетики США (Energy Information
спроса на продовольствие и корм для животных) в соAgency – EIA) и других организаций относительно
четании со структурными проблемами, в частности,
роста добычи, сделанные ранее, оказались нереалигодами недовложений в сельскохозяйственное прозованными. Это в сочетании с сокращением избыизводство», – констатируют авторы анализа (www.
точных мощностей в странах ОПЕК способствовало
woodmac.com).
росту цен на нефть.
«Общий объем прироста биотоплив значителен,
«Вполне понятно, что открытие и освоение новых
но мы не думаем, что они составят серьезную конместорождений становится как более дорогостоящикуренцию традиционным нефтепродуктам. Однако
ми, так и технически более проблематичными», –
биотоплива будут в значительной степени влиять
заключают авторы анализа.
на прибыльность. Интересные возможности для
бизнеса могут открыться в некоторых ситуациПЕРСПЕКТИВА СПРОСА
ях», – утверждает г-н Джелдер. «Однако без крупНА биотоплива
ных правительственных субсидий и строгих манАвторы нового исследования, выполненного
датов будет мало стимулов как со стороны предлокомпанией Wood Mackenzie, полагают, что гложения, так и со стороны спроса, и на основании
бальное землепользование не будет ограничивать
анализа нельзя прогнозировать резких изменений
снабжение биотопливами, но воспрепятствуют
в ближайшем будущем. Этот взгляд можно проилэтому экономические и технологические проблелюстрировать на примере биодизельного топлива.
мы. Wood Mackenzie прогнозирует более низкое
Растущий спрос на растительные масла в качестве
63
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
сырья для биодизельного топлива позволит производить в больших объемах муку – в настоящее
время ценный продукт, применяемый, главным образом, как корм для животных. В результате этого
цены на муку будут падать, поэтому потребуется
повышение цен на растительные масла для поддержания дальнейших инвестиций, что сделает производство биодизельного топлива крайне неэкономичным. Это в свою очередь серьезно ограничит
его потребление», – полагают авторы анализа.
Региональный обзор. Перспе­к­тивы биотоплив
имеют свои особенности в зависимости от регионов
мира. Европейскому Союзу для достижения целей
по внедрению возобновляемых топлив придется пополнить топливный фонд значительными объемами
этанола. «Все осложняется ограниченностью сырья
для производства биодизельного топлива по экономически обоснованным ценам, и может привести
к нежелательным последствиям для нефтеперерабатывающей промышленности», – прогнозирует
г-н Джелдер.
К 2020 г. в США целлюлозные материалы будут
играть важную роль в производстве топливного этанола. К этому времени начнется промышленный выпуск целлюлозных биотоплив. Производство целлюлозного биотоплива до этого периода не будет достаточным для достижения поставленных целей, но, тем
не менее, будет постепенно расширяться.
Авторы исследования полагают, что в Азии спрос
на биотоплива будет ниже, чем в других регионах,
несмотря на то, что Азия останется нетто-экспортером биодизельного топлива и пальмового масла.
«Крайне высокие цены на сырье будут создавать
проблемы для азиатских стран, пытающихся прогнозировать внутреннее потребление биотоплив», – отмечает г-н Джелдер.
Бразилия по производству и потреблению биотоплив значительно опережает другие регионы
мира. Страна обладает достаточными посевными
площадями для возделывания сырья для производства биотоплив и имеет сильные конкурентные позиции. Но вопрос заключается в том, захочет ли мир
расширять потребление биотоплив, опираясь на
несколько доминирующих поставщиков, например,
на Бразилию.
Wood Mackenzie полагает, что наиболее вероятным сценарием будет био-баланс. «Биотоплива станут одним из многих решений проблемы охраны среды и энергетической безопасности. В этом сценарии
политика правительств по биотопливам будет сбалансированной, т.е. без крена в сторону или против
развития биотопливного производства», – заключает г-н Джелдер.
Извлеченные уроки: 12 ступеней
снижения рисков
Благодаря внедрению нового программного обеспечения проектировщики уверены в том, что каждый
шаг, предпринимаемый ими, будет успешным. Но это
лишь часть общего уравнения работающей системы.
В такой же степени важен «план предупреждения отказов» предостерегает Project Executive Group.
64
«Предотвращение отказов, т.е. снижение рисков,
должно планироваться отдельно от подготовки прог­
ноза успеха», – полагают авторы исследования.
Руководители успешных проектов предполагают, что неполадки возможны, хотя они не могут
идентифицировать каждый ошибочный шаг. Project
Executive Group рекомендует ввести следующие
12 положений.
1. Не делайте ничего бесцельно. Идентифицируйте
преимущества, которые Вы получите от реализации
Вашего проекта. Затем позаботьтесь, чтобы каждое
действие, связанное с проектом, способствовало достижению этих преимуществ. Помните, что достижение преимуществ должно доминировать в политике Вашей компании.
2. Владейте проектом. Все менеджеры являются
владельцами проекта. Они будут вознаграждены за
успех, и с них спросят за провал проекта.
3. Отказ не является вариантом. Никто не должен верить в то, что проект не будет реализован.
Отбрасывайте сомнения.
4. Заставьте замолчать пессимистов. Если успешные результаты действительно важны для Вашей
компании, избавьтесь от сомневающихся и противников проекта. Если это невозможно, поставьте их
будущий успех в зависимость от успеха компании
в реализации проекта.
5. Сделайте сроки реализации проекта незыблемыми. Назначайте реальные даты и не меняйте их.
Громко провозглашайте их, не оставляя места тем,
кто полагает, что компания будет терпимо относиться к срыву предельных сроков выполнения проекта.
6. Держите проект под постоянным контролем.
Чем больше растянут проект по срокам и, чем он
масштабнее, тем больше вероятность его провала.
7. Назначьте одного руководителя. Разделенное
(долевое) руководство – это разделенная ответст­
венность.
8. Не списывайте ошибки на поставщиков.
Никогда не делайте Вашего поставщика программного обеспечения или других поставщиков «козлами
отпущения». Вам понадобится его добрая воля и техническая поддержка для долгосрочного успеха.
9. Заставляйте функциональных менеджеров отчитываться за каждый участок. Ресурс предприятия,
планирующего внедрение, например, новой технологии, это не просто проект. Это стратегический бизнес-проект и именно так к нему следует подходить.
10. Делайте бизнес-цели основными двигателями
прогресса Вашей компании. Инвестирование в технологию только ради технологии это пустая трата
средств компании.
11. Не используйте только технологические термины. Если пользователи не понимают того, что им
объясняют о технологии, они утрачивают энтузиазм.
12. Не пытайтесь чрезмерно модифицировать исходную технологию. Стремление усовершенствовать технологию, привести ее в соответствии с представлениями компании до мельчайших деталей приведет к созданию хрупкого «карточного домика»,
который развалится при первом же серьезном испытании.
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
реформулироваНИЕ бизнес-стратегиЙ
Чтобы поддерживать конкурентоспособность
международные нефтяные компании (International
Oil Companies – IOC) должны улучшать свой технологический опыт и знания, учитывая тенденцию
к усилению национализма среди владельцев энергетических ресурсов», – считает P. Скарони, руководитель Eni SpA.
«Они должны глубоко продумывать бизнес-модель выживания и процветания на новом нефтегазовом ландшафте», – рекомендовал он в своем выступлении на Международном энергетическом форуме в Риме.
«Доля глобальных нефтяных запасов, находящихся под контролем международных нефтяных компаний, снизилась с 70 до 6 % в 70-х гг. прошлого столетия. Правительства некоторых нефтедобывающих
стран забирают до 90 % прибыли от операций на мировом нефтяном рынке», – отметил г-н Скарони. –
«Даже при ценах, близких к рекордным, прибыльность компаний снижается, во многих случаях, до
уровня ниже стоимости вложенного капитала».
«Будущая жизнеспособность международных
нефтяных компаний зависит от месторождений
в глубоководных регионах, добычи нефти из устаревающих истощенных промыслов и других проектов, которые не под силу даже государственным
национальным нефтяным компаниям», – полагает
г-н Скарони.
«Вот почему необходимо долгосрочное видение,
которое должно быть эффективно “продано” финансовому сообществу, стремящемуся к немедленному
получению процентов на предоставленные кредиты», – заключил он.
Цены на нефть ВЛИЯЮТ НА СТОИМОСТЬ
предметОВ широкого потребления
Новое исследование раскрывает истинные причины повышения цен на кукурузу. В обычном традиционном представлении подорожание кукурузы
является результатом ряда сложных факторов: роста
потребления в Азии, монетарной политики, финансовых спекуляций и энергозатрат.
High Quest Partners – консалтинговая фирма
в области стратегических рекомендаций и управления, опубликовала «белую книгу» «Динамика ценообразования: как 100 долл/брл нефти дало нам
6 долл/бушель кукурузы», в которой компания предлагает свою оценку взаимосвязи цен на кукурузу
и растительные масла с ценами на нефть.
«Белая книга» утверждает, что, несмотря на участие многих сложных, глобальных факторов в игре,
эскалацию цен на кукурузу можно объяснить простыми экономическими выкладками. Производители
этанола, которые подняли спрос на кукурузу на уровень выше доступного предложения, стали диктовать цены. Цены, устанавливаемые производителями, основаны на ценах на нефть. Рынки переживают
рекорд­ное повышение цен на кукурузу (до 6 долл/бушель) потому, что они привязывают эти цены к ценам
на нефть. В частности, когда цена на нефть составляла 25 долл/брл кукуруза стоила 2,5 долл/бушель.
Теперь цена на нефть перевалила за 100 долл/брл,
и цена на кукурузу поднялась до 6 долл/бушель, и в
этом нет ничего удивительного.
«Расширение мощностей по производству биотоплив не привело бы к таким ценам, если бы нефть
не стоила более 100 долл/брл», – утверждает Хант
Стуки, управляющий директор High Quest Partners.
В настоящее время нефть влияет на цены на кукурузу и растительное масло, и в этом заключается новая
динамика ценообразования на рынках продуктов
широкого потребления.
Аналитики утверждают, что проблема ценообразования на кукурузу и растительное масло заключается в расширении производственных мощностей по
биотопливам, что по мере развития этой отрасли промышленности цены на ее продукцию связывали с ценой на нефть в период, когда она росла с 25 долл/брл
до более 100 долл/брл.
Копию «белой книги» можно заказать по адресу:
www.soyatech.com.
Связаться с главным редактором НР Wendy
Weirauch (В. Вейрах) можно по адресу: WW@
HydrocarbonProcessing.com.
НОВОСТИ ИЗ ЕВРОПЫ
T. L. Wright, редактор европейского отдела НР
«ПРИДИТЕ НА ПОМОЩЬ!
МЫ СТОЛКНУЛИСЬ С АЙСБЕРГОМ»
Я думаю, что многие из нас испытывают чувство, что отрасль, в которой мы работаем, является
двигателем, толкающим наш корабль и всех его пассажиров навстречу «айсбергу», которым мы называем «изменения климата». Что же мы делаем для
предот­вращения грядущей катастрофы?
С конца 50-х гг. прошлого столетия слабые тревожные сигналы мерцали в нашей жизни как звезды в сумерках – тусклые вначале, эти световые
сигналы неуклонно усиливались. Еще «до возра№10   октябрь 2008
жений со стороны Китая» ученые, исследующие
изменения климата по заданию ООН, с 99%-ной
уверенностью установили связь между техногенными выбросами и потеплением климата на
Земле.
Сигнал бедствия послан, но корабль набирает
обороты. Представим, что мы на его борту в роли
главного инженера. Делаем ли мы что-нибудь, чтобы изменить курс, сбросить обороты двигателей, заставить их работать вспять, рискуя бригом? Может
быть, мы смогли бы собрать часть пассажиров и
экипажа и поднять мятеж на корабле? Это образное
сравнение с трагедией «Титаника» я привожу, потому что сигнал бедствия реален и правилен. Я посы65
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
лаю этот сигнал каждый день и уверен, что Вы тоже
разделяете мои опасения.
Первый отклик на сигнал бедствия. Мой прапра-дядя слыл храбрым человеком, потому, что,
услышав сигнал бедствия, он всегда приходил
на помощь, за что был удостоен Медали Почета
Конгресса и Рыцарского звания у себя на родине в
Англии. По анналам истории того времени, его героизм сначала проявлялся в виде быстрого реагирования, затем решительных действий на сигнал,
который был игнорирован или неправильно интерпретирован другими.
Нет сомнения в том, что появится много фильмов
и книг о поколении, принявшем первые слабые, но
прогрессивно усиливающиеся сигналы бедствия,
посылаемые научным сообществом по поводу изменения климата. Я сам себе задам вопрос, какова моя
роль в этой ситуации?
Здесь, в Северной Европе, газеты каждый день
пестрят аршинными заголовками об изменении
климата. К сожалению, в других регионах мира такого внимания климатическому кризису не уделяют. Но последние два года я, к сожалению, не получил серьезной поддержки со стороны научной
общественности после моего открытого призыва к
борьбе против надвигающейся климатической катастрофы.
Заметно увеличилась скорость концентрации
СО2. Таяние льдов в Арктике принимает угрожающие размеры. Лед летом (и Арктика в целом) может
стать проблемой уже через пять лет. Судя по результатам исследований последнего времени, повышение
уровня моря уже на горизонте.
Необходимо принимать меры. Я не знаю, что
сделать для того, чтобы приостановить изменения
климата, но, начиная с весны 2006 г., я и моя жена
ежедневно выделяем 4 часа (один день в неделю)
нашего личного времени для разъяснительной работы среди общественности по проблемам изменения климата. Это был один из самых благодарных,
приятных и проблемных опытов в моей жизни,
когда я постоял у руля трехпалубного парусника, находившегося в плавании под первым в мире
флагом «Плавающей Школы Климатологии». Мы
внесли свой маленький вклад и исполнили свою
давнюю мечту посетить датский остров возобновляемой энергии, встретиться с инженерами и руководителями проекта из ВР, менеджерами по экологии местной промышленности, при финансовой
поддержке со стороны финской нефтяной компании Neste Oil.
Ваше участие в разрешении этого кризиса может
быть таким же простым как прогулка по коридору.
Стоит набраться смелости и разбудить капитана корабля.
Tim Lloyd Wright (Т. Л. Райт), редактор
европейского отдела НР. Репортер и
организатор европейских форумов
нефтепереработчиков и нефтехимиков с 1997 г. Ранее работал в британских средствах массовой информации и репортером ВВС. Проживает
в Швеции. Является основателем
движения за сокращение выбросов
парниковых газов в стране. Связаться г-ном Т. Л. Райтом
можно по адресу: tim.wright@gulfpub.com.
НовостИ СПГ
S. Mokhatab, внештатный редактор НР
ВЫБОР ЛУЧШЕГО ОФШОРНОГО ПРОЦЕССА СПГ
Раскрытие оффшорных газовых запасов без инвестирования в капиталоемкую газопроводную инфраструктуру, сооружение платформ на газовых промыслах и создание наземной инфраструктуры, причем с минимальными геополитическими рисками и
рисками, связанными с обеспечением безопасности,
делает варианты офшорного сжижения природного
газа привлекательным бизнесом. Благодаря разработкам новых технологий в области сжижения природного газа, специально рассчитанных на морские
объекты, процессы сжижения стали обретать техническую и коммерческую жизнеспособность.
Простота процесса – это преимущество.
Разработка технологии сжижения природного газа
в морских условиях фокусируется на простоте
процесса, малом количестве и массе оборудования и небольшой площади, занимаемой технологической установкой. Некоторые технологии, уже
внедренные и испытанные для наземного применения с целью покрытия пиковых нагрузок, в этом
отношении оказались привлекательными. Учитывая
66
тот факт, что все технологии связаны с термодинамическими ограничениями, обусловленными составом ПГ, технологии, реализуемые на испытанном
оборудовании, имеют шанс на успешное внедрение
в промышленность.
Технологии криогенного охлаждения. Для офшорных установок сжижения газа применяют три
циклических типа охлаждения: каскадное охлаждение, охлаждение с помощью смешанного каскадного хладагента и детандерный (испарительный) цикл.
Каждый цикл имеет свои преимущества; в каждом
цикле имеются варианты, однако у всех этих методов есть некоторые общие черты. Например, в цикле
со смешанным хладагентом и в детандерном цикле
сырьевой газ может быть предварительно охлажден
в обычном цикле сжатия паров пропана. Это также
относится к каскадному циклу. Основной недостаток каскадного цикла заключается в его высокой капиталоемкости из-за того, что для каждого контура
охлаждения требуется свой собственный компрессор (вместе с соответствующими всасывающими
барабанами и межступенчатыми холодильниками)
и емкость для хранения хладагента. Множество хладагентов, наряду с большим числом позиций обору№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Топливо для установки
Сырьевой
ПГ
1
2
4
СПГ
3
Продукты сжиж. ПГ (С2+)
Источник: Gas Processes 2006
Рис. 3. В каскадном СПГ-процессе применяются три преимущественно чистых компонента хладагента: пропан, этилен и
метан
1 – первый хладагент (многоступенчатая замкнутая пропановая
система); 2 – второй хладагент (замкнутый контур этиленовой
или этановой системы, состоящей из двух или более ступеней);
3 – после одной или нескольких ступеней рефрижерации этиленом удаляют более тяжелые продукты; 4 – рефрижерация
метаном (многоступенчатая система с открытым или закрытым
контуром), рециркулирующий поток метана используется для
сбалансирования нагрузки на систему охлаждения и повышение
эффективности
дования и большой площадью, занимаемой рабочим
оборудованием, делают этот цикл непригодным для
офшорного применения ни в техническом, ни в экономическом отношении (рис. 3).
Технологию со смешанным хладагентом испытывали для офшорного сжижения ПГ с применением одного или двух циклов смешения хладагента. Число резервуаров для хранения, сепараторов,
клапанных коллекторов, КИП и устройств регулирования, необходимых для поддержания загруженного хладагента и его состава для процессов со
смешанным хладагентом, велико. Кроме того, хорошее распределение двухфазных потоков может
быть затруднено из-за движения судна, что может оказаться важным лимитирующим фактором.
Установки с применением смешанного хладагента
требуют большего времени для пуско-наладочных
работ и стабилизации, чем установки с другими
циклами хладагентов, из-за точного компаундирования смеси хладагентов.
Другие варианты. Детандерные циклы с применением азота в качестве хладагента могут быть идеальными для офшорного применения. Очевидные
преимущества заключаются в меньших размерах
установки и в отсутствии необходимости хранения хладагента. Кроме того, огнестойкость хладагента позволяет сокращать расстояние между
отдельными позициями технологического оборудования. Турбо-детандарные рефрижераторные
циклы хорошо изучены и испытаны для криогенного сжижения, включая покрытие пиковых
нагрузок по производству СПГ на крупных промышленных центрах по сжижению ПГ. Сжатие и
№10   октябрь 2008
расширение рабочего диапазона соответствующей
жидкости, как правило, азота, вызывают криогенный эффект. Значительное преимущество применения азота в качестве циклической жидкости
заключается в том, что газ по природе своей безопасен.
Циклический газ нагнетают в тормозной конец
детандера. Хотя этот процесс находит применение для сжижения ПГ, эффективность его низка,
потому что газ с равномерной скоростью течения
в цикле не может удовлетворять требованиям,
предъявляемым к технологическому газу. Однако
процессы на основе детандера неуклонно совершенствуются по мере внедрения достижений в области пластинчато-ребристых теплообменников,
турботехники и конфигурации процессов. Если
применяется только одна ступень рабочего расширения, то расход энергии чрезмерен и может
быть оправдан только на маломощных установках.
Низкая эффективность и высокий расход энергии
(по сравнению со смешанным с пропаном хладагентом и оптимизированными каскадными циклами) являются единственными серьезными недостатками турбодетандорного цикла. Несмотря
на ограничение мощности до 3 млн т/год, это не
перевешивает другие преимущества.
Место определяет применение. Выбор процесса сжижения ПГ и конструкции установки
зависят от географического положения объекта,
пространства палубы судна, окружающих условий, наличия энергосредств, а также качества
сырьевого газа и условий процесса. Критерии,
влияющие на выбор процесса и оптимизацию установки для офшорного сжижения ПГ неизбежно
ведут к уступкам и компромиссам между эффективностью и простотой конструкции. Если капзатраты на СПГ составляют лишь часть общих затрат
на проект, то выбор технологии и конструкции технологической установки должен рассматриваться
в контексте экономики полно-циклического проекта. Если все аспекты процесса и конструкции
установки фактически основаны на установке,
размещенной на плавучих производственных
мощностях, резервуарах для хранения и разгрузочных устройствах, то это ограничивает выбор
технологии сжижения ПГ.
Saeid Mokhatab (С. Мохатаб) – признанный эксперт в области добычи
и переработки ПГ и СПГ, специализируется на проектировании и эксплуатации газопроводов и газоперерабатывающих установок. Он принимает
участие в нескольких крупных проектах в разных регионах мира, является
автором многочисленных научных
и прикладных индустриально ориентированных статей и книг. Связаться
с г-ном С. Мохатабом можно по адресу: saeid.mokhatab@
gulfpub.com.
67
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
стратегия интеграции
W. Chin, внештатный редактор НР
Новые решения ДЛЯ смешениЯ топлив
на терминалах
Оптимальное смешение нефти, бензина и/или
дизельного топлива на НПЗ продолжает оставаться
проблемой, но в США большое значение придают
переносу этих операций с НПЗ на нефтяные базы и
терминалы, причем эта тенденция нарастает во всех
регионах мира, особенно в связи с ускоренным внедрением возобновляемых топлив.
Смешение целевых продуктов переносится
в терминалы. До эры этанольных топлив, большинство операций по смешению осуществлялось
на НПЗ. В США вытеснение MTBE этанолом пробудило громадный спрос на системы смешения на
уровне локальных распределительных терминалов.
Несмешиваемые этанол и бензин и коррозионная
агрессивность этанола не позволяют осуществлять
смешение непосредственно на НПЗ и вынуждают
переносить эти операции на тысячи локальных терминалов (см. табл.). Полагают, что смешение на локальных терминалах найдет широкое применение
в других регионах мира по мере принятия стратегий,
направленных на стандартизацию запасов топлива
и возобновляемых топлив для минимизации потенциального дефицита путем увеличения доступности
имеющихся запасов, на которые опирается мир.
Компаундирование на погрузочных терминалах
Традиционные области
применения
Новые области
применения
Впрыск красителя
Смешение бензола
с этанолом
сельскохозяйственного
происхождения
Впрыск маркеров
Смешение бензола с
этанолом из целлюлозы
Функциональные присадки
Смешение с этанолом из
морских водорослей
Присадки, улучшающие
октановые характеристики
Введение
малосернистых
присадок, улучшающих
смазочные свойства
Антикоррозионные и
антиоблединительные
присадки для реактивных
топлив
Компаундирирование
биодизеля
Компаундирование
промежуточного сорта
Введение присадок
в биодизеле
Новые возобновляемые топлива нуждаются в интегрированных решениях по компаундированию.
Изменение систем распределения расширит возможности независимых терминалов и терминалов,
68
находящихся во владении нефтяных компаний.
Несмотря на сходство с системами оптимизации
смешения топлив на НПЗ, смешение товарных топлив, как правило, не является чем-то очень сложным, но может вызвать некоторые трудности для
оператора терминала.
Chevron будет работать совместно с Solazime
Inc. над превращением морских водорослей в надежный источник возобновляемых топлив. Эта
биотехнологическая компания поможет в разработке
и испытании компонентов биодизеля из морских водорослей. Проект еще далек от внедрения в промышленное производство, но он свидетельствует об изменении источников снабжения топливами будущего,
для которых, несомненно, потребуются дополнительные мощности для компаундирования. Не конкурируя с продовольственным снабжением, биотоплива
на базе морских водорослей смогут занять значительную нишу в будущем снабжении топливом, по сравнению с другими возобновляемыми топливами, если
их можно будет производить при конкурентоспособных затратах. Применение метанола ознаменует
начало новой эры компаундирования на терминалах.
Неодинаковость требований, предъявляемых к топливам от региона к региону, размещение запасов альтернативных топлив и коррозионная агрессивность
новых топлив усиливают необходимость точности
смешения топлив на локальных терминалах.
Несоизмеримое смешение, введение компонентов, погрузка и мониторинг систем управления товарными запасами должны быть интегрированы в новый комплекс альтернативных топлив.
Например, терминалы и особенно зоны действующих погрузочных устройств не имеют недвижимости для размещения нового оборудования. Терминалы
должны рассматривать не только интегрирование
средств управления и связи, но также смешение
компонентов и подачу товарных продуктов в единую
систему. Стандартизованные смонтированные на
салазках установки позволяют разрешить сложные
проблемы проектирования, закупки и технического
обслуживания этих систем.
Интегрирование этих систем может сократить
время и рабочую силу для периодической эксплуатации системы с сертификацией готовой продукции.
Заключение. Погрузочные терминалы приобретают все большее значение для всей цепочки распределения топлив и заслуживают более пристального внимания со стороны поставщиков средств автоматизации и владельцев терминалов.
Если прогнозируемое применение возобновляемой энергии станет близким к реальности, то потребуется создание условий для автоматизации терминалов и повышения их производительности, а также
прозрачность информации об операциях. Смещение
задач компаундирования с НПЗ на терминалы позволяет избавиться от узких мест на НПЗ. В частности, владельцы независимых терминалов должны
проанализировать длинный список необходимого
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
оборудования прежде, чем рассмотреть будущие инвестиции в системы компаундирования. К основным
атрибутам, необходимым для компаундирования на
терминалах относятся:
характеристика;
система, интегрированная с контроллером погрузки и управлением товарными запасами;
небольшая рабочая площадь, смонтированная
на салазках установка непрерывного действия;
регулятор расхода при смешении с температурной компенсацией;
открытая система или система с общим запасом
и системой управления погрузкой/товарными
запасами;
рецептурная документация и контроль;
диагностика системы смещения с обоснованием и особенностями проверки;
широкий диапазон расхода для изменения соотношения компонентов смешения;
размещение различных продуктов и нелинейные смеси;
соблюдение соответствующих нормативных
стандартов;
оборудование для удаления отложений, легкость очистки между операциями смешения;
Wil Chin (У. Чин), руководитель консультантской группы ARC по технологиям измерений. Ответственен за
рынки аппаратуры для измерения
давления, расхода, уровня, температуры и другой аппаратуры. Имеет 30летний опыт в области управления
сбытом продукции. До поступления на
работу в ARC занимал руководящие
должности в компаниях Krohne Inc,
Toxbaro Company и Stone&Webster
Engineering. Связаться с г-ном У. Чином можно по адресу:
wchin@arcwed.com.
НР в ассоциациях
B. Thinnes, редактор раздела «Новости» НР
целевая конференция
Для профессионала, занятого в промышленности,
перерабатывающей углеводородное сырье, календарь до отказа заполнен конференциями и техническими презентациями. Часто полагают, что крупные
форумы с многочасовыми заседаниями и многочисленными докладами, сопровождаемыми развлекательными программами, это то, что надо для привлечения внимания к таким проблемам как плановопрофилактический ремонт и техническое обслуживание нефтеперерабатывающего завода. Следовало
бы пересмотреть свои взгляды на подобные меро­
приятия. Иногда небольшой и более целенаправленный симпозиум с узкой тематикой дает большую
практическую возможность решения конкретных
задач. Примером подобного форума может служить
«Международный симпозиум пользователей насосов», состоявшийся в Хьюстоне в апреле 2008 г.
«Вы собираете аудиторию, состоящую из молодых
инженеров, только что окончивших учебные заведения, и опытных инженеров, проработавших в этой
области более 20 лет», – говорит Р. Джонсон из лаборатории турбомашиностроения Техасского A&M университета, организации, ответственной за проведение
ежегодных форумов – «Смесь свежих знаний, полученных в университетских аудиториях, и квалификации, приобретенной в процессе многолетней работы
непосредственно на производстве, придает форуму
живой интерес и вызывает чувство удовлетворения у
его участников благодаря полезному обмену опытом».
В промышленности, отчаянно ищущей новые таланты и столкнувшейся с острой нехваткой рабочей
силы, наблюдать рядом «желторотых» студентов
и молодых инженеров «плечом к плечу» с убеленными сединами ветеранами нефтеперерабатывающего бизнеса – событие, вселяющее уверенность в
жизнеспособности и перспективности отрасли. Два
свежих лица на сцене, которые, несомненно, при№10   октябрь 2008
влекут внимание разных компаний A. Сафитри и
С. Гуо. Выпускницы Техасского университета активно участ­вуют в исследованиях Центра безопасности
химических процессов имени Mary Kay O`Connor.
Эти две молодые женщины преданы своей работе и
миссии Центра, заключающейся в повышении безопасности процессов в нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности. Они охотно
поделились со мной новейшими достижениями в исследованиях центра в областях воспламеняемости и
сгорания, оценки рисков и безопасности производства сжиженного природного газа.
Симпозиум, хотя и сравнительно небольшой по
числу участников (2500 человек и 142 компании,
представившие свои достижения на выставке, совмещенной с программой симпозиума) оставил глубокий след в умах его участников.
«Профессионализм участников симпозиума и качество экспонентов выставки свидетельствовало
о том, что там собрались люди не “из праздного любопытства”, а для извлечения пользы и заимствования положительного опыта», – говорит M. Бартон,
координатор выставки от лаборатории турбомашиностроения. «Мелкие компании остались довольны
и не затерялись среди таких гигантов как General
Electric, принявшей участие в симпозиуме и приуроченной к нему выставки».
После посещения нескольких технических секций
симпозиума у меня сложилось четкое представление
о преимуществах дискуссий между «новоиспеченными» инженерами и специалистами с богатым опытом
работы в отрасли по самым острым проблемам надежности и безопасности эксплуатации оборудования на
нефтехимических и нефтеперерабатывающих предприятиях. В частности, на симпозиуме обсуждалась
концепция содержания в штате НПЗ инженера, ответственного за выявление и устранение неполадок, и
меры по предотвращению аварийных ситуаций.
Перевел Г. Липкин
69
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
УДАЛЕНИЕ КОКСА В УСТАНОВКАХ
ЗАМЕДЛЕННОГО КОКСОВАНИЯ
R. K. Sharma, M. Sharma и S. Trikha, Reliance Industries Limited, Джамнагар, Индия
В этой статье обсуждаются и решаются проблемы эрозии и коррозии
Компания Reliance Industries
Limited эксплуатирует одну из наиболее крупных коксовых установок в мире на нефтеперерабатывающем заводе в Джамнагаре.
Вакуумные остатки из вакуумной
перегонной установки подаются в
установку замедленного коксования (рис. 1). После предварительного нагрева вакуумный остаток
поступает в нижнюю часть коксовой ректифицированной колонны. Затем жидкость закачивается
через коксовый нагреватель, где
быстро нагревается до температуры 500 °C и поступает в коксовый
барабан. В коксовом барабане
нагретый остаток выделяет пар,
который затем в коксовой ректифицированной колонне превращается в ценные продукты ректификации, такие как топливный
газ, сжиженный природный газ,
нафту, дизельное топливо и газойль. Твердый продукт (кокс),
оставшийся в коксовом барабане, охлаждается и удаляется из
барабана путем гидравлического
приспособления. Гидравлическое
Вакуумный остаток
с установки
Подогреватель
VR из резервуара
Огневой
подогреватель
Легкий газойль
Пары
VR из резервуара
Ректификационная колонна
Кокс
Для
переработки
Пары, отводимые сверху
LPG
Легкая нафта
Тяжелая
нафта
Отпарная колонна
HCGO
ки очистки сточных вод, а, кроме
того, применяют холодный конденсат с электростанцией. Вода
LTDS в резервуаре используется
как соответствующая техническим условиям после химической
очистки. Характеристики воды
после анализа приведены в таблице.
Характеристика воды после анализа
Показатель
Допустимые
значения
рH
Резервуар
Результаты
анализа
–
7
<8
4
Железо,
млн-1
<0,25
0,1
Хлориды,
млн-1
<100
28
Мутность,
ntu
После одного года эксплуатации на коксовой установке
появились проблемы, связанные с повреждением обратного
клапана(nonreturn valve – NRV),
Режущий
инструмент
Вода (холодный
конденсат + LTDS)
Топливный
газ
T: 500°C
Коксовый
барабан
удаление кокса в барабане достигается за счет многоступенчатого
насоса высокого давления, и вода
нагнетается при помощи шланга,
направленного в специальный режущий инструмент.
Разрезание кокса, осуществляемое в коксовом барабане,
производится водяной струей
в 300 кг/см2. Система удаления
кокса водой (рис. 2) – достаточно ответственная операция на
каждой установке замедленного коксования. Воду закачивают
с подачей 300–320 кг/см2 с помощью вспомогательной системы,
включающей насос, трубопровод
и клапан. Вода циркулирует на
протяжении каждого цикла разрезания кокса в барабане через
сборник кокса и водяной колодец обратно в резервуар удаления кокса.
Поскольку вода в Джамнагаре
является большим дефицитом, с
целью экономии ее используют с
общими малорастворимыми твердыми веществами (low total dissolved solids – LTDS) из установ-
Перепускной
клапан
Вода, 300 кг/см2
Коксовый
барабан
Продувочный
клапан
Насос
к коксовому барабану
Дренаж
Кокс
Водяной Сборник
колодец кокса
Рециркуляционная вода
Тяжелый газойль
Рис. 1. Вакуумный остаток, поступающий на установку коксования:
HCGO – тяжелый рецикловый газойль; VR – вакуумный остаток;
LPG – сжиженный нефтяной газ
70
Рис. 2. Система удаления кокса водой – достаточно ответственная операция в установке коксования
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
Рис. 5. Эрозия-коррозия трубы
Рис. 6. Вид сверху перепускного клапана
Рис. 7. Коррозия образцов после очистки
34
Показания корратора, мм/год
Начало химического дозирования
32
30
28
26
24
22
Окончание химического дозирования
9/14/2001 4:00
9/14/2001 2:00
9/14/01 1:30
9/14/01 1:20
9/14/01 1:10
9/14/01 0:55
9/14/01 0:40
9/14/01 0:15
9/14/01 0:00
9/13/01 23:30
9/13/01 23:10
9/13/01 21:45
9/13/01 21:25
9/13/01 21:15
9/13/01 21:05
9/13/01 20:55
9/13/01 20:45
20
Дата и время
Рис. 8. Показание корратора после добавления O2
3,50
Начало химического дозирования
3,00
2,50
2,00
1,50
1,00
Окончание химического дозирования
0,50
9/14/01
9/14/01
9/14/01
9/14/01
9/14/01
9/14/01
9/14/01
9/13/01
9/13/01
9/13/01
9/13/01
9/13/01
9/13/01
9/13/01
0,00
9/13/01
установленного на линии насоса,
подающего кокс на размельчение
в барабан, и перепускного клапана. При обследовании было обнаружено, что, кроме указанных
повреждений, эродированы и
корродированы спускной клапан
на линии дренажа, фланцы на линии удаления кокса и откачивающего насоса, а также в коленах
байпасной линии.
На рис. 3–6 показаны детали,
которые подверглись эрозии и
коррозии.
Метод исследования был усовершенствован с целью контроля
эрозии-коррозии на различных
деталях, как, например, на образцах, подвергнутых коррозии, приведенных на рис. 7.
Одной из причин коррозии
является то, что линия охлажденной воды находится в режиме периодического действия,
вода содержит мелкозернистый
кокс, что приводит к стагнации
и осадочной коррозии. Величина
коррозии, наблюдавшейся в прошлом, составляла до 32 мм/год
(1 мм/год = 25,4 мкм/год), измерения проводились с применением коррозионных испытаний на образце, а с применением
корратора (corrator) эта величина составляла 47 мм/год (рис. 8).
Первоначально думали, что эта
проблема может быть вследствие
растворенного кислорода в охлажденной воде.
Кислород был добавлен в систему удаления кокса водой
(рис. 9). Благодаря этому добавлению рН системы охлажденной
воды равнялось примерно семи.
Величина коррозии снизилась
с 54 до 22 мм/год.
Система удаления кокса водой была модифицирована. На
байпасе дренажной линии для
воды, идущей с низа резервуара,
Рис. 4. Вид сбоку детали насоса
Растворенный кислород, млн-1
Рис. 3. Вид сверху детали насоса
Дата и время
Рис. 9. Влияние O2 на процесс коррозии
№10   октябрь 2008
71
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Raj K. Sharma (Р. К. Шар­
ма), имеет степень
бакалавра в области
химических
технологий от IIT, Roorkee
(Индия). М-р Шарма
более 25 лет занимается исследованиями установок
замедленного коксования и является ведущим технологом компании
Reliance Industries LTD, Джамнагар,
Индия. В предыдущие годы, до работы в компании Reliance Industries LTD,
м-р Шарма работал в Кувейте и участвовал при запуске установки замедленного коксования компании KNPG.
В настоящее время он занимается
вопросами, касающимися нового процесса замедленного коксования.
Состояние коррозии
Перед программой коррозионной
очистки
Февр., Март, 07
Окт., 06
Нояб., 06
Дек., 05
Март, Апр., 06
Авг., 05
Нояб., 05
Апр., 05
Июль, 05
Тенденция к снижению
коррозии после
прекращения эксперимента
в декабре 2003 г.
Нояб., 04
Апр., 04
Сент., 04
Окт., 03
Янв., 04
Сент., 03
Май, 03
Точка дозирования
ингибитора коррозии
в сборнике воды
Июнь, Июль, 03
Февр., Март, 03
Сент., 02
Дек., 02; Янв., 03
Июнь, 02
Апр., май, 02
Окт.,01
Янв., 01
Коррозия вывшее после
снижения ограничений
на регулирование
фосфатов
Точка дозирования ингибитора
коррозии на линии из сборника воды
в резервуар
Март, 05
55
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
Июнь, 01
Коррозия, мм/год
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
Месяц и год
Рис. 10. Снижение коррозии
установили продувочный клапан. Полагали, что мелкозернистый кокс, переносимый вместе с
рециркуляционной водой, был
причиной эрозии в системе.
Благодаря продувке мелкозернистого кокса появилась возможность избежать оседания частиц
в резервуаре. После двухгодичной эксплуатации образцы, которые были установлены перед
пуском установки для коксования, показали степень коррозии
в системе удаления кокса, равную 54 мм/год (рис. 10).
На рис. 10 показано, что величина коррозии снижена за два
года после модификации системы с 54 до 10 мм/год. После введения в систему удаления кокса
химических веществ, величина
коррозии снизилась с 10 до менее 3 мм/год. Объем дозирования
химических веществ был оптими-
зирован, выполнен лабораторный
анализ, который показал значительное снижение коррозии. Для
химического дозирования была
установлена специальная система, параметры процесса контролировали, коррозию определяли
с помощью коррозионных образцов и корратора. Стоимость системы, включая химическую очистку, составляет 80 тыс. долл/год.
Стоимость очень низкая по сравнения со стоимостью ежегодного
обслуживания. Коррозионные образцы, установленные и закрепленные в горизонтальном и вертикальном положениях, проверяют
через определенные интервалы
времени. Значительное снижение
степени коррозии показало, что
применение химического дозирования и система продувки достаточно эффективны.
Перевел А.Степанов
Mukesh Sharma (М. Шар­
ма), имеет степень бакалавра в области химических технологий
университета Amravati,
шт. Махараштра, Индия.
М-р Шарма работает
в качестве технолога на установке замедленного коксования в компании
Reliance Industries LTD, Джамнагар,
шт. Гуджарат, Индия, более четырех
лет. В настоящее время он является
ассистентом м-ра Р. К. Шарма, занимающегося внедрением нового процесса
замедленного коксования.
Sunil Trikha (С. Трикха),
имеет степень бакалавра в химических технологий
университета шт. Керала, Индия.
М-р Трикха работает
в компании Reliance
Industries LTD c 1988 г. и шесть лет он
занимается исследованием процессов
замедленного коксования. Так же, как
и м-р М. Шарма, он является ассистентом м-ра Р. К. Шарма, занимающегося
вопросами нового процесса замедленного коксования.
НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
Компании Smith Technologies и Moblize объединились с целью проведения совместных операций
по сбору данных по улучшению характеристик бурения. Компании фокусируют внимание на интегрированном методе повышения отдачи продукта, сбора
данных о характеристиках потока и корректировки
условий бурения и т.д.
Компания Cameron объявила о заключении партнерского соглашения с MaxTorque LLC с целью
проведения операций по прокладке трубопроводов.
Компания MaxTorque LLC является к тому же поставщиком трубных изделий для трубопровода.
Компании Varel International и Downhole Products
Plc (DHP) объединились для проведения совместных
72
операций по добыче нефти и газа. Кроме того, компании планировали провести исследования новых
участков с целью разработки месторождений.
Компания Baker Hughes Inc. образовала консультационные компании Gaffney, Cline & Associates (GCA) и
GeoMechanics Intenational (GMI). Компании будут оказывать консультационные услуги в области использования скважинных инновационных технологий.
Компании Grey Wolf Inc. и Basic Energy Services
Inc. объединились, создав совместную компанию с
штаб-квартирой в Хьюстоне. Компания будет осуществлять операции по оценке активов, оказывать
помощь в процессе заключения договоров на проведение совместных операций и т.д.
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
МЕХАНИЧЕСКИЕ УПЛОТНЕНИЯ
И ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
ЭНЕРГИИ
R Smith, C. Booth, AESSEAL plc, Роттерхэм, Великобритания
Экономия может быть достигнута за счет применения специальных уплотнений API
Промышленные предприятия сжигают энергию, что способствует увеличению выбросов CO2 в
атмосферу. Связь между повышением содержания
CO2 в атмосфере и изменениями климата постоянно обсуждается, однако в настоящее время часто
придерживаются традиционного подхода [1]. Такой
промышленный лидер как Branson (Вирджиния) и
руководители других корпораций дали обязательства развивать технологии, благодаря которым будут
снижаться выбросы CO2.
В Великобритании электродвигатели используют
40 % общего потребления электроэнергии. По оценкам специалистов, из указанных 40 % только 32 % потребляет насосное оборудование. Если мы допускаем,
что Великобритания – типичная страна с современной развитой экономикой, то повышение эффективности производства может значительно повлиять на
потребляемую мощность и выбросы CO2. На рис. 1
графически представлено содержание углерода в атмосфере за период с 1900 г. и прогнозируемое состояние до 2100 г. Во всяком случае, оценка этого состояния дается с большим запасом, а дискуссии на эту
тему, к счастью, остаются за пределами этой статьи.
ком, «наполненным» сжимающей набивкой (так называемой набивочной камерой сальника). Это будет
рассмотрено позднее. После пятидесятых годов двадцатого века традиционные набивочные сальники стали постепенно заменять на механические уплотнения,
по крайней мере, на вновь устанавливаемых промышленных насосах. Когда появились высококачественные механические уплотнения, была достигнута экономия энергии, часто в сочетании со сниженной стоимостью технического обслуживания. Вместо ремонта
старого оборудования стали уделять внимание улучшению его качества; это была мудрая альтернатива.
Когда механические уплотнения достаточно хорошо подогнаны, потери обычно составляют 1 %
общего потребления мощности насосом. В соответ­
ствии с этим экономия потенциальной энергии за
счет улучшенной технологии уплотнений невысокая.
Однако уплотнительные опорные системы (seal support systems – SSS) не должны оставаться без внимания; они также являются потребителями энергии.
Действительно, усовершенствование уплотнительных опорных систем часто приводит к значительному увеличению энергетической эффективности.
ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ
И МЕХАНИЧЕСКИЕ УПЛОТНЕНИЯ
Чтобы предотвратить попадание жидкости в корпус насоса, в систему приводного вала необходимы
специальных уплотнений (рис. 2). Первоначально,
в первой половине двадцатого века, приводной вал
был защищен от проникновения жидкости сальни-
ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ЗА СЧЕТ УПЛОТНИТЕЛЬНЫХ
ОПОРНЫХ СИСТЕМ
Уплотнительные опорные системы часто приходится менять. Эксплуатационники намерены улучшить условия эксплуатации уплотнений путем обеспечения надежности системы смазки и, тем самым,
увеличить срок годности уплотнений.
Концентрация CO2, млн-1
100
80
С углеродным циклом
60
40
20
Без углеродного цикла
Уплотнение
1900
1950
2000
2050
2100
Годы
Рис. 1. Концентрация CO2 в атмосфере за период с 1900 г. до
прогнозируемого 2100 г.
№10   октябрь 2008
Рис. 2. Схема расположения требуемых уплотнений в центробежном насосе
73
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
1
1
2
2
Рис. 3. Типичная схема с одним уплотнением в насосе, с промывочной жидкостью (1) и уплотнительной камерой (2)
V
Рис. 4. Типичная схема с двумя уплотнениями в насосе, показывающая вход промывочной жидкости (1) и основную камеру
(2). Два других отверстия соединены и служат входным и выходным каналом для барьерной жидкости
V
F1 Q/D
T1
V
T1
F0
F1 Q/D
Рис. 5. Рециркуляция потока через диафрагму и охладитель
в уплотнительную камеру (схема 21 API)
Международный стандарт API 682 (ISO21049) установил 26 схем обвязки труб. Эти и многие другие
варианты в основном подразделяют на две основные
группы.
Flush-Clean – (промывочная струя). Холодную
промывочную жидкость 1 вводят в уплотнительную
камеру 2 (рис. 3) для улучшения рабочих условий
был предусмотрен второй небольшой канал, нормально ориентированный вниз. Он обычно выполняет функции измерения утечек или служит для удаления воздуха.
Barrier or buffer (барьерный или буферный агент) –
вторичная жидкость, подается в пространство между
двумя камерами механических уплотнений, чтобы
препятствовать контакту окружающего воздуха с закачанной жидкостью, улучшить охлаждение уплотнения и повысить его надежность (рис. 4).
В то время как целью является охлаждение поверхности уплотнения, предполагается вводить холодную жидкость в горячий поток процесса. Вводимая
жидкость должна быть повторно нагрета, чтобы поддерживать необходимую температуру потока в процессе. Но большинство барьерных систем поглощает
тепло из процесса. Тогда осуществляют охлаждение
вторичной жидкости перед возвращением ее в уплотнение и корпус насоса. Если нет необходимости
в охлаждении жидкости в соответствии с этим методом, для проведения процесса требуется меньше
энергии. Следует отметить также, что часто для охлаждения жидкостей применяют поверхностные
теплообменники, которые обычно требуют создания
повышенного давления.
К применению уплотнительных опорных систем
необходим глубокий подход. Альтернативой может
стать улучшение энергетической эффективности
и значительное снижение стоимости энергии и «следов углерода». Относящиеся к этим проблемам ис74
Рис. 6. Рециркуляция в уплотнительную камеру через охладитель и обратно в уплотнительную камеру (схема 23 API)
следования проводятся в нескольких секторах промышленности. Исследования, приведенные в этой
статье, просто дополнены и усовершенствованы.
К другим методам относятся хорошо продуманные
альтернативные подходы к поддержанию надежности систем. Эти тенденции направлены на охрану окружающей среды, следовательно, они заслуживают
серьезного рассмотрения.
ЦИРКУЛЯЦИОННЫЙ НАСОС
Первый пример иллюстрирует различие эффективностей между двумя схемами трубопроводной
системы. Представим себе, что жидкостной механизм находится в высокотемпературной среде, где
простые уплотнения часто нуждаются в охлаждении
с целью надежной длительной службы. Охлаждение
может быть необходимо для ограничения температуры определенных элементов вторичного уплотнения (например, кольцевые уплотнения), которые выбирают на основе критерия химической стойкости.
Критерием может быть и температура, которая, если
ее превысить, активирует нежелательные отложения кокса или тенденции к полимеризации. Следует
отметить, что по такой схеме работают две системы
трубопроводов, обычно используемых в соответствии со схемами 21 и 23 API.
По схеме 21 API (рис. 5) жидкость перекачивается насосом через охладитель, пройдя измерительную
диафрагму, а затем попадает в уплотнительную камеру. Охладитель промывочной жидкости для уплотнения забирает тепло из потока. Однако, если эксплуатационная установка требует горячей жидкости, такое удаление тепла окажется благоприятным только
для уплотнения. В этом примере охлаждение потока
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
будет влиять на снижение общей энергетической
эффективности процесса.
Поэтому схема 23 API часто обеспечивает более
эффективное охлаждение механических уплотнений (рис. 6). В схеме 23 API жидкость рециркулирует
из уплотнительной камеры и далее через охладитель
поступает обратно в уплотнительную камеру.
Циркуляция осуществляется путем вращающегося кольца в уплотнительной камере. Кольцо может
быть выполнено как одно целое с механическим уплотнением. Вместо постоянного охлаждения части
потока охлаждают только уплотнительную камеру.
Это снижает нагрузку на охладитель.
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ
Рассмотрим применение насосов для котловой
воды в современной комбинированной системе тепло- и электростанции на бумажном комбинате. При
рабочей температуре 160 °C и давлении в уплотнительной камере 8 бар (1 бар=1×105 Па) это исследование иллюстрирует пример с двумя различными
жидкостными схемами. В то время как каждый из
двух примеров технически приемлем, один из них
более экономичен.
К насосам подобраны обычные уплотнения диаметром 85 мм и их поверхность также охлаждается
по схеме 21 API (см. рис. 5). Но срок службы этих уплотнений менее 12 мес. Программное обеспечение,
разработанное совместно с производителями охладителей и механических уплотнений, было применено в расчетах тепловой нагрузки по схемам 21 и 23.
Моделирование по схеме 21, показало, что уплотнение должно быть в рабочем состоянии при температуре в уплотнительной камере 108°C и тепловой
нагрузке охладителя выше 14 кВт.
Применяя те же основные рабочие параметры,
приходим к выводу, что современные механические уплотнения, оснащенные двунаправленными
приспособлениями и выполненные по схеме 23 API,
дают значительное повышение экономическое эффективности. Температура в уплотнительной камере была снижена от 180 до 47 °C. Тепловая нагрузка
на охладитель уменьшилась до 1,9 кВт (менее чем на
14 %). Снижение нагрузки на охладитель не уменьшает мощность, потребляемую насосом, однако
обеспечивает потенциальную экономию двух видов.
Во-первых, общая потребность в энергии для эксплуатации бойлера снижена до 12 кВт. Во-вторых, сниженная нагрузка на систему охлаждения водой для
поглощения тепла в итоге приводит к снижению стоимости технического обслуживания.
ПРИМЕНЕНИЕ НА судне СХЕМЫ 23
Использование системы на борту судна также
продемонстрировало снижение нагрузки на охладитель. Первоначальная установка по схеме 21 проработала менее 12 мес. из-за загрязнений охладителя
и повреждений. Затем, в соответствии со схемой 23
API, внесли изменения в схему; эти преобразования
позволили эксплуатировать систему с 2002 по 2007 гг.
В настоящее время никаких повреждений не зарегистрировано.
№10   октябрь 2008
Заслуживает внимания то, что стандарт API 682, 3
(ISO21049) разъясняет «оптимальное использование»
и предлагает решения для повышения надежности
нововведений, касающихся схемы 23 API.
Некоторые выдержки из промышленных стандартов по схеме 23 сформулированы следующим образом:
«…схемы выбора рабочих условий для воды, в том
числе и котловой»;
«…желательно в большинстве углеводородных
систем, где есть необходимость в охлаждении жидкостей, установить требуемые ограничения между
давлением паров жидкости и давлением в уплотнительной камере»;
«…эта нагрузка значительно меньше, чем нагрузка по схеме 21 API (сравнение со схемой 23 API. –
Прим. пер.); снижение нагрузки весьма желательно,
поскольку при этом удлиняется срок службы охладителя»;
«…промышленность имеет значительный негативный опыт в отношении схемы 21 API, поскольку
наблюдается постоянное засорение охладителя».
ВНЕДРЕНИЕ СХЕМЫ 23 API
Промышленное внедрение предпочтительной и
более эффективной схемы 23 осуществляется медленно, поскольку схему 21 все еще широко применяют. Это «традиция из прошлого», поскольку
десять лет назад уплотнения, выполненные по схеме 23, были очень дорогими. В калькуляцию обычно включают стоимость уплотнительных колец и
сложной тангециальной системы в уплотнительной камере. Однако технику современной механической обработки в сочетании с новыми модульными конструкциями – картриджами – (рис. 7)
по схеме 23 осуществлять гораздо легче на новых
и модифицированных насосах, чем по схеме 21.
Стоимость снижается благодаря полностью интегрированным насосным уплотнительным кольцам и
каналам в уплотнительном картридже. Кроме того,
усовершенствование эффективных двунаправленных насосных колец (рис. 8) в дальнейшем упрощает внедрение схемы 23 на многоступенчатом
центробежном насосе.
На Среднем Востоке для нефтехимического оборудования первоначально использовали предложенные конструкции по схеме 21. После демонстрации
возможностей потенциального энергосбережения
по схеме 23 спецификация схемы 21 была заменена
спецификацией схемы 23. Следует отметить, что схема 21 продолжает функционировать на производстве либо в силу чьей-то традиции, либо потому, что
капитальные затраты кажутся преобладающим фактором.
Такой подход часто заслуживает фундаментальной
переоценки в свете благоприятной эксплуатации и стоимости жизненного цикла системы по схеме 23 API.
СИСТЕМА ОЧИСТКИ ВОДЫ
Обычно очистку охлажденной воды проводят по
схеме 62 API (рисунок со схемой 62 API в статье не
приведен. – Прим. пер.). Вода из наружного источ75
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
Резервуар
для воды
На перерабатывающий завод
Рис. 7. Современное уплотнение (картридж) с охлаждением по
схеме 23
Рис. 9. Открытая система охлаждения, применяемая на установке очистки воды
Рис. 8. Двунаправленное уплотнение с циркулирующей жидкостью
Рис. 10. Альтернативная система управления подачей воды по
схеме 53 A
ника проходит между соответствующими механическими уплотнениями перед сбросом ее в дренажную
систему. Охлажденную жидкость обычно применяют, чтобы предотвратить накопленные на поверхности механического уплотнения твердые частицы,
чем повышают надежность уплотнения.
Применение охлажденной воды. Открытую систему охлаждения можно встретить во многих отраслях
(рис. 9) промышленности, в том числе в пивоваренной, нефтепереработке, переработке зерна, производстве табачных изделий, молочных фермах и на
химических предприятиях. Основным «двигателем»
для применения этой схемы является низкая первоначальная стоимость. Стоимостью воды и потребления энергии на очистку вытекающих потоков пренебрегать не следует.
Привлекательна альтернатива открытой системы – барьерная система, выполненная по схеме
53A API. Система снабжена эвапораторными насосами, установленными на перегонной установке.
Небольшие герметизированные резервуары (рис. 10
и 11), содержащие 10 л барьерной жидкости, установлены на каждом насосе. Система автономна.
Возможно, даже более важным является тот факт,
что не осуществляется никакая подготовка вытекающей жидкости. Подачу воды, приготовленной в соответствии с техническими условиями, в системе соединяли таким образом, чтобы она была герметична,
уровень в резервуаре поддерживался без ручного
управления. Стоимость обслуживания такой системы была значительно снижена. Воздушное пространство в резервуаре может служить в качестве
расширительного объема, уменьшая влияние изменения температуры. В случае прекращения подачи
воды воздушный объем в резервуаре и регулирующий клапан поддержат постоянное давление до тех
пор, пока подача воды не возобновится.
Расчеты показывают, что большая установка очистки сточных вод в Великобритании производительность
550 тыс. м3/сут потребляет примерно 0,15 кВт. ч/м3
электроэнергии. Очистка промышленных сточных
вод часто более сложная и требует меньше оборудования; потребление энергии для очистки выходящих потоков в кубических метрах, следовательно,
будет выше. Исследования, проведенные в институте
Канадской бумажной промышленности [3], показали,
что на современной бумажной фабрике очистка отработанной воды требует 0,86 кВт. ч/м3 электроэнергии.
Для промышленных процессов, связанных с очисткой
сточных вод, это вполне приемлемая величина.
Факторы выбросов углерода [4] связаны с потреблением электроэнергии при переработке углеводородов, в производстве ядерных топлив и т.д. Здесь
экономия 1 кВт. ч эквивалентна снижению выбросов CO2 в пределах 0,5 кг. Данные по выбросам CO2
в разных странах отличаются; например, в Южной
76
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
Рис. 11. Герметичный резервуар с барьерной жидкостью
Рис. 12. Уплотнения, применяемые в центробежном насосе
Африке опубликованы данные, где 1кВт. ч эквивалентен снижению 1 кг выбросов CO2.
Усовершенствуя уплотнения насосов от системы
открытого охлаждения до барьерной системы, избегают сбрасывания воды в количестве 1577 м3/год.
Это обеспечивает экономию мощности от 236 до
1352 кВт. ч/год; в Великобритании это оценивается
снижением выбросов CO2 от 118 до 676 кг, соответ­
ственно.
Очевидно, что всякий раз, как промышленные
предприятия производят собственные мощности за
счет получения сточных вод, мощность, сэкономленная на очистке отработанных вод, может найти лучшее применение. Технология управления водой, основанная на уплотнениях 53A API, оказалась достаточно
привлекательной. Чтобы добиться этой технологии по
схеме 54A API, за прошлое десятилетие было внесено
в схемы более 15 тыс. изменений. Это касается различных секторов промышленности. Промышленные
механические уплотнения, по всей вероятности, предотвратили выбросы CO2, составляющие многие тысячи тонн, как результат этих преобразований.
той же технологии. Потери воды через уплотнения
должны были соответствовать техническим условиям на воду, поступающую из установки очистки.
Температура питающей воды поддерживалась на
уровне 121 °C. Вода по техническим условиям должна быть химически чистой. Расчеты энергетических
потерь основаны на энергии, затрачиваемой на нагрев соответствующей техническим условиям воды
от 10 °C до температуры питающей воды 121 °C.
В этом примере на бойлерной установке сжигают
газ и потребности в тепловой энергии могут быть переведены на суммарный выход CO2. Вследствие снижения на установке числа обслуживающего персонала его участие было только в случае интенсивных
утечек. В результате средняя интенсивность утечек
стала равна примерно 1 л/мин на один сальник.
Энергосбережение. При утечках восьми насосов
(16 сальников) с интенсивностью в среднем 1 л/мин
были рассчитаны потери энергии, равные 124 кВт.
Установка работает 24 ч в сутки, 365 дней в году.
Годовые потери энергии составляют 1 086 240 кВт. ч.
Энергосбережение основано на тепловых потребностях и не включает стоимость энергии на очистку воды и деаэрацию насосной системы. Снижение
энергии не снижает мощность, потребляемую насосом, обеспечивает экономию в стоимости процесса
сгорания и бойлерных операциях.
Экономия CO2. Исследование процессов сгорания показали, что в 1 л нагретой воды выделяется
0,0282 кг CO2. С потерей 1 л/мин воды через сальник
(всего 16 сальников) рассчитали экономию 237 т CO2
в год. В сравнении, европейские высокоэффективные дизельные транспортные средства, в среднем
проходящие 20 тыс. км/год, будут выделять 3,2 т CO2
за год. Следовательно, экономия равна примерно
80 автомобилям, гоняющим по дорогам.
БОЙЛЕРНЫЙ СЫРЬЕВОЙ НАСОС
В этом примере рассматривается установка механического уплотнения в сырьевом насосе по схеме 23 API
вместо мягкого уплотнительного сальника (рис. 12).
Уплотнительный сальник. Чтобы предотвратить
трение, являющееся причиной повреждения сальников, уплотнительные сальники должны быть
пригнаны таким образом, чтобы допустить некоторые «утечки», обычно известные как медленное капельное подтекание, от одной до двух капель. Такие
«утечки», очевидно, способствуют охлаждению сальника и смазке контактной поверхности. Необходимо
следить за состоянием трущейся поверхности вала и
сальника и контролировать интенсивность утечек.
При этом необходим лабораторный контроль и квалификация лаборанта.
В этом исследовании рассмотрены бойлерные сырьевые насосы для нефтехимического оборудования
Великобритании. Насосы были установлены в конце
семидесятых годов и снабжены сальниковыми уплотнениями. Насосы – многоступенчатые как с приводом, так и без привода. Большинство насосов для
питающей воды были с сальниковыми уплотнениями
и многие из них продолжают эксплуатироваться по
№10   октябрь 2008
ОТКАЧИВАЮЩИЙ НАСОС ДЛЯ СУСПЕНЗИИ
Исследования [5] касаются горнодобывающей промышленности на месторождении Orapa
по добыче алмазов на площади сухой полупустыни
(Ботсвана). Существенное в процессе – перекачка
насосами суспензии кимберлита и силиката железа.
Они относятся к наиболее абразивным средам, перекачиваемым насосами и требующим применения
больших насосов для перекачки суспензий с сальниковой набивкой в металлических уплотнениях.
77
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
Резервуар
с водяным
затвором
Резервуар
180 м
Перекачивающий
насос (затраты
неизвестны)
Погружной насос,
88 тыс. кВт/год
Многоступенчатый
насос, 37 кВт
5 насосов
для суспензии
Рис. 13. Двойные уплотнения с наружной автономной системой
циркуляции воды
Рис. 14. Затраты электроэнергии на систему подачи воды на
месторождении Orapa (Ботсвана)
В насосах с сальниковой набивкой требуется ввод
промывочной воды (по рассмотренным выше схемам)
при скорости 60 л/мин, чтобы исключить суспензию
из уплотнительной камеры. Если по каким-либо причинам подать воду на сальники, они выходят из строя
обычно через 30 с. Только 10 % промывочной воды
используется после регенерации. Обычные агрегаты
из пяти насосов потребляют 134 млн л/год воды из
подземных источников. В связи с тем, что в течение
многих лет воду постоянно выкачивали из скважин,
уровень грунтовых вод был значительно снижен и запасы воды оказались под угрозой исчезновения. Были
рассмотрены варианты проведения трубопровода из
альтернативных источников воды. Наиболее эффективный вариант – строительство 600-километрового
трубопровода из Окованго Дельта к месторождению
Orapa стоимостью 30 млн долл. США. Однако такой
трубопровод может значительно снизить уровень
грунтовых вод в Окованго Дельта.
В восемнадцати насосах (первоначально) были
установлены двойные уплотнения с наружной автономной системой циркуляции воды, снижающей
расход воды и достигающий суммарную экономию
ее до 10 % (рис. 13).
Энергосбережение. В то время как основной причиной для преобразований была проблема истощения
водоносного горизонта, вторичная выгода сохранения энергии не принималась во внимание, т.е. в рассмотрении нуждалась сложная оригинальная схема
водяного охлаждения уплотнений. Схема типичного
расположения оборудования – одна из многих на
месторождении Orapa (рис. 14).
Обычно буровая скважина пробуривается на
250 м с водоносным горизонтом приблизительно на
180 м. Погружной насос подает воду в резервуар,
расположенный на поверхности, и имеет эффективность примерно 75 %. Многоступенчатый насос,
забирая воду из резервуара, увеличивает давление
на вводе воды в систему уплотнений. Рассчитанное
потребление этой системой энергии составляет 394 084 кВт/год. Генерирование мощности в
Африке в основном зависит от угля, экономия каждого киловатта эквивалента экономии 1 кг CO2, не
выброшенного в атмосферу. Переход на двойные
уплотнения позволил применить простую систему
рециркуляции с суммарным потреблением энергии
менее чет 30 тыс. кВт/год.
Следовательно, была достигнута ежегодная экономия энергии, равная 350 тыс. кВт. ч.
78
Авторы выражают благодарность A.Wallker, инженеру-механику компании Sabic UK Petrochemicals, R.Adam –
директору по продажам компании AESSAL pty and Peace
Katse Debwana за их участие в написании этой статьи.
Перевел А. Степанов
список литературы
1. Cox, P. M., R. A. Betts, C. D. Jones, S. A. Spall and I.
J. Totterdell, «Acceleration of global warming due to
carbon-cycle feedbacks in a coupled climate model»,
Nature, Vol. 408, 2000, pp. 184–187.
2. Pumps—Shaft Sealing Systems for Centrifugal
and Rotary Pumps, International Standard API 682
(ISO 21049), American Petroleum Institute, 3rd
Edition,September 2004.
3. D. W. Francis, M. T. Towers and T. C. Browne, Energy
Cost Reduction in the Pulp and Paper Industry—An
Energy Benchmarking Perspective, Pulp and Paper
Research Institute of Canada, The Office of Energy
Efficiency of Natural Resources Canada, 2002.
4. BNXS01: Carbon Emission Factors For UK Energy
Use (presently under consideration) Defra. Market
Transformation Program, Version 2.2, July 10, 2007.
5. Gurria, A., Water: How to Manage a Vital Resource,
Secretary-General, OECD, OECD FORUM May 14–15,
2007, Paris, France, www.oecd.org.
Richard Smith (Р. Смит), 21 год работает
в области технологии уплотнений и последние 17 лет в компании AESSEAL plc. В настоящее время м-р Смит занимает должность
директора компании. М-р Смит – член API
682 Task Force, где работает в четырех направлениях по проблемам в углеводородной технологии.
Имеет диплом инженера-конструктора в области автоматизации процессов.
Chris Booth (К. Бут), основал AESSEAL plc
Global Technology Centre в Великобритании.
Отработав 11 лет в химической промышленности, в 1993 г. он был принят на работу
в AESSEAL. М-р Бут – почетный член UK
Institution of Mechanical Engineering и имеет
степени: научную в технологии производств и администрирования в бизнесе.
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
ПРОГНОСТИЧЕСКОЕ
ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ
НА ОСНОВЕ ЗВУКОВЫХ СИГНАЛОВ:
НИЗКОЗАТРАТНЫЙ ПОДХОД
A.Goti, Мондрагонский университет, Испания
Электронный стетоскоп, цифровой рекордер и компьютерная программа позволяют выявлять и диагностировать на раннем этапе многие неисправности оборудования
Оптимизация промышленного технического обприятиях, заключается в выполнении вибрационслуживания имеет большое значение для эксплуатаного анализа для оценки состояния оборудования.
ции и управления предприятием. В процессе техниВ статье описаны работы, выполненные в рамках
ческого обслуживания измерения играют ключевую
исследовательского проекта с использованием виброль с точки зрения долгосрочной прибыльности
рационного анализа, фокусирующегося на проблеме
организации. Измерения (метрические и условные)
оптимизации технического обслуживания в услостановятся критически важной задачей для рукововиях производства. В статье исследуется жизнесподителей предприятий, поэтому изменению (ухудшесобность прогностического технического обслужинию) измеряемых параметров оборудования уделявания на основе обнаружения и преобразования
ется большое внимание со стороны ремонтно-технив цифровую форму звуковых волн (вместо выполнеческого персонала.
ния работы с использованием сигналов, собранных с
Специалисты, обеспечивающие надежность,
акселерометров). Задача исследования заключалась
стремятся к обновлению данных по улучшению
в правильности преобразования в цифровую форму,
эксплуатационных характеристик оборудования.
анализе и обработке звуковых волн, наряду с их инРуководители систем управления процессами стретеграцией благодаря дешевому и удобному для польмятся создать прогностические/проактивные подхозователя способу применения, разработанному спеды к управлению системами. Эти прогностические
циалистами компании.
инициативы имеют ряд преимуществ, например,
Этот подход был внедрен и испытан на пропозволяют экономить энергию и повышать произвомышленном предприятии Mondragon Corporation
дительность, снижать объем ремонтно-технических
Cooperativa (MCC) – третьей по обороту компании
работ или ускорять продолжительность этих дейсИспании, изготавливающей пластмассовые детали
твий. Тем не менее, преимущества в применении
для автомобилей и предметы домашнего обихода.
прогностических подходов для определения оставВ результате исследования были получены хорошие
шегося срока службы невелики. Прогностическое
результаты. Кроме того, простота разработанных
техническое обслуживание пока еще пользуется
средств позволила повысить квалификацию операсравнительно небольшим успехом.
торов, производящих измерения и снимающих покаОдна из основных
зания приборов. Таким
причин заключается в
образом, подтверждено,
сложности
определечто основанное на звуния степени ухудшения
ковых волнах прогноссостояния
отдельных
тическое
техническое
компонентов; что позвообслуживание является
лило бы определить вренедорогой и эффективмя предупредительного
ной альтернативой протехнического обслужигностическому техничесвания. В некоторых слукому обслуживанию на
чаях
прогностические
основе вибрации с учеспособы действительно
том затрат на подготовку
помогают успешно обобслуживающего персонаруживать возможные
нала.
отказы.
Формулирование
Общий
прогностипроблемы
ческий/проактивный
Исследование было
подход,
используемый Рис. 1. Электронный стетоскоп может применяться для оборусконцентрировано
на
на промышленных пред- дования неисправностей машин и оборудования
№10   октябрь 2008
79
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
вибрационном прогностическом техническом обслуживании и обработке сигналов с использованием основной библиографии по теории звуковых
сигналов. Начальный этап проекта был ориентирован на приобретение знаний по оборудованию, подлежащему техническому обслуживанию.
Основной вывод в результате изучения литературы заключался в возможности проведения прогностического технического обслуживания на основе звуковых сигналов. Поскольку эта технология
значительно дешевле, чем технология на основе
акселерометра, было интересно разработать прибор для проведения прогностического технического обслуживания. Очередные этапы проекта были
нацелены на выбор устройства для выполнения необходимой работы.
Вместо разработки прибора для выполнения работы было признано целесообразным изучить рынок приборов, основанных на вибрации и звуковых
волнах для анализа возможности приобретения устройства, способного выполнить поставленную задачу. В результате исследования выбор остановился на
электронном стетоскопе (рис. 1).
Электронный стетоскоп представляет собой
чувствительное слуховое устройство для локализации всех видов шумов работающего оборудова-
1,200
ния. Дребезжание клапанов, шум толкателей, стук
поршней, шум шестерен и насосов, наряду со срабатыванием реле и соленоидов – вот лишь некоторые из многих звуков и шумов, которые могут
быть отслежены и оценены с помощью этого устройства. Основной аргумент в пользу выбора этого
устройства – его низкая стоимость и возможность
подключения этого элемента к рекордеру звуковых волн.
Анализ с помощью стетоскопа-рекордера
Как упоминалось выше, возможно обнаружение неполадок и неисправностей оборудования,
если известны принципы его работы и механизмы
ухудшения его эксплуатационных характеристик.
Если с помощью стетоскопа можно услышать звук,
то его можно записать на цифровой рекордер.
Этот факт важен для сравнения измерений, содержащих информацию об эволюции зарождающегося отказа оборудования. Одним из простейших
способов записи звуковых волн, закодированных
стетоскопом, является его подключение к жесткому диску. Жесткий диск предназначен для записи,
хранения и воспроизведения звуковых волн. Этот
способ позволил регистрировать звуковые волны,
снятые с предварительно определенных точек измерения. После сохранения звуковых волн, относящихся к анализируемым точкам измерения, эти
волны должны быть введены в PC для выполнения
анализа.
Однако такой способ имеет некоторые ограничения. Электронный стетоскоп технически ограничен
1,000
Типичный отказ подшипника скольжения
800
мм/сек
600
400
200
12
10
8
6
4
2
0
0
0
200
250
Гц
300
350
400
Рис. 2. Реальный FFT-звуковых волн от записанного звукового
сигнала
мм/сек
Гц
1,500
2,000
2,500
800
700
600
12
400
10
8
300
6
200
100
0
0
50
100
150
Гц
200
250
300
Рис. 3. Типичный программный график обнаружения неисправностей
80
1,000
500
Типичная неисправность зубчатой передачи
4
2
0
500
2,050 2,100 2,150 2,200 2,250 2,300 2,350 2,400 2,450
Гц
Рис. 4. Интерпретация неисправностей по результатам обнаружения ухудшения эксплуатационных характеристик подшипника скольжения (BS)
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Динамика изменения общей эффективности применения
Сентябрь
Август
Июль
Июнь
Май
Апрель
Март
Февраль
Январь
Декабрь
Ноябрь
83
82
81
80
79
78
77
76
Октябрь
Общая эффективность применения, %
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
Период
Рис. 5. Ухудшение состояние подшипника, обнаруженное с помощью предлагаемой системы
Pиc. 6. Оценка повышения общей эффективности применения
системы на установке по окраске
в отборе частот ниже 10 Гц. Учитывая возможности записывающего устройства, необходимо анализировать ограничения подключения электронного стетоскопа к звуковой карте. В этом случае ввод
частоты звукового устройства ограничен 22,05 кГц
в моно-режиме. Рекомендации теории звуковых сигналов определяют удобство отбора сигналов, которые посылаются примерно в 10 раз медленнее, чем
обнаруженные частоты. Таким образом, установлен
предельный частотный отбор 2,2 кГц.
В результате этих двух ограничений система может работать в диапазоне ширины полос частот от
10 Гц до 22,05 кГц.
После анализа ограничений звуковой системы
потребовалась проверка функциональных способностей этой системы по идентификации типичных
неисправностей оборудования на анализируемом
объекте. В результате проверки была подтверждена
возможность идентификации с помощью предлагаемой системы большинства типичных неисправностей на конкретном объекте.
Таким образом, предлагаемый подход обеспечивает возможность записи звуковых волн, а, следовательно, и возможность сравнения записанных
звуков в случае измерений в аналогичных условиях
эксплуатации оборудования. Кроме того, существует
возможность анализа звуковых волн в соответствии
с принципами, применяемыми в техническом обслуживании на основе вибрации.
претации записанных сигналов. На начальном этапе
анализа компьютерная программа позволяет рассчитать среднюю величину акустической мощности и
коэффициент быстрой трансформации Фурье (fast
Fourier transform – FFT) звуковых волн, хранящихся
в PC. На рис. 2 показан пример FFT – записанного
звукового сигнала.
Разработанная методика содержит характеристики и конфигурацию исследуемого оборудования. В ней записаны реальные рабочие параметры
(скорость двигателей, питающих оборудование,
подлежащая исследованию и т.д.) с построением
графиков типичных неполадок исследуемого оборудования. С помощью этой методики можно сравнивать величины пиков, полученных с помощью
компьютерной программы. На рис. 3 показано применение методики с выходным графиком отказов
оборудования.
Сравнение теоретических и реальных FFTграфиков, как показано на примере, описанном
ниже, позволяет увидеть и определить возможный
отказной пик в области с детально очерченным FFTзвуковой волны. Компьютерная программа обеспечивает диагностику, подтверждающую неисправность шарикоподшипника (ball spin – BS).
Анализ, показанный на рис. 4, позволил обнаружить возникновение отказа подшипника, представленного на рис. 5.
Конструкция и внедрение
аналитических систем для звуковых волн
После подтверждения пригодности звуковой системы потребовалась разработка методики для анализа и интерпретации отбираемых звуков. С целью
гарантии внедрения проекта прогностического технического обслуживания важно разработать безвредные для пользователя методики. Только после
внедрения этих методик можно начинать записывать и анализировать звуковые волны.
В данном случае было использовано компьютерное программное обеспечение для анализа и интер№10   октябрь 2008
Анализ результатов
Для проведения прогностического технического
обслуживания требуется опыт. Поэтому одновременно с разработкой нового подхода осуществлялось обучение опытного специалиста и изучение
электронного стетоскопа. После шестимесячного
обучения оператор научился воспринимать начинающиеся ухудшения эксплуатационных характеристик оборудования.
Из вышеизложенного следует, что с помощью
предлагаемой системы даже обычный оператор
(без специальной подготовки) способен сравнить
FFT-звуковой волны машины с типичными отказа81
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
ми. Следовательно, если пик FFT-звуковой волны
совпадает с теоретическим пиком отказа, то можно идентифицировать проблему и принять соответствующие корректирующие или превентивные
меры.
Позже был разработан подход, в соответствии
с которым ремонтно-технический персонал предприятия, обученный восприятию начальных признаков неисправностей, мог научить технических персонал пользоваться этой новой аппаратурой.
Этот подход был внедрен и испытан на производственном предприятии, поставляющем пластмассовые детали для автомобильных заводов и предприятии, производящем предметы широкого потребления. На этом заводе возникли проблемы, связанные
с работой подшипников скольжения, подшипников
качания, вибрации, индуцированной потоками, шестернями, зубчатыми передачами, электрическими
приводами и приводными ремнями. Они были выявлены и успешно устранены. Благодаря проекту значительно повысилась эффективность эксплуатации
оборудования и общая экономическая эффективность завода. На рис. 6 показан пример повышения
общей эффективности использования оборудования
на установке по окраске изделий, выпускаемых на
этом предприятии.
В заключение следует подчеркнуть, что будучи
реализованным, этот исследовательский проект
показал, что прогностическое техническое обслуживание на основе звуковых волн является экономически оправданной и эффективной альтернативой прогностическому техническому обслуживанию, основанному на определении вибрации, как
по затратам, так и по подготовке обслуживающего
персонала.
Интерес, проявленный к этому проекту, вдохновляет исследователей на продолжение работ в области прогностического технического обслуживания.
Исследования будут ориентированы на определение
оптимальных пороговых условий технического обслуживания. В некоторых случаях прогностические
способы помогают успешно обнаружить начальные
симптомы потенциальных отказов оборудования.
Однако в большинстве случаев определять остаточный срок службы того или иного узла оборудования
достаточно сложно. Иными словами, нелегко определить, как долго та или иная деталь будет способна
исполнять свою функцию без риска возникновения
отказа. Следовательно, очень важно определить,
когда следует принимать корректирующие или превентивные меры по результатам обнаружения неисправностей.
Перевел Г. Липкин
список литературы
1. Goti, A., A. Oyarbide-Zubillaga and A. Sanchez,
«Optimizing preventive maintenance by combining
discrete event simulation and genetic algorithms»,
Hydrocarbon Processing, October 2007, pp. 115–122.
2. Juric, Z., A. Sanchez and A. Goti, «Money-based overall
equipment effectiveness», Hydrocarbon Processing, May
2006, pp. 43–46.
3. Bloch, H. P., «Enhancing equipment performance and
operating life: an update», Hydrocarbon Processing, May
2007, pp. 41–43.
4. Solomon, J., E. Couvillon and K. Van Camp, «Proactive
automation maintenance cuts engineering hours, averts
process problems», Hydrocarbon Processing, April 2007,
pp. 91–94.
5. Poe, W. A. and S. Mokhatab, «Model predictive control
for liquefied natural gas processing plants», Hydrocarbon
Processing, June 2007, pp. 85–90.
6. Sims, M., D. Lawrence, R. Sims and V. Rice,
«Multivariable predictive control without step testing»,
Hydrocarbon Processing, January 2007, pp. 87–90.
7. Medina, M. and C. Lau, «Fieldbus reinstrumentation project yelds significant benefits», Hydrocarbon
Processing, March 2007, pp. 39–42.
8. Kern, A. G., «Summiting with multivariable predictive
control», Hydrocarbon Processing, June 2007, pp. 63–
64.
9. Raynor, E. NASA Public Lessons Learned Entry: 0849
(http://www.nasa.gov/offices/oce/llis/0849.html),
2000.
10. Barbero, J., J. Blazquez and O. Vela, «Bubbles in the
sensing line of nuclear power plant pressure transmitters:
the shift of spectrum resonances», Nuclear Engineering
and Design, vol. 199, no. 3, 2000, pp. 327–334.
11. Nakajima, S., «Introduccion al TPM», PROGRAMA
DE DESARROLLO DEL TPM: Implantacion del
Mantenimiento Productivo Total, Tecnologias de
Gerencia y Produccion, S.A., Madrid, 1991.
Aitor Goti Elordi (А. Готи Элорди), имеет ученую степень доктора в области организации
производства. Располагает богатым опытом
и знаниями в области исследований средств
технического обслуживания оборудования.
ВЫСТАВКИ И СОБЫТИЯ
Декабрь
IADC, Well Control Middle East Conference
& Exhibition, Grand Hyatt, Muscat,
Oman, Dec. 2–3. (See box for contact information.)
OSEA 2008, 17th International Oil & Gas
Industry Exhibition & Conference,
82
SUNTEC, Singapore, Dec. 2–5. Contact:
OSEA2008, Phone: +65 6738 6776. Fax:
+65 6732 6776.
IADC, Drilling Gulf of Mexico Conference
& Exhibition, Moody Gardens Hotel &
Convention Center, Galveston, TX, Dec.
3–4. (See box for contact information.)
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: оптимизация процессов
ОПТИМИЗАЦИЯ АМИННЫХ
АБСОРБЦИОННЫХ СИСТЕМ*
R.Y. Urdaneta, J. Amaris, F. Pironti, Fluor, S.A. Madrid, Испания и L. Teiga, J. Inverno, J. Grilo, A. Pontinha, Retrogal, S. A.,
Синес, Португалия
Следуйте трем легким советам для повышения гибкости абсорбционных систем
Для оптимизации аминных абсорбционных установок требуется оценка нескольких ключевых параметров процесса, влияющих на эксплуатационные характеристики. Инженеры-технологи должны идентифицировать эти параметры для улучшения конечных
результатов. При исследовании на конкретном примере содержащиеся в предлагаемом материале рекомендации могут оказаться полезными применительно
к другим объектам аналогичного назначения.
Например, системная процедура, основанная на
анализе чувствительности процесса, применяется
в конкретном исследовании для оценки существующей абсорбционной тарельчатой колонны, используемой для удаления серы из сернистой рециркулирующей газообразной нафты диэтаноламином
(diethanolamine – DEA). Несмотря на то, что описан
частный случай, примененная методика может быть
распространена для оценки других аминных абсорбционных систем. DEA-абсорбер, исследуемый в данной статье, является частью установки гидроочистки
на НПЗ компании Petrogal, S.A., г. Синес, Португалия.
УСТАНОВКА
В целях анализа DEA-абсорбер был отделен от установки регенерации амина, которая связана еще с
двумя абсорбционными колоннами (для топливного
газа и СПГ), которые не относятся к установке гидроочистки. Отделение колонны упрощает анализ
проблемы и позволяет лучше понять ее чувствительность к изменениям параметров процесса. Таким образом, было легче идентифицировать те переменные,
которые главным образом влияют на эффективность
процесса, отбросив менее значимые процессы.
Поскольку планировалось повышение производительности установки гидроочистки в будущем,
задача заключалась в минимизации расхода DEA в
абсорбере установки гидроочистки для гарантирования нормального выхода амина. Кроме того, минимизация требуемого объема амина без ухудшения
эффективности процесса абсорбционной очистки
позволила снизить его потери, что составило одну из
значимых статей эксплуатационных затрат в процессах аминной очистки.
ПРЕДПОСЫЛКИ
Основные контрольные параметры аминных установок включают концентрацию амина, скорость
циркуляции амина, температуру тощего амина, пода*Сокращенный перевод. – Прим. ред.
№10   октябрь 2008
ваемого в абсорбер, и пара, генерируемого в ребойлере отпарной колонны. В соответствии с характеристиками процесса (например, свойства сернистого
газа, тип амина, давление в абсорбере, технологическая схема и т.д.) абсорбционная система может обнаруживать большую или меньшую чувствительность
ко всем этим параметрам.
Одним из основных параметров анализа процесса является концентрация сернистого газа в насыщенном амине, выходящем из нижней части абсорбера. Концентрация сернистого газа не должна
быть слишком высокой из-за потенциальных проблем коррозии. В случае применения DEA в качестве абсорбента концентрация сернистого газа
в аминном растворе не должна превышать 0,40 моль
сернистого газа на моль DEA. И наоборот, максимальная чистота газа должна находиться в равновесии с тощим аминным раствором, т.е. должна быть
гарантирована нагрузка на аминный раствор ниже
уровня, находящегося в равновесии с желаемой
чистотой продуктового газа. Рекомендуют брать
величины нагрузки на тощий амин для DEA в пределах от 0,15 до 0,07 моль кислого газа/моль DEA.
Водяной пар в регенераторе должен удовлетворять
этим ограничениям.
Теоретическая минимальная скорость циркуляции достигается, когда насыщенный амин, выходящий из абсорбера, находится в равновесии с поступающим сернистым газом. Однако адекватная движущая сила для массопередачи возможна для фактического расхода выше минимального. В результате, нагрузка на насыщенный раствор всегда ниже
типичных рекомендованных значений. Умеренную
конструкцию обычно дает 60–70%-ное приближение к равновесию в нижней части абсорбера.
Типичное максимальное целевое значение составляет 75 %, исходя из предположения, что результирующая нагрузка не превысит предельные коррозионные допуски оборудования.
Температура тощего амина в международной
практике обычно поддерживается на 5–11 % выше
температуры входящего сернистого газа во избежание конденсации углеводородов из сернистого
газа. И, в то же время температура тощего амина не
должна быть слишком высокой во избежание растворения сернистого газа в потоке тощего амина.
Следовательно, должен быть найден компромисс
между необходимостью охлаждения тощего аминного раствора и содержанием сероводорода (H2S)
в газе, подвергаемом очистке.
83
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: оптимизация процессов
Очищенный газ
4
7
16,7
бар
DEA абсорбер
(16,7–16,9 бар)
CW
На охлаждение
DEA
6
3
Сернистый
(неочищ.) газ
FC
LC
16,9
бар
1
КО-барабан
8
5
2
Насыщенный 9
амин
Тощий амин
Рис. 1. Технологическая схема исследуемой абсорбционной
системы с применением DEA
Повышение концентрации амина может быть выгодно, если концентрация, не превышает коррозионные пределы. Применение смесей аминов является
лучшей альтернативой для улучшения абсорбционной способности системы.
Abry и Dupart предлагают системный метод оптимизации установок аминной очистки. Для успешной
оптимизации аминной установки требуется сбор надежных данных с установки. Показателями для усовершенствования являются скорость циркуляции
и подача тепла в ребойлер. Системный метод предполагает первоначальный расчет целевых значений
для этих переменных, используя соотношения между проектными и текущими рабочими условиями. И,
наконец, оптимизированные значения для этих двух
параметров процесса обобщаются и оцениваются
с тем, чтобы были осуществлены другие ограничения процесса. Тем не менее, требуется дополнительный прогноз стабильности процесса.
Одним из важнейших аспектов спецификаций на
аминный процесс является содержание сернистых
компонентов в газе, подвергаемом обработке. Мы
можем обеспечить это как ограничение, гарантирующее стабильное значение для оптимальных рабочих условий даже, несмотря на отклонение в параметрах оптимизированного процесса.
ОПИСАНИЕ ПРОЦЕССА
На рис. 1 показана технологическая схема исследованного DEA-абсорбера. Это существующая схема, и она будет сохранена для будущих вариантов реконструкции. Неконденсированные пары в сернистом газе, главным образом, легкие углеводороды, водород и H2S направляются в КО-барабан, где происходит отделение увлеченной жидкости. В сернистом
газе нет СО2. H2S, содержащийся в паровом потоке,
абсорбируется в DEA-абсорбере, работающем под
давлением 16,9 бар (1 бар = 105 Па) и снабженный
20-клапанными тарелками. Пары поступают в нижнюю секцию, где они в противотоке контактируют
с тощим аминным потоком. Аминный поток охлаждают в холодильнике для DEA. Насыщенный амин из
нижней части абсорбера поступает на регенерацию
для последующей обработки.
Petrogal, S.A. планирует повысить скорость подачи сернистого газа в абсорбер во время будущей
реконструкции системы. Рассмотрены несколько
случаев реконструкции. В данной статье мы рассматриваем конкретный случай, характеризующийся
самым высоким содержанием H2S в сернистом газе.
В табл. 1 перечислены некоторые спецификации на
сернистый газ, а в табл. 2 приведены условия для тощего амина в случае реконструкции.
АНАЛИЗ ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ
МЕТОДОМ МОДЕЛИРОВАНИЯ
Для анализа состояния абсорбера был использован имеющийся в продаже комплект программного
обеспечения. Как упомянуто выше, кратность циркуляции аминного раствора является одним из двух типичных параметров процесса, нуждающихся в оптимизации. Если мы стремимся к минимальному содержанию H2S в очищенном газе и гарантированному
отсутствию существенных изменений в содержании
сероводорода при изменении кратности циркуляции
тощего аминного раствора, то должен быть идентифицирован оптимум, и этот оптимум также является
условием стабильности процесса. Для исследуемой
установки стабильность считается оптимальной,
если содержание H2S в паровой фазе верхней части
колонны составляет менее 20 моль/млн-1.
Для оценки влияния на абсорбционную способность при изменении расхода тощего амина были
отобраны три параметра процесса. Этими переменТаблица 2. Характеристика аминного раствора для варианта
реконструкции абсорбера
Таблица 1. Характеристика сернистого газа для варианта реконструкции абсорбера
Показатель
Температура, °С
Давление, бар
Расход, кг/ч
42
16,9
7157
Содержание амина, масс. %
DEA
20
Расчетное количество амина, моль
H2S/моль DEA
0,01
Расчетное количество насыщенного амина, моль
H2S/моль DEA
0,48
Температура тощего амина, °С
52
H2S, моль %
0,436
Давление тощего амина на входе в абсорбер, бар
19
H2, моль %
94,78
Температура тощего амина на входе в абсорбер, °С
68
Мольный расход, кмоль/ч
84
Значение
Тип
1583,4
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: оптимизация процессов
ными являются: эффективность процесса, температура тощего амина и количество тощего амина в системе. Эти параметры процесса влияют на конечное
содержание H2S в очищенном газе.
При моделировании аминной системы общая
эффективность тарелок (33 %) обычно применяется для вычислений. Общую эффективность тарелок
определяют как отношение между числом теоретических тарелок и фактическим числом реальных тарелок.
Изменения эффективности в действующей колонне во время эксплуатации могут быть вызваны
изменениями качества амина, (содержание твердых
примесей, вспенивание и т.д.). Поэтому инженерытехнологи должны прогнозировать стабильность
абсорбционной способности системы в случае подобных изменений. В соответствии с программным
обеспечением эффективность абсорбционной колонны принимается за 33 % для абсорбера, имеющего 20 реальных тарелок, 7 теоретических тарелок моделируются с отношением 3:1 для каждой
тарелки.
Моделирование на основе текущих
эксплуатационных данных
В течение двух недель собирали фактические
данные по эксплуатации установки для проверки
надежности программы моделирования и оценки
текущих изменений в эффективности процесса.
В результате статистического анализа собранных
данных были выявлены три различных периода
измерений, которые показали различные характеристики сернистого газа. В данной статье они
названы – пробег очищенного газа, пробег А –
сернистого газа, пробег В – сернистого газа. Для
каждого из этих периодов были вычислены среднеарифметические значения переменных процесса, и
были исключены экстремальные (или ненадежные)
значения.
В табл. 3 показаны основные среднеарифметические характеристики сернистого газа для этих
пробегов. В табл. 4 приведены средние характеристики тощего амина. На основании имеющихся данных по свойствам тощего амина и сернистого газа
Таблица 3. Средние характеристики сернистого газа в варианте реконструкции абсорбера
Показатель
Пробег
очищенного
газа
Пробег А
сернистого
газа
Пробег В
сернистого
газа
(температура, давление и расход), а также по содержанию H2S в очищенном газе были смоделированы
эффективности нескольких тарелок в колонне для
определения эффективности, при которой вычислено известное содержание H2S в очищенном газе в
верхней части колонны. Программное обеспечение
подбирает основные переменные процесса с отклонениями менее, чем на 2 %. Самые большие расхождения наблюдались в содержании H2S в верхней части колонны в пробеге очищенного газа (на 2,6 млн-1)
и в количестве насыщенного амина в пробеге В (на
0,028 моль H2S/моль DEA). В табл. 5 показаны расчетные данные общей эффективности тарелок.
В табл. 5 приведены расчеты эффективности
тарелок, позволяющие подбирать измеренные эксплуатационные характеристики методом моделирования. Они относятся к значениям, обыкновенно
сообщаемым в литературе по аминным абсорбционным колоннам. Кроме того, одновременно с этим
было доказано, что изменения в эффективности тарелок могут происходить в процессе эксплуатации
абсорбера, следовательно, для вариантов будущей
реконструкции такие изменения необходимо учитывать с целью оптимизации расхода тощего амина.
В табл. 4 показано, что количество требуемых тощих и насыщенных аминов могут также изменяться
в процессе эксплуатации. Количество тощего амина может быть намного выше проектных значений
в варианте реконструкции (см. табл. 2). Не забывайте: любое дополнительное содержание сернистого
газа в тощем амином растворе отрицательно влияет
на абсорбционную способность системы, вследствие чего повышается содержание H2S в газе, отбираемом в верхней части колонны. Как видно из
табл. 5, содержание H2S в верхней части колонны
Таблица 4. Характеристики аминного раствора в текучем
(существующем) варианте
Показатель
Пробег
очищенного
газа
Пробег А
сернистого
газа
Пробег В
сернистого
газа
Тип амина
DEA
DEA
DEA
Содержание
амина, масс. %
27,6
29,2
28,3
Количество
тощего амина,
моль H2S/моль
DEA
0,016
0,020
0,034
0,1127
0,2371
0,1503
Температура амина
на выходе из
холодильника, °С
54,6
55,6
55,4
Количество
насыщенного
амина, моль H2S/
моль DEA
Температура, °С
44,6
45,4
45,5
Давление, бар
16,9
16,9
16,9
Расход, кг/ч
5512,7
5029,2
5941,4
Молярный
расход, кмоль/ч
1936,4
1931,6
1897,2
Давление тощего
амина на входе,
бар
19,3
19,3
19,3
H2S, моль%
0,071
0,168
0,112
62,8
67,1
64,6
H2, моль %
98,7
98,3
98,1
Температура
тощего амина на
входе, °С
№10   октябрь 2008
85
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: оптимизация процессов
Таблица 5. Расчетные данные общей эффективности тарелок в существующем варианте
Пробег
в процессе
кмоль/ч
м3/ч
Общая
эффективность
тарелок, %
20
215,42
4,96
20
Пробег А
сернистого газа
164,7
201,95
4,71
25
Пробег В
сернистого газа
52,5
222,03
5,13
33
Пробег
очищенного газа
H2S, млн-1
в верхней
колонны
Расход тощего
амина
изменяется в разных пробегах. Самое низкое значение получают в пробеге с очищенным газом, что,
в сущности, является следствием двух фактов.
Сернистый газ содержит самое низкое количество H2S.
Количество тощего амина также было на самых
низких уровнях в исследуемых периодах.
Самое высокое содержание H2S в продукте, отбираемом с верха колонны, соответствует пробегу,
в котором сернистый газ содержит самое большое
количество H2S, т.е. пробегу А с сернистым газом.
ОБЩАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ТАРЕЛОК
Первым анализируемым параметром, применительно к будущей реконструкции, является эффективность процесса, т.е. общая эффективность тарелок. Цель заключается в определении диапазона расхода амина, который позволяет снижать содержание
H2S в очищенном газе при одновременном достижении стабильности по мере изменения эффективности
процесса.
На рис. 2 показаны кривые чувствительности в
варианте реконструкции применительно к общей
эффективности тарелок. Количество тощего амина
и температура соответствуют значениям из табл. 2.
Температура тощего амина подобрана таким обра-
зом, чтобы она была выше температуры сернистого газа на 10 °С.
Как и следовало ожидать, при
Тощий Насыщенданном расходе тощего амина, чем
амин,
ный
ниже эффективность абсорбции,
%
амин, %
тем выше содержание H2S в очищенном газе. Поэтому кривая при
69,5
14
20 % эффективности расположена
выше кривой при 33 % эффективности. Вид кривой также важен.
12,1
91
На рис. 2 для слишком низких расходов тощего амина, наблюдается
97,1
71,3
практически асимптоматическое
повышение содержание H2S в продукте, отбираемом с верха абсорбционной колонны.
В исследуемом варианте, в котором только 33%ная эффективность рассматривалась для моделиТаблица 6. Анализ чувствительности, связанной с общей эффективностью тарелок, применительно к варианту рекон­
струкции абсорбера
Эффективность тарелок, %
84,9
76,5
86,8
76,7
Вариант с низким
содержанием H2S, %
4,9
18,3
97,9
100
Содержание H2S
в насыщенном аминном
растворе
0,421
0,382
0,430
0,385
Содержание H2S в газе,
отбираемом с верха
колонны млн-1 (вес.)
110
29,52
5,51
5,42
400
450
400
450
8,5
9,6
8,5
9,6
Расход тощего амина
кмоль/ч
м /ч
3
Содержание H2S в очищенном
газе, млн-1 (вес.)
Содержание H2S в очищенном
газе, млн-1 (вес.)
30
Эффект. тарелок 33%
Эффект. тарелок 20%
140
120
100
80
60
40
300
400 500 600 700 800
Расход тощего амина, кмоль/ч
900
1,000
Рис. 2. Кривые чувствительности, связанные с общей эффективностью тарелок, применительно к варианту реконструкции
абсорбера
86
33
Вариант с высоким
содержанием H2S, %
160
20
0
200
20
Эффект. 20%; 52°С
Эффект. 20%; 57°С
Эффект. 33%; 47°С
Эффект. 33%; 52°С
Эффект. 33%; 55°С
Эффект. 33%; 57°С
25
20
15
10
5
0
200
300
400
500
600
700
800
Расход тощего амина, кмоль/ч
900
1,000
Рис. 3. Кривые чувствительности, связанные с температурой
тощего аминного раствора, применительно к варианту реконструкции
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: оптимизация процессов
Таблица 7. Чувствительность процесса к температуре тощего
аминного раствора
57
47
Общая эффективность
тарелок, %
20
33
Содержание H2S в верхней
части колонны, млн-1 (вес.)
12,8
4,7
Потребность в охлаждении,
ккал/ч
1155 × 105
2187 × 105
Таблица 8. Чувствительность процесса при расходе амина
11 м3/ч и температуре тощего аминного раствора 52 °С
Расход амина,
моль H2S/
моль DEA
Содержание H2S в очищенном газе,
млн-1 (вес.) при общей эффективности
тарелок, %
20
33
0,01
10,02
4,74
0,014
13,06
7,10
0,019
20,91
11,97
0,023
30,45
17,92
0,026
37,74
22,48
0,031
50,01
30,20
рования, могут расходоваться 400–450 кмоль/ч по
соображениям содержания H2S и стабильности.
В табл. 6 приведены значения общей эффективности
для этого диапазона расхода амина.
ТЕМПЕРАТУРА ТОЩЕГО АМИНА
На этом этапе оценивается чувствительность
процесса к изменяющейся температуре потока амина. Как указано выше, температуру тощего амина
поддерживают на 5–11 °С выше температуры сернистого газа. Максимальное колебание содержания
H2S в верхней части колонны не должно превышать
20 фут (1 фут = 0,3048 м). На рис. 3 показаны кривые чувствительности процесса к температуре потока тощего аминного раствора применительно
к варианту реконструкции абсорбера по двум ограничениям по эффективности абсорбции. Из рис. 3
видно, что форма кривой не изменяется с изменением температуры аминного потока. Влияние температуры на содержание H2S в очищенном газе,
отбираемом с верха колонны, также незначительно
для двух вариантов эффективности абсорбции –
20 и 33 %.
Следовательно, при реконструкции абсорбера
можно снизить расход энергии на охлаждение, и холодильник абсорбера может быть использован для
других целей в будущем.
№10   октябрь 2008
Содержание H2S в очищенном
газе, млн-1 (вес.)
Температура тощего амина, °С
160
Эффект. 20%, 52°С
Эффект. 20%, 57°С
Эффект. 33%, 52°С
Эффект. 33%, 57°С
140
120
100
80
60
40
20
0
200
300
400 500 600 700 800
Расход тощего амина, кмоль/ч
900
1,000
Рис. 4. Кривые чувствительности, связанные с количественным отношением 0,023 моль H2S/моль DEA, применительно к
варианту реконструкции
Влияние температур тощего амина на систему можно количественно выразить при расходе
515 кмоль/ч (11 м3/ч). В табл. 7 показаны потребности в охлаждении и содержание H2S в очищенном газе
для двух экстремальных условий, т.е. при 33 % и 47 °С
в тощем амине и при 20 % и 57 °С в тощем амине.
Несмотря на то, что эффективность колонны не влияет на потребности в охлаждении, она все же влияет
на содержание H2S в верхней части колонны.
Как видно из табл. 7, снижение температуры
аминного раствора с 57 до 47 °С повышает потребность в охлаждении на 89 %, тогда как содержание
H2S в верхней части колонны снижается только на
8 млн-1.
КОЛИЧЕСТВО ТОЩЕГО АМИНА
Исследовано влияние изменений в количественном содержании амина в циркулирующем аминном
растворе на эффективность абсорбции. В результате исследования установлено, что при максимальном повышении содержания H2S на 20 млн-1 (вес.)
при 33%-ной эффективности тарелок, цель может
быть достигнута при количественном соотношении 0,023 моль H2S/моль DEA. Установлено также,
что расход амина в подобном варианте должен по
возможности поддерживаться на уровне близком
к 11 м3/ч. Если расход амина увеличивается на 10 %,
то содержание H2S в очищенном газе находится в
пределах 20–30 млн-1 при эффективности процесса
выше 20 % и температуре тощего аминного раствора
между 52 и 57 °С (табл. 8, рис. 4).
РЕКОМЕНДАЦИИ
Системная методика для оценки и оптимизации
аминного абсорбера для определения условий будущей реконструкции может быть основана на
анализе чувствительности к изменениям основных
параметров процесса. Графическое представление
кривых чувствительности позволяет определить
минимальный расход амина, гарантирующий минимальное содержание H2S в очищенном газе, отбираемом с верха абсорбера, а также стабильность
87
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: оптимизация процессов
процесса при изменении условий очистки газа.
Следовательно, с помощью анализа чувствительности абсорбционной колонны легко можно идентифицировать ограничения и гибкость абсорб­
ционной системы. Эта методика может быть распространена на другие аминные абсорбционные
системы. В эту методику могут быть дополнительно включены другие ступени анализа процесса, например, анализ чувствительности, связанный с составом аминного раствора, температурой сернистого газа или даже с различными типами аминов
или смесями аминов.
Перевел Г. Липкин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Bullin, J. A., J. C. Polasek and J. W. Holmes,
«Optimization of New and Existing Amine Gas
Sweetening Plants Using Computer Simulation», 60th
Gas Processors Annual Convention, Tulsa, Oklahoma,
1981, pp. 142–148.
2. Lunsford, K. M. and J. A. Bullin, «Optimization of
Amine Sweetening Units», 1996 AIChE Spring National
Meeting, New York.
3. Abry, R. G. F. and R. S. Dupart, «Amine plant troubleshooting and optimization», Hydrocarbon Processing,
April 1995, pp. 41–50.
4. Keller, A. and B. Scott, «How efficient are refinery
amine units?», Hydrocarbon Processing, April 1995, pp.
91–93.
5. Kaes, G. L., Refinery Process Modeling, First Ed., Kaes
Enterprises, Inc., 2000.
6. Nielsen, R. B., J. Rogers, J. A. Bullin and K. J. Duewall,
«Treat LPGs with Amines», Hydrocarbon Processing,
September 1997, pp. 49–59.
7. Bryan Research & Engineering, «Promax Help v1.2.»,
Bryan Research & Engineering, Inc., Bryan, Texas,
2002.
8. Polasek, J. C., J. A. Bullin and S. T. Donnelly,
Proceedings of the 1982 AIChE Spring National
Meeting, New York.
Rosa Y. Urdaneta (Р. Урданета), инженер-технолог на
FLUOR SA, Мадрид. Изучала химическую технологию
в Венесуэле. Работала инженером-технологом в венесуэльской нефтехимической промышленности (производство
удобрений). Имеет ученую степень доктора по моделированию процессов от Аахенского университета, Германия.
Д-р Урданета успешно разработала методику расчетов при
проектировании и анализе сложных дистилляционных
процессов.
Leonor Teiga (Л. Тейга), инженер-проектировщик на
НПЗ компании Petrogal в г. Синес, Португалия, ведущая
проектирование установки паровой конверсии. Имеет
17-летний опыт работы по проектированию, мониторингу и системам управления нескольких технологических
установок, включая подземное хранение сжиженного
природного газа, обессеривание бензина, автоматизацию
резервуарных парков. Имеет ученую степень магистра
в области химических технологий от Лиссабонского университета.
88
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: оптимизация процессов
УВЕЛИЧЕНИЕ ОТБОРА
ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА*
A.W. Sloley, CH2M HILL, Беллингхем, шт. Вашингтон
Новые подходы к регулированию установок атмосферной перегонки с целью увеличения выхода дизельного
топлива
Традиционно на НПЗ дизельное топливо получают непосредственно с установок атмосферной перегонки. Изменение качества дизельного топлива и
рост его потребления приводят к тому, что традиционный способ получения дизельного топлива не в состоянии удовлетворять неуклонно растущий на него
спрос. Чем меньше ступеней обработки, тем лучше
качество дизельного топлива и тем легче проходит
его последующая очистка. Отбор дизельного топлива
с установки ККФ приводит к его удорожанию, а топливо с установки вакуумной перегонки ограничивает производительность на последующих ступенях
переработки.
Для проектов, связанных с реконструкцией технологических установок, создание дополнительных
альтернативных источников производства дизельного топлива позволяет увеличивать его выходы и снижать капитальные затраты.
Рыночные движущие силы
Рыночные рычаги продолжают увеличивать потребление дизельного топлива и потенциальные прибыли. Многие НПЗ имеют большие объемы неотбираемого прямогонного дизельного топлива. Отбор этого
топлива повышает его стоимость и «расшивает» узкие
места в последующих установках в схемах НПЗ.
Экономические движущие силы. Важнейшими
экономическими факторами являются производительность существующих технологических установок, ограничения при компаундировании, влияющие
на разгонку и температуру помутнения, качество
нефти и стоимость дизельного топлива на местных
рынках.
Совершенствование производства
дизельного топлива
По разным причинам нефтепереработчики стремятся к увеличению отбора дизельного топлива.
К этим силам относятся сдвиг в балансах потребления продуктов и расширение производственных
мощностей. Кроме того, совершенствование фракционирования дизельных топлив связано с оптимизацией процесса смешения и с требованиями по предельному содержанию серы в дизельном топливе.
Рыночные движущие силы. Произошел серьезный сдвиг в потреблении нефтепродуктов в пользу
дизельного топлива. В этом сдвиге лидирует Европа.
На протяжении более 10 последних лет потребление
*Сокращенный перевод. – Прим. ред.
№10   октябрь 2008
дизельного топлива в Европе намного опережало
потребление бензина по темпам роста. В частности,
потребление дизельного топлива в среднем увеличивалось на 4 % в год, тогда как потребление бензина
вплоть до 1998 г. увеличивалось на 1,4 %, затем начало снижаться на 2,3 % в год. В 1990 г. 14 % легковых
автомобилей, проданных в Европе, были снабжены
дизельными двигателями, а в 2005 г. доля новых дизельных автомобилей составила более 50 %.
В США наблюдаются аналогичные тенденции
в дизелизации автомобильного парка. На период
2006–2010 гг. прогнозируется средний прирост потребления бензина на 1,6 % в год, а на период 2011–
2015 гг. только на 0,7 % в год. Резкий рост цен на бензин тормозил рост потребления бензина только на
0,3 % (например, в 2005 г.).
В США потребление дизельного топлива за период с 1991 г. до 2006 г. увеличивалось на 3,9 %/год по
сравнению с 1,5 %/год на бензин. Даже по скромным
оценкам, рост потребления дизельного топлива отражает рост потребления бензина на 0,4%.
Казалось бы, несмотря на небольшую разницу,
важны не абсолютные данные, а тенденция. В США
возникает напряженность в снабжении дизельным
топливом. Аналогичные тенденции будут продолжаться в Европе. Для снижения общего потребления
топлив азиатские рынки, вероятно, также будут вынуждены следовать этой тенденции. Мировой рынок
будет стимулировать нефтепереработчиков к сдвигу
производства от бензина к дизельному топливу.
Расширение
производственных
мощностей
(и улу­чшение качества). Отбор дизельного топлива
с установки АВТ может расширить узкие места на
установках вторичной переработки. Дизельное топливо, попадающее в газойль с установки АВТ, загружает мощности каталитического крекинга в псевдоожиженном слое и гидрокрекинга. Унос дизельного
топлива с установки АВТ в ККФ снижает долю прямогонного дизельного топлива в фонде средних дистиллятов и увеличивает выход легкого рециркулирующего газойля с установки ККФ. Некоторые НПЗ
вследствие этого испытывают трудности в обеспечении требуемых цетановых характеристик.
Цетановые числа прямогонного дизельного топлива составляют 40–60, тогда как цетановые числа
легкого газойля только 20–30. Увеличение выхода
дизельного топлива с установки АВТ вместо ККФ
увеличивает цетановые характеристики всего
фонда средних дистиллятов. Нефтепереработчики
выигрывают от увеличения выхода прямогонного
дизельного топлива.
89
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: оптимизация процессов
Для нефтеперерабатывающих компаний, обслуживающих рынки с холодным климатом, температура помутнения компонентов смешения часто является лимитирующим фактором. Температура помутнения компонентов смешения очень чувствительна к
небольшим количествам тяжелых примесей. Четкая
ректификация продуктовых потоков значительно
улучшает температуру помутнения компонентов
смешения.
В зависимости от конфигурации НПЗ, качества
сырья и местных рынков, эффекты вторичного выхода могут также иметь важное значение. На установке ККФ часть дизельного топлива, содержащаяся в сырье, всегда превращается в другие продукты.
Поскольку цены на дизельное топливо начали превышать цены на бензин во многих регионах, снижение потерь топлива с сырьем ККФ повышает общую
прибыльность НПЗ.
Оптимизация
процесса
обессеривания.
Повышение отбора прямогонного дизельного топлива может позволить оптимизацию установок вторичной переработки. Улучшенное фракционирование может селективно выдавать потоки дизельного
топлива с различными уровнями обессеривания.
Преимущества могут заключаться либо в более глубоком обессеривании того же объема дизельного
топлива и повышении производительности установок гидроочистки, либо в создании многочисленных
потоков топлива, причем каждое из этих преимуществ может способствовать оптимальному обессериванию.
Традиционный подход к производству дизельного топлива. На обычных установках АВТ дизельное
топливо отбирают как боковую фракцию из атмосферной колонны. На рис. 1 изображена схема обычной установки. На рисунке показана атмосферная
колонна, за которой следует вакуумная установка.
Дизельное топливо может быть либо продуктом, отбираемым из нижней части атмосферной колонны,
либо в виде атмосферного газойля, отбираемого
ниже точки отбора дизельного топлива.
Для определения количества дизельного топлива,
оставшегося в атмосферном газойле и в остаточных
продуктах, необходимо учитывать конфигурацию
процесса, спецификации на продукты и предельные
условия эксплуатации оборудования. На рис. 2 показаны две конфигурации. Варианты А и В это реальные установки до реконструкции. В варианте А
атмосферный газойль (atmospheric gasoil – AGO) –
самый нижний продукт. В варианте В самым нижним продуктом является дизельное топливо. В табл.
1 и 2 приведены выходы и разгонки для дизельного
топлива, AGO атмосферного остатка (atmospheric reduced crude – ARC) мазута, легкого и тяжелого вакуумного газойля для двух установок. Показанная
разгонка служит базовой линией, соответствующей
выходам целевых продуктов. Расчетные кривые разгонки очень близки к фактическим условиям эксплуатации.
Фактическое эксплуатационное ограничение установки варианта А связано с концом кипения дизельного топлива, направляемого на установку гид90
Прямогонный бензин
Тяжелая нафта
Атмосферная
колонна
Керосин
Сырье
Некондиционный
нефтепродукт
Дизтопливо
Атмосферный
газойль
LVGO*
Печь
HVGO**
Атмосферный
остаток (мазут)
Вакуумный
остаток
(гудрон)
Печь
Вакуумная
колонна
* Легкий вакуумный газойль (light vacuum gasoil – LVGO)
** Тяжелый вакуумный газойль (heavy vacuum gasoil – HVGO)
Рис. 1. Основные точки отбора дизельного топлива на установке АВТ
Атмосферные
пары
A
Орошение
Атмосферная
колонна
Дизельное топливо
на орошение
Пары из отпарного
барабана
Отп. кол.
для керосина
Водяной пар
Керосин
(продукт)
Водяной пар
ОКДТ
AGO на орошение
Отпаренная нефть из печи
Водяной пар
Водяной
пар
Дизтопливо
(продукт)
Отпарная
AGO
колонна
(продукт)
AGO
Атмосферные
остатки
Тяжелая нафта
Атмосферная
из колонны
мгновенного испарения колонна
B
Атмосферные
пары
Отпарная
колонна
для керосина
Керосин на орош.
Водяной пар
Пары из
отпарного барабана
Водяной
пар
Отпаренная нефть из печи
Водяной пар
Атмосферные
остатки
Керосин
(продукт)
AGO (продукт)
Отпарная колонна для
дизельного топлива (ОКДТ)
Рис. 2. Установки А и В атмосферной перегонки до рекон­
струкции
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: оптимизация процессов
ных способов увеличения отбора дизельного топлироочистки. Это ограничение является общим для
ва. К этим альтернативным точкам могут относитьустановок с незначительным фракционированием
ся отбор газойля из атмосферной колонны, колонны
между дизельным топливом и атмосферным газойвакуумной предварительной отгонки и из вакуумной
лем или установок с напряженными условиями гидколонны. Каждая из этих конфигураций имеет спероочистки.
цифические преимущества и затраты. Для модифиВ табл. 1 перечислены возможные источники докации существующей установки необходимо располнительного отбора дизельного топлива при услосматривать каждую отдельную установку применивии, что на последующих установках гидроочистки
тельно к конкретным целям и задачам предстоящей
можно было бы использовать более тяжелое сырье.
реконструкции. Каждый НПЗ имеет свои специфиВыход дизельного топлива увеличивается с 15,56 до
ческие ограничения. Мерить все на «один аршин»
18,08 %. Причем никакой модификации установки
АВТ не требуется.
Эксплуатационные
ограниТаблица 1. Типичные выходы дизельного топлива и AGO: низкий отбор дизельного
чения установки варианта В затоплива – установка варианта А
ключались в возможности функционирования секции обработки
Установка
Истинная температура кипения, °F*
в паровой секции атмосферной
Разгонка,
об.
%
Дизельное
Атмосферный
Атмосферный
Легкий
Тяжелый
колонны. Уменьшенный диаметр
топливо
газойль
остаток
вакуумный
вакуумный
секции выше точки ввода сырья
газойль
газойль
затрудняло обработку паровой
5
386
370
527
405
667
фазы. При проектной мощности
температуру сырья снижали во
10
437
469
608
466
700
избежание захлебывания колон30
494
584
771
575
773
ны. Дизельное топливо специаль50
532
649
882
642
826
но оставляли в сырье, подаваемом
70
576
702
1,020
700
868
в вакуумную колонну, для поддержания общей производитель90
645
774
774
937
ности НПЗ.
95
681
814
813
971
Многие установки страдают
98
746
883
882
1,039
от подобных ограничений. Как в
Выход, об. %
15,56
5,80
35,40
7,78
10,10
табл. 1, так и в табл. 2, показано,
что значительная часть дизельV668, об. %
57,0
17,3
58,8
5,1
ного топлива иногда минует атV668 C, об. %
3,31
6,12
4,57
0,52
мосферную колонну и попадает
Установка
Истинная
температура
кипения
при
90
об.
%**
в продукты с последующих установок. Увлеченное дизельное
Разгонка, об. % Дизельное Атмосферный
Атмосферный
Легкий
Тяжелый
топливо
газойль
остаток
вакуумный
вакуумный
топливо часто оказывается в сыгазойль
газойль
рье ККФ или гидрокрекинга. Это
снижает производительность ус5
386
378
527
405
667
тановок вторичной переработки и
10
440
479
608
466
700
приводит к потерям целевых про30
499
605
771
575
773
дуктов.
50
541
674
882
642
826
Отбор дизельного топлива.
Существуют пять подходов к уве70
588
722
1,020
700
868
личению отбора дизельного топ90
668
795
774
937
лива.
95
702
831
813
971
Улучшение условий эксплуа98
767
894
882
1,039
тации атмосферной колонны.
Улучшение условий эксплуаВыход, об. %
18,08
3,25
35,40
7,71
10,15
тации вакуумной колонны.
V 668, об. %
48,2
17,2
58,7
5,0
Дополнительный отбор диV
668С,
об.
%
1,57
6,09
4,53
0,51
зельного топлива между атмосферной и вакуумной колоннами.
* Ограничения, связанные с концом кипения дизельного топлива – факти Интеграция потоков в предеческая
ситуация.
лах установки.
**
Возможный
вариант отбора.
Рефракционирование
диПримечание.
зельного топлива из других про1. Числа из модельной базы, соответствующие реальным данным на устадуктовых потоков.
новке.
На рис. 3 показаны альтерна2. Выходы в об. %, считая на нефть.
тивные точки отбора дизельно3. V668 в об. % потока при температуре отбора 667,8 °F,. Это 5 °F отбор по
го топлива. Варианты включают
ASTM для котельного топлива № 2 (дизельное топливо).
4. V668C в об. % легких фракций, считая на нефть при температуре 667,8 °F.
первые три из вышеперечислен№10   октябрь 2008
91
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: оптимизация процессов
Легкие прямогонные продукты
Атмосферная
Тяжелая нафта
колонна
Керосин
Базовый отбор
дизельного
Сырье
Дизтопливо
Некондиц. топлива
AGO
нефтепр.
Печь
Атмосферные
остатки
Дизтопливо
Вакуумная
колонна
Дизтопливо
Альтерн.
отбор
Колонна
для газойля
Альтерн.
отбор
Вакуумная колонна
предварительного мгновенного испарения
Печь
Печь
Дизтопливо
Альтерн.
отбор
HVGO*
Вакуумные остатки
* Тяжелый вакуумный газойль (heavy vacuum gasoil – HVGO)
Рис. 3. Альтернативные точки отбора для увеличения выхода
дизельного топлива
значит выбрасывать капитал «на ветер» и обрекать
проект на провал.
Варианты модификации
атмосферной колонны
Установка варианта А в настоящее время находится в стадии проектирования и закупки оборудования с ожидаемым сроком ввода в эксплуатацию
в III квартале 2008 г. Модификации коснутся атмосферной и вакуумной колонн, печи вакуумной колонны вакуумной системы и подогревателя сырой нефти.
Одновременно с этим ведутся работы по модификации или замене печи установки замедленного коксования и реконструкция установки аминной очистки.
На НПЗ варианта А проблемы заключаются в ограничениях конца кипения дизельного топлива с установки гидроочистки и с гидродинамическими ограничениями при отборе керосина. Эти гидродинамические ограничения вынуждают нефтепереработчика направлять керосин в поток дизельного топлива
для загрузки установки гидроочистки дизельного
топлива. После устранения этих ограничений основной проблемой останется показатель конца кипения
дизельного топлива с установки гидроочистки.
Кроме того, нахождение дизельного топлива в остаточных продуктах атмосферной колонны увеличивают нагрузку на вакуумную систему и вакуумную
установку. Если это не ограничение сегодняшнего
дня, то прогнозируемая переработка тяжелых нефтей
перегрузит вакуумную установку, если не будет снижена скорость подачи сырья в вакуумную колонну.
На рис. 1 показаны пять фракционирующих тарелок между точками отбора дизельного топлива и точкой отбора AGO. Однако в результаты опытного пробега показывают только одну эффективную фракционирующую тарелку между дизельным топливом и
AGO. Дополнительные пять тарелок присутствуют
между точкой отбора AGO и испарительной зоной.
Исследование на конкретных примерах
Для исследования преимуществ различных вариантов отбора дизельного топлива были подобраны пять установок, находящихся в стадии реконструкции, наряду с другими вариантами. Для
конкретных примеров взяты следующие пять установок.
Установка А: модификация атмосферной колонны. В настоящее время находится в стадии проектирования. Ввод в эксплуатацию
Таблица 2. Типичные выходы дизельного топлива и AGO: низкий отбор дизельного
намечен на третий квартал 2008 г.
топлива – установка В
Установка В: секция вакуумного фракционирования дизельноУстановка
Истинная температура кипения, °F
го топлива. Введена в эксплуатаРазгонка,
Дизельное
Атмосферный
Легкий
Тяжелый
цию в 2007 г.
об. %
топливо
остаток
вакуумный
вакуумный
Установка С: вакуумная
газойль
газойль
предварительная
перегонка.
5
424
525
503
761
Эксплуатируется с 1991 г.
10
462
581
543
793
Установка Д: интеграция
30
520
699
631
871
потоков. Введена в эксплуатацию
в 2005 г.
50
558
796
686
933
Установка Д: секция фрак70
595
928
737
1000
ционирования легкого вакуумного
90
648
1114
818
1083
газойля.
95
669
854
Каждый пример иллюстри98
705
895
рует один из важнейших вариВыход,
об.
%
10,65
37,86
19,37
13,98
антов улучшения отбора дизельV668,
об.
%
24,7
43,4
<5
ного топлива. Специфические
V668
C,
об.
%
9,35
8,41
<0,2
варианты реконструкции могут
включать в себя элементы более
Примечание.
чем одного основного подхода.
1. Числа из модельной базы, соответствующие реальным данным на устаВсе показанные и рассмотренновке.
ные конфигурации, даже спе2. Выходы в об. %, считая на нефть.
цифические примеры, взяты из
3. V668 в об. % потока при температуре отбора 667,8 °F. Это 5 °F отбор по
реально действующих предприASTM для котельного топлива № 2 (дизельное топливо).
ятий.
4. V668C в об. % легких фракций, считая на нефть при температуре 667,8 °F.
92
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: оптимизация процессов
Фракционирование
дизельного топлива/газойля. Типичное
ожидаемое значение эффективности составляет около 65 % по
сравнению с 20%-ным продемонстрированным. Коренная причина
заключается в плохой конструкции тарелок.
Промывка GO – неиспарительная зона. Показанная эффективность типична для многих
тарелок. Недостаток заключается
в сравнительно низких отношениях жидкой фазы к паровой фазе.
Стремление к максимальному выходу атмосферного газойля высушивает тарелки и приводит к низким эффективностям тарелок.
Отпарная секция. Прибли­
зительно 15%-ная эффективность
достаточно разумна для этой секции. Крайне низкое отношение
паровой фазы к жидкой фазе приводит к очень низкой эффективности. Этот процесс чувствителен
к повреждению тарелок. Многие
колонны практически имеют нулевую эффективность.
Повышение
эксплуатационных характеристик во всех трех
секциях в нижней части атмосферной колонны может повлиять на отбор дизельного топлива.
Инженеры часто концентрируют свое внимание на повышении
прибыльности, но бывает более
важно обратить внимание на то,
что уже известно. В табл. 3 приведены возможные усовершен­
ствования во всех трех зонах и
их влияние на выходы дизельного
топлива с установки А.
Таблица 3. Установка варианта А модификации атмосферной колонны – продукты с
вакуумной колонны
Установка
Разгонка, об. %
5
10
30
50
70
90
95
98
Выход, об. %
V668, об. %
V668С, об. %
Разгонка, об. %
5
10
30
50
70
90
95
98
Выход, об. %
V668, об. %
V668C, об. %
ОА
ОВ
1А
1В
2А
2В
3
4
Истинная температура кипения легкого вакуумного газойля, °F
405
405
404
404
390
386
452
398
466
575
642
700
774
813
882
7,78
58,8
4,57
466
575
642
700
774
813
882
7,72
58,7
4,53
465
575
643
701
775
814
882
7,66
58,7
4,48
465
574
641
700
773
812
880
7,41
59,1
4,38
448
553
614
677
748
789
866
5,64
67,2
3,79
443
548
608
670
742
783
861
5,23
69,2
3,62
492
573
625
680
747
788
862
4,48
65,5
2,94
451
548
605
666
738
777
858
4,40
70,6
3,11
Истинная температура кипения тяжелого вакуумного газойля, °F
667
700
773
826
868
937
971
1039
1010
5,1
0,52
667
700
773
826
868
937
971
1039
1015
5,0
0,51
668
701
773
825
867
936
970
1038
1020
5,0
0,51
667
700
771
824
866
935
970
1037
1031
5,1
0,53
647
684
755
814
860
929
964
1032
1070
7,9
0,84
642
679
751
811
858
928
963
1031
1079
8,47
0,91
641
677
746
805
854
922
958
1027
1164
8,7
1,0
636
675
646
808
856
926
961
1030
1105
9,1
1,0
Примечание.
ОА – ограничение, связанное с концом кипения дизельного топлива – фактическая эксплуатация.
ОВ – возможная эксплуатация при истинной температуре кипения 90 об. %,
ограничение отбора.
1А – эффективность тарелок в секции фракционирования дизельного топлива – AGO, три тарелки.
1В – установка насадочной секции в секции фракционирования дизельного
топлива – AGO, пять тарелок.
2А – полный диаметр промывной секции в AGO-F2 промывной секции.
2В – секция с уменьшенным диаметром, 40 % поперечного сечения колонны
блокировано.
3 – Реконструкция насадки в отпарной секции ARC.
4 – В стадии реконструкции – 1В плюс 2В плюс 3.
Фракционирование
дизельного топлива/газойля
Фракционирование дизельное
топливо/газойль может резко
увеличить отбор дизельного топлива. Для установки
А были рассмотрены два варианта. Вариант 1 рассматривал улучшение эффективности тарелок до
нормального значения 65 %. Вариант 2 рассматривал
применение секции с насадкой с максимальным числом фракционирующих тарелок.
Вариант 1А. Модификации тарелок для повышения эффективности. Эта модификация резко повышает возможный выход дизельного топлива. Выход
дизельного топлива, считая на нефть, увеличивается
с 15,6 до 19 %. Это более чем оправдывает затраты на
модификацию.
Вариант 1В. Установка секции с насадкой.
Установка двух дополнительных разделительных
тарелок в насадочной секции повышает выход ди№10   октябрь 2008
зельного топлива на 0,17 % (170 брл/сут на установке
производительностью 100 тыс. брл/сут).
Оптимизация орошения
Зона орошения главной фракционирующей колонны служит для разделения двухфазного сырья в восходящий паровой поток и жидкий нисходящий поток.
Мелкие капельки жидкости остаются увлеченными паровым потоком. Секция промывки удаляет увлеченные
капельки, образуя черный газойль, в котором могут содержаться загрязняющие примеси. Такое сырье при
последующих технологических процессах может повлечь за собой серьезные издержки в экономике НПЗ.
Тарелки нуждаются в минимальной жидкостной
нагрузке для предотвращения уноса жидкости. При
93
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: оптимизация процессов
расчете диаметра тарелки учитывается минимальная
нагрузка жидкости на тарелку как раз над испарительной зоной. Жидкость, выходящая с нижней тарелки, чаще всего оказывается в остаточном продукте. Высокие нагрузки жидкости на промывочную тарелку снижают выходы атмосферного газойля.
Совершенствование отпарной секции. Иссле­до­
вание состава легкого вакуумного газойля (light vacuum
gasoil – LVGO) показывает, что в нем во всех случаях
содержатся 50 % компонентов дизельного топлива. Но
это справедливо не для всех установок. Содержание
дизельного топлива в LVGO сильно зависит от состояния испарительной зоны и эффективности отпарной
секции атмосферной колонны. Тем не менее, на многих установках содержание дизельного топлива в легком вакуумном газойле составляет 40 % и более.
Отпарная зона в установке варианта А имеет только
15%-ную эффективность тарелок. На некоторых установках (даже без поврежденных тарелок) эффективность может быть близкой к нулю. На многих установках эта зона постоянно неисправна. Эффективность
тарелок в этой секции в лучшем случае составляет 25–
30 %. С учетом ограничений по высоте колонны установка дополнительных тарелок невозможна.
С семидесятых годов в отпарных секциях атмосферных колонн применяют насадку.
Высокопроизводительная структурированная насадка с гладкой поверхностью является лучшим решением этой проблемы. С чистыми, легкими нефтями
проблем не возникает. Но при переработке синтетических нефтей с высоким содержанием глины (особенно нефти, получаемой в процессе замедленного
коксования) могут возникнуть проблемы, связанные
с загрязнением оборудования.
Замена тарелок в отпарной секции на структурированную насадку позволяет использовать три отпарные тарелки в колонне вместо 0,6 с существующими
тарелками или с новыми тарелками. Дополнительная
отпарная эффективность селективно сдвигает отбор
в отпарной секции с тяжелых компонентов в сторону легких компонентов, что увеличивает выход дизельного топлива с 15,6 до 16,6 %. Выход AGO также
увеличивается, и нагрузка на вакуумную установку
снижается приблизительно на 11 %. Модификация
отпарной секции полезна во всех отношениях.
Совершенствование отпарной секции с целью
увеличения отбора дизельного топлива концептуально отличается от модификаций выше испарительной
зоны, поэтому отвод тепла в колонне должен быть
увеличен. Для этого может потребоваться модификация циркуляционного орошения или системы орошения как таковой.
Использованные варианты
Комбинированный вариант, включающий:
1В: улучшенное фракционирование дизельное
топливо–газойль с помощью насадки;
2В: уменьшение диаметра промывной секции
с насадкой;
3: отпарная секция с насадкой.
Суммирование всех трех вариантов увеличивает
отбор дизельного топлива с 15,6 до 19,4 %, считая на
94
нефть. Паровая нагрузка на вакуумную установку
снижается на 26 %. Цели реконструкции – увеличение отбора дизельного топлива и разгрузка вакуумной установки – достигнуты.
Совершенствование вакуумной колонны. В табл. 2
показаны эксплуатационные характеристики установки В до модификации. Недобор дизельного топлива был значительным. Ограничения на этой установке заключались в недостаточном отборе дизельного
топлива в шлемовой части атмосферной и вакуумной
колонн и в теплопроизводительности печи. Владелец
НПЗ стремился к повышению мощности установки
на 25–50 % при одновременном увеличении выхода
дизельного топлива.
Для достижения желаемого увеличения мощности необходимо было решить проблему захлебывания
нижней части атмосферной колонны. Единственно
возможным способом преодоления этой критически
важной проблемы был умышленный сброс компонентов дизельного топлива в сырьё, направляемое в вакуумную колонну. Однако потеря дизельного топлива с сырьем ККФ означало бы значительные потери
в мощности и в выходах целевых продуктов. Сброс
дизельного топлива в вакуумную колонну также приводил к захлебыванию вакуумной колонны. Во избежание этого вакуумную колонну эксплуатировали
при более высоком давлении и с большим расходом
водяного пара в печи вакуумной колонны. Это позволяло увеличить мощность вакуумной колонны, но не
решало проблемы потерь дизельного топлива.
Отбор дизельного топлива в вакуумной колонне
давно практикуется в нефтепереработке, но эта технология требует фракционирования между отбором
В вакуумную систему
Циркуляционное
орошение
дизельным топливом
Циркуляционное
орошение тяжелым
вакуумным газойлем
Дизельное топливо
Тяжелый вакуумный
газойль
Промывка
Сырье
Водяной пар
Вакуумный остаток
Рис. 4. Типичный отбор дизельного топлива из вакуумной колонны с отбором только двух продуктов
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: оптимизация процессов
В вакуумную систему
Циркуляционное орошение
дизельным топливом
Дизельное
топливо
Циркуляционное орошение
легким вакуумным газойлем
Легкий вакуумный
газойль
Циркуляционное орошение
тяжелым вакуумным газойлем
Тяжелый
вакуумный газойль
Промывка
Сырье
Водяной пар
Вакуумный остаток
Рис. 5. Комплексный отбор дизельного топлива из вакуумной
колонны с тремя продуктами и тремя циркуляционными орошениями
дизельного топлива и продуктами, отбираемыми из
нижней части колонны (рис. 4, 5).
Окончательный выбор для установки В заключался в использовании дополнительной секции фракционирования между секциями циркуляционного
орошения легким вакуумным газойлем и тяжелым
вакуумным газойлем. Легкий вакуумный газойль
отбирали из нижней части новой секции фракционирования. Потребовалась модификация системы
подогрева сырья в связи с температурным сдвигом
в продуктах в вакуумной колонне и с повышением
функциональной нагрузки на вакуумную колонну
вследствие увеличения мощности установки.
Выход дизельного топлива, отбираемого из вакуумной колонны, в результате этой модификации увеличился с 10,6 до 18,4 %. Мощность установки АВТ
таким образом увеличилась на 26,5 %.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Далее автор подробно описывает альтернативные
варианты отбора дизельного топлива из вакуумной
колонны, отбор дизельного топлива между атмосферной и вакуумной колоннами, интеграцию теплои пароснабжения, улучшение качества дизельного
топлива и источников его отбора, повышение эффективности фракционирования. В заключительной
части статьи автор акцентирует внимание на вариантах увеличения отбора дизельного топлива. Обобщая
все изложенное в этой обширной статье, автор заключает: «…Для нахождения самого привлекательного проекта увеличения отбора дизельного топлива с
установки первичной переработки нефти требуется
№10   октябрь 2008
рассмотрение многих факторов. Эти усилия должны
сбалансировать все существующие лимитирующие
факторы, включая требования к компонентам смешения и интеграцию последующих нефтепродуктовых операций. Ключом к окончательному решению
служит экономика. Понимание факторов формирования и развития конъюнктуры рынка дизельного
топлива и основ процесса, его термодинамики и соответствия установки АВТ общим целям НПЗ позволяет избрать правильный путь вперед.
Для достижения поставленных целей ценой разумных затрат на НПЗ можно использовать комбинацию вариантов. Для успешных проектов реконструкции установок первичной переработки требуется глубокое понимание ограничений и фундаментальных принципов эксплуатации этих установок.
Установка АВТ должна рассматриваться как единое
целое, и принимаемые решения должны интегрировать тепловой баланс, качества продуктов, гидродинамику, коррозию, надежность и гибкость».
Перевел Г. Липкин
Список литературы
1. Fletcher, S., «CERA: US motor fuel market being transformed», Oil & Gas Journal, Dec. 11, 2006, pp. 26–29.
2. Canes, M., «Study forecasts US fuel demand for next decade», Oil & Gas Journal, Oct. 8, 2007, pp. 66–70.
3. Sloley, A. W., «Distillation column design: trays»,
Encyclopedia of Chemical Processing, Vol. 2, Sunggyu
Lee, Ed. Marcel Dekker, New York, 2005, pp. 749–764.
4. Sloley, A. W., «Improve tray operations», Hydrocarbon
Processing, June 2001, pp. 85–86.
5. Sloley, A. W., «Maximize crude unit No. 2 oil yield: design and operation», Fuel Technology and Management,
May 1997, pp. 49–53.
6. Sloley, A. W., «Water damage to a refinery atmospheric crude fractionator: reliability case history», AIChE
Spring National Meeting, Houston, March 15–18, 1999.
7. Sloley, A. W., «Designing and revamping crude processing sequences», AIChE Spring National Meeting,
Houston, April 22–26, 2001.
8. Sloley, A. W., «Process revamp options for sidestrippers», AIChE Spring National Meeting, Houston, March
15–18, 1999.
9. Kister, H. Z., «Graphically find theoretical trays and minimum reflux for complex multicomponent distillation»,
Chemical Engineering, May 1985, pp. 71–80.
10. «D975-07b Standard specification for diesel fuel oils»,
D975-07b; ASTM International; D975-07b; ASTM
International, 2007.
Andrew Sloley (А. Слали), главный инженер
СН2М HILL в Беллингхэме, шт. Вашингтон.
Ответственен за обучение, консалтинговые
услуги, проектирование и осуществление
проектов, связанных с дистилляционными
процессами. Ранее работал инженеромтехнологом на Exxon Chemicals. М-р Слали
автор 170 публикаций в научных журналах и многочисленных докладов на международных форумах по нефтепереработке и нефтехимии. Имеет ученую степень бакалавра в области химических технологий от университета
г. Талса и зарегистрирован как профессиональный инженер в шт. Техас.
95
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: оптимизация процессов
ВАРИАНТЫ СНИЖЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ
БЕНЗОЛА В БЕНЗИНЕ
E. R. Palmer, S. H. Cao, C. Tung, D. R. Shipman, Mustang Engineering Inc., Хьюстон, шт. Техас
Новые нормативные документы в значительной степени ограничивают содержание бензола в заводском
фонде товарного бензина. Снижение содержания этого ароматического соединения в компаундированном
бензине потребует изменений конфигурации установки переработки нафты на НПЗ
Нефтепереработчики США заняты разработкой и реализацией масштабных проектов, отвечающих требованиям новых нормативных документов Mobile Source Air Toxics (MSAT II), которые
вступят в силу с 1 января 2011 г. Эти новые нормы
ограничат среднее годовое содержание бензола
в бензине, продаваемом в США (за исключением
шт. Калифорния) до 0,96 об. %. В Калифорнии уже
введены подобные ограничения на содержание бензола в бензине.
Из различных заводских потоков, направляемых
на смешение с бензином, 70–85 % бензола поступает от продуктов каталитического реформинга и 10–
25 % – от бензина ККФ. Большинство стратегий согласованности с MSAT II фокусируется на снижении
содержания бензола в продукте реформинга.
Содержание бензола в продукте реформинга
можно изменить либо удалением из сырья соединений, способных образовывать бензол во время реакции, либо удалением бензола из продукта реформинга посредством гидропереработки или экстракции
растворителями.
Удаление бензола из бензина ККФ – более
сложный путь. Зависимость свойств сырья и условий реакций в процессе, в результате которых образуются различные углеводородные соединения
на установке ККФ, достаточно сложная. Поэтому
разработка простого решения для ограничения
содержания бензола представляется достаточно
сложной задачей. Кроме того, бензин ККФ содержит олефины и тяжелые ароматические соединения, которые, в основном, определяют октановое
число. Любой метод гидропереработки, направленный на ограничение содержания бензола, приведет также к насыщению значительной части этих
соединений.
Некоторые варианты снижения содержания бензола в бензине включают:
восстановление предшествующих фракций
бензола в сырье каталитического реформинга
через фракционирование;
насыщение (LSR) и/или в легком продукте гидрокрекинга;
сооружение колонны разделения продукта реформинга для получения потока, насыщенного
бензолом, с последующей гидропереработкой
для удаления бензола;
удаление бензола из продукта реформинга при
помощи экстракции растворителями;
96
покупка квот на бензол у других НПЗ (однако,
максимальное среднее содержание бензола
должно быть ниже 1,3 об. %).
Степень сокращения бензола, достигаемая при
помощи применения перечисленных вариантов, рассмотрена при изучении конкретных случаев на НПЗ.
Проанализировано также исследование оптимизации
с целью установления расчетных параметров для новой
колонны фракционирования нафты. Это исследование
учитывает чувствительность конструкции колонны к
коэффициенту орошения и качеству легкой и тяжелой
нафты. Затем размер колонны оптимизируется с учетом капитальных и эксплуатационных затрат.
Нормативные документы MSAT II
В настоящее время содержание бензола в бензине
после реформинга, который составляет почти треть
всего бензина США, ограничено до 1 об. %. Бензол
в балансе фонда США (стандартный бензин) регулируется относительно исторически сложившихся
базовых уровней. Новые нормативные требования
снизят среднюю концентрацию бензола в бензине до
0,62 об. %. Поскольку эта цифра представляет собой
корпоративное среднее, отдельные типовые объекты
в системе нефтеперерабатывающих заводов могут
иметь более высокие уровни содержания бензола, но
ограниченные до максимального среднего 1,3 об. %.
Нефтепереработчики, которые соблюдают корпоративный средний стандарт, покупая квоты, должны
соответствовать максимальному среднему стандарту
(1,3 об. %) к 1 июля 2012 г.
Преимущества удаления бензола
«National Air Toxics Assessment» в 1999 г. рассмотрела 177 воздушных токсинов и идентифицировала бензол как один из худших [1]. На основании
исследования было сделано заключение, что MSAT
ответственны за 44 % токсичных выбросов в атмосферу. Риск заболевания раком по причине MSAT составляет примерно 50 %. Среди всех токсинов бензол
был идентифицирован как самое опасное канцерогенное вещество. Люди, которые живут или работают близко от магистральных дорог, или проживают
в домах с пристроенными гаражами, подвергаются повышенной опасности. Предполагается, что
к 2030 г., в соответствии с нормативными документами MSAT II, содержание токсичных веществ в воздухе снизится на 330 000 т, бензола – на 61 000 т.
Кроме того, содержание бензола в выбросах легко№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: оптимизация процессов
Базовый вариант, 150 тыс. брл/сут
Отходящий газ и СНГ
+
LSR 7695 брл/сут
HSR 21 480 брл/сут
38 845 брл/сут
5
Керосин, 13 980 брл/сут
Нефть,
150 000 брл/сут,
26,6 API
7
6
NC4 3103 брл/сут
Продукт изомеH2 потребителям
ризации, 9452
29 392 брл/сут,
брл/сут
Керосин/реактивное предыдущие
топливо
фракции бенПродукт
реформинга,
24 063
8
зола 4,1 LV %
брл/сут, бензол 4,5 об. %
Нестабил.
IC4
нафта
Объем продаж C3/C3,
C3
УДТ*
14 070 брл/сут
5105 брл/сут
NC4
9
4
ABT
Дизельное топливо,
21 900 брл/сут
2,6 LV% C7
3
43 313брл/сут
Вакуумный
остаток,
39 015 брл/сут
Нестабил. нафта
Дистиллят
С3/С3 = и
С4/С4
10
2
11
50 149 брл/сут
54 432 брл/сут
Бензин ККФ,
32 236 брл/сут,
бензол 0,8 об. %
СНГ коксования
Нафта коксования, 6360 брл/сут
1
Легкий
газойль
коксования,
12 408 брл/сут
Обычный реформулированный бензин
50 345 брл/сут,
бензол 1,81 об. %
Регулярный реформулированный бензин
Алкилат,
13 645 брл/сут,
10 898 брл/сут
бензол 0,9 об. %
Легкий рецик. газойль, 5801 брл/сут
Газойли,
44 280 брл/сут
Общий фонд
товарного бензина,
73 753 брл/сут,
бензол 1,68 об. %.
Бензол от продукта
реформинга, 81 %.
Бензол от ККФ 19 %
Обычный премиальный бензин,
11 733 брл/сут,
бензол 2,3 об. %
Премиальный
реформулированный
бензин, 4030 брл/сут,
бензол 0,86 об. %
Тяжелый газойль
коксования, 10 152 брл/сут
Кокс
* УДТ – Ультрамалосернистое дизельного топливо
Рис. 1. Технологическая схема НПЗ производительной мощностью 150 000 брл/сут и содержание бензола во всех продуктовых
и технологических потоках:
1 – установка замедленного коксования; 2 – гидрообессеривание газойля; 3 – гидрообессеривание дизельного топлива; 4 – гидрообессеривание керосина; 5 –гидрообессеривание нафты; 6 – колонна разделения нафты; 7 – установка изомеризации; 8 – установка реформинга; 9 – установка алкилирования; 10 – ККФ; 11 – гидрообессеривание бензина ККФ
Стабилизационная
колонна для нефти
Базовый вариант
Легкий прямогонный
продукт
Нафта широкого
фракционного
состава
1
Нафта
коксования/HDS
2
Продукт
изомеризации
Колонна разделения нафты
(30 тарелок)
C7+
Производство LSR
Бензол в товарном бензине
(R+M)/2 товарного бензина
Бензол в продукте реформинга
Жесткость реформинга, RONC
3
Таблица 1. Содержание бензола и доля бензиновых фракций
в компонентах смешения
Продукт
Продукт
реформинга
Базовое
1,68 LV %
Базовое
4,5 LV %
Базовое
Рис. 2. Базовый вариант – технологическая схема установки
переработки нафты:
1 – гидрообессеривание; 2 – изомеризация; 3 – каталитический
реформинг
вых автомобилей снизится на 45 %, транспортных
контейнеров – на 80 %. Риск заболевания раком
по причине MSAT будет снижен на 30 %, бензола –
приблизительно, на 37 %.
Бензол в бензине
Бензол присутствует в сырой нефти и конденсате,
который является побочным продуктом переработки
№10   октябрь 2008
природного газа. Бензол также образуется во многих
каталитических и термических процессах на НПЗ.
В табл. 1 показан типичный диапазон концентрации
бензола в различных заводских потоках [2].
Продукт
реформинга
Уровень
Типичный
Типичный
содержания объем в
вклад
бензола, об. бензине, в содержание
%
об. %
бензола
в бензине, %
1–6
30
70–85
0,5–1,2
35–40
10–25
Алкилат
0
10–15
–
Продукт
изомеризации
0
5–10
–
1–3
0–4
4
0,3–4
5–10
2
1–3
0–2
1
0,3–3
0–5
1
0
3–5
–
Бензин ККФ
Легкий продукт
гидрокрекинга
Легкий рямогонный
продукт
Легкая нафта
коксования
Природный бензин
Бутан
97
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: оптимизация процессов
На рис. 1. представлена блок-схема гипотетического НПЗ с производительной мощностью
150 000 брл/сут. Из крупных установок конверсии
на НПЗ размещены системы изомеризации, каталитического реформинга, ККФ, алкилирования и
замедленного коксования. Установки гидропереработки нафты, керосина, дизельного топлива, сырья
ККФ и бензина ККФ также представлены на рис. 1.
Концентрация бензола в товарном бензине составляет 1,68 об. %.
На рис. 2. изображен базовый вариант – конфигурация системы переработки нафты. Прямогонную
нафту широкого фракционного состава от первичной перегонки нефти смешивают с нафтой коксования и поступающей с установок гидропереработки
дизельного топлива и газойля, и направляют на установку гидроочистки нафты для удаления серы и азота. Гидроочищенную нафту фракционируют в 30-тарельчатой разделительной колонне с орошением до
дистиллятного отношения 1,2. Верхний погон легкой
нафты содержит 2,6 об. % C7+ и поступает на установку изомеризации. Остаточный продукт разделительной колонны направляют на установку реформинга. На установке реформинга бензол образуется
в результате:
дегидрогенизации циклогексана в бензол;
изомеризации метилциклопентана в циклогексан, затем дегидрогенизации в бензол;
конверсии парафинов C6 в циклогексан с последующей дегидрогенизацией в бензол;
гидрокрекинга (деалкилирования) более тяжелых ароматических соединений в бензол.
На установке реформинга предшествующие
фракции бензола в сырье (парафин C6, циклогексан и метилциклопентан) частично превращаются
в бензол. Превращение циклогексана в бензол по
существу 100%-ное. В бензол превращается примерно половина метилциклопентана и 20 % парафинов
C6. Дополнительный бензол образуется на установке реформинга в результате гидрокрекинга тяжелых
ароматических соединений. Этот путь образования
бензола зависит от рабочего давления на установке
реформинга и от жесткости реформинга. В примере
базового варианта с 30-тарельчатой разделительной
колонной для нафты комбинированное количество
бензола, циклогексана и метилциклопентана в сырье
реформинга составляет 4,1 об. %. Содержание бензола в продукте реформинга равно 4,5 об. %.
Варианты снижения содержания бензола
На рис. 3, 4 приведено два варианта удаления
бензола (вариант 1 и 2), где сооружена новая разделительная колонна нафты с 60-ю тарелками для снижения концентрации бензола, циклогексана и метилциклопентана в сырье реформинга до менее 0,5 об. %.
Для ограничения потери выхода жидкого продукта
на установке изомеризации содержание C7+ в верхнем погоне разделительной колонны поддерживается на уровне 2,5 об. %. Число тарелок, выбранное
для этого случая, было основано на оптимизации расходов на оборудование и эксплуатационных затрат.
Подробности этой оценки изложены ниже.
98
Вариант 1. Новая установка разделения нафты,
байпассирование установки изомеризации
Стабилизационная
колонна для нафты
Нафта широкой фракции
Легкий прямогонный продукт
Продукт
изомеризации
2
Избыток LSR
Колонна
разделения
нафты (новая)
1
Нафта коксования/HDS
+
C
C77+
Производство LSR
Бензол в товарном бензине
(R+M)/2 товарного бензина*
Бензол в продукте реформинга
Жесткость реформинга, RONC
3
Продукт
реформинга
Базовое × 1,15
0,63 LV %
Базовое – 0,24
1,0 LV %
Базовая
* Для поддержания базового (R+M)/2 товарного бензина жесткость
реформинга должна быть повышена примерно на 1,0 RONC
Рис. 3. Технологическая схема удаления бензола – вариант
с использованием новой разделительной колонны для нафты
и байпассирования существующей установки изомеризации
для увеличения количества LSR, используемого в качестве
компонента смешения:
1 – гидрообессеривание; 2 – изомеризация; 3 – каталитический
реформинг
Вариант 2. Новая колонна для разделения нафты,
реконструированная установка изомеризации
Стабилизационная
колонна для нафты
Нафта широкой фракции
Нафта коксования/HDS
1
Легкий прямогонный продукт
2
Колонна
разделения
нафты (новая)
Продукт
изомеризации
Продукт
реформинга
+
C
C77+
3
Производство LSR
Бензол в товарном бензине
(R+M)/2 товарного бензина
Бензол в продукте реформинга
Жесткость реформинга, RONC
Базовое × 1,15
0,61 LV %
Базовое – 0,14
1,0LV %
Базовая
Рис. 4. Технологическая схема удаления бензола – вариант
с использованием новой разделительной колонны для нафты
и реконструированной установки изомеризации для переработки дополнительного LSR-продукта:
1 – гидрообессеривание; 2 – установка изомеризации (реконструированная); 3 – каталитический реформинг
Поскольку большая часть продукта C6, который
был включен в сырье реформинга базового варианта, удаляется верхним погоном новой разделительной колонны, подача на установку изомеризации
увеличивается примерно на 15 %.
Вариант 1. Для варианта 1 (рис. 3.) допускают,
что существующая установка изомеризации рабо№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: оптимизация процессов
тает на полную мощность. Соответственно, избыток
LSR-продукта байпассируют и направляют непосред­
ственно в товарный бензин. Это снижает содержание бензола в продукте реформинга с 4,5 до 1 об. %.
Концентрация бензола в товарном бензине снижается
до 0,63 об. %, что почти соответствует новому среднему
пределу содержания бензола в товарном бензине.
Обычно применение фракционирования нафты
приводит к соблюдению нового предела на бензол.
В некоторых случаях достаточно использования
только этого метода переработки. Совершенно очевидно, что для метода фракционирования нафты
большое значение имеет содержание бензола в бензине ККФ.
На основании последнего пересмотра стандарта на возобновляемые топлива (renewable fuels standard – RFS) товарный бензин США будет содержать
в среднем примерно 10 % этанола. Метод фракционирования нафты может стать приемлемой стратегией для многих НПЗ. Единственной неопределенностью остается синхронизация пересмотренного
RFS и нормативных документов MSAT II.
Поскольку примерно 15 % LSR-продукта байпассирует на установку изомеризации, общее октановое число смешения товарного бензина R+M/2
предположительно должно понизиться на 0,24 пункта. Снижение октанового числа товарного бензина может компенсироваться повышением жесткости реформинга примерно на 1 RONC. Однако,
это приведет к повышению содержания бензола
в продукте реформинга до 1,1 об. % и содержания
бензола в товарном бензине до 0,66. об %. Более
жесткие условия реформинга могут потребовать
реконструкции установки. Другие варианты воз-
мещения потери октанового числа товарного бензина включают:
снижение производства премиального бензина;
компенсация потери октанового числа смешением этанола с готовым продуктом. Это также
позволяет пропорционально повысить уровень
бензола в заводском товарном бензине.
Вариант 2. Этот вариант (рис. 4) аналогичен варианту 1, но он предполагает, что существующая установка изомеризации реконструирована для повышения производительности. Содержание бензола в товарном бензине составляет 0,61 об. %. Содержание
бензола в продукте реформинга 1 об. % и октановое
число смешения товарного бензина снижено на
0,14 R+M/2.
Другое соображение в пользу фракционирования
нафты заключается в том, что отдельные НПЗ могут
иметь среднее содержание бензола в товарном бензине вплоть до 1,3 об. % до тех пор, пока среднее для
корпорации не превышает 0,62 об. %. Это может позволить нефтепереработчикам использовать комбинированный вариант: фракционирование нафты на
некоторых участках для поддержания средней величины в товарном бензине установки ниже 1, 3 об. %
и превращение бензола или технология экстракции
(которая позволяет достигнуть концентрации бензола в товарном продукте значительно ниже предельной) на других участках, чтобы обеспечить соответ­
ствие среднему корпоративному пределу на бензол
в товарном бензине.
Вариант 3. Для этого варианта (рис. 5) использована конфигурация удаления бензола из продукта
реформинга. Разделительная колонна продукта ре-
Таблица 2. Различные методы снижения содержания бензина и концентрация бензола в продуктовых потоках
Продукт
Базовый
вариант
Вариант 1*
Вариант 1А**
Вариант 2***
Вариант 3****
1,68
0,63
0,66
0,61
0,60
Производство LSR
Базовое
Базовое × 1,15
Базовое × 1,15
Базовое × 1,15
Базовое
(R+M)/2
Базовое
Базовое – 0,24
Базовое
Базовое – 0,14
Базовое – 0,20
4,5
1,0
1,1
1,0
4,5
Базовое
Базовое
Базовое + 1,0
Базовое
Базовое
0
0
0
0
80 %
Бензол в общем
бензине, LV %
Бензол в продукте
риформинга, LV %
RON в чистом
виде продукта
риформинга
Процент бензола
в продукте
риформинга,
насыщенного
* Новая колонна разделения нафты. Избыток LSR байпассирует установку изомеризации.
** Новая колонна разделения нафты. Избыток LSR байпассирует установку изомеризации повышений жесткости риформинга.
*** Новая колонна разделения нафты. никакой избыток LSR не байпассирует установку изомеризации.
**** Новая колонна разделения продукта риформинга и установка насыщения бензола.
№10   октябрь 2008
99
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: оптимизация процессов
Вариант 3. Конверсия бензола
Стабилизационная колонна
для нафты
Легкий прямогонный
продукт
2
Нафта
широкой
Колонна
фракции
разделения нафты
1
(30 тарелок)
Нафта
коксования/HDS
C7+
3
C7+
4
Легкий продукт реформинга
Экстракция ароматики
Насыщение бензина
Алкилат
Новая колонна разделения нафты
Продукт
реформинга
В товарный
бензин
C7+
C7+
Бензол и предыдущие фракции, LV %
Коэффициент
орошения тарелок
70 тар.
60 тар.
50 тар.
40 тар.
3,5
3,5
Рис. 7. Анализ чувствительности для различных коэффициентов орошения с тарелками, использованными в колонне разделения нафты
форминга построена для получения потока легкого
продукта, в котором содержится, по существу, весь
бензол. Затем легкий продукт реформинга перерабатывают по одной из нескольких запатентованных
схем, включающих насыщение бензола, алкилирование бензола или экстракцию растворителем.
Для варианта 3 принято насыщение бензола.
Среднее содержание бензола в товарном бензине,
равное 0,6 об. %, достигается подачей около 80 % всего продукта реформинга в разделительную колонну
и на установку насыщения бензола. R+M/2 товарного бензина снижается на 0,2 пункта. Содержание
бензола в продукте реформинга идентично базовому
100
Колонна
разделения
T-100
FC
FC
FC
FC
Насос орошения, P-1
Водяной пар
Термосифонный
ребойлер, E-103
CWR
CWR
E-102*
CWS
CWS
Возврат
конденсата
* Е-102 - холодильник для доохлаждения верхнего погона.
** Е-100 - теплообменник сырье/остаточный продукт.
Зависимость содержания бензола и его предыдущих
фракций от коэффициента орошения (C7+ 2,5 LV об. %)
1,7 1,9 2,1 2,3 2,5 2,7 2,9 3,1 3,3
1,7 1,9 2,1 2,3 2,5 2,7 2,9 3,1 3,3
Коэффициент орошения (орошение/дистиллят)
E-100**
Приемник верхнего
погона, V-100
LC
FC LC
FC
TC
TC
40 000 брл/сут
Насос остаточных
продуктов , P-2
Базовое
0,60 LV %
Базовое 0,2
4,5 ДМ %
Базовая
80 %
Рис. 5. Технологическая схема снижения содержания бензола – вариант удаления бензола из продукта реформинга с использованием новой колонны для разделения продукта реформинга и установки конверсии бензола:
1 – гидрообессеривание; 2 – изомеризация; 3 – каталитический
реформинг; 4 – конверсия бензола (новая)
2,2
2,0
2,2
1,8
2,0
1,6
1,8
1,4
1,6
1,2
1,4
1,0
1,2
0,8
1,0
0,6
0,8
0,4
0,6
0,2
0,4
0,0
0,2
0,01,5
1,5
Конденсатор
верхнего погона, E-101
DPC
DPC
Колонна разделения продукта
реформинга
(новая)
Производство LSR
Бензол в товарном бензине
(R+M)/2 товарного бензина
Бензол в продукте реформинга
Жесткость реформинга,RONC
Насыщенный бензол в продукте реформинга, %,
PC
PC
Продукт изомеризации
Рис. 6. Технологическая схема новой колонны разделения нафты в системе фракционирования нафты для удаления бензола
варианту – 4,5 об. %. Потеря октанового числа может быть компенсирована повышением жесткости
рабочих условий на установке реформинга. Другим
способом возмещения потери октанового числа будет использование комбинированной установки насыщения бензола/изомеризация. В табл. 2 представлены результаты оценки этих вариантов.
Оптимизация фракционирующей колонны
В рассмотренных стратегиях удаления бензола использована новая колонна фракционирования либо для сырья, либо для продукта реформинга.
И в том, и в другом случае требуются ректификационные колонны с большим числом тарелок и значительное энергопотребление для достижения заданного разделения. Размер колонны разделения нафты
для варианта фракционирования нафты был основан
на оптимизации, в которой учитывалось изменение
капитальных и эксплуатационных затрат в зависимости от числа тарелок в колонне. Система разделения (рис. 6) состояла из теплообменника сырье/остаточный продукт, колонны разделения, конденсатора
верхнего погона, приемника верхнего погона, комбинированного насоса орошение/продукт, холодильника для доохлаждения верхнего погона, ребойлера
водяного пара и насосов для остаточных продуктов.
Спецификация на фракционирование остаточных продуктов предусматривала 0,5 об. % общего содержания бензола, циклогексана и метилциклопентана. На рис. 7 показана чувствительность к коэффициенту орошения для колонны с 40, 50, 60 и 70 тарелками. Температура подачи нафты широкого фракци№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: оптимизация процессов
Содержание C7+ в дистилляте в зависимости
от коэффициента орошения (BPC* 0,5 LV %)
16
12
Коэффициент орошения
Коэффициент
орошения тарелок
14
C7+, LV%
Зависимость коэффициента орошения от расположения
питательной тарелки (60 тарелок; C7+ 2,5 LV об. %; BPC 0,5 LV %)
70 тар.
60 тар.
50 тар.
40 тар.
10
8
6
4
2
0
1,0
1,2 1,4 1,6 1,8 2,0 2,2 2,4 2,6 2,8
Коэффициент орошения (орошение/дистиллят)
3,4
3,2
3,0
2,8
2,6
2,4
2,2
2,0
1,8
1,6
20
25
30
35
40
45
50
55
Рис. 9. Зависимость коэффициента орошения от расположения питательной тарелки для 60-тарельчатой колонны
Таблица 3. Капиталовложения и годовые эксплуатационные
затраты для различных колонн разделения нафты
Колонна разделения нафты, 40 000 брл/сут
40
50
60
70
Водяной пар, тыс. фунт/ч
83,6
71,0
66,6
64,7
Электроэнергия, кВт
316
279
260
245
Охлаждающая вода,
галл/мин
96
96
96
96
Общая стоимость
энерготехнических
средств, млн долл/год
7,11
6,05
5,67
5,51
Общая установленная
стоимость, млн долл.
21,4
21,1
21,4
22,7
Сырье колонны разделения нафты, 40 000 брл/сут
C7+ 2,5 LV C7+ в верхнем погоне
0,5 LV % предыдущих фракций бензола в остаточном продукте
Базовая стоимость энерготехнических средств:
водяной пар 9,92 долл/1000 фунт
электроэнергия 0,077 долл/кВт
Общая установленная стоимость + стоимость
энерготехнических средств за три года, млн долл.
онного состава была принята равной 200 °F (93 °C).
Содержание C7+ в верхнем погоне было принято
равным 2,5 об. % исходя из чувствительности этой
характеристики к коэффициенту орошения (рис. 8).
Местоположение питательных тарелок было установлено аналогичным образом (рис. 9). Температура
и давление в приемнике верхнего погона были приняты равными 115 °F (46 °C) и 5 фунт/дюйм2. Были
составлены списки оборудования с указанием размеров и перечень энергетических средств для четырех
вариантов тарельчатых колонн, упомянутых выше.
Кроме того, были получены расценки на оборудование и установлена сметная заводская себестоимость
для каждого случая, исходя из стоимости рабочей
силы для побережья Мексиканского залива (США).
Энергопотребление, необходимое для соблюдения спецификаций на верхний погон и остаточные
продукты, снижаются с увеличением числа тарелок.
№10   октябрь 2008
15
Расположение питательной тарелки (номер тарелки)
Рис. 8. Концентрация C7+ на тарелках в зависимости от коэффициента орошения для различных колонн
Водяной пар = 9,92 долл/тыс. фунт
Электроэнергия = 0,077 долл/кВт
10
3,0
*BPC – предыдущие фракции бензола
Число тарелок
5
125 % базовой стоимости энерготехн. средств
Базовая стоимость энерготехн. средств
75 % базовой стоимости энерготехн. средств
50
48
46
44
42
40
38
36
34
32
30
30
40
50
60
Число тарелок
70
80
Рис. 10. График зависимости ориентировочной стоимости
(капиталовложения плюс эксплуатационные расходы за три
года) от числа тарелок, использованных в колонне разделения нафты
Для каждого случая годовые эксплуатационные
расходы были рассчитаны исходя из стоимости водяного пара 9,92 долл/млн фунт. В табл. 3 перечислены
капитальные расходы для каждого случая. Затем был
произведен расчет ориентировочной стоимости (капитальные затраты плюс эксплуатационные расходы
за три года), динамика которой в зависимости от числа тарелок представлена на графике (рис. 10).
По оценке этим методом 60-тарельчатая колонна
имеет самую низкую ориентировочную стоимость.
Однако изменение этого параметра составляет всего 1–2 % для 50 и 70-тарельчатой колонн, соответственно. С практической точки зрения целесообразно
иметь соответствующие проектные допуски для ребойлера, конденсатора и насосов орошения, учитывая возможные изменения расхода и состава сырья.
На рис. 10. также показано влияние затрат на
энергию, которые на 25 % ниже или выше базовых
101
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: оптимизация процессов
величин. Это фактически не противоречит предыдущим заключениям. Однако наблюдается некоторый
сдвиг к большему числу тарелок, что увеличивает затраты на энергию. В табл. 4 приведены размеры оборудования и ориентировочные сроки поставки для
60-тарельчатой колонны и вспомогательного оборудования.
Таблица 4. Размеры оборудования и ориентировочные сроки
поставки 60-тарельчатой колонны разделения нафты мощностью 40 000 брл/сут и вспомогательного оборудования
Функция
Размер
Ориентировочные
сроки поставки,
недели
Колонна
разделения нафты
Внутр. диаметр
12’0” х высота
T/T 150’0”, 60 тарелок
~50
Приемник
верхнего погона
8’0” х 24’0”
~30
Ребойлер
Два
теплообменника,
3465 фут2,
параллельно
~45
Теплообменник
сырье/остаточный
продукт
Два кожухотрубных,
1920 фут2,
последовательно
~45
Конденсатор
верхнего погона
Воздушные
холодильник,
площадь полой
трубы 29 000 фут2
~45
Холодильник
доохлаждения
верхнего погона
Один
кожухотрубный,
760 фут2
~45
Насосы верхнего
орошения
Два насоса
1325 галл/мин
(один запасной)
включает 20 %
проектн. допуск
~45
Насосы
остаточного
продукта
Два насоса
1040 галл/мин
(один запасной)
включает 10 %
проектн. допуск
~45
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Перспективы
Нормативные документы MSAT II, в соответствии
с требованиями которых корпоративное среднее
содержание бензола в товарном бензине не должно превышать 0,62 об. %, вступят в силу 1 января
2011 г. Нефтепереработчики рассмотрели некоторые стратегии для достижения соответствия этому
документу. Большинство подходов предусматривает
некоторую модификацию зоны реформинга нафты.
Сооружение колонны разделения нафты, предназначенной для ограничения бензола, циклогексана
и метилциклопентана на установке реформинга до
0,5 об. %, повлияет на снижение содержания бензола в продукте реформинга примерно на 80 %, что
позволит сократить содержание бензола в заводс102
ком фонде товарного бензина до пределов MSAT II.
Пересмотренный RFS потребует введения 10 об. %
этанола в товарный бензин, таким образом метод
фракционирования нафты станет приемлемой стратегией для многих НПЗ.
Альтернативным, более надежным способом достижения соответствия, является фракционирование продукта реформинга для получения потока
легкого продукта, содержащего, по существу, весь
бензол. В дальнейшем этот поток перерабатывают
на установке конверсии, где бензол превращается
в циклогексан.
Все рассмотренные варианты удаления бензола приводили к некоторому снижению октанового
числа в общем объеме товарного бензина на НПЗ.
Снижение октанового числа может быть компенсировано повышением жесткости реформинга или сокращением объема производства премиального бензина. Предстоящее введение увеличенных объемов
этанола в бензин с лихвой возместит отмеченные потери октанового числа.
Перевела Н. Иванова
1. Control of Hazardous Air Pollutants from Mobile
Sources, Summary for EPA 40 CFR 59, 80, 85 and 86.
2. US EPA 420-R-07-002, Regulatory Impact Analysis,
Control of Hazardous Air Pollutants from Mobile
Sources: Table 6-3-1, pp. 6–17, February 2007.
R. E. (Ed) Palmer (Р. Палмер), менеджертехнолог по вторичной переработке нефти
в Mustang Engineering. Ответственный за
проектирование установок и маркетинговую поддержку всех проектов нефтепереработки и нефтехимии. М-ром Палмером
проведены многочисленные исследования проектов, включая технологию получения экологически чистых топлив.
Имеет ученую степень бакалавра по химическим технологиям.
Shih-Hsin Kao (Ш. Као), главный технический специалист в Mustang Engineering &
Constructors, LP. Ответственный за базовое
и рабочее проектирование установок. Ранее
работал по контракту NASA (биоастронавтика) в Jonsons Space Center. Имеет степень
доктора (Rice University), степени бакалавра и магистра
(Тайваньский университет).
Chung Tong (Ч. Тонг), главный менеджер-технолог
в Mustang Engineering. Cпециалист по разработке, оценке и изучению надежности концептуальных проектов нефтепереработки и нефтехимии. Имеет степени бакалавра
(Тайваньский университет) и магистра (Хьюстонский университет).
D. Ray Shipman (Д. Рэй Шипмен), менеджер-технолог
в отделе вторичных процессов Mustang Engineering.
Руководитель проектно-конструкторских групп. Имеет
степень бакалавра (Rice University).
№10   октябрь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Новые системы, приборы и оборудование
Неупорядоченная насадка
для химической
промышленности
Предлагается трехдюймовая
с низ­ким перепадом давления (lowpressure drop – LPD) неупорядоченная насадка для колонн с серной
кислотой (SO4), конвертеров для
сульфитов (SO3) и для систем регенерации тепла. Перепад давления
обеспечивается на 35 % ниже, чем в
альтернативных приспособлениях
с той же эффективностью теплопередачи. Экономия при проведении
процесса на установке заключается в снижении в стоимости рабочего вентилятора, увеличении производительности установки и т.д.
Сконструированная кислото­
прочная и коррозионно-стойкая керамическая трехдюймовая
FLEXISADDLE LPD выдерживает
«грубое» обслуживание лучше, чем
другие неупорядоченные насадки.
Это уникальная аэродинамическая конструкция, гарантирующая
большие возможности для прохождения жидкости и высокую эффективность. Koch Knight LLC.
Выбери 4 на сайте: www.
HydrocarbonProcessing.com/RS
Программное обеспечение
аварийной сигнализации
Извещающие программы Exele
Top View 6.0 обеспечивают современный технологичный метод постоянного слежения за результатами измерения показаний приборов, установленных на технологических установках нефтеперерабатывающих заводов. Как только
возникает проблема на установке,
программа немедленно посылает
соответствующий сигнал, заранее
присвоенный персоналом установки, без необходимости введения дополнительного контроля.
Сигнал может быть передан
в виде электронного письма, телефонного сообщения на пейджер, а также возможна передача
«бегущей строкой». Для каждого
сообщения может быть создана
своя электронная метка («tag»), с
помощью которой персонал установки легко распознает проблему,
а также определяет, в каком месте процесса она возникла. Exele
Information Systems, Inc.
Датчик с безопасным
корпусом
Датчик с надежной обшивкой
(safety case gauge) предлагается для
применения в различных областях промышленности, где безопасность является главным фактором.
Этот датчик характеризуется точностью 0,5 % ANSI/ASME Grade 1А,
полным вращением и указателем
микрометра для легкой калибровки. 4,5-дюймовая шкала делает этот
прибор хорошо видимым даже на
расстоянии 4–6″ от шкалы.
Прибор считается идеальным
для применения в нефтехимической, нефтяной и газовой промышленности, где процессы протекают
под высоким давлением, и вполне
возможны случаи разрыва в трубках Бурдона. Прочные стенки отделяют трубки от поверхности
прибора, таким образом, прибор
застрахован от катастрофических
разрывов. Winters Instruments.
Выбери 6 на сайте: www.
HydrocarbonProcessing.com/RS
Пневматический
гаечный ключ
Пневматический
динамометрический гаечный ключ Raptor
(см. рис.) не имеет себе подобных.
Гаечный ключ непрерывного и периодического действия имеет точность ±5 %. Гаечный ключ вращается очень быстро до закрепления
гайки. Легкий гаечный ключ развивает вращающий момент от 120 до
6000 фут/фунт.
Raptor предлагает пневматические гаечные ключи размерами от
RP-500 до RP-6000. Ключ имеет значительный срок службы и высокую
эффективность. Корпус ключа герметичен, ключ обеспечен удобным
захватом, что создает комфортные
условия при работе и безопасность
в эксплуатации. TorcUP.
Выбери 5 на сайте: www.
HydrocarbonProcessing.com/RS
№10   октябрь 2008
Выбери 7 на сайте: www.
HydrocarbonProcessing.com/RS
Подшипники
для высокоскоростных
процессов
Цилиндрические роликоподшипники компании SKF USA
Inc. – уникальны логарифмически «завершенными» роликами, которые обеспечивают безупречный
контакт между роликом и опорой.
Профиль ролика способствует
снижению напряжений при высоких нагрузках, имеет превосходные характеристики даже при некотором смещении, способствует
охлаждению системы, при этом такие подшипники имеют более долгий срок службы. Высокоточное
хонингование внутренних и внешних колец, каналов и роликов
позволяет повысить эффективность смазки подшипников.
Подшипники предлагают в одно-,
двух- или многорядном исполнении, отличающимся размещением и конструкцией поддерживающих выступов. Размеры в диаметре от 25 до 1000 мм. SKF USA Inc.
Выбери 9 на сайте: www.
HydrocarbonProcessing.com/RS
Трехвинтовые насосы
Насосы компании Leistritz могут заменить неэффективные и
не соответствующие требованиям
установки новыми трехвинтовыми насосами. Эти насосы имеют
меньшую стоимость, чем стоимость ремонта существующих насосов. В соответствии с требованиями размеров и эксплуатационных
характеристик
существующих
насосов, картриджи предлагаемых
насосов подбирают. Картридж
помещают в корпус, который изготовлен заранее в соответствии
с первоначальной схемой установки и в соответствии с конфигурацией труб. Монтаж схемы прост.
Основные особенности картриджа трехвинтового насоса
следующие: нитридный стальной ротор; консистентная смазка
для подшипников; механические
уплотнения в камере низкого
давления; гидравлически сбалансированная конструкция, которая исключает осевые нагрузки.
Leistritz Corp.
Выбери 10 на сайте: www.
HydrocarbonProcessing.com/RS
Перевел А. Степанов
103
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Экспро. Один брэнд. Одна миссия.
Управление потоком продукции скважин
Системы буровых
штуцеров
Исследование и ввод
скважин
Технологические системы
подготовки продукции скважин
Работы в скважинах на кабеле
Соединительные
устройства и измерения
Основная специализация компании «Экспро» —
управление потоком продукции скважин, при этом
основное внимание уделяется таким вопросам, как
измерение, совершенствование, контроль и обработка
потока продукции нефтяных и газовых скважин, в
строительство которых были вложены значительные
средства.
За последние годы наша компания росла быстрыми
темпами, и сегодня мы объединяем сильные стороны
наших производственных подразделений, работающих
широким фронтом по всему миру, сводя их воедино
под одним брэндом «Экспро».
Наша задача — предоставлять заказчикам продукцию
и услуги отличного качества. Те отношения, которые
сложились у Вас с такими марками, как Expro, Ecodrill,
Egis, Downhole Video, Flarestack, Kinley, Tronic, Matre,
Petrotech, Power Chokes, PowerWell Services и Surface
Productions Systems, будут и в дальнейшем приносить
Вам выгоду под новым брэндом — Экспро.
Экспро. Один брэнд. Одна миссия.
Управление потоком продукции скважин.
+7 (495) 679 84 96
+7 (495) 679 84 97
expo.russia@expogroup.com
Экспро Евразия Лимитед Московский Филиал
119021, Россия, Москва,Комсомольский пр-кт,
д. 16/2, стр. 3,4
exprogroup.com
exprogroup.ru
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Редакции журнала
"Нефтегазовые технологии"
требуются:
научный
редактор
–
специалист
в  области нефтепереработки, нефтехимии,
добычи углеводородов;
переводчики – специалисты в области
добычи углеводородов, нефтепереработки,
нефтехимии,
владеющие
английским
языком (Москва, Московская обл.).
тел. (495) 670-74-81,
e-mail: art@ogt.su
Документ
Категория
Наука и техника
Просмотров
757
Размер файла
10 049 Кб
Теги
2008, нефтегазовых, 1078, технология
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа