close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

1164.Нефтегазовые технологии №2 2008

код для вставкиСкачать
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
®
н а
р у с с к о м
я з ы к е
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
Редакция:
Л.В. Федотова
А.В. Романихин
Н.В. Кутасова
Э.Б. Кутасова
Л.С. Борисова
Е.М. Сапожников
Главный редактор издательства
Главный редактор журнала
Научный редактор
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:
Осуществление контроля рабочего клапана.
Эти операции выполняются
в рамках программы повышения безопасности
и охраны окружающей среды.
Фото предоставлено: Shell UK.
С О Д Е Р Ж А Н И Е
НОВЕЙШИЕ МИРОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
В РОССИИ И СНГ
В. Бетлинский, М. Жидков, В. Овчинников, Д. Жидков
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ
ТЕРМОДИНАМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
РЕГУЛИРУЕМОЙ ВИХРЕВОЙ ТРУБЫ
НА ПРИРОДНОМ ГАЗЕ ................................................................................2
Проф. В. О. Белоруcсов
СПОСОБ ТОЧНОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОЦЕНТА
ИЗНОСА ЗУБЬЕВ ДОЛОТА РАСЧЕТНЫМ ПУТЕМ .......................................... 7
НЕФТЬ МИРА
WORLD OIL
ЧТО ПРОИСХОДИТ В НЕФТЯНОЙ
И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ............................................................. 11
Бурение
M. Drummond, K. Costa, R. Israel,
O. Maung, G. Akinniranye, R. Peddibhotla
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ВРАЩАЮЩЕЙСЯ ОРИЕНТИРУЕМОЙ
КОМПОНОВКИ В СКВАЖИНАХ БОЛЬШОГО ДИАМЕТРА ............................. 17
R. Rodriguez, M. Hernandez, P. Hamel
НОВЫЙ ПОДХОД К БУРЕНИЮ
СЛОЖНЫХ СКВАЖИН................................................................................ 22
S. Gokhale, S. Ellis, N. Reynolds
ОБРЫВ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ,
ВЫЗВАННЫЙ НАГРЕВОМ .......................................................................... 26
R. Chang
ПРИЧИНА УСТАЛОСТИ
ВОДООТДЕЛЯЮЩЕЙ КОЛОННЫ ............................................................... 32
Характеристика коллектора
D. Russel, J. Gournay, C. Xu, P. Ritcher
ФРАКЦИОНИРОВАНИЕ ПОРИСТОСТИ
И КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА
ПРОНИЦАЕМОСТИ КАРБОНАТОВ .............................................................. 36
R. Ortiz
РАЦИОНАЛЬНОЕ УПРАВЛЕНИЕ
ОСВОЕНИЕМ МЕСТОРОЖДЕНИЯ .............................................................. 43
R. Zhang, R. Zhang, X. Zheng, L. Cheng
ОЦЕНКА ЗАПАСОВ КРУПНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В КИТАЕ ..................... 47
Ежегодная статистика
S. Berkman, T. Strokes
СТРОИТЕЛЬСТВО БУРОВЫХ УСТАНОВОК,
НЕСМОТРЯ НА СНИЖЕНИЕ АКТИВНОСТИ ................................................. 52
Рынок СПГ
D. Wood, S. Mokhatab
ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ РЫНКА СПГ:
СПРОС И ПОСТАВКИ ................................................................................. 61
НОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ........................................................................... 63
ОТРАСЛЕВАЯ СТАТИСТИКА ....................................................................... 65
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
HYDROCARBON PROCESSING
КОРОТКО О РАЗНОМ ................................................................................ 68
Контрольно-измерительные системы
I. McPherson
ОПТИМИЗАЦИЯ БЕСПРОВОДНЫХ СИСТЕМ
НА ПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ .............................................. 79
J. Funkhouser, F. Manley
ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ, ЭКОНОМИЧЕСКОЙ
ЭФФЕКТИВНОСТИ И КОЭФФИЦИЕНТА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ...................... 81
K. Queeney, S. van der Wal
ЭФФЕКТИВНЫЙ рН{КОНТРОЛЬ
ПРИ ПОМОЩИ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМ .................................. 84
Модернизация процессов
J. Stommel, B. Snell
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ПЛАНИРОВАНИЯ ОПЕРАЦИЙ
НА НПЗ .....................................................................................................87
M. Mukherjee, J. Nehlsen
СНИЖЕНИЕ СТОИМОСТИ АЛКИЛАТОВ БЛАГОДАРЯ
ТВЕРДОКИСЛОТНЫМ КАТАЛИЗАТОРАМ ................................................... 91
Переработка газа
A. Bahadori, S. Mokhatab
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ИСТИННОГО ДАВЛЕНИЯ
НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ СНГ И ГАЗОВОГО БЕНЗИНА ................................. 97
Анализ процесса
M. Haouchine, R. Benesch, B. Talbert,
T. Jacksier, B. Biela, R. Moore
ИЗМЕРЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ СЕРЫ В СЫРЬЕ
ПОЛИОЛЕФИНОВЫХ УСТАНОВОК ............................................................ 99
Технологии переработки
S. Saraf, B. Thomas
БИОДИЗЕЛЬНОЕ ТОПЛИВО:
ПРОБЛЕМЫ ВЫБОРА СЫРЬЯ ..................................................... 102
Подписано в печать 01.02.2008. 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»
НОВЕЙШИЕ МИРОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ В РОССИИ И СНГ
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ
ТЕРМОДИНАМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
РЕГУЛИРУЕМОЙ ВИХРЕВОЙ ТРУБЫ
НА ПРИРОДНОМ ГАЗЕ
В. Бетлинский, ООО «ЭДВАЙС», Москва; М. Жидков, ЗАО Научно-производственное предприятие «Импульс», Москва;
В. Овчинников, Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский
государственный нефтегазовый университет», Тюмень; Д. Жидков, МГТУ им. Н.Э. Баумана, Россия
Одна из немаловажных задач
экономики России – разработка
Горячий поток
Т хт
и реализация энергосберегающих
1
технологий, позволяющих наибо8
лее эффективно использовать как
Vв Рв Тв
10
первичные, так и вторичные энерРг
9
Холодный поток
горесурсы. Так, в нефтегазовой
11
Тх Рх
Т
г
3
промышленности имеются проТхт
2
цессы, в которых потенциальная
энергия давления углеводородных
Vх
Рсм
газов либо вообще теряется при
Холодный поток
Тсм
расширении (газораспределительПодпитка ДЭГ
ные станции и подстанции, отбор
природного газа из подземных
7
хранилищ и др.), либо утилизируРн
Тн
ется с минимальной эффективнос4
Тк
тью (установки низкотемпературной сепарации на основе эффекта
Тц
Джоуля-Томпсона).
5
Возможные пути решения
6
этой проблемы заключаются
в следующем:
выработка экологически чис- Рис. 1. Технологическая схема холодильной установки:
того холода при температуре 1, 2 – теплообменники; 3 – вихревая труба; 4 – насос ДЭГ; 5 – вентилятор; 6 – воздухоохла7 – холодильная камера; 8 – редуктор; 9 – мембранный исполнительный механизм;
от –20 до –30 °С для замо- дитель;
10 – вход газа; 11 – выход газа
раживания и длительного
хранения продуктов;
генерация холода для технологических целей с
широкого спектра экспериментальных данных, полуболее высоким КПД, чем дросселирование (подченных в течение многолетней эксплуатации ее в соготовка углеводородного газа к транспорту, поставе демонстрационной холодильной установки.
лучение топливного газа для газопоршневых и
Технологическая схема установки, смонтированной
газотурбинных электростанций).
на газораспределительной станции (ГРС), приведена
В последнее время все большую популярность в
на рис. 1 . Она работает следующим образом.
газовой, нефтедобывающей и химической промышПриродный газ высокого давления поступает
ленности приобретают весьма простые, надежные и
тангенциально в прямоугольное сопло регулируедостаточно эффективные генераторы холода – регумой вихревой трубы 3, где происходит его расширелируемые вихревые трубы (ВТ) Ранка-Хилша [1, 2].
ние, закрутка и разделение на холодный и горячий
От обычных ВТ они отличаются наличием механизпотоки (эффект Ранка-Хилша). Холодный поток
ма плавного изменения площади соплового ввода,
проходит теплообменники 1 и 2 типа «труба в тручто позволяет разработчикам установок очистки и
бе», охлаждая поступающий в них водный раствор
осушки газов естественным образом включать их в
диэтиленгликоля (ДЭГ). Горячий поток ВТ смешисхемы АСУ ТП.
вается с газом на выходе из теплообменников; сумНастоящая статья демонстрирует термодинамимарный поток природного газа поступает в коллекческие возможности промышленной регулируемой
тор низкого давления. Охлажденный раствор ДЭГ
ВТ производительностью до 52 000 нм3/ч на основе
направляется на вход насоса 4 и далее в воздухоох2
№2 февраль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВЕЙШИЕ МИРОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ В РОССИИ И СНГ
80
ΔТг
°С
2
4
Г
60
5
Вход газа
Ход 60
143
3
1
Рис. 2. Схема регулируемого соплового ввода:
1 – завихритель; 2 – шток; 3 – корпус; 4 – шарнир; 5 – клиновидная
задвижка
40
20
0
µ
0,2
0,6
0,4
0,8
1,0
ΔТдр
qх
20
ладитель 6. Отдав холод воздуху, циркулирующему
в холодильной камере 7 с помощью вентилятора 5,
хладоноситель возвращается на охлаждение в теплообменники 1, 2.
Устройство для регулирования площади соплового ввода ВТ схематично представлено на рис. 2 . Его
основным элементом является клинообразная задвижка 5, которая приводится в движение штоком 2,
соединенным с мембранным исполнительным механизмом (МИМ) поз. 9 (см. рис. 1). Управление механизмом МИМ осуществляется с помощью редуктора
8. Шток 2 и задвижка 5 соединены между собой шарниром 4.
Термодинамические характеристики регулируемой ВТ изучались в зависимости от отношения давлений π = Рв /Рх, доли холодного потока μ = Vх /Vв
и степени открытия соплового ввода с = Fс /Fсmax,
где Fс – текущая площадь сопла. На рис. 3, в качестве примера, приведены графики эффектов охлаждения ΔТх = (Тв – Тх) и нагрева ΔТг = (Тг – Тв) газа в
функции μ при двух значениях отношения давлений
(π = 5,1 и 2,0) и фиксированной степени открытия
сопла с = 0,83. Здесь же приведен график удельной
холодопроизво-дительности qх (qх = ΔТх μ).
В целом полученные зависимости типичны для вихревого эффекта, в том числе функция qх = f(μ), имеющая экстремум при 0,7. Однако следует отметить и особенности. Так, максимальное значение ΔТх приходится
на долю холодного потока, близкое к μ = 0,0. Это отличается от данных, полученных на природном газе
другими авторами. Обычно этот экстремум приходится на диапазон значений μ = 0,2–0,40.
Еще одна особенность графика ΔТх = f(μ) состоит в том, что величина ΔТх при μ = 1,0 превышает
эффект дросселирования ΔТдр, который должен
быть в этом случае и теоретически, и практически.
Причем полученное превышение ΔТх на 5–6 °С нельзя свести только к неадиабатности не заизолированной вихревой камеры ВТ.
Сразу отметим, что в указанных граничных значениях μ (μ→0,0; μ = 1,0) наблюдалась повышенная
акустика ВТ, с чем, как оказалось в дальнейшем, и связаны эти аномалии. Об этом будет еще сказано ниже.
Известно, что эффективность ВТ зависит от относительной площади проходного сечения сопла с = Fс /Fтр
№2 февраль 2008
40
ΔТ х
60
Рис. 3. Зависимость эффектов охлаждения (ΔТх) и нагрева (ΔТг) от
доли холодного потока μ при с = 0,83 и значениях π:
− 5,1; − 2,0; − 5,1 (акустика и вибрации, новый сопловый блок)
и соотношения сторон прямоугольного соплового ввода bc/hc [3], т.е. именно от тех параметров,
которые изменяются в процессе регулирования
расхода газа через ВТ. Многочисленные эксперименты в области вихревого эффекта показали, что
параметр bc /hc по своей значимости является величиной второго порядка по сравнению с с, поэтому в проведенном нами экспериментальном исследовании параметр с (его эквивалент – с) принят
определяющим.
На рис. 4 приведены зависимости ΔТх = f( с, с)
при μ = 0,3 и 0,7 (среднее значение отношения давлений πср = 5,4). Как видно из рисунка, ход кривых
в диапазоне изменения с, равный 1,00–0,50, достаточно пологий. При этом отклонение ΔТх от среднего уровня значений составляет не более ± 2,5 °С.
В области с = 0,33 снижение ΔТх более существенно, однако и эти показатели вполне приемлемы для
процесса регулирования производительности ВТ
с помощью клиновидной задвижки. Поясним это на
конкретном примере.
Если регулирование производительности ВТ
с постоянной геометрией соплового ввода обеспечивалось бы регулятором на входе в ВТ (рис. 5), то трехкратное снижение расхода газа (до с = 0,33) потребовало бы пропорционального уменьшения Рв, а значит
и снижения отношения давлений с π = 5,4 до π = 1,9.
В этом случае температурная эффективность нерегулируемой ВТ при μ = 0,7 составит ΔТх = 18 °С. Если
прибавить к этой величине эффект дросселирования
на регуляторе (ΔТдр = 11,0 °С), то получим суммарное снижение температуры на холодном потоке ВТ,
равное ΔТх = 29,0 °С. В нашем же случае (при ре3
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВЕЙШИЕ МИРОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ В РОССИИ И СНГ
ΔTх
µ = 0,3
°С
50
40
µ = 0,7
30
20
10
1,0
0,086
0,83
0,67
0,50
0,33
0,072
0,058
0,043
0,028
βс
Fс
Рис. 4. Зависимость эффекта охлаждения ΔТх от степени открытия сопла βс (Fс) при πср = 5,4
Рв , Т в
2
Вход газа
Рг Тг
1
Рх , Т х
3
Хладоноситель
Рис. 5. Способ регулирования производительности вихревой
трубы с постоянной геометрией соплового ввода:
1 – дроссель; 2 – вихревая труба; 3 – теплообменник
гулировании площади сопла) перепад температур на
холодном потоке при с = 0,33, μ = 0,7 и π = 5,4 составит ΔТх = 34 °С. Разница в эффективности двух
методов регулирования даже при таком значительном уменьшении расхода газа очевидна. Она будет
особенно существенной при работе ВТ на газах с небольшим дроссель-эффектом.
Регулируемая ВТ непрерывно эксплуатировалась
на ГРС в течение 23 мес. и подвергалась двукратной
ревизии. Первая была осуществлена после 2,5 мес.
работы, вторая – спустя 11 мес. И если первый визуальный осмотр выявил лишь небольшую эрозию
металла в местах сопряжения деталей соплового
блока, то второй показал значительный эрозивный
износ. Характер повреждений – многочисленные
каверны, направленные навстречу газовому потоку. Их «диаметр» и глубина составляли от 2 до 7 мм.
Остальные рабочие поверхности деталей ВТ находились в удовлетворительном состоянии.
Следует отметить стабильную работу аппарата
по термодинамическим показателям за 11-месячный
4
Рис. 6. Зависимость температурной эффективности ΔТх от π
при среднем значении μср = 0,80:
– начало испытаний;
– по истечении 23 мес. (акустика и вибрации)
цикл работы. Только последние два-три месяца этого
цикла наблюдались повышенная вибрация аппарата и
усиление уровня шума (акустики). После второй ревизии вихревая труба вновь была пущена в работу, однако из-за значительной вибрации и шума пришлось
до конца 23-месячного цикла эксплуатации придерживаться пониженного расхода газа ( с = 0,33−0,17).
Особый интерес вызывало сравнение температурной эффективности ВТ в начале исследований и после длительной эксплуатации аппарата (рис. 6) с помощью зависимостей ΔТх = f(π). Приведенные графики
позволяют сделать парадоксальный вывод: температурная эффективность ВТ в заключительной серии
испытаний выше на 7–9 °С (при μ = 0,8) по сравнению с первоначальными экспериментами. Таким образом, можно уверенно сказать, что в условиях дополнительно генерируемой акустики и вибраций, температурная эффективность ВТ возрастает.
Каковы же причины появившихся после многомесячной работы ВТ повышенной акустики и вибраций? Первоначально, исходя из результатов второй
ревизии аппарата, был сделан вывод, что основная
причина связана с эрозией соплового блока. Но этот
вывод оказался неверным, т.к. ситуация нисколько
не изменилась с установкой вновь изготовленного,
абсолютно идентичного, «неэрозивного» блока.
Температурная эффективность нового соплового
блока в условиях вибрации и повышенной акустики
также превышала первоначально полученные термодинамические показатели ВТ. Так, например, точки
режима № 1 (табл. 1), нанесенные на поле параметров (рис. 3), наглядно демонстрируют это преимущество. Такое же преимущество наблюдается и по ΔТг.
Следует отметить рекордную (за время всех испытаний регулируемой ВТ) разбежку температур холодного и горячего потоков, полученную в режиме № 1, которая составила 122 °С. В режиме № 3 также получено
максимальное значение эффекта нагрева горячего
потока за все время экспериментов (ΔТг = 91,5 °С).
Дальнейший поиск причин возникновения вибраций показал, что они исходили от двух механи№2 февраль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВЕЙШИЕ МИРОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ В РОССИИ И СНГ
ческих источников, а именно: от
Таблица 1. Параметры работы ВТ с новым сопловым блоком при с = 0,67
возникших зазоров в шарнирном
соединении 4 (рис. 2) и от вибриДавление,
Температура, С
№
рующей втулки на конце трубы
МПа
Тх
Тг
режима
горячего потока, смонтированной
Рв
Рх
Тв
Тх
Тг
по ходовой посадке и разболтавшейся в процессе эксплуатации.
1
4,0
0,7
22,5
–22,0
100,0 44,0 78,0 5,1
0,75
Таким образом, эксперименталь2
4,0
0,7
20,5
–12,0
105,0 32,5 84,5 5,1
0,84
но установлено, что эффект температурного разделения газа в
3
4,0
0,7
20,5
–8,0
112,0 28,5 91,5 5,1
0,87
вихревой трубе увеличивается с
появлением повышенной акустики и вибраций. Это, как показано
выше, наблюдалось не только на
Таблица 2. Эффективность вихревых труб, работающих на природном газе
«вибрационных» режимах после
длительной эксплуатации регулиРв,
Конструктивное исполнение
Дтр, мм
n
,%
Тв, С
руемой ВТ, но и на начальной стаМПа
дии экспериментов при граничНерегулируемая [6]
0,094
11,75 41,4 0,77 4,5 1,020 21
ных значениях доли холодного
потока (μ→0,0 и μ→1,0). И в обоих
Нерегулируемая [7]
0,040
5,00 35,0 0,70 3,0 1,035 37
случая наблюдается увеличение
эффективности ВТ.
Нерегулируемая конусная [8]
0,031
5,0
6,0
0,65 5,0 1,064 68
По нашему мнению, данные
начальный
факты являются подтверждением
Нерегулируемая [9]
0,070
0,92 -22,0 0,70 3,6 1,065 69
ударно-волновой концепции вихревого эффекта, высказанной авНерегулируемая [10]
0,023
0,634 -2,0
0,70 4,0 1,081 86
торами публикации [4]. Согласно
этой концепции, первопричиной
0,143
4,2
13
0,70 4,9 1,083 88
Регулируемая, с = 1,0
энергетического разделения газа в
0,143
4,2
13
0,75 4,9 1,094 100
Регулируемая, с = 0,67;
ВТ являются не микрохолодильные
акустика и вибрации
циклы турбулентных «молей» в соответствии с наиболее распространенной гипотезы взаимодействия
вихрей [3], а газодинамические продольные и поперечВ заключение коротко остановимся на результаные акустические волны, приводящие к температурнотах испытания рефрижераторной части демонстраму расслоению расширенного газа, как вдоль вихревой
ционной холодильной установки. Сразу оговоримся,
камеры, так и по ее радиусу. При наличии дополнительчто основной недостаток рефрижераторной часных источников акустических волн в ВТ, ее температи – полное отсутствие тепловой изоляции на тептурная эффективность по такой трактовке должна возлообменниках типа «труба в трубе», всех обвязыварастать. Это мы и наблюдали в проведенных экспериющих трубопроводах, металлической холодильной
ментах на регулируемой ВТ.
камере объемом около 30 м3 и оборудовании, примыБыло целесообразно сопоставить термодинамикающем к ней. Отсюда следует вывод, что основная
ческие характеристики регулируемой ВТ с консчасть холодопроизводительности ВТ терялась в виде
трукциями других авторов. Такое сравнение было
холодопотерь в окружающую среду. В этой связи,
выполнено по приведенному показателю эффективэкспериментальные данные, полученные в таких
ности , соотносящему показатель политропы n коннеблагоприятных условиях, следует рассматривать
кретной трубы к максимально достигнутой величине
в основном как качественные, показывающие приnmax в ряду сравниваемых труб (методика расчета панципиальную возможность использования холода,
раметров n и приведена в работе [5]). Результаты
полученного на ГРС с помощью ВТ.
выполненного сравнения при значениях μ в области
Показатели работы демонстрационной холодильмаксимальной холодопроизводительности ВТ предной установки в летний период времени представлены
ставлены в табл. 2.
в табл. 3. Для сопоставительной оценки уровня темКак видно из табл. 2, максимальное значение попературы, достигаемой в холодильной камере, в укалитропы (nmax = 1,094) получено для регулируемой
занной таблице дается разность температур окружаВТ, работающей на вибрационном режиме. Но и на
ющей среды и холодильной камеры (ΔТок = То – Тк).
нормальном режиме регулируемая ВТ также имеет
Наиболее низкая температура в холодильной камере
лучший по сравнению с конструкциями других авбыла достигнута в режиме № 1 (Тк = 7,5 °С), а лучторов показатель эффективности. Лидирующее поший показатель по ΔТок был зарегистрирован в реложение регулируемой ВТ говорит, прежде всего, об
жиме № 2 (ΔТок = 15 °С). В остальных режимах он
удачном исполнении узла регулирования, не вносяколебался в диапазоне ΔТок = 9,0 – 14,0 °С.
щем негативных помех в процесс истечения высокоСледует отметить еще один недостаток технологинапорного газа в вихревую камеру.
ческой схемы апробированной холодильной установ№2 февраль 2008
5
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВЕЙШИЕ МИРОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ В РОССИИ И СНГ
Таблица 3. Результаты испытаний демонстрационной холодильной установки
Давление, МПа
№
режима
Температура, С
βс
Рв
Рх
Тх
Тхт
То
Тн
Тц
Тк
Ток
1
0,33
4,00
0,88
4,2
0,51
14,0
–21,0
–12,0
18,0
–14,0
–11,0
7,5
10,5
2
0,33
4,00
0,88
4,2
0,51
14,0
–21,0
–12,0
24,0
–13,0
–10,0
9,0
15,0
3
0,33
4,07
0,65
5,6
0,14
14,0
–31,0
–7,0
21,0
–11,5
–9,0
12,0
9,0
4
0,17
4,30
0,66
5,8
0,32
15,0
–22,0
–6,0
24,0
–12,0
–10,0
13,0
11,0
5
0,12
4,85
0,64
6,7
0,27
18,5
–18,0
–4,0
35,0
–9,5
–6,5
21,0
14,0
6
0,12
4,85
0,59
7,2
0,27
19,0
–17,5
–2,5
35,0
–7,0
–4,0
21,0
14,0
ки, а именно, отсутствие рекуперации холода газового
потока, выходящего из теплообменников 1 и 2 с температурой Тхт. Расчет теплового баланса установки
с холодильной камерой размером 12 3 3,5 м, теплоизолированной слоем минеральной ватой толщиной
90 мм, показал, что без рекуперации можно получить
Тк = 0,0 °С. Однако более низкую температуру
в этом случае получить проблематично. По расчету, наличие в схеме рекуперативного теплообменника дает возможность иметь в холодильной
камере Тк = –20 °С и ниже.
Таким образом, длительные испытания регулируемой вихревой трубы в составе демонстрационной
холодильной установки на ГРС не только выявили
ее превосходные термодинамические качества, но
и позволили наметить пути совершенствования, как
самого аппарата, так и холодильной установки в целом. При этом были получены неординарные экспериментальные данные по влиянию акустики и вибраций на эффективность энергетического разделения
газа в вихревой трубе.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Рябов А.П., Гусев А.П., Жидков М.А., Жидков
Д.А., «Трехпоточные вихревые трубы в нефтедобывающей и газовой промышленности (аналитический обзор)», Нефтегазовые технологии , февраль, 2007, с. 2–7.
2. Бетлинский В.Ю., Жидков М.А., Овчинников
В.П., «Двухпоточные регулируемые вихревые
трубы в промышленных установках очистки и
осушки газов», Газовая промышленность, январь,
2008, с. 72–75.
3. Меркулов А.П. «Вихревой эффект и его применение в технике», М.: Машиностроение, 1969,
183 с.
4. Жидков М., Гусев А., Бетлинский В., Солдатов
П., Овчинников В., Рябов А., «Трехпоточная
вихревая труба успешно эксплуатируется на
Капитоновском», OIL&GAS JOURNAL RUSSIA,
январь, 2008 (в печати).
6
Тв
5. Жидков М.А., Комарова Г.А., Гусев А.П., Исхаков
Р.М. «Взаимосвязь сепарационных и термодинамических характеристик трехпоточных вихревых труб», Химическое и нефтегазовое машиностроение, май, 2001, с. 8–11.
6. Базлов М.Н., Жуков А.И., Алексеев Т.С.,
«Подготовка природного газа и конденсата
к транспорту», М: Недра, 1968, 215 с.
7. Райский Ю.Д., «Исследование работы вихревой
трубы на газожидостных смесях», Газовая промышленность, июнь, 1967, с. 13–17.
8. Поршенев Н.В., Ходорков И.Л., «Опыт работы
универсальной конической вихревой трубы на
природном газе», Сибирский промышленник,
март, 2004, с. 5–8.
9. Жидков М.А., «Низкотемпературная очистка
газов с применение вихревого эффекта», Дис.
к.т. н., М: ГИАП, 1982, 231 с.
10. Меркулов А.П., Меркулов С.А., «Вихревой холодильник на базе газораспределительной подстанции», Вихревой эффект и его применение в технике, Труды шестой Всесоюзной научно-технической конференции, Самара, 1992, с. 80–82.
Бетлинский Виталий Юрьевич, Генеральный директор
ООО «ЭДВАЙС». С г-ном Бетлинским В. Ю. можно связаться по тел.: (495) 223-44-22, факс: 223-44-11.
Жидков Михаил Андреевич, Директор НТЦ «Вихревые
технологии», кандидат технических наук. С г-ном
Жидковым М. А. можно связаться по тел/факс: (495) 54174-14, моб. тел.: 8-916-613-68-89 и по адресу: grena_der@
mail.ru.
Овчинников Василий Павлович, доктор технических наук,
профессор, преподаватель Тюменского государственного
университета.
Жидков Дмитрий Алексеевич, студент МГТУ им. Н.Э. Баумана
№2 февраль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВЕЙШИЕ МИРОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ В РОССИИ И СНГ
СПОСОБ ТОЧНОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ
ПРОЦЕНТА ИЗНОСА ЗУБЬЕВ ДОЛОТА
РАСЧЕТНЫМ ПУТЕМ
Проф. В. О. Белоруcсов, ОАО НПО «Буровая техника»
ПРЕДЫСТОРИЯ
Вооружение шарошек долота напрямую влияет
на величину проходки, которую можно снять с долота. Именно от этого зависит, растрескаются или
выпадут твердосплавные вставки и остановится или
будет продолжаться бурение. Как правило, долото
никогда не изнашивают по зубу на 100 %. Буровики в
процессе бурения судят об износе зуба по уменьшению механической скорости проходки (Vмех), – скорости внедрения инструмента в породу. Если по разрезу не встречается достаточно твердых (кварцевые
песчаники) или особо мягких («Сеноман») пропластков, разрез считается более или менее однотипным
(сланцы-песчаники или известняки-доломиты). Как
правило, при бурении обсадной колонны одним типом долота буровики достаточно чутко улавливают
снижение Vмех из-за износа вооружения долота,
несмотря на местные отклонения в однородности
пород. В руководящих документах (РД) существует
четкая запись, что, если Vмех со временем снижается
вдвое, то долото следует поднять. Однако буровики
этого указания не всегда придерживаются. Никто не
будет поднимать долото, если начальная Vмех составляла 50 м/ч и затем снизилась до 25 м/ч, поскольку
25 м/ч – хорошая скорость, при которой можно
пройти достаточно большой интервал, прежде чем
Vмех начнет резко снижаться (т.е. буровики стараются
подольше продержать долото на забое). К этому стремятся, как правило, при бурении уже из-под кондуктора с тем, чтобы, за счет увеличения проходки (по
сравнению с проектом) сэкомить, например, одно долото. Но, что гораздо важнее, сэкономить одну операцию по спуску/подъему долота, поскольку эта опера-
№ скв., дата,
типоразмер
Величина износа
по четвертичному
коду В и опоры П
Описание
характера
износа
215,9 мм с
фрезерованным
зубом и открытой опорой
От В0 до В2 т.е от
0 до 50 % на разных шарошках, а
П от П3 до П4 т.е.
от 75 до 100 %
Значительное
скругление
зубьев периферийных венцов
ция представляет собой наиболее затратную статью
в смете расходов, где стоимость часа эксплуатации
буровой установки или морской буровой платформы
просто несопоставима со стоимостью долота.
СУЩЕСТВУЮЩЕЕ ПОЛОЖЕНИЕ
Буровиков, работающих в соответствии с такой
методикой, не волнует процент износа вооружения
долота. Зачем же тогда нужна эта статья? Дело в том,
что на первый взгляд, частные случаи замера процента износа вооружения долота после каждого рейса
(чему, очевидно, не просто так уделяется внимание
в РД России и за рубежом) перерастают в серьезную
государственную проблему. Об этом можно судить
даже по тому, что геофизиками была специально разработана инструкция для буровых супервайзеров.
В этой инструкции проводится четкая взаимосвязь
между процентом износа зуба и рекомендациями,
которые супервайзер должен был давать буровику
с целью улучшения отработки данного долота в последующем «долблении» (которое, обычно осуществляется в аналогичных породах, при неизменном режиме и характере промывки ствола скважины) для
достижения максимальной проходки за один рейс.
Указанные рекомендации обеспечивают контроль
системной работы буровиков, с учетом правильного
выбора долот, что всегда можно проверить, и содержат рекомендации для оптимизации процесса.
Рассмотрим выдержку из первой обязательной
ежедневной «Инструкции супервайзера», содержащей
порядок суточного заполнения рапорта по надзору за
процентом износа зубьев, подготовленной службой
Геолого-технологических исследований (см. табл.).
Вероятностная
причина износа
Тип зубьев
периферийных венцов не
соответствует
проходимым
породам
Возможные
последствия
Рекомендации бурильщику
по улучшению эксплуатации
долота в следующем рейсе
Сужение ствола
скважины,
значительные
проработки
1. Установить над долотом
калибратор
2. Прошаблонировать ствол
скважины
3. Изменить тип вооружения долота, если применяли
М, то сменить его на «МС»
для более твердых пород
и т.д.
Если при износе помимо вышеизложенных причин, наблюдается, например, износ козырьков или слом лап, то рекомендации остаются прежними т.к. это не относится к проценту износа зуба. В этом случае надо менять технологию.
№2 февраль 2008
7
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВЕЙШИЕ МИРОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ В РОССИИ И СНГ
На основе данных о проценте износа вооружения
долота, представленных супервайзеру буровиком,
делается пометка в буровом журнале о данных буровику (в соответствии с Инструкцией) указаниях.
Всего в Инструкции приводится 17 таких типовых
вариантов износа и соответствующих текстов рекомендаций.
В настоящее время опубликован международный
КОД IADC (International American Drilling Code) по
упорядочению описаний характера износа вооружения долота. Однако он не затрагивает вопроса о
том, каким образом (после фиксации факта износа в
виде описания его в соответствии с правилами нового кода) нужно замерять износ зуба. Создается нелепая ситуация. Достаточно спросить трех буровиков,
которые должны фиксировать теперь износ через
12,5 % (вместо 25 %, увеличив точность в 2 раза) и
вы получите три разных ответа. Причина возникновения ошибки понятна. Оценка производится, как и
ранее – визуально. Замеряются не все зубья. Вывод
делается в зависимости от опыта проверяющего. С
другой стороны, разработаны четкие требования
IADC к точности описания износа зубьев. Возникает
явное противоречие т.к. точность износа зуба ничем
не подтверждается однозначно. Кто-то должен проверять данные, поступающие с буровой. Но как?
В связи с этим автором предлагается вычислять
процент износа вооружения долота с отказом от инструментальных замеров. Можно с уверенностью утверждать, что разработан гарантированный способ
(за счет проверки на сходимость), который, к тому
же и более точный, чем вышеизложенный. По этой
причине новый способ получил название «ПРИВОД»
(Правдивый Расчет Износа Вооружения Долота).
Этот способ позволит супервайзеру ревизовать на
компьютере приблизительные данные о проценте
износа зуба, получаемые с буровой.
Точность достигается за счет того, что данные о проценте износа зуба, получаемые супервайзером с буровой и уточненные с помощью «ПРИВОДа», трансформируются в расчетную проходку (которая должна была
бы иметь место по теории вероятности при данном режиме и за данное время). Эта информация сравнивается с фактической проходкой. Разница не должна составлять более 12,5 %, что признано допустимым в соответствии с кодом IADC, где допуск по точности оценки
износа зуба также не должен превышать 12,5 %.
Если знать, как изнашивается во времени вооружение и как это влияет на Vмех, можно сформулировать уравнение величины проходки на долото М (в
метрах) за то время, пока зуб не износится, допустим, на 50 %, когда с большой долей вероятности и
Vмех уменьшится вдвое по сравнению с первоначальной. Эта попытка была осуществлена еще 50 лет назад американскими учеными Галле и Вудсом [2]. Ими
были предложены дифференциальные уравнения
износа зуба, износа (открытой) опоры, уравнение
механической скорости и уравнение проходки. Эти
уравнения можно использовать и в настоящее время. Хотя, в связи с развитием технологии бурения
необходимы определенные поправки [3, 4] в методике использования этих уравнений (см. ниже). Однако
8
к моменту, когда выяснилось, что с упомянутыми поправками указанные уравнения можно использовать
и в современных условиях, теория Галле-Вудса была
раскритикована в связи с несходимостью прогнозных
и фактических данных, полученных в СССР и США,
в связи с тем, что прогнозы по проходке при изменении нагрузок и оборотов не сходились, поскольку
в расчетах принимались несоответствующие действительности проценты износа вооружения долота.
В настоящее время понятна и причина этой несходимости. Еще при первой публикации [2] авторы
пояснили, что достаточная точность расчетов гарантируется только в том случае, если в начальных условиях прогнозного расчета на последующий рейс
(после предыдущего рейса, данные которого были
использованы для анализа) будут использованы достаточно точные данные по проценту износа вооружения долота, полученные в результате износа зуба
в предыдущем (фактическом) рейсе.
К сожалению, путем инструментальных замеров
с задачей получения нужной точности справиться
так и не удалось.
Надо было искать другие решения. И нами был
предложен новый подход к вычислению процента
износа зубьев. Если процент износа как бы не удается точно вычислить по формулам (прогноз износа не
сходится с замером, который также приблизителен)
то, может быть, удастся добиться успеха, если поменять местами задачи. Применить метод обратного
счета. Не стараться определять процент износа вооружения долота в зависимости от проходки, а рассчитывать при каком проценте износа зуба единственно только и могла возникнуть по теории вероятности фактическая величина проходки за время
работы долота на забое в предыдущем «долблении».
Формула прогноза проходки на долото позволяет
решить эту задачу. В известном, упомянутом, уравнении проходки [1] процент износа зуба обозначен, как
(V %). Влияние всех остальных факторов на формирование величины проходки за определенное время –
известно. Коэффициент износа зуба (V %) неизвестен, как об этом уже говорилось выше, если ставится
задача спрогнозировать проходку за определенное
время в последующем рейсе. Но при обратном счете
нет необходимости прогнозировать проходку на долото. Она нам известна из предыдущего рейса.
Обратимся теперь к структуре упомянутого уравнения расчета проходки [2].
Допустим, что в нашем распоряжении имеется
один пример из отчета по отработке долот.
Фактическое «долбление». Итак, величина проходки после окончания рейса Мф, известна, как и
остальные поправочные коэффициенты, которые
можно рассчитать даже при помощи обычного калькулятора или взять из таблиц функций в зависимости от величины нагрузки, оборотов и времени «долбления» на данной скважине.
М = К(АСРдmR(V %)/i)
где М – проходка на долото в метрах; i – табулированный коэффициент интенсивности вращения долота; К – масштабный коэффициент, учитывающий
№2 февраль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВЕЙШИЕ МИРОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ В РОССИИ И СНГ
необходимые поправки при изменении диаметра обсчитываемого долота от 190 до 311 мм, но не более; А
и С – коэффициенты, получаемый из комбинации
известных факторов, учитывающие, в основном,
влияние на их изменение фактического времени бурения Тб при данном сочетании исходных условий
расчета. В них входят также (V %) коэффициент износа периферийного ряда зубьев и U = f(V) – для
учета степени износа прочих венцов зубьев на шарошке; Рд – нагрузка (или осевое давление) на долото; m – коэффициент, учитывающий влияние
вибраций (табулированная функция в зависимости
от нагрузки на долото и от жесткости бурильного
инструмента, от об/мин долота и от крепости проходимых пород. R – коэффициент характеристики
крепости проходимых пород (твердые или мягкие).
Итак, при беглом взгляде на уравнение, кажется, что неизвестен в нем только коэффициент (V %).
Первая мысль, которая приходит в голову – решить
данное уравнение относительно (V %), чтобы затем
вычислить процент фактического износа зуба теоретически, так как, если известен этот коэффициент,
то процент износа вооружения долота (в его натуральном исчислении в среднем по всем шарошкам
долота) находится непосредственно по таблице, связывающей зависимость этих двух факторов.
Однако при детальном рассмотрении выясняется,
что неизвестными являются еще и коэффициенты
А и С, содержащие, в свою очередь, коэффициент
(V %) и даже U = f(V). Получается, что эта задача так
просто не решается.
Вместе с тем решение все же можно найти, если
соединить описанный метод «обратного счета» с методом последовательных приближений.
Процесс вычисления процента износа зуба, при
котором (с учетом влияния других факторов) можно
получить величину фактической проходки выполняется на компьютере пошагово.
1. Задается последовательно рядом произвольных
значений неизвестного коэффициента износа зуба
(V %) и рассчитывается А и С для данного случая.
2. Затем, принимается во внимание величина поправочных коэффициентов для данного случая расчета, заранее определенная для других влияющих факторов, например, по таблицам функций.
3. Вероятная проходка, которая должна была бы
иметь место в данном случае после истечения времени фактического рейса (если бы коэффициент износа вооружения долота (V %) был бы равен той произвольной величине, которая была принята за начальные условия при первом шаге расчета) рассчитывается по формуле. Полученная проходка сравнивается с фактической и, если она меньше, то за основу
второго шага расчета принимается величина на шаг
большая (или значительно большая), чем в первом
случае. Методом «золотого сечения» получаем величину, практически совпадающую с величиной фактической проходки. Например, на допустимую по
международным правилам, величину 12,5 %.
4. Найдя, таким образом, правдивую и всегда готовую для проверки, величину коэффициента износа зуба
компьютер рассчитывает истинное значение процента
№2 февраль 2008
износа вооружения долота по таблице, где коэффициент
(V %) связан с действительной величиной износа зубьев
(в ее интегральном значении) прямой зависимостью.
Это будут наиболее правдивые, приведенные
к истине, значения процента износа вооружения,
поскольку в данном случае сравниваются не какие-то
эфемерные цифры среднего процента износа зуба,
полученные в результате не повторяемых по точности, инструментальных замеров, а проходка, фиксируемая буровиками достаточно точно, что легко и просто можно проверить для подтверждения сходимости
расчетных и фактических данных.
Конечно, это будут «приведенные» цифры.
Поэтому предлагаемому методу было присвоено название «ПРИВОД» (по Белоруссову) – правдивый
процент износа вооружения долота.
Была подана заявка на изобретение «Использование совокупности известных признаков, позволяющих получить новое качество».
ВЫВОДЫ
1. Мы полагаем, что разработка программы
«ПРИВОД» может стать хорошим дополнением к
американской программе IADC, так как позволяет
навести порядок не только в деле единообразия записи износа вооружения долот, но и в методике достаточно точного определения процента износа вооружения долота без инструментальных замеров.
2. В сочетании со статьей «Способ определения
процента износа закрытой опоры долота расчетным
путем», опубликованной автором [3], эти две работы
открывают путь к расчетам оптимизации режима бурения, поскольку теперь прогноз изменения показателей
бурения в следующем рейсе при изменении осевого
давления и оборотов можно давать более надежно и
точно и без риска повреждения или поломки шарошки
в случае использования долота несколько раз [4].
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Белоруссов В. О. «Выбор долот с помощью компьютера», Бурение и нефть , декабрь 2002 г.
2. Galle E. V.,Woods H. B. «Best constant Bit Weight and
Rotary Speed», Mine&Quarry Eng., 1961 № 1 стр. 29–
34, № 2 стр. 74–81.
3. Белоруссов В. О. «Способ точного определения процента износа закрытой опоры долота расчетным
путем», Нефтегазовые технологии, № 10, октябрь
2007г.
4. Белоруссов В. О. «О возможности безопасного спуска
долота на второй и третий рейс без риска аварии
(с шарошкой)», Строительство нефтяных и газовых
скважин на суше и на море, № 12, 2007г., стр. 9–12.
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: vniibt@vniibt.ru
(for the att. of Mr. Byelorussov).
9
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
WORLD OIL, VOL. 228, № 10 – 2007
M. Drummond, K. Costa, BP;
D. Renflow, Quadril Energy LP;
R. Israel, O. Mang, G. Akinniranye, R. Peddibhotla, Schlumberger
LARGE HOLE RSS USED FOR SHALLOW KICK-OFF,
DIRECTIONAL CONTROL IN SOFT SEDIMENT
R. Rodrigez, Pemex;
M. Hernandez, InteliServ;
P. Hamel, Halliburton
SOLVING A MAJOR DRILLING CHALLENGE
FOR A LATIN AMERICA OPERATOR
S. Gokhale, S. Ellis,
TH Hill Associates, Inc.;
N. Reynolds, SPE
ROTATING WHILE PACKED OFF MAY CAUSE
UNEXPECTED HEAT-INDUCED DRILL PIPE TENSILE FAILURE
R. T. Chang,
Engineering Research & Computing
DRILLING INDUCED VIBRATION
CAUSES PRODUCTION
RISER WEAR
O. Russel, J. Gournay, ExxonMobil;
C. Xu, P. Ritcher, Schlumberger
POROSITY PARTITIONING AND PERMEABILITY
QUANTIFICATION IN VUGGY CARBONATES
R. Ortiz,
Raul Ortiz and Associates
INFORMATION-DRIVEN LIFE-CYCLE
RESERVOIR MANAGEMENT
R. Zhang, R. Zhang,
X. Zheng, L. Cheng, CNPC
MAJOR CHINESE FIELD EVALUATED USING
COMBINED SEISMIC AND WELL LOGGING METHODS
S. Berkman, T. Stokes,
ReedHycalog
RIG BUILDING CONTINUES WHILE FLEET
UTILIZATION DECLINES
D. Wood,
David Wood & Associates;
S. Mokhatab,
Contributing Editor
PROFITABLE YEAR SO FAR,
BUT COST AND DEMAND CHALLENGES
CONFRONT SUPPLIERS
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Нефть мира
ЧТО ПРОИСХОДИТ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЕННОСТИ
K. Abraham, главный редактор WO
ФОРМИРОВАНИЕ ОТРАСЛЕВОЙ СЛУЖБЫ
ОХРАНЫ В САУДОВСКОЙ АРАВИИ
В 2007 г. в Саудовской Аравии было принято решение о создании отраслевой службы охраны, численность которой составит примерно 35 тыс. чел. Это
решение было принято для охраны объектов нефтегазовой отрасли от возможных нападений. К обучению
персонала службы охраны приступили еще в начале
2007 г. На сегодняшний день численность службы
охраны составляет уже 5000 чел. Персонал охраны
обучают пользоваться современными средствами наблюдения, решать проблемы в кризисной ситуации и
оказывать сопротивление в случае вооруженного нападения. Обучающая программа разработана компанией Lockheed Martin в соответствии с требованиями
Middle East Economic Survey.
ДАНИЯ ПЛАНИРУЕТ ВСТРЕЧУ
ПРЕДСТАВИТЕЛЕЙ АРКТИЧЕСКИХ СТРАН
Министр иностранных дел Дании П. С. Моллер
и премьер-министр Гренландии Х. Эноксен запланировали в мае 2008 г. встречу министров иностранных дел Канады, Норвегии, России и США. Это
решение было принято с целью обсуждения границ
арктического региона. Это приглашение последовало вследствие повышения интереса к природным
ресурсам Арктики и проведения разведочных работ. «Арктический регион не должен быть разделен стихийно, по принципу «кто первый установит
свой флаг», – сказал м-р Моллер в своем интервью
Jyllands-Posten.
ДОГОВОР HUNT OIL CO. C ИРАКОМ
Компания Hunt Oil Co. подписала договор с администрацией Курдистана о проведении совместной разведки нефтяного участка Дихок. В начале
сентября 2007 г. с региональной администрацией
Курдистана (Kurdistan Regional Government – KRG)
был также подписан договор о распределении
долей добычи на месторождениях. «Прибыль от
добычи нефти в регионе будет распределяться в
соответствии с Конституцией Ирака и новым нефтегазовым законом Курдистана», – прокомментировал министр природных ресурсов А. Хаврами.
Это первый контракт на осуществление совместных операций после первой публикации в августе 2007 г. нового нефтегазового закона. Однако на
встрече министров ОПЕК, проходившей в Австрии,
министр нефтяной промышленности Ирака Хуссейн аль Шахристани отметил, что подобные сделки должны одобряться Федеральными службами, и,
поскольку, этот договор еще не одобрен, его нельзя
считать действительным. Министр также добавил,
что любые контракты с иностранными партнерами
следовало подписывать только после окончательного утверждения нового закона. Между тем, геологические и сейсмические исследования участка
№2 • февраль 2008
Дихок были запланированы местным отделением
компании Hunt Oil Co. на конец 2007 г. Более того,
бурение первой разведочной скважины было запланировано на начало 2008 г.
СТРОИТЕЛЬСТВО ПЕРВОЙ АЭС В КАНАДЕ
В конце августа 2007 г. компания Energy Alberta
Corporation получила от канадской Комиссии по
атомной безопасности (Canadian Nuclear Safety
Commission – CNSC) разрешение на подготовку
площадки для строительства первой атомной электростанции на востоке Онтарио. Партнером Energy
Alberta Corporation в строительстве первой АЭС (затраты составят примерно 6,2 млрд долл.) выступит
компания Atomic Energy of Canada Ltd. и федеральная корпорация Crown. По сообщению агентства
Reuters компания Energy Alberta Corporation подписала с неизвестным поставщиком договор о поставках почти 70 % электроэнергии, которую будет
вырабатывать АЭС, что составит 2200 МВт. Глава
компании Energy Alberta Corporation В. Хеньюсет
воздержался от комментариев относительно неизвестного покупателя.
МОРСКОЙ ДОГОВОР
МЕЖДУ МАЛАЙЗИЕЙ И БРУНЕЕМ
Малайзия и Бруней завершили обсуждение
вопроса о морских границах. Задержка принятия
окончательного решения по этому вопросу затрудняла проведение разведочных работ на западе о-ва
Борнео. Обе стороны выдвинули свои предложения
и подписали договор о необходимости скорейшего
пересмотра вопроса. Как сообщили информационные агентства обеих стран, стороны проинструктировали свои рабочие группы и дали указание отработать все детали договора. Это заявление было
сделано после двусторонних переговоров между
султаном Брунея Х. Болкиах и премьер-министром
Малайзии А. А. Бадави. В процессе переговоров
речь шла о глубоководном регионе, где нефтегазовые компании обеих стран открыли несколько месторождений.
ПРИВАТИЗАЦИЯ НЕФТЯНОЙ
ПРОМЫШЛЕННОСТИ В ИРАНЕ
Как сообщило агентство новостей IRNA (Islamic
Republic News Agency), чтобы привлечь иностранные инвестиции и ускорить рост экономики правительство Ирана планирует в ближайшие четыре
года приватизировать часть нефтяной отрасли. «Все
нефтеперерабатывающие предприятия и нефтехимические заводы, а также проведение разведочных
операций останутся в частном секторе», – сообщил посол Ирана в Мексике М. Х. Хадри-Абуанех.
Г-н Хадри-Абуанех также добавил, что Иран стремиться заключить с Мексикой соглашение о долговременном сотрудничестве с целью строительства в
Иране нефтеперерабатывающих и нефтехимических комплексов.
11
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ВЗРЫВ ТРУБОПРОВОДОВ
В МЕКСИКЕ
Ответственность за взрыв 10 сентября 2007 г.
нескольких нефте- и газопроводов (оператор
– Pemex) взяла на себя революционная группировка Popular Revolutionary Army или EPR. Эта же
группировка взяла на себя ответственность и за
взрыв газопровода в июле 2007 г., когда прекратилась подача газа на тысячи предприятий страны.
Революционные группировки достаточно давно
не предпринимали подобных масштабных акций.
Последняя акция была зарегистрирована в шт.
Веракрус. Х. Р. Эролес, глава Pemex завил, что на
восстановление трубопроводов потребуется четыре-пять дней. Он оценил ущерб в сокращение на
25 % поставок природного газа в целом по стране.
Поставки газа были прерваны на 24–36 ч. Повстанцы заявили, что они намерены и в дальнейшем
взрывать трубопроводы до тех пор, пока правительство не освободит из тюрьмы двух лидеров революционного движения. По сообщениям агентства
Reuters, взрыв трубопроводов является типичной
военно-политической акцией, проведением которой повстанцы пытаются заставить правительство
выполнить их требования.
общению Reuters, президент Ирана М. Ахмадинейях
назначил г-на Нозари на должность министра вместо
К. В. Хаманеха почти накануне совещания ОПЕК. До
этого назначения г-н Нозари занимал пост главы государственной нефтяной компании National Iranian
Oil Co.
СНИЖЕНИЕ
АКТИВНОСТИ БУРЕНИЯ
В МЕКСИКАНСКОМ ЗАЛИВЕ
Владельцы буровых установок заявили, что будут
постепенно снижать активность бурения в Мексиканском заливе, поскольку могут заключить долговременные контракты на проведение операций в
других регионах с более значительными запасами
углеводородов. Буровые установки постепенно перебрасываются из Мексиканского залива в такие регионы как Африка, Бразилия и Ближний Восток. За
последнее время число буровых установок в Мексиканском заливе сократилось с 72 до 53 единиц. Еще
одним препятствием для активного проведения операций в Мексиканском заливе стало ужесточение
федеральных регуляторных норм и высокой страховки. С. Лоуренс, глава компании Clarksons Offshore
(штаб-квартира в Хьюстоне), осуществляющей морское бурение, сказал, что разработка Мексиканского залива постепенно сокращается из-за снижения
запасов. «Если бы запасы нефти и природного газа
в Мексиканском заливе были значительными, операторы не только платили бы страховку, но и повышали бы заработную плату рабочим», – отметил
м-р Лоуренс.
ИОРДАНИЯ
ВОЗОБНОВИЛА ИМПОРТ
ИРАКСКОЙ НЕФТИ
Официальное агентство новостей Petra объявило
о том, что Иордания планирует возобновить импорт
иракской нефти. Министр энергетики Иордании
Халед-аль-Шрайден отметил, что поставки импортной нефти должны полностью покрыть спрос на
этот углеводород, составляющий 100 тыс. брл/сут.
Нефть будет транспортироваться автотранспортом
с месторождения Киркук через границу с Ираком
и далее по Сирийской пустыне. По словам г-на Халед-аль-Шрайдена, Ирак был готов приступить к
поставкам нефти уже в октябре 2007 г. Контракт на
импорт нефти был подписан еще в августе 2006 г.
во время визита в Багдад премьер-министра Иордании Маруфа-аль-Бакита. До начала войны (2003 г.)
поставки в Иорданию нефти из Ирака полностью
покрывали спрос в стране на этот углеводород.
В настоящее время импорт нефти возобновится.
По какой цене Иордания будет покупать нефть у
Ирака, не упоминается ни в одном из официальных
источников.
ДОГОВОР
МЕЖДУ ТЕГЕРАНОМ И КИТАЕМ
В сентябре Иран подписал с Китаем меморандум о
взаимопонимании (memorandum of understanding –
MOU), поскольку считает этот регион основным будущим рынком сбыта сырой нефти. «Несмотря на то,
что MOU подписан, хранилища еще не сданы в эксплуатацию», – заявил на встрече министров ОПЕК,
проходящей 11 сентября 2007 г. в Австрии, министр
нефтяной промышленности Ирана Г. Нозари. По со12
ПОВЫШЕНИЕ
ФЬЮЧЕРСКИХ ЦЕН НА НЕФТЬ
После рекордного повышения в июле 2007 г.
фьючерские цены на сырую нефть продолжали
расти и к сентябрю 2007 г. достигли 80 долл/брл.
Повышение цен на сырую нефть регистрировалось четвертый месяц подряд. В октябре цены на
западно-техасскую нефть достигли 80,57 долл/брл.
«Иран вновь поднимет шумиху, поскольку мировые поставки нефти сокращаются», – отметил
М. Фитцпатрик, вице-президент MF Global. В сентябре 2007 г. Франция и Иран обменялись замечаниями относительно нарастающего беспокойства о
поставках нефти из Ирана. Нигерийские и Мексиканские нефтегазовые мощности подвергаются нападениями повстанцев. В связи с этим беспокойство
относительно поставок углеводородов и повышения
цен на сырую нефть растет.
PDVSA
ВЫТЕСНЯЕТ ДОЛЛАР
Президент Венесуэлы Уго Чавес проинструктировал государственную компанию PDVSA с целью
снижения финансового риска производить расчеты
в европейской (вместо долларов США) и азиатской
валюте. Еще в 2006 г. Венесуэла начала производить
продажу нефти за евро, как это сделали ОАЭ, Кувейт
и Катар. Г-н Чавес отметил, что уже обсудил вопрос
продажи энергоресурсов на европейскую валюту с
министром нефтяной промышленности Р. Рамиресом, который также возглавляет PDVSA.
№2 • февраль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВОСТИ РАЗВЕДКИ
A. Berman, редактор-консультант WO
ВОЗВРАЩЕНИЕ К ТЕМЕ ФЕЙТЕТВИЛЛ ШЕЙЛ
Я надеялся, что взыскательные читатели оценят мою статью «Фейтвилл Шейл: первоначальная
оценка», опубликованную в одном из предыдущих
номеров. В основном присылались положительные
комментарии, но больше всего меня заинтересовали
негативные и критические отзывы. Некоторые критики привели весомые аргументы, противоречащие
моему анализу. Их комментарии также иллюстрируют разделение мнения отраслевых аналитиков относительно Фейетвилл Шейл и Барнетт Шейл.
Некоторые наиболее важные аргументы приведены ниже.
• Недавно законченные скважины на месторождении Фейетвилл Шейл, на которых был проведен
гидроразрыв пласта. Следует отметить, что, в соответствии с моей оценкой, горизонтальные скважины
были закончены с использованием менее эффективной технологии разрыва пласта, что соответствует
выводам, сделанным и в моем анализе.
• В соответствии с гиперболической моделью
Фейетвилл Шейл, составленной в процессе предварительной добычи, запасы залежи достаточно высоки, о чем говорится и в моем анализе.
• В соответствии с экономической моделью, используемой несколькими операторами Фейетвилл
Шейл, капитальные затраты на разработку месторождения будут сравнительно невысокими, о чем
говорится и в моем анализе.
Очень хорошее впечатление сложилось у меня от
проведения дискуссии с одним из критиков, с которым мы общались при помощи электронной почты.
Он согласился с моим предложением ознакомить его
с методом, в соответствии с которым я проводил свой
анализ. После ознакомления с моей методикой он показал мне данные по ежедневной добыче, собранные
его сотрудниками. В соответствии с этими данными
в настоящее время добыча газа на Фейетвилл Шейл
составляет 2–3 млн фут3/сут с незначительным снижением (по сравнению с первыми месяцами). Если
добыча будет снижаться такими же темпами, то
через несколько лет она достигнет показателя в 1–
1,25 млн фут3/сут, что соответствует экономической
модели, которая описана в моей статье.
Я давно задаюсь вопросом, почему операторы
Фейетвилл Шейл пробурили сотни скважин до того,
как были проведены тщательные исследования.
Информация, с которой я ознакомился благодаря
общению с аналитиками, несколько изменила мои
прогнозы относительно добычи на Фейетвилл Шейл.
В настоящее время, когда я подробнее ознакомился
с технологией гидроразрыва пласта, которую планируют применять на Фейетвилл Шейл, я бы составил
более оптимистичный прогноз.
НОВЫЕ ОТКРЫТИЯ
A.Berman, редактор-консультант WO
Компания Teikoku Oil открыла месторождение
природного газа и нефти на японском о-ве Хонсю,
АЗИАТСКОТИХООКЕАНСКИЙ РЕГИОН
примерно в 150 милях к северо-западу от Токио. Пер(ЮГО-ВОСТОК)
воначальная добыча из скважины Minami Kuwayama
Компания Apache Corp. открыла месторождение
TT-1, пробуренной на продуктивный пласт шийя, соприродного газа в басс. Карнарвон (северо-запад
ставила 500 брл/сут нефти и 250 тыс. фут3/сут газа.
Австралии), пробурив скважину Brunello-1. ПерОценочная скважина Elk-2 (оператор – компания
воначальная добыча составила 72,5 млн фут3/сут
InterOil) пересекла мощный газоносный пласт толщигаза и 1,230 брл/сут конденсата. Глубина скважины
ной 4452 фут. Скважина была пробурена на участке
Brunello-1,пробуреннойнагазоносныйпласттретичного
PPL 238 (Папуа Новая Гвинея). Рядом с месторождевозраста мунгаро (толщиной 121 фут) составила
нием компания планирует построить завод СПГ.
12 027 фут (1 фут = 0,3048 м). Месторождение приКомпания Nippon Oil Exploration (Малайзия) открыродного газа, на котором была пробула на участке SK-10 месторождение
рена скважина, находится на глубине
газа и конденсата на шельфе Саравак
508 фут в 99 милях (1 миля = 1,609 км) от
(Малайзия). Представитель Nippon Oil
Малайзия
Сараваки
берега. По оценкам аналитиков Apache
Exploration заявил, что добыча из боПапуа
Corp. доказанные запасы месторожделее глубокой скважины, пробуренной
Новая Гвинея
ния составляют 30 млрд фут3 газа.
на газовом месторождении Лайанг,
Восточная Ява
Компания BHP Billiton, пробурив
составит 2000 брл/сут конденсата и
Индонезия
на участке WA-346-Р (шельф Австра18 млн фут3/сут газа.
Басс.
лии) разведочную скважину Thebe-1,
Компания Pertamina открыла местоКарнарвон
Австралия
открыла месторождение природного
рождение нефти. Открытие было сдегаза. Месторождение расположено на
лано на участке Рандеган Утара (Восточподводном плато Эксмауф в басс. Карная Ява, Индонезия). Месторождение
нарвон в 186 милях от северо-западнорасположено в 125 милях к востоку от
го побережья Австралии в водах глубиДжакарты. По предварительной оценной 3848 фут. Мощность газоносного Рис. 1. Открытия в азиатско-тихооке- ке доказанные запасы месторождения
анском регионе
пласта составила 240 фут (рис 1).
составляют 11 млн брл.
№2 • февраль 2008
13
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Компания Dana Gas открыла месКАСПИЙСКИЙ РЕГИОН, РОССИЯ
Баренцево море
торождение нефти в 50 милях от АсуКазахстан.
Компания
Tethys
ана (Египет). Глубина скважины соPetroleum открыла месторождение
ставила 400 фут.
газа на участке Аккулка (Казахстан).
Восточная
Сибирь,
Anadarko Petroleum пробурила втоРазведочная скважина Akkulka AKK09
лиц.61
Россия
рую разведочную скважину Hyeduaбыла пробурена на газоносный пласт,
1 на шельфе Ганы. Скважина была
распложенный на глубине 1706 фут,
Участок Казахстан
пробурена на глубоководном участке
Аккулка
толщиной 26 фут. Новое месторождеРумыния
Аральское
море
Тано в водах глубиной 5020 фут приЧерное море
ние расположено в 9 милях от к югоКаспийское
море
мерно в 3,3 милях от берега.
востоку от месторождения Кузулой.
Россия.
PetroNeft
Resourses,
ЕВРОПА
пробурив разведочную скважину
Компания Petrom открыла местоLineynoye-7 в западно-сибирском Рис. 2. Открытия в Каспийском регионе
рождение нефти и газа на морском
нефтегазовом басс., открыла место- России
участке Delta 4 в румынском секторе Черного моря.
рождение нефти. Мощность нефтеносного пласта
Первоначальная добыча составила 2800 брл/сут.
верхнего юрского возраста, залегающего на глубине
Компания Total открыла газоконденсатное место7858–7864 фут, составила 72 фут (рис. 2).
рождение (Западный Шетланд, Великобритания) на
участке 205/5а. Скважина была пробурена в водах
СЕВЕРНАЯ АМЕРИКА
глубиной 2000 фут. Первоначальная добыча составиКомпания Royal Energy открыла месторождение
ла 32 млн фут3/сут.
газа в Вингейт, Энтрада (Дакота). Кроме того, в каньоне Ten Miles в неглубокозалегающем пласте было
открыто месторождение нефти.
A. Berman (А. Берман), консультант в области геологии, специализирующийся на исследовании
геологии нефтяных месторождений, сейсмической интерпретации и создании базы данных.
М-р Берман свыше 20 лет работает в нефтяных
компаниях, кроме того, он был редактором Bulletin,
издаваемого геологическим обществом Хьюстона
(Houston Geological Survey – HGS). После окончания School of Mines (шт. Колорадо) м-р Берман
получил степень магистра. Связаться с м-ром Берманом можно по адресу: bermanae@gmail.com.
АФРИКА
Roc Oil пробурила скважину Massambala-1CH2 на
участке Кабина Сауф (Ангола). После достижения глубины 1611 фут каротажные инструменты зарегистрировали наличие нефтеносного пласта толщиной примерно
50 фут. По предварительной оценке запасы составляют
170 млн брл, из которых 10–20 % извлекаемые.
НОВОСТИ БУРЕНИЯ
L. Skinner, редактор-консультант WO
Печать или приспособление для интерпретации
отпечатков появилось на всех месторождениях мира
с тех пор как стали спускать оборудование в скважину. Это простое устройство разработано для определения и идентификации размеров и формы верхней части «рыбы», которую необходимо извлечь
из скважины. Этой «рыбой» может быть отрезок
трубы, прибор или долото, упавшие в скважину. Для
идентификации и определения, что именно упало в
скважину и какие операции необходимо выполнить
для извлечения этой «рыбы» в течение многих лет
использовалась печать.
Печать представляет собой достаточно простое
устройство. На стальной несущий блок крепится кусок легкого металла, как правило, свинца, толщиной
примерно 3/8”. Свинец или баббит расплавляется и
заливается в специальную форму, затем шлифуется
до тех пор, пока диаметр формы не становится равным внешнему диаметру блока. Печать спускается в
скважину на канате или закрепляется на конце ловильного инструмента. Когда печать вновь поднимается из скважины, на ее поверхности отпечатывается картинка – очертания упавшего в скважину
инструмента или куска трубы.
Как же «работает» этот метод?
14
Из собственного опыта я знаю, что эти картинки
интерпретируются по-разному. Я сам провел многие
часы, обсуждая с экспертами такие картинки. Одна
незначительная ямочка или царапина может изменить мнение экспертов о форме «рыбы». Каждый
из участников обсуждения, утверждающий, что этот
предмет металлический, окажется прав. И каждый
из этих экспертов полагает, что только он правильно
идентифицировал картинку.
Я, как правило, воздерживался от высказывания
собственного мнения и, тем более, определения типа
«рыбы». Например, если печать точно передает очертания ловильной шейки, то я могут догадаться, что в
скважину провалился инструмент, который может
быть выловлен при помощи традиционных ловильных приспособлений. Однако какой вывод при этом
делает каждый из экспертов?
Еще за 100 лет до н. э. Паблилиус Сириус написал, что лучше опустить какую-либо тему, чем раскрыть ее наполовину. Эта фраза как никакая другая
соответствует интерпретации картинки печати. Тем
не менее, найдется много специалистов, которые
действительно знают, что означают очертания на печати и как следует извлекать из скважины упавший
предмет. Специалистам, занимающимся ловильными операциями, необходимо знать, что означают
очертания на печати и какой ловильный инструмент
№2 • февраль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
следует выбрать для извлечения упавшего предмета.
Ловильные работы намного упрощаются, если «рыбой» является кусок отломанной бурильной трубы.
В этом случае, с извлечением этого куска труба ловильные работы завершаются.
Если же «рыбой» оказался неизвестный предмет,
могут возникнуть проблемы. В этом случае никто не
знает, что именно упало в скважину. Каков диаметр
этого предмета? Какая у него длина и вес?
Недавно я понял, что существует оптимальный
способ идентификации и извлечения из скважины
неизвестного предмета. Скважинная камера. В настоящее время созданы удивительные приборы, которые можно спустить в скважину на проводной линии связи. Эти приборы оборудованы видеокамерой
и источником питания. Видеокамера посылает сигнал
по линии связи. Этот сигнал появляется на экране монитора и оператор может в реальном времени видеть
все, что происходит в скважине. На любые вопросы
можно сразу же получить ответы, включая решение
проблемы выбора правильного инструмента.
Однако эта система имеет определенные недостатки. Во-первых, камера находится в скважине в
потоке нефти, что в значительной степени затрудняет видимость. Это все равно, что окунуть камеру в
жидкий шоколад. Конечно, было бы лучше, если бы
в скважине находилась оптически прозрачная жидкость. Буровой раствор также влияет на качество
изображения. Кроме того, существует такое препятствие как температура и давление в забое. Подобные
камеры не смогут выдержать высокую температуру
и давление. И что прикажете делать, если «рыба»
упала в НТНР (high temperature high pressure) скважину? В этом случае решение одно: печать.
Итак, в этом случае необходимо научиться интерпретировать оттиски на печати. Как это сделать?
Многие ли буровики слышали о печатях при обучении профессии? Интересно, их вообще учили, как
правильно интерпретировать печати?
Есть и другое решение. Однажды один из старых
буровых мастеров Западного Техаса учил меня ловильным работам. Его идея была очень проста. Если
вы не знаете, что упало в скважину, возьмите трехлопастный фрезер и измельчите «рыбу». Если это кусок
цемента, он будет измельчен. В случае если в скважине застрял кусок сланца или песчаника, размельчить его еще проще. Однако если это каротажный
инструмент, дело обстоит хуже. Его следует поднять
на поверхность. Использование пакера, газлифтного
клапана или предварительный спуск ловильного инст-
румента – немного сложнее, чем спуск фрезера. В
случае использования фрезера вы гарантированно
измельчаете «рыбу» и удаляете мелкие частицы из
скважины через обсадную или запасную колонну.
Факт остается фактом, одинаково оптимального решения быть не может. Мы делаем, то что в состоянии
сделать в данной ситуации. Каждый раз мы спускаем
почти вслепую разные ловильные инструменты и пытаемся догадаться по царапинам и вмятинам, что туда
могло упасть. Этот метод в какой-то степени лучше интерпретации печати, но и значительно сложнее.
Он напоминает мне, что со всеми средствами интерпретации, которыми мы располагаем, кто-то всетаки может извлечь «рыбу» из скважины без печати
и скважинной камеры. А что вы скажете о медицинских средствах интерпретации изображений? Они
могут определять параметры артерии шириной менее чем эта страница журнала. Почему же мы не можем создать рентгеновский или Cat-Scan прибор?
Нет, конечно же, мы обречены использовать печати так долго, сколько будет существовать отрасль.
В этом вопросе, как ни в каком другом необходима
согласованность. Нежелание буровиков спускать в
скважину дорогие скважинные камеры понятно. Я
не знаю ни одного оператора, который согласился
бы спустить в скважину ядерно-магнитный резонатор (nuclear magnetic resonator – NMR). Многие
операторы не могут позволить себе испортить такое
дорогостоящее оборудование.
Итак, мы и далее будем двигаться вперед черепашьими шагами, пока какой-нибудь изобретатель не
предложит действительно оптимальное решение.
А до тех пор придется интерпретировать картинки на печати. Как сказал в начале 1990-х гг. критик
Б. Беренсон: «Вы можете и сегодня игнорировать эту
проблему, как и год назад». Я пока буду учиться интерпретировать картинки на печати.
Действительно, неужели печать является единственным реальным решением проблемы? Я считаю
нам просто необходимо найти наиболее оптимальное решение. Надо только понять смысл одной фразы: «Мы никогда не делали этого прежде».
L. Skinner (Л. Скиннер) после окончания техасского университета получил диплом инженера-химика. В нефтяной отрасли м-р Скиннер работает
уже 32 года. М-р Скиннер занимается вопросами
модернизации технологий бурения и управления скважиной. За время работы м-р Скиннер
сотрудничал с рядом независимых операторов и
сервисных компаний. Связаться с м-ром Скиннером можно по адресу: lskinner@sbcglobal.net.
НОВОСТИ ДОБЫЧИ
V. Schmidt, научный редактор WO
ИССЛЕДОВАНИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ
НАНОТЕХНОЛОГИЙ
Группа добывающих и сервисных компаний объединилась со специалистами техасского университета в Остине (University of Texas at Austin – UTA) с целью проведения совместных исследований в области
№2 • февраль 2008
разработки современных инновационных нанотехнологий для применения их на месторождениях.
Передовой энергетический консорциум (advanced
energy consortium – AEC) планирует создать наносенсоры для использования их в газовых и нефтяных
скважинах. Эти сенсоры смогут снимать показания
через поровое пространство и горные породы. Они
будут использоваться для получения информации
15
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
о физических характеристиках пласта. Метод разработки этой инновационной технологии является
целью, определенной консорциумом. В дальнейшем
полученные при исследовании данные могут использоваться при изучении оптимизации добычи.
В состав консорциума входят такие компании как ВР America, ConocoPhillips, Marathon Oil,
Occidental Petroleum, Shell, Schlumberger Technology
и Halliburton Energy Services. Руководство реализацией проекта будет осуществляться техасским университетом Остина.
Первые три года члены консорциума планируют
вкладывать в реализацию проекта по 1 млн долл./год.
Результаты исследований буду принадлежать UTA.
Каждому из членов консорциума будет выдаваться не
облагаемая налогами, пожизненная лицензия на использование этой технологии в любом регионе мира.
Они также будут иметь право производить, использовать и продавать запатентованную технологию. UTA
будет иметь те же права, что и члены консорциума.
Все члены AEC будут иметь право проводить самостоятельные исследования и разработки. Заинтересованные организации могут присоединиться
к консорциуму при условии одобрения двух третей
членов и согласия UTA.
МОДЕРНИЗАЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
Компания ВР продолжает повышать пропускную
способность 1768-километрового трубопровода Баку
– Тбилиси – Кейхан. К концу 2008 г. планируется
повысить этот показатель до 1 млн брл/сут. К середине 2007 г. компания ВР повысила пропускную способность до 700 тыс. брл/сут. Из Кейхана нефть транспортируется на Средиземноморские рынки (два танкера
в сутки). Нефть, транспортируемая по трубопроводу,
добывается, в основном, на месторождениях Азери,
Шираг и Гюнашли (Азербайджан). В 2007 г. компания
ВР повысила добычу в среднем на 686 тыс. брл/сут или
80 % по сравнению с 2006 г. Трубопровод управляется
компаниями ВР(30,1 %), Chevron (8,9 %), Statoil (8,7 %),
TPAO (6,53 %), Eni/Agip (5 %), Total (5 %) Itochu (3,4 %)
ConocoPhillips (2,5 %) и Hess (2,36 %).
По данным официального источника Neutral
Turkmenistan в Туркменистане приступили к строительству трубопровода в Китай. Газ по трубопроводу
будет транспортироваться с восточных месторождений. В соответствии с договором в Китай будет в сумме отгружено примерно 45,9 трлн фут3 природного
газа. Новый трубопровод будет проложен также и
по территории Узбекистана и Казахстана, которые
добавят еще 1,06 трлн фут3 газа. Завершение строительства намечено на 2009 г.
УПЛОТНЕНИЕ МЕТАЛЛ–МЕТАЛЛ
На морской конференции 2007 г. компания
Caledyne ознакомила участников с разработкой инновационного уплотнения металл-металл, которое
обеспечивает долговечность в сочетании с гибкостью эластомерного покрытия. Это покрытие найдет
широкое применение.
Система имеет между металлическими поверхностями эластомерную прокладку. Эластомерная
16
прокладка контролирует степень сжатия металлических поверхностей.
Эта система разработана для использования в
НТНР, газовых и оставляемых скважинах. Кроме
того, она может использоваться в пакерах, подвесных устройствах и др. Система предназначена также
и для месторождений Северного моря.
НОВЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Началась добыча на морском месторождении Северного моря Ормен Ленж (Норвегия). Месторождение расположено в 120 км от норвежского побережья.
Максимальная добыча составила 2,4 млрд фут3/сут
природного газа и 50 тыс. брл/сут конденсата.
Месторождение Ормен Ленж было открыто в
1997 г. компанией Norsk Hydro. Месторождение расположено в водах глубиной 800–1000 м. газ с месторождения транспортируется по трубопроводу в
Нухамна (о-в Гессен). После переработки газ будет
транспортироваться по 1200-километровому трубопроводу Langeled в Изингтон (Великобритания).
Партнерами проекта выступили компании Norsk
Hydro (оператор – 18,0728 %), Shell (17,0375 %),
Petoro (36,4750 %), Statoil (10,8441 %), DONG Energy
(10,3420 %) и ExxonMobil (7,2286 %). В декабре 2007 г.
оператором проекта стала компания Shell, она же будет осуществлять в будущем буровые операции.
Компания Murphy Oil приступила к добыче нефти
(20 тыс. брл/сут) на глубоководном месторождении
Кикен (Малайзия). В 2008 г. планируется увеличить
до 120 тыс. брл/сут. Месторождение расположено в
водах глубиной 1300 м на участке К в 210 км от Кота
Кинабалу на востоке Малайзии. На месторождении
установлена платформа на столбовидном буе. Оператором выступает компания Murphy Oil (80 %), партнером является компания Petronas Carigali (20 %).
Компания AWE приступила к добыче нефти
на участке Тиу (басс. Таранаки, Новая Зеландия).
В настоящее время добыча осуществляется с FPSO
(floating production, storage and Offloading system)
Umuro и составляет 42 тыс. брл/сут. В дальнейшем
планируется повысить добычу до 50 тыс. брл/сут.
В первый год эксплуатации на месторождении планируется добыть 10 млн брл нефти.
Оператором выступает компания AWE. Партнерами AWE являются новозеландская компания
New Zealand Overseas Petroleum Pty Ltd. (22,5 %), AWE
New Zealand Ltd. (20 %), E&P New Zealand Ltd. (35 %),
Srewart Petroleum Ltd. 912,5 %) и WM Petroleum (10 %).
Компания Talisman Energy приступила к добыче
нефти и природного газа на месторождении Блейн
(Северное море). Месторождение расположено на
участке 30/3а (Великобритания) в 260 км к востоку от
Абердина и участке 1/2 (Норвегия).
В ближайшее время планируется повысить добычу до 17 тыс. брл/сут.
Месторождение принадлежит Великобритании (82 %) и Норвегии (18 %).
Связаться с м-ром V. Schmidt (В. Шмидтом) можно
по адресу: schmidtv@worldoil.com.
Перевел Г. Кочетков
№2 • февраль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ВРАЩАЮЩЕЙСЯ
ОРИЕНТИРУЕМОЙ КОМПОНОВКИ
В СКВАЖИНАХ БОЛЬШОГО ДИАМЕТРА
M. Drummond, K. Costa, BP, D. Renfrow, Quadril Energy LP,
R. Israel, O. Maung, G. Akinniranye, R. Peddibhotla, Schlumberger
Впервые при бурении наклонной глубоководной скважины диаметром 26″ при использовании вращающейся ориентируемой компоновки удалось набрать угол кривизны в мягких отложениях
Появление вращающихся ориентируемых систем
(rotary steerable system – RSS) коренным образом изменило способ бурения скважин, практикуемый компаниями-операторами. Достоинства такого способа
бурения установлены документально и нашли подтверждение в самых различных практических применениях. Использование RSS позволяет компаниям,
ведущим разведку и добычу, расширить возможности
бурения за счет получения доступа к более сложным
объектам разработки. Эффективность и надежность
подобной системы также способствует снижению общих эксплуатационных расходов [1]. Достоинства системы RSS наглядно показаны на рис. 1.
Необходимость получения доступа к глубокозалегающим пластам и отдаленным объектам, требование
обеспечить строительство скважин большого диаметра в условиях высоких давлений и температур и появление высокодебитных глубоководных скважин требует, чтобы достоинства технологии RSS в скважинах
меньшего диаметра были использованы в скважинах
большого диаметра.
Указанная необходимость побудила компанию ВР
наладить сотрудничество с сервисной компанией по
наклонно-направленному бурению для использования
предлагаемой ею системы RSS при бурении 26-дюймовой наклонно-направленной скважины. Система RSS
диаметром 26″ успешно применялась при бурении вертикальных скважин. В прошлом, наибольший диаметр скважин, при котором для наклонно-направленного бурения
применялась RSS, составлял 18 1/4″ [2]. Скважины большего диаметра бурились с использованием 18 1/4-дюймового RSS в комбинации с различными расширителями,
установленными на некотором расстоянии от RSS. Хотя
этот метод действительно находит применение и доказал
свою производственную эффективность, он не рассматривался в качестве метода, оптимально пригодного для
изложенных в статье условий, по следующим причинам.
• Слишком резкое увеличение диаметра ствола
скважины при переходе от пилотного долота к расширяемой части ствола (т.е. от 18 1/4 − к 26″).
• Применение RSS вместе с расширителем при таких диаметрах скважин сказалось бы на способности
КНБК выдерживать направление.
Система RSS, рассматриваемая для скважин такого диаметра, уже разработана и успешно применяется
сервисной компанией, хотя прежняя практика использования этой системы ограничивались бурением вертикальных скважин [3].
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№2 • февраль 2008
Вращающаяся ориентируемая система
Непрерывное
вращение
для улучшения
очистки ствола
Улучшение
контроля
направления
Улучшение ориентирования для снижения
искривления ствола
Снижение
стоимости
заканчивания и
облегчение
ремонтных
работ
Увеличение
горизонтального
отхода при
качественном ориентировании
Уменьшение затяжки
колонны для улучшения регулирования
нагрузки на долото
Снижение
опасности
прихвата труб
Увеличение
отхода забоя
без чрезмерной
затяжки колонны
Экономия времени
за счет более быстрого бурения во
время ориентирования и снижения
числа рейсов
расширителя
Снижение количества скважин
и платформ, необходимых для
разработки месторождения
Снижение
стоимости одного
фута проходки
Снижение стоимости добычи одного барреля
Рис. 1. Достоинства вращающихся ориентируемых систем
ПРОБЛЕМЫ
НАКЛОННОНАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ
В МЯГКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ
Компания ВР, оценив значительные преимущества
системы RSS во многих предыдущих операциях, была
крайне заинтересована применить эту технологию в
скважинах большего диаметра и, тем самым, распространить ее преимущества на весь интервал проектируемых скважин.
В ходе освоения одного из месторождений Мексиканского залива, расположенного в водах глубиной
почти 7000 фут система прошла испытания. Залежь,
которую предстояло вскрыть, находилась на расстоянии 1,4 морских миль (1 морская миля = 1,805 км) от
опорной плиты на глубине не более 9000 фут (1 фут =
0,3048 м) от уровня дна моря. На практике это означало, что отношение смещения забоя к фактической
вертикальной глубине составляло примерно 0,78, что
находилось в пределах принятых в отрасли возможностей бурения со значительным отклонением. Чтобы
пересечь залежь при наклоне скважины, соответствующем исходным данным для бурения, требовалось отклониться от вертикали в пределах 300 фут от уровня
дна моря. Условия строительства скважины и сдачи ее
17
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
дых пород. Природные свойства
такого пласта отТолстостенные бурильные трубы,
брасывали КНБК
19 × 6 6/8″
от намеченного
направления. В
Переводник
результате чего
УБТ со спиральной канавкой,
много времени
4 × 8 1/8″
было потрачено
на
скользящее
Переводник
бурение для достижения
треУБТ, 6 × 9 1/2″
буемого направления. Как и в
скважине АА-2,
на протяжении
Немагнитные УБТ, 2 × 9 1/2″
всего цикла бурения отмечалось
Стабилизатор, 23 7/8″
скачкообразное
Прибор для измерения забойных
движение компопараметров (в процессе бурения)
новки, что привело к дальнейшему
снижению скороПрибор для проведения каротажа
сти проходки.
(в процессе бурения)
Общий темп
углубления скваСтабилизатор, 23 7/8″
жины в этом инОбъемный
тервале был на
забойный двигатель, (7:8) (1,5°)
Долото
30 % ниже средс фрезерованными зубьями, 24″
него темпа по
сравнению с друРис. 3. Пример компоновки низа бу- гими интерваларильной колонны с объемным забой- ми диаметром 26″,
ным двигателем для ранее пробурен- пробуренными
ных наклоннонаправленных скважин на данном месторождении в 2006 г.
Сравнение скоростей проходки по четырем скважинам,
пробуренным с помощью PDM, приводится на рис. 4.
Обратите внимание на общее снижение скорости проходки по рассматриваемым скважинам АА-2 и АВ-3 (обе
наклонно-направленные) по сравнению с двумя другими
скважинами (обе вертикальные). Такое снижение обусловлено как снижением скорости проходки при скользящем бурении, так и менее эффективным использованием подводимой к долоту энергии, поскольку большая
ее часть теряется на толчки и колебания. Средняя длина
таких интервалов составляла 4300 фут, а скорость проОбщая длина, фут
Уровень дна моря – 7021 фут
Фактическая вертикальная глубина, фут
Направляющая скважина, 36″
Отход от вертикали с темпом набора
кривизны 1,0°/100 фут и DLS – 7503 фут
Проектная глубина спуска обсадной колонны,
22″ – 10 087 фут
Проектная конечная глубина – 18 770 фут
Вертикальный разрез, азимут = 51,27°
Начало координат = 0 N/-S, 0 E/-V
Рис. 2. Типичная траектория скважины
в эксплуатацию предусматривали на таких глубинах
обеспечить диаметр скважины 26″. Типичная траектория скважин, рассматриваемых в данной статье, приведена на рис. 2.
Предыдущие попытки компании ВР бурить в глубоких водах скважины большого диаметра, отклоняющиеся от вертикали на незначительной глубине, были связаны с большими трудностями. Применялись обычные
объемные забойные двигатели (positive displacement
motor – PDM), и их недостатки были очевидны. Бурение таких скважин рассматривается ниже.
Скважина АА-2. В процессе бурения отмечалось
интенсивное скачкообразное движение компоновки. Невозможность ослабить это явление, а также
низкая частота вращения, недостаточная для нормальной очистки ствола скважины, привели к обрыву КНБК, что потребовало проведения дорогостоящих ловильных работ при большой глубине вод.
Ловильные работы закончились неудачно, и для восстановления скважины потребовалось два дня (для
забуривания нового ствола). Возможность увеличения частоты вращения на поверхности забоя является исключительно важным условием для ослабления
колебаний вследствие скачкообразного движения.
Бурение с помощью PDM ограничивает частоту вращения на поверхности забоя величиной 40–60 мин-1
из-за соображений усталости, обусловленной изгибом корпуса двигателя. Такое ограничение частоты
вращения также может сказаться на качестве очистки ствола скважины в процессе бурения. Оказалось,
что увеличение частоты вращения до более 80 мин-1
положительно влияет на эффективность очистки
скважины. Пример КНБК, применяемой при бурении таких скважин, приводится на рис. 3.
Скважина АВ-3. В этой скважине, пробуренной с
помощью PDM, общий темп углубления оказался ниже
ожидаемого в связи со значительным снижением скорости проходки при скользящем бурении пласта твер-
18
Скорость проходки, фут/ч
Бурильные трубы, 6 5/8″, износ 10 %
Накл.Yнапр.
Вертикальные
Скважина
Рис. 4. Сравнение темпа проходки по вертикальным и
наклоннонаправленным скважинам
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№2 • февраль 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
Фут
ходки снизилась на 30 фут/ч. При использовании PDM пород в глубоких водах, и учитывая предъявляемые к
для бурения наклонно-направленных интервалов это со- скважинам требования, компания ВР приняла решение оптимизировать проведение работ по сравнению
ставляет еще почти двое суток чистого бурения.
Проблемы наклонно-направленного бурения в глу- с ранее пробуренными аналогичными скважинами.
боких водах на этом не заканчиваются. После того как Применение систем RSS рассматривалось как наибоскважина пробурена, всегда предстоят большие по лее приемлемое решение. Преимущества непрерывнообъему и связанные с большим риском цементировоч- го вращения в процессе бурения при высоких скороные работы. Качественное проведение цементирова- стях проходки были продемонстрированы на многих
ния на этом этапе является принципиально важным, скважинах. Целью внедрения такой технологии стало
поскольку спущенная колонна, как правило, воспри- повышение общей эффективности бурения. Это канимает осевую нагрузку устьевого оборудования, салось бы увеличения скорости проходки, снижения
противовыбросовых превенторов и вспомогательных размыва стенок и улучшения контроля над толчками,
скважинных устройств. К тому же, плохое сцепление колебаниями и вращающим моментом. Это, в свою
цемента и образование в нем каналов во время или очередь, заложило бы основу для повышения качества
после цементирования может привести к неудовлетво- цементирования и положительно повлияло на общую
рительной изоляции верхнего интервала, что возмож- результативность скважины.
Хотя возможные выгоды, которые принесет прино потребует бурения нового ствола.
Наклонно-направленное бурение таких неглубо- менение RSS, были очевидны, сохранялась некоторая
козалегающих интервалов часто приводит к тому, что неясность в отношении возможностей имеющегося
диаметр ствола скважины становится больше номи- 26-дюймового инструмента надежно ориентироваться и
нального, что связано с взаимодействием промывочной выдерживать направление в мягких отложениях. Комжидкости (обычно загущенная морская вода) с породой пания ВР и сервисная компания приступили к масштабпласта. Согласно теории, степень размыва ствола напря- ному организационно-техническому планированию с
мую связана с продолжительностью времени, в течение целью обеспечения успеха операции, которая стала бы
которого порода подвергается воздействию промывоч- первой в мире попыткой применения RSS при бурении
ной жидкости. Скользящее бурение с невысокой скоро- наклонно-направленной скважины диаметром 26″.
стью проходки, время, потраченное на ориентирование
при скольжении, а также неоптимизированное буре- ПЛАНИРОВАНИЕ
Для определения прочности на сжатие неглубокозание, сказывающееся на скорости проходки – все это в
совокупности приводит к увеличению диаметра ствола. легающих отложений был выполнен предварительный
Кавернограммы, полученные на ранее пробуренных расчет. Для типичной скважины на данной структуре
скважинах при измерении времени циркуляции мар- была создана механическая модель Земли, т.е. матемакерной жидкости, показали, что диаметр таких скважин тическое представление напряжений в месте залегания,
свойствах породы и поровом давлении как функции глуможет увеличиться с 24−26 до 34″.
Для качественного цементирования наклонно-на- бины для конкретного стратиграфического района. В
правленных скважин необходимо проводить центриро- эту модель ввели физические свойства породы, а именно
вание обсадных колонн. Большие размывы ствола могут значения скорости сжатия и сдвига, плотности, эффекнегативно сказаться на проведении качественного це- тивной и общей пористости и объема глин, информация
ментирования. Скорость движения жидкостей в широ- о которых была получена во время каротажа в процессе
кой части кольцевого пространства обычно больше, что бурения и при оценке параметров пласта. Эти данные
затрудняет вытеснение жидкости
(бурового раствора) у нижней стенки
обсадной колонны. Кроме того, чем
3
1
3
1
больше диаметр ствола скважины при
2
2
заданной подаче насоса, тем меньше
4
4
скорость закачиваемой в кольцевое
пространство жидкости, что опятьтаки затрудняет вытеснение бурового раствора и сказывается на качестве цементирования. Моделирование
процесса закачивание цементного
раствора для таких скважин (рис. 5)
показало увеличение степени заполнения цементом для скважины диаметром 28″ (превышение номинального диаметра на 2″) по сравнению со
Заполнение цементом
Незагрязненный
Заполнение цементом
Незагрязненный
скважиной диаметром 34″ (превышецементный раствор
цементный раствор
ние номинального диаметра на 8″).
ДАЛЬНЕЙШИЙ ХОД РАБОТ
Получив полное представление
о сложностях наклонно-направленного бурения верхнего интервала
Рис. 5. Моделирование цементирования показало увеличение степени заполнения
цементом для скважины диаметром 28″ (превышение номинального диаметра на 2″,
левые панели) по сравнению со скважиной диаметром 34″ (превышение номинального
диаметра на 8″, правые панели):
1 – положение между центром; 2 – заполнение цементом; 3 – загрязнение буровым раствором;
4 – незагрязненный цементный раствор.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№2 • февраль 2008
19
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
Угол наклона, град
клонения 1,0°/100 фут до достииспользовали для определения длиОбщая длина, фут
жения на проектной глубине угла
тельной прочности пород на сжатие
Толстостенные бурильные трубы
(27 свечей), 6 5/8″
наклона 25,8°. Скорость проходдля тех пластов, которые встречаются
ки
при спуске первых нескольдо глубины 2400 фут ниже уровня дна
Переходник
ких свечей менялась от 360 до
моря. Затем этот параметр сравнили
540 фут/ч. Первые замеры показали,
с фактическим усилием, с которым
УБТ (3 свечи)3 × 8″
что инструмент RSS набирает крибашмаки RSS прижимаются к породе
визну с темпом от 0,3 до 0,6° в кажво всем диапазоне ожидаемых скородом из замеров при общем темпе от
стей течения. Сервисная компания
0,4 до 0,7°/100 фут. При достижении
экспериментально определила корПереходник
скважиной
угла наклона 3° перешли
реляционную зависимость, которая
Переводник PBL
на гравитационное ориентирование
связывает прочность пласта и приинструмента и выровняли скважину
жимное усилие башмаков с темпом
в направлении заданного азимута.
набора кривизны. Эту зависимость
В дальнейшем, для удержания сквазатем использовали для определения
УБТ (3 свечи), 3 × 9 1/2″
жины на заданной траектории неоддиапазона темпов набора кривизны,
нократно проводили корректировку
которые вполне ожидаемы в реальПереводник
ПереводникYфильтр
вплоть до достижения проектной
ных условиях.
Стабилизатор
глубины установки башмака обсадРезультаты моделирования и поссо спиральной канавкой, 25 7/8″
Переходник
ной колонны. На рис. 7 представледующие расчеты показали, что в
лен график непрерывной инклиноуказанном интервале 26-дюймовый
ARC-9
метрии. Замеры на завершающей
инструмент RSS способен набирать
стадии показали, что угол наклона
кривизну с темпом 1,0°/100 фут.
составил 22,5°. Толчки и колебания
В процессе бурения двух скважин
PowerPulse высокочастотный
отсутствовали. Скважину успешно
диаметром 26″предстояло оценить
обсадили и зацементировали.
работу RSS. Траектории скважин
Скважина 2. Траектория предуспланировали отклонять от вертикаНемагнитный гибкий удлинитель
матривала отклонение от вертикали
ли в пределах 300 фут ниже уровня
Стабилизатор
на расстоянии 100 фут от башмака
дна моря и проводить с рекомендусо спиральной канавкой, 25 7/8″
Переходник
36-дюймовой направляющей колонемым темпом 1,0°/100 фут. В консPowerDrive 1200, 26″
ны с темпом 1,0°/100 фут до доститрукцию КНБК включили гибкие
жения на проектной глубине угла
секции, чтобы усилить потенциальДолото, 26″
наклона 25,8°. При этом учитывался
ные возможности для искривления.
опыт, приобретенный при бурении
На рис. 6 представлена планируемая
6. Вращающаяся ориентируемая КНБК предыдущей скважины, однако была
компоновка с системой RSS диамет- Рис.
для бурения 26дюймовых интервалов
немного изменена конструкция
ром 26″.
С целью проведения непрерывных измерений на- КНБК и порядок действий при отклонении от вертикаправления и наклона в режиме реального времени ли. В первой скважине скорость проходки снизилась
ниже каротажного прибора ближе к долоту был уста- после спуска первых нескольких свечей, поскольку
новлен прибор для измерения забойных параметров в встретились более плотные породы. Общий темп угпроцессе бурения. После проходки каждых шесть дюй- лубления по второй скважине составил примерно
мов результаты измерений передавались на поверх- 170 фут/ч против 115 фут/ч в предыдущей скважине.
ность. Это позволяло буровой бригаде заблаговременно оценивать поведение КНБК и давало возможность
так же заблаговременно реагировать на признаки
MWD при непрерывной инклинометрии
отклонения в нежелательном направлении. С учетом
характера встречаемых пород было выбрано долото с
фрезерованными зубьями (код 115 по стандарту IADC).
В качестве промывочной жидкости использовалась
морская вода.
Перед началом бурения были четко поставлены следующие задачи.
• Отклониться от вертикали и вести бурение
26-дюймовой наклонно-направленной скважины согласно заданной траектории.
1
• Максимально снизить размыв ствола скважины
2
с целью успешного спуска 22-дюймовой обсадной колонны и последующего ее цементирования.
РЕШЕНИЕ ЗАДАЧ
Скважина 1. Траектория предусматривала отход от вертикали на расстоянии 50 фут от башмака
36-дюймовой направляющей колонны с темпом от-
20
Рис. 7. Результаты непрерывной инклинометрии по первой
наклоннонаправленной скважине:
1 – замеры в процессе бурения; 2 – непрерывные
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№2 • февраль 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
Фут/ч
Это связано с совершенствованиСравнение скоростей
ем применяемых
методов. Замеры
на завершающей
стадии показали,
Накл. - напр.
что угол наклона
Верт. - напр.
составил
24,5°.
Как и в первой
скважине, толчки и колебания
в процессе буреСкв. 1 Скв. 2
ния не отмечались. Скважину
успешно обсадиРис. 8. Сравнение скоростей проходки в
наклоннонаправленных скважинах, прой- ли и зацементировали.
денных с помощью PDM и RSS
ВЫВОДЫ
Как правило, средняя скорость проходки по наклонно-направленным скважинам, пробуренным компанией ВР в этом районе, составляла 50 фут/ч, а по вертикальным скважинам – 70 фут/ч. Время механического
бурения 26-дюймовых интервалов, пройденных с помощью RSS, составляло 23,4 ч в скв. 1 для интервала протяженностью 2706 фут и 15,9 ч в скв. 2 для интервала
протяженностью 2696 фут. Это дает (по двум скважинам) среднюю скорость проходки 137 фут/ч. Бурение
наклонно-направленного интервала протяженностью
2700 фут с помощью PDM потребовало бы 54 ч. Применение RSS обеспечило средний выигрыш во времени 34
ч, что соответствует сокращению времени бурения на
63 %. На рис. 8. приводится сравнение скоростей проходки наклонно-направленных скважин большого диаметра в глубоких водах с использованием PDM и RSS.
Средний диаметр скважин (определенный каверномером) по указанным двум интервалам составил 31″, что
означает снижение степени размыва ствола на 10 %. Это
связано со снижением продолжительности времени,
в течение которого ствол скважины подвергается воздействию морской воды до начала цементирования.
Исходя из задач, поставленных до начала бурения,
применение RSS доказало, что задачи увеличения скорости проходки и снижения размыва ствола достигнуты. Результаты бурения наглядно показывают, что
преимущества использования системы RSS могут быть
перенесены на бурение наклонно-направленных скважин большого диаметра в глубоких водах. Внедрение
данной технологии сократило общее время, затраченное на бурение таких скважин за счет увеличения скорости проходки, исключения скользящего бурения и
общей оптимизации процесса бурения за счет снижения нежелательных толчков и колебаний. Преимущества непрерывного вращения в процессе бурения приводят к улучшению скважинных условий, в том числе
к снижению степени размыва ствола за счет сокращения продолжительности воздействия морской воды и
более плавного изменения направления ствола. Оба
эти фактора оптимизируют процесс спуска обсадной
колонны и повышают качество цементирования.
Случаи применения 26-дюймовой RSS для наклоннонаправленного бурения верхнего интервала в глубоких
водах не ограничиваются только теми примерами, что
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№2 • февраль 2008
изложены в данной статье. Эксплуатирующие и сервисные компании, работающие в глубоких водах, выявляют
другие возможности для совершенствования наклоннонаправленного бурения в неглубокозалегающих соляных телах, проведения измерений наклона у долота с
целью исключения пересечения стволов при выходе из
опорной плиты при проводке нескольких скважин и бурения более глубоких скважин большего диаметра, как
того требует конструкция многих скважин, бурящихся
в условиях высоких давлений и температур.
Перевел С. Сорокин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. P. Copercini, F. Solomon, M. El Gamal and I. McCourt, «Powering
up to drill down», Oilfield Review Vol. 8, No.1, pp. 4–9, Winter 2004.
2. J. Pinzon, C. Prusiecki and S. Barton, «First GOM deepwater well deploying an integrated rotary steerable drilling system drills 18−1/4-inch section», AADE paper 03-NTCE-43, AADE
National Technical Conference, Houston, April 1–3, 2003.
3. G. Brusco, P. Lewis and M. Williams, M., «Drilling straight
down», Oilfield Review Vol. 8, No.1, pp. 14–17, Autumn 2004.
Mark Drummond (М. Драммонд), инженер по бурению в компании ВР, за
ним закреплены проекты добычи в глубоководной части Мексиканского
залива. Имеет более чем 20-летний опыт работы в области разведки и добычи
и с приходом в компанию ВР в 1994 г. трудился над проектами в Мексиканском заливе. Г-н Драммонд имеет степени бакалавра и магистра в области
технологии добычи нефти, полученные в Техасском A&M университете.
Karlin Costa (К. Коста), руководитель службы эксплуатации компании ВР
в Египте. Ранее являлся руководителем группы скважин подразделения
глубоководных разведочных работ в Мексиканском заливе. Г-н Коста работает в компании ВР на протяжении девяти лет и занимается различными операциями в глубоководной части Мексиканского залива и Египте.
Прежде работал в компании Conoco и трудился в Нигерии, России и Индонезии. Закончил технологический университет шт. Монтана (США).
Doug Renfrow (Д. Ренфроу), глава компании Quadril Energy LP; консультирует компанию ВР по операциям в глубоководной части
Мексиканского залива. Имеет более чем 30-летний опыт работы в
различных морских регионах мира. Г-н Ренфроу получил степень бакалавра в области механики в университете г. Ролла (шт. Миссури).
Riaz Israel (Р. Исраэль), старший инженер по бурению компании Schlumberger в Хьюстоне, оказывает содействие компании ВР в глубоководных операциях в Мексиканском заливе с июля 2006 г. До этого
работал инженером-буровиком в Тринидаде, где в 2001 г. перешел в
компанию Schlumberger. Г-н Исраэль является членом SPE и имеет степень магистра наук в области разработки технологий добычи нефти,
полученную в Университете Вест-Индия, Сент-Агустин, Тринидад.
Osman Maung (О. Маунг), координатор наклонно-направленного бурения компании Schlumberger в группе глубоководной разведки, разработки и Tuscaloosa Land. Кроме того, занимается вопросами замера
забойных параметров и проведением каротажных исследований в
процессе бурения, а также участвовал в проекте Тандер Хорс в качестве старшего инженера по бурению. Г-н Маунг начал работать в
компании Schlumberger в 1990 г. в качестве промыслового инженера
по газовому каротажу. Получил степень бакалавра в области организации производства в университете в г. Лафейетт (шт. Луизиана).
Goke Akinniranye (Г. Акинниранье), руководитель отдела технологии бурения подразделения Schlumberger North and South America в Хьюстоне.
Начал работать в компании Schlumberger в 1986 г. в качестве промыслового инженера, имеет более чем 20-летний опыт работы в нефтегазовой
промышленности. Г-н Акинниранье работал менеджером по обслуживанию, старшим инструктором, техническим менеджером и инженером. В
1985 г. получил степень бакалавра в области геофизики и геологии в Университете Ифе, Нигерия. Является членом Общества инженеров-нефтяников (SPE), Американской ассоциации инженеров-буровиков (AADE) и
Международной ассоциации наклонно-направленного бурения (IADD).
Ravi Peddibhotla (Р. Педдибхотла), инженер отдела технического сбыта,
оказывает содействие компании ВР со стороны компании Schlumberger
с августа 2005 г. Ранее в течение четырех лет оказывал содействие операциям в Индии в качестве руководителя отдела обслуживания. Г-н Педдибхотла начал работать в компании Schlumberger промысловым инженером
в 1996 г., работал инженером по замеру забойных параметров и проведения каротажа в процессе бурения на Ближнем Востоке. Имеет степень
бакалавра по нефтехимии, полученную в Университете Пуне, Индия.
21
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
НОВЫЙ ПОДХОД К БУРЕНИЮ
СЛОЖНЫХ СКВАЖИН
R. Rodriguez, Pemex, M. Hernandez, IntellServ, P. Hamel, Halliburton
Выявление преимуществ передачи получаемых в процессе бурения данных каротажа по телеметрической бурильной колонне
Специалисты, работающие в нефтяной промышленности, хорошо
понимают необходимость получения
полной, надежной и своевременной
информации; бурильная колонна
со средствами обработки данных,
по сути, является расширением наземной сети компании-оператора.
Скорость передачи данных такой
колонной (57 тыс. бит/с) в значительной степени превышает возможную
скорость передачи по столбу промывочной жидкости (30 бит/с).
Использование такой бурильной
колонны позволяет в режиме реального времени оценивать свойства коллектора, что обеспечивает
проводку траектории скважины в
самом продуктивном месте залежи. Кроме того, такие бурильные
колонны могут использоваться при
бурении скважин с применением
пен и продувкой воздухом.
БУРЕНИЕ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПЕН
Последний опыт применения
данной технологии в Латинской
Америке показывает ее преимущества. Государственная компания
Pemex недавно закончила бурение
сложной скважины с использованием устройства сопряжения приборов каротажа, замера забойных
параметров и вращающейся ориентируемой компоновки (rotary steerable system – RSS) компании Sperry
Drilling Services с телеметрической
системой для бурильных труб компании IntelliServ Inc. Группа бурения столкнулась с проблемой, требующей больших затрат: компании
Pemex необходимо было пробурить
под большим углом скважину глубиной почти 6500 м в очень сложных условиях на расположенном на
суше уже разрабатываемом месторождении. «Это очень сложное бурение, – говорит Л. Велла-Грегори,
региональный руководитель компании Sperry в Мексике. –Меловые
продуктивные отложения являют-
22
ся абразивными, сильно нарушены
сбросами и имеют очень высокую
температуру. В связи с опасностью
потери циркуляции компании Sperry и Pemex выбрали метод бурения
на пониженном гидростатическом
давлении в стволе скважины с применением пен, что ограничивает
возможности передачи данных по
гидроимпульсному каналу связи».
Поскольку скважина была бы
заполнена пеной, а не буровым раствором, получение данных о направлении ствола скважины оказалось
бы сложной задачей. При достижении скважиной зоны потери циркуляции компании пришлось бы на
протяжении многих метров вести
бурение практически вслепую, останавливаться, проводить гироскопическую съемку, корректировать
азимут и наклон ствола, а затем бурить следующий интервал. Важно
было провести скважину в самую
продуктивную зону, но метод «бурение-съемка-корректировка» был неприемлем и мог привести к непопаданию в искомую зону. В результате
этого не исключалось проведение
дорогой операции по забуриванию
нового ствола.
С целью ограничения расходов и
увеличения добычи компания Pemex
стремилась снизить или исключить
вероятность забуривания нового
ствола. Стоимость скважины в этом
районе может сравниться со стоимость морской скважины в том случае, если направление ствола скважины точно не контролируется.
Поиск способов решения этой
проблемы начался полтора года назад с разработки устройства сопряжения приборов компании Sperry с
устройствами компании IntelliServ.
Компания Halliburton решила сосредоточить свои усилия на разработке
переводника устройства сопряжения в нижней части скважины и
совместно с компанией IntelliServ
на разработке элементов проводной
связи выше по стволу. Устройство
InSite IXO в режиме реального времени получает данные с датчиков и
преобразует их в сигнал, который
по бурильным трубам со встроенными проводами посылается на сервер
прибора, установленный на буровой
установке. При помощи обратной
связи через сеть можно контролировать работу инструментов RSS.
После разработки полной конструкции скважины необходимо было
перейти на телеметрические бурильные трубы для бурения наклонно-направленного интервала. Для проведения измерений забойных параметров,
каротажа в процессе бурения и работ
RSS, пригласили компанию Sperry.
При первом спуске в скважину система самодиагностики телеметрических труб зафиксировала слабый (изза высокой пластовой температуры,
составляющей 300 °F), подверженный отказу элемент, который был заменен. Затем спуск возобновили.
После
достижения
скважиной глубины 5100 м приступили к
геонаведению на участке ствола с
большим углом наклона, при этом
приборы передавали данные в операционный центр в г. Виллаэрмоса.
В распоряжение инженеров компании и лиц, принимающих решения, поступали полные, точные и
своевременные данные. Поэтому
они могли непрерывно отслеживать
процессы с целью успешного и эффективного бурения скважины.
Несмотря на ожидания, зона полного поглощения в этой скважине не
встретилась. Тем не менее, телеметрия бурильной колонны продолжала
работать на всем протяжении зоны
сильной вибрации. Из-за вибрации,
по крайней мере, одна труба (утяжеленная) подверглась изгибу и получила неустранимое повреждение.
Несмотря на это механическое повреждение, через нее по элементам
телеметрической системы продолжали поступать данные.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№2 • февраль 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
ДОСТОИНСТВА ТЕХНОЛОГИИ
Вертлюг верхнего привода
Сервер
Бурильные
трубы
IntelliLink
Толстостенные
трубы
УБТ
Переводник
устройства
сопряжения
Рис. 1. Бурильная колонна для передачи телеметрических данных состоит из пяти основных компонентов: приборов для замера забойных параметров, проведения каротажа в
процессе бурения и работы RSS, переходника InSite IXO, телеметрических труб, устройства IntelliLink, вертлюга верхнего привода
В связи с незначительной потерей качества по телеметрическим
бурильным трубам было успешно
опробовано переключение на гидроимпульсный канал связи, что доказало возможность дублирования
системы. В данном случае сжимаемость пены оказалась достаточной
для телеметрии по гидроимпульсному каналу. Это позволило избежать спуско-подъемных операций
в условиях, когда гидроимпульсный
канал по-прежнему продолжал передавать данные.
В 400 м от конечной глубины пластовое давление не дало возможность
закончить скважину с 8 1/2-дюймовым долотом, поэтому пришлось
спустить хвостовик, что означало
прекращение использования телеметрических бурильных труб. Это
произошло потому, что в то время отсутствовали переводники меньшего
диаметра для приборов и 4-дюймовые трубы. В настоящее время для
бурения следующей скважины производятся телеметрические трубы и
переводники устройств сопряжения
меньшего диаметра – 5 7/8 и 6 1/2".
Бурение наклонного участка ствола скважины, вскрывшего залежь,
заняло примерно 30 сут. Несмотря
на то, что не была проверена полная
работоспособность телеметрических
бурильных труб, бурение этой скважины укрепило уверенность в полу-
• Улучшение контроля над скважиной и производственной безопасностью.
• Получение более полных и достоверных данных о давлении, стволе скважины
и динамике бурения.
• Получение данных в процессе бурения: наращивании колонны, спуско-подъемных операциях, задавливании скважины, проведении тестов на утечку и бурении.
• Улучшение теоретических и практических знаний о передовых методах бурения.
• Оптимизация скорости проходки без вибраций или разрушения ствола скважины.
• Сбор данных, необходимых для максимального увеличения скорости проходки
без вибрации, что приводит к увеличению темпа углубления и снижению времени
бурения.
• Соблюдение графиков и плановых показателей утвержденной сметы за счет исключения непроизводительных затрат времени и прихвата бурильных труб.
• Исключение контрольных спуско-подъемных операций, связанных с пустой тратой
времени и отказ от спуска расширителя.
• Получение более качественного ствола, более чистой обсадной колонны; более
быстрая и точная корректировка глубины.
• Бурение при пониженном или заданном гидростатическом давлении с одновременным получением забойных параметров.
• Получение новых представлений о динамике бурения, целостности ствола скважины и гидравлике для улучшения производительности бурения и более точного
моделирования.
• Быстрое определение коллекторских свойств: пористости, проницаемости и давления. Передача качественных изображений.
• Более качественный каротаж определения границ кровлю и подошвы коллектора,
что способствует более точной оценке добычи.
• Отсутствие необходимости снижать скорость проходки для проведения каротажа в
процессе бурения.
• Заранее предугадывает и не допускает прихвата инструментов, спускаемых на талевом канате.
• Может быть оснащена приборами для проведения сейсмических исследований в
процессе бурения.
• Многократный каротаж с помощью спускаемых на канате приборов позволяет оценить изменение свойств пласта во времени.
• Обеспечивает больший запас времени для планирования отбора образцов и расчета нефтепромысловых объектов.
• Оптимизация размещения стволов скважин и добычи.
• Отслеживание характеристик пласта в процессе бурения, что позволяет незамедлительно вносить коррективы.
чении забойных данных даже в случае полного поглощения жидкости.
К тому же, ее применение ослабляет
влияние поглощения жидкости на
возможность геонаведения, двухстороннюю передачу данных для RSS и
отслеживание динамики бурения в
таких условиях.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ
ТЕХНОЛОГИИ
Бурильная колонна для передачи телеметрических данных состоит из пяти основных компонентов
(рис. 1).
• Приборы для замера забойных
параметров, проведения каротажа
в процессе бурения и работы RSS.
• Переходник InSite IXO, соединяющий телеметрические трубы с соединением Grant-Prideco
с указанными приборами для высокоскоростной
двухсторонней
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№2 • февраль 2008
передачи геофизических данных
и команд на поверхность и с поверхности.
• Трубы для передачи данных телеметрии.
• Устройства IntelliLink для усиления сигналов и проведения измерений в месте их расположения в
стволе скважины.
• Вертлюг верхнего привода для
передачи данных в устройствах
хранения при вращении бурильной
колонны.
ЭЛЕКТРОМЕХАНИЧЕСКОЕ
УСТРОЙСТВО СОПРЯЖЕНИЯ
Переходник InSite IXO представляет собой электромеханическое
устройство сопряжения приборов с
сетью. В настоящее время существуют варианты исполнения диаметром 4 и 5". Применение сети обеспечивает возможность двухсторонней
23
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
Данные о потоке
Технические характеристики
системы InSite IXO
Катушка у
муфтового
конца трубы
Катушка у ниппельного
конца трубы
Кабель крепится в замках и
протягивается вдоль трубы
Импульсные данные
Натяжение при
растягивании.
Прочность кабеля
выше прочности
трубы
Проходной диаметр и
характеристики трубы
не меняются
Катушки не касаются друг друга
Рис. 2. Данный пример иллюстрирует разницу в разрешающей способности при
передаче (a) потоковых данных по телеметрической колонне и (b) по обычному
гидроимпульсному каналу
связи поверхности со скважинными
приборами со скоростью передачи данных до 1 Мбит/с (находится
на этапе разработки). Увеличенная
скорость передачи данных означает
множество различных достоинств.
Сюда относятся и оптимизированное бурение, и получение изображений, и проведение сейсмических
исследований в процессе бурения.
Данные от датчиков оптимизации бурения, в том числе, распределенных по бурильной колонне
датчиков давления и управления динамикой колонны могут дать новые
представления о процессе бурения
и при этом повысить производственную безопасность и эффективность. Это позволяет создавать более совершенные модели, повышая
точность моделирования до, во время и после бурения (рис. 2).
Детальные изображения высокого разрешения, полученные с датчиков удельного сопротивления и
датчиков плотностного и акустического каротажа, помогают уточнить
представление о геологическом
строении. Полученные на различных глубинах результаты измерений приборов с большим радиусом
исследования служат источником
данных, необходимых для принятия
решений об изменении траектории
скважины в режиме реального времени. Подвижность флюидов, нарушение целостности стенок скважи-
24
Стальной провод имеет
длину 2 и находится в
трубе под небольшим
растягивающим напряжением
Рис. 3. Передача данных в свечах бурильных труб с одного конца трубы к другому
(a) осуществляется через пару индуктивных катушек (b), соединенных с высокопрочным стальным кабелем (c). Кабель соединяется с катушками через небольшой
канал внутри соединения труб
ны, зоны поглощения, химическая
активность глин, развитие трещин и
любые другие изменения состояния
ствола скважины могут быть отслежены и проанализированы, а затем
проведена объективная оценка мер
по корректированию ситуации.
Устройство сопряжения обеспечивает скорости передачи данных,
необходимые для проведения сейсмических исследований в процессе
бурения, а данные о скоростях сейсмических волн снижают риск возникновения неточности сейсмической
модели с целью улучшения позиционирования ствола скважины. Полученные сейсмические данные о нижележащих интервалах могут указать на
возможное повышение давления, что
позволит оператору предотвратить
опасные ситуации, угрожающие безопасности буровой установки.
БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ
Передача данных в свечах бурильных труб с одного конца трубы к другому осуществляется через
пару индуктивных катушек, соеди-
IXO6, наружный диаметр, дюйм .....................6,75
Диаметр скважины, дюйм................. 8 3/8 – 9 7/8
Протяженность скважины, фут. ........................9,8
Максимальная температура, °С ......................150
Максимальное давление,
фунт/дюйм2 ..................................18 000 – 25 000
Память, Гб ......................................................... 1
Тип измерения ..................................Телеметрия
Скорость передачи, бит/с
(проводится испытание).......... 56 000/10 000 000
Размеры устройства
Номинальный наружный диаметр,
дюйм ............................................................6 3/4
Диаметр скважины, дюйм................. 8 3/8 – 9 7/8
Длина, фут ......................................................9,8
Максимальный наружный диаметр, дюйм .....7,36
Внутренний диаметр переходной муфты,
дюйм .............................................................1,90
Верхнее соединение ...муфта Grant Prideco DS50
Макс. вращающий
момент докрепления, фут-фунт....30 100 – 43 900
Нижнее соединение ...................... ниппель NC50
Мин. вращающий момент
докрепления, фут-фунт ................30 000 – 33 000
Максимальный темп набора кривизны ................
при вращении, град/100 фут..........................10
при скольжении, град/100 фут .......................21
Максимальная нагрузка на долото, фунт . 100 000
Максимальная рабочая температура,°С .........150
Максимальная температура выживания, °С ....165
Максимальное рабочее давление,
фунт/дюйм2 ............................................... 18 000
Максимальное давление
по особому заказу, фунт/дюйм2 ................. 25 000
Максимальный массовый расход,
фунт/мин................................................... 10 000
Максимальное содержание песка, %................. 2
Максимальная частота вращения, мин-1 .........180
Поперечные колебания
(пиковый импульс) .......................10 мин при 90g
Продольные колебания
(пиковый импульс) .......................10 мин при 40g
Объем памяти, Гб .............................................. 1
Емкость аккумуляторной батареи, ч ...............200
ненных с высокопрочным стальным
кабелем (рис. 3). Кабель соединяется
с катушками через небольшой канал
внутри соединения труб. Кабель натягивается между двумя бурильными замками, крепится в соединениях и растягивается вдоль трубы.
Добавление
телеметрической
системы не сказывается негативно
на прочности бурильной трубы. Ее
механические свойства и целостность остаются неизменными. Высокая надежность связи достигается благодаря тому, что индуктивные
катушки не соприкасаются друг с
другом. Поэтому по-прежнему могут применяться стандартные методы соединения труб и такие материалы, как трубная смазка и т.д.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№2 • февраль 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
СИСТЕМА СВЯЗИ
При помощи бурильной колонны со средствами обработки данных можно проводить измерения в
расположенных вдоль колонны узлах (рис. 4). Узлы позволяют компаниям проводить сбор, сравнение и
моделирование различных данных
в процессе бурения скважины. Эти
данные используются при оценке
механических и скважинных условий, которые могут снизить скорость проходки или увеличить вероятность поломки бурильных труб.
В узлах находятся процессоры,
которые собирают и обрабатывают
данные и усиливают сигналы при передаче их на поверхность и обратно.
Они не мешают процессу бурения,
поскольку имеют вид удлиненного
нижнего соединения трубы. Внутренний и наружный диаметры труб
остаются неизменными.
ВЕРТЛЮГ ВЕРХНЕГО ПРИВОДА
Вертлюг верхнего привода обеспечивает вращение бурильных труб
с сохранением связи с наземными
устройствами записи, анализа и
управления данными (рис. 5). Линия, уходящая вправо от «каравая»
вблизи верхней видимой части трубы, подсоединяется к указанным
устройствам.
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ
НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
Система успешно применяется
в США, Канаде, Мексике, Северной Европе и Азии. В США система
продемонстрировала способность
обнаруживать и устранять сбои в
работе приборов для измерения забойных параметров в процессе бурения без их подъема из скважины.
Это обеспечило значительную экономию времени в плане снижения
эксплуатационных расходов буровой установки.
Опыт применения этой технологии в США также продемонстрировал полезность получения данных и
анализа динамики. Была зафиксирована нежелательная вибрация и
ее нарастание, которую устранили
изменением параметров режима
бурения. Более широкое использование данных, получаемых в режиме реального времени, может
способствовать более ритмичному
и более эффективному бурению.
Результатом применения системы в Северной Европе стало более
Рис. 4. Система IntelliLinks (слева) и чертеж
устройства в разобранном виде, на котором
видно полости, предназначенные для размещения измерительных приборов и усилителей сигналов. В измерительных узлах расположены процессоры, которые собирают и
обрабатывают данные и усиливают сигналы
при передаче на поверхность и обратно. Они
не мешают проведению бурильных работ
Рис. 5. Вертлюг верхнего привода дает возможность телеметрической колонне вращаться и при этом поддерживать связь с
наземными устройствами записи, анализа
и управления данными
ритмичное и более эффективное бурение. Она обеспечила более точный
контроль траектории движения бурового долота. Компания-оператор
применила ее при бурении сложной
многозабойной скважины. Данные
поступали на поверхность почти
мгновенно, поэтому отпала необходимость играть в «догонялки» для
возвращения траектории скважины
к запланированной.
Опыт применения системы в
Азии можно было бы назвать «смелым». Компания-оператор пришла к
выводу, что бурение перспективной
залежи можно было бы безопасно
проводить только с использованием закрытой системы циркуляции
и регулирования давления, которая
бы отслеживала и поддерживала
постоянное забойное давление при
бурении и наращивании колонны.
Система должна как можно раньше определять резкое повышение
давления в стволе скважины, незамедлительно реагировать на изменения давления и одновременно
выпускать газ при возникновении
такой ситуации.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№2 • февраль 2008
В процессе поиска решения
компания выяснила, что ни одна
система не могла обеспечить такие
возможности. Однако она также
выяснила, что сочетание рассматриваемых технологий помогло бы
справиться с проблемой. Цель была
достигнута сочетанием возможностей компании IntelliServ с установкой у долота соответствующих
измерительных приборов и переводника для передачи результатов
измерений по линии связи.
ТЕХНИЧЕСКИЕ
ХАРАКТЕРИСТИКИ
В настоящее время датчики настроены на передачу данных каждые четыре секунды, но при этом
данные о давлении передаются каждую секунду. К концу 2007 г. данные о давлении и вибрации будут
передаваться десять раз в секунду.
В настоящее время передача изображений происходит со скоростью
0,32 кбит/с. К концу 2007 г. будет задействована полная передача GeoTap и несжатых данных изображения со всех азимутальных датчиков.
Перевел С. Сорокин
Reginaldo Rodriguez (Р. Родригес) имеет
22-летний опыт работы, из них 5 лет в департаменте петрофизики и 17 лет в департаменте
бурения компании Pemex. В настоящее время
г-н Родригес является руководителем проектов
бурения, а также руководителем активов Беллота-Хухо и Макуспана в южно-региональном
подразделении компании по разведке и добыче.
Maximo Hernandez (М. Эрнандес) имеет степень бакалавра в области проектирования электронных систем
и степень магистра наук в
области разработки технологий добычи нефти и управления проектами. Г-н Эрнандес имеет 15-летний опыт
бурения, занимал различные
должности в службах эксплуатации и организации работ на талевом канате, наклонно-направленном бурении и керновом бурении в семи
странах, в том числе отвечал за проектирование, разработку и коммерческое продвижение
технологии бурения в режиме реального времени и устройств оптимизации бурения в одной
из крупных сервисных компаний. В настоящее
время г-н Эрнандес является руководителям
отдела развития бизнеса компании IntelliServ.
Paul Hamel (Пол Хамел) получил степень бакалавра и имеет восьмилетний опыт работы
в отрасли. Занимал должности руководителя объединения по буровым технологиям,
техническому контролю и
решению технических задач,
возглавлял консультативную
группупооптимизациипроизводства в АТР. В настоящее время разрабатывает
InSite IXO для компании Sperry Drilling Services.
25
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
ОБРЫВ
БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ,
ВЫЗВАННЫЙ НАГРЕВОМ
S. Gokhale, S. Ellis, T H Hill Associates, Inc., N. Reynolds, SPE
Металлографический анализ бурильной трубы показывает, что силы трения, возникающие при
вращении бурильной колонны, приводят к выделению тепла, достаточного для локального отпуска
трубы или фазового превращения материала трубы
Величина растягивающего усилия, прикладываемого для освобождения прихваченной бурильной колонны, обычно ограничивается минимальным пределом перенатяжки [1]. Чтобы освободить
прихваченную колонну, ее обычно одновременно
и вращают и натягивают. При этом максимально
допустимая величина натяжки снижается в зависимости от величины приложенного вращающего
момента.
Натяжение колонны, исходя из величины предела
перенатяжки или снижения номинальной прочности
на растяжение с учетом приложенного вращающего
момента, приводило к поломке бурильной трубы. Такие поломки происходили при нагрузках, значительно меньших, чем расчетная допускаемая нагрузка
для бурильной колонны. Поскольку материал трубы
подвергался локальному нагреву, его твердость снижалась. Фактическая допускаемая нагрузка для бурильной колонны зависела от достигаемых в стволе
скважины температур.
В данной статье излагаются причины, в результате которых возникают такие поломки и приводятся
данные испытаний для обоснования выявленных
закономерностей. Кроме того, также рассматриваются недостатки известных методов, применяемых
для определения максимально допустимых нагрузок,
которые можно прилагать при уплотнении трубы в
условиях прекращения циркуляции.
ПРИМЕРЫ РАЗРЫВА
БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ,
ВЫЗВАННОГО НАГРЕВОМ
Южный Техас. В декабре 2002 г. при наращивании колонны на глубине 11 756 фут (1 фут = 0,3048 м)
ствол скважины уплотнился вокруг 5-дюймовой бурильной трубы из стали G-105. Бурильную колонну
начали «расхаживать» вращением и натяжением в
течение примерно 45 мин. Бурильная колонна сдвинулась вверх, и, как заметили рабочие на буровой,
разгрузилась на 60 тыс. фунт. Бурильную колонну
подняли, а на глубине 9553 фут обнаружили сломанную часть бурильной трубы. В дальнейшем, в ходе
ловильных работ извлекли оставшиеся обломки. По
внешнему виду поверхности излома, инженер по бурению легко идентифицировал непосредственную
26
Верхняя часть сломанной трубы
Нижняя часть сломанной трубы
Рис. 1. Состояние сломанной 5%дюймовой бурильной трубы из стали
G-105
причину поломки, возникшей в результате перегрузки при пластичном растяжении. Однако приложенная во время поломки растягивающая нагрузка была
заведомо ниже рассчитанной прочности на растяжение (сниженной номинальной прочности на растяжение, исходя из замеренной толщины стенки и
приложенного вращающего момента) для бурильной
трубы из стали G-105.
Восточная Оклахома. В апреле 2003 г. при достижении долотом глубины забоя в 13 930 фут ствол
скважины уплотнился вокруг 5-дюймовой бурильной
трубы из стали S-135. Произошел прихват бурильной
колонны и потеря циркуляции. Для освобождения
прихваченной колонны ее вращали и натягивали.
При выполнении этих работ на глубине 11 666 фут
произошел обрыв бурильной трубы. Приложенная
растягивающая нагрузка была заведомо ниже рассчитанной прочности труб на растяжение (сниженной номинальной прочности на растяжение, исходя из замеренной толщины стенки и приложенного
вращающего момента). Сломанную часть трубы подняли, а оставшиеся обломки извлекли во время ловильных работ.
МЕТАЛЛОГРАФИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
СЛОМАННЫХ ТРУБ
Для определения механизма поломки и способствующих этому факторов был проведен металлографический анализ сломанной 5-дюймовой бурильной
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№2 • февраль 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
Верхняя часть сломанной трубы
Нижняя часть сломанной трубы
Рис. 2. Состояние сломанной 5%дюймовой бурильной трубы из стали
S-135
Рис. 3. Поверхность слома трубы Т2 расположена под углом 45°
Несколько суженных участков около
сломанного конца
Рис. 4. Сужения и пластическая деформация отчетливо видны
около сломанного конца трубы Т2
трубы из стали G-105 (случай в Южном Техасе) и
5-дюймовой бурильной трубы из стали S-135 (случай
в Восточной Оклахоме).
Для более краткого обозначения сломанных труб
будем называть трубу, сломанную в Южном Техасе
трубой Т1, а трубу, сломанную в Восточной Оклахоме, трубой Т2.
Визуальный осмотр. Общий внешний вид и конфигурация слома труб Т1 и Т2 были поразительно
похожи. В обоих случаях поломка произошла в теле
трубы возле ниппельного соединения бурильного
замка. Труба Т1 оборвалась на расстоянии 1,2 м от
выступа ниппельного соединения, а труба Т2 оборвалась на расстоянии 1,95 м от выступа ниппельного
соединения. Сломанные трубы Т1 иТ2 показаны на
рис. 1 и 2.
На поверхности слома отчетливо видны признаки
вязкого отрыва при растягивающей нагрузке. Как
видно на рис. 3, слом распространился в плоскости,
находящейся под углом 45° к оси трубы. Прилегающие к слому участки также отличались наличием
суженных мест и обширной пластической деформацией. Однако суженные места отличались от тех, что
наблюдаются при классическом вязком разрушении
от перегрузки. На трубах Т1 и Т2 имеется несколько
близко расположенных суженных участков вблизи
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№2 • февраль 2008
Рис. 5. Повреждение внутреннего пластикового покрытия трубы Т1
из%за воздействия высоких температур
сломанных концов. На рис. 4 представлены места
сужения и пластической деформации. В целом конфигурация слома свидетельствует о перегрузке при
пластичном растяжении.
Внешняя поверхность труб недалеко от слома
имеет «гладкий» и «отполированный» вид. На поверхности также видны надрезы от породы пласта и следы истирания. Вероятно, эти повреждения
обусловлены вращением бурильной трубы о породу
пласта.
Для оценки внутренней поверхности сломанные трубы распилили в продольном направлении.
На рис. 5 изображена внутренняя сторона трубы
Т1. Внутреннее пластиковое покрытие оказалось
поврежденным вблизи сломанного конца, кроме
того, недалеко от слома изменились цвет и текстура
внутреннего покрытия. По-видимому, повреждение
было вызвано воздействием экстремально высоких
температур.
Осмотр материала труб. В качестве причины разрушения была названа перегрузка при пластичном
растяжении. При таком разрушении либо эксплуата27
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
Свойства материала труб Т1 и Т2 на участках, не подвергшихся нагреву
Труба Т1
Свойства материала
Испытание на
растяжение
Химический
анализ
Определение
ударной вязкости на образцах с
надрезом
Параметр
Предел
текучести, тыс.
фунт/дюйм2
Предел
прочности при
растяжении, тыс.
фунт/дюйм2
Удлинение, %
Фосфор, %
Сера, %
Средняя,
футHфунт
Минимальная,
футHфунт
Сталь
марки G-105
Труба Т2
Результаты
испытания
Сталь
марки S-135
Результаты
испытания
105*
135**
129,5
135*
165**
150,7
115*
142,1
145*
166,1
14*
0,030**
0,030**
32*
28*
22,95
0,012
0,005
62
61
12,5*
0,030**
0,030**
32*
28*
18
0,012
0,005
36
34
* Минимальное значение.
** Максимальное значение.
Результаты испытаний представлены
в таблице. Материал отвечал минимальным требованиям, установленными в
API Specification 5D [2] для бурильных
труб из соответствующих марок стали.
Было установлено, что материал за пределами подвергшегося нагреву участка
имеет отпущенную мартенситную зернистую структуру, свойственную закаленной и отпущенной стали. Бурильные
трубы из сталей S-135 и G-105 подвергли
закалке и отпуску. Результаты исследований показали, что поломки не были
вызваны недостатком прочности или
некачественно термически обработанным материалом труб.
Исследование подвергшегося нагреву материала труб. Для изучения
свойств материала труб недалеко от
сломанного конца был взят продольный
срез, который тянулся от внутреннего
подвергшегося нагреву участка недале-
Твердость, HRC
Твердость, HRC
«Нормальная» твердость для
бурильной трубы из стали G-105
Расстояние от сломанного конца, дюйм
«Нормальная» твердость
для бурильной трубы
из стали S-135
Расстояние от сломанного конца, дюйм
Рис. 6. Значения твердости по длине продольного среза, взятого
из трубы Т1
Рис. 7. Значения твердости по длине продольного среза, взятого
из трубы Т2
ционная нагрузка превышает расчетную прочность
трубы на растяжение (с учетом приложенного вращающего момента и замеренной толщины стенки)
либо материал не удовлетворяет техническим требованиям. Поскольку в процессе эксплуатации прилагались заведомо низкие (по сравнению с расчетной
прочностью) нагрузки, можно сделать вывод, что
свойства материала во время разрушения должны
были значительно ухудшиться.
Исследование не подвергшегося нагреву материала труб. Чтобы уточнить присущие материалу
свойства были взяты образцы Т1 и Т2. Эти образцы были взяты на отрезке трубы, удаленном, по
крайней мере, на 5 фут от подвергшегося нагреву
участка. Под таким участком понималось любое
место трубы, где отмечались местные сужения или
повреждения внутреннего пластикового покрытия.
Взятые образцы подверглись химическому анализу,
испытаниям на растяжение, испытаниям на ударную вязкость на образцах с надрезом и микроструктурному анализу.
ко от сломанного конца до внешнего подвергшегося
нагреву участка. Определение твердости материала
с интервалом 1/4 проводилось в средней части стенки трубы вдоль этого среза. Значения твердости для
труб Т1 и Т2 представлены соответственно на рис. 6
и 7.
Для трубы Т1 (бурильная труба из стали G-105, нормальная твердость по Роквеллу по шкале С составляет 30 HRC) среднее значение твердости за пределами
подвергшегося нагреву участка составило примерно
30 HRC. Этой твердости соответствует прочность на
растяжение примерно 136 тыс. фунт/дюйм2. Однако
около слома отмечалось снижение твердости до значений 15 HRC, что соответствует прочности на растяжение примерно 100 тыс. фунт/дюйм2.
По аналогии с трубой Т1 снижение твердости
вблизи слома отмечалось и в трубе Т2 (бурильная
труба из стали S-135, нормальная твердость по Роквеллу по шкале С составляет 35 HRC). Значения твердости снизились со среднего значения 35 HRC, что
соответствует прочности на растяжение примерно
28
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№2 • февраль 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
(γHжелезо)
аустенит
Температура, °С
Твердость, HRC
(αHжелезо)
феррит
Минимальная температура
превращения = 1500 °F
Содержание углерода
для материала трубы
Т2 = 0,28 %
Температура 770 °С
Температура отпуска, °F
Весовое содержание углерода, %
Рис. 8. Твердость легированной стали марки 4130 после отпуска
Рис. 9. Диаграмма состояния железоуглеродистых сплавов [5]
Закаленная и отпущенная
мартенситная структура
ФерритноHперлитная
структура
Рис. 10. Микроструктура, соответствующая материалу трубы Т2
(увеличение 200Х)
2
157 тыс. фунт/дюйм , до значений 17,5 HRC вблизи
слома, что соответствует прочности на растяжение
примерно 104 тыс. фунт/дюйм2.
В случае вязкого разрушения от перегрузки
твердость в суженной части трубы превышает присущую материалу твердость благодаря деформационному упрочнению. Однако в случае сломанных
бурильных труб Т1 и Т2 твердость подвергшегося
нагреву участка была значительно меньше присущей материалу твердости. Такое снижение твердости свидетельствует о локальном нагреве вблизи
сломанного конца как минимум до температуры отпуска.
«Отпуск стали является технологическим процессом, в котором предварительно закаленная
сталь нагревается до температуры ниже области
фазовых превращений и затем охлаждается с определенной скоростью, главным образом для повышения пластичности и ударной вязкости» [3].
Отпуск обычно приводит к снижению твердости,
прочности на растяжение и предела текучести, но
не увеличению пластичности и ударной вязкости.
На рис. 8 показано влияние температуры отпуска
на твердость легированной стали марки 4130 (это
тот же материал, из которого были изготовлены
трубы Т1 и Т2).
Повышение температуры влияет на снижение
прочности стали. При достижении материалом тем-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№2 • февраль 2008
Рис. 11. Микроструктура около сломанного конца трубы Т2 (увеличение 200Х)
пературы плавления предел текучести снижается до
нуля. Поскольку трубы Т1 и Т2 подверглись локальному нагреву вблизи места слома (до температуры
выше или равной температуре отпуска), твердость
и прочность материала снизились. Допустимая нагрузка для бурильных труб снизилась, что привело
к вязкому разрушению от перегрузки. Приведенные для труб Т1 и Т2 твердость и соответствующая
прочность на растяжение были замерены после
того как трубы остыли. Фактическая твердость и соответствующая прочность на растяжение во время
разрушения были бы намного ниже. Однако ввиду
того, что способ определения температуры, до которой нагрелись бурильные трубы при вращении
и уплотнении отсутствует, значение прочности на
растяжение во время разрушения остается неизвестной величиной.
Микроструктурный анализ. Снижение твердости
в подвергшейся нагреву области указывает на то, что
бурильная труба подверглась локальному нагреву до
температуры, равной или превышающей температуру отпуска. Единственным способом определения
температур, до которых нагрелась труба, является
анализ микроструктуры в подвергшейся нагреву
области и сравнение ее с микроструктурой интервала за пределами этой области. Отклонение микроструктуры (от присущей материалу структуры)
29
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
Закаленная и отпущенная
мартенситная структура
Закаленная и отпущенная
мартенситная структура
Рис. 12. Микроструктура, присущая материалу трубы Т1 (увеличение 200Х)
Рис. 13. Микроструктура около сломанного конца трубы Т1 (увеличение 200Х)
в указанной области означало бы, что достигнутые
температуры превышали температуру аустенитного
превращения. Минимальная температура фазового
превращения показана линией АС3 на диаграмме состояния железоуглеродистых сплавов, приведенной
на рис. 9.
Внутри и снаружи подвергшегося нагреву участка трубы Т2 были взяты образцы. Материал из наружной области представлял собой отпущенную
мартенситную структуру, которая характерна для
закаленной и отпущенной стали, как положено
для бурильных труб из стали S-135. Это была присущая материалу трубы структура. Материал внутри
подвергшейся нагреву области представлял собой
смешанную ферритно-перлитную структуру. На
рис. 10 и 11 представлены две микроструктуры. Превращение зернистой структуры в указанной области
доказывало то, что локальный нагрев привел к повышению температуры выше 1500 °F (температура аустенитного превращения для материала трубы Т2, как
показано на рис. 9).
Для проведения микроструктурного анализа были
также взяты образцы из внутреннего и внешнего
подвергшегося нагреву участка трубы Т1. Однако в
отличие от измененной структуры, отмеченной в трубе Т2, оба образца из трубы Т1 представляли собой
отпущенную мартенситную структуру. Это видно на
рис. 12 и 13. Наличие подобной структуры означало,
что температуры, достигнутые на подвергшемуся нагреву участке трубы Т1, не превышали температуру
аустенитного превращения (≈ 1500 °F). Достигнутые
температуры были близки к обычной температуре
отпуска для стали G-105 (≈ 1000 °F).
кой, которой подвергнется колонна. Проще говоря,
это дополнительная фактическая растягивающая
нагрузка, которую можно безопасно приложить к
бурильной колонне в случае прихвата труб. Поскольку нагрузки прикладываются с поверхности,
ограничительным элементом бурильной колонны
почти всегда будет бурильная труба. Как следует из
случаев обрыва, изложенных в данной статье, если
при уплотнении бурильная труба вращается и выделяется достаточное количество тепла, проектировщик колонны не может полагаться на расчетный
предел перенатяжки.
Прочность на растяжение элемента бурильной
колонны меньше прочности на растяжение тела
этого элемента или соединения, при этом всегда
должно приниматься в расчет любое изменение
в случае приложения давления и (или) скручивающей нагрузки. Обычно в случае прихвата трубы
колонну одновременно вращают и натягивают, поэтому к колонне будет приложена как растягивающая, так и скручивающая нагрузка. Для бурильной трубы одновременное скручивание приведет
к снижению прочности трубы на растяжение и
наоборот. Внешнее давление также будет влиять
на снижение указанной прочности. Внутреннее
давление может влиять как на повышение, так и на
снижение прочности трубы на растяжение (в зависимости от величины приложенного давления). Однако любое увеличение прочности на растяжение
из-за внутреннего давления обычно не учитывают
из соображений безопасности. Для бурильных замков влияние вращающего момента на прочность
при растяжении зависит от того, превышает или
нет приложенный момент вращающий момент докрепления, а также от того, была ли первой приложена растягивающая нагрузка или вращающий
момент. Дополнительные подробности по определению прочности на растяжение бурильных замков можно найти в работе Барышникова и др. [6],
посвященной прочности замков при комбинированной нагрузке. Влияние давления на прочность
замков обычно учитывают введением коэффициента запаса прочности.
НЕДОСТАТКИ МЕТОДА
РАСЧЕТА ПЕРЕГРУЗКИ
Традиционным методом расчета для предотвращения обрыва в результате перегрузки в случае
прихвата трубы является расчет на основе определения предела перенатяжки. Предел перенатяжки
представляет собой разницу между прочностью на
растяжение самого слабого элемента бурильной
колонны и максимальной предполагаемой нагруз30
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№2 • февраль 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
Несмотря на то, что проектировщик мог строго
рассчитать прочность на растяжение бурильной колонны с учетом различных вариантов комбинированной нагрузки и рассчитал максимальные предполагаемые нагрузки с привлечением программ
определения вращающего момента и затяжки колонны, методика расчета при вызванных нагревом
непредвиденных обрывах бурильных труб отсутствует. Фактическая прочность колонны зависит от
достигнутых в скважине температур, однако способ
определения температуры, до которой нагреется
бурильная труба в случае ее уплотнения и прекращения циркуляции, также отсутствует.
ВЫВОДЫ
Силы трения, возникающие при вращении уплотненной бурильной колонны в условиях прекращения циркуляции, могут приводить к выделению
тепла, достаточного для локального отпуска бурильной трубы или фазового превращения материала
трубы.
Локальный нагрев бурильной трубы влияет на
снижение твердости ее материала и может значительно снизить ее прочность на растяжение, что зависит от достигнутой температуры.
Обрыв от перегрузки при прихвате трубы происходил при нагрузках, которые были заведомо ниже
прочности трубы на растяжение и допускаемой комбинированной нагрузки.
Характерными особенностями обрывов такого
типа являются: несколько местных сужений, плоскость слома под углом 45°, гладкая внешняя поверхность, обесцвеченное или выгоревшее внутреннее
пластиковое покрытие вблизи места слома. Место
слома обычно находится в бурильной трубе недалеко
от ниппеля замкового соединения.
Снижение прочности на растяжение бурильной трубы оценить нельзя, поскольку отсутствует метод определения температуры находящейся в скважине трубы.
Перевел С. Сорокин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Hill, T.H., Drillstring Design and Failure Prevention, T H Hill Associates,
Inc., September 2002.
2. API Specification 5D, Specification for Drill Pipe, 5th ed., American Petroleum Institute, October 2001.
3. Metals Handbook, Volume 4, Heat Treatment, 9th ed., American Society of
Metals, November 1981, 70.
4. Metals Handbook, Volume 4, Heat Treatment, 9th ed., American Society of
Metals, November 1981, 71.
5. Metals Handbook, Volume 8, Metallography, Structures and Phase Diagrams, 8th ed., American Society of Metals, September 1973, 276.
6. Baryshnikov, A., Schenato, A., Ligrone, A., Ferrara, P., «Optimization of rotary-shouldered connection reliability and failure analysis. Part 1: Static loading», SPE/IADC 27535, paper presented at the Spring Drilling Conference,
Dallas, Texas, 1994.
Samit Gokhale (С. Гокхейл), руководитель технических
проектов в компании T H Hill Associates, Inc., в которой
работает с 2001 г. В компании руководит расследованиями аварий и проектами, связанными с расчетом бурильных колонн, глубоководных колонн для спуска, расчетом усталости и прочности. М-р Гокхейл руководит в
компании всеми техническими проектами, кроме того,
является инструктором на курсах по обучению расчетам бурильных колонн и предупреждению аварий. Он
также оказывает квалифицированную поддержку при
расследованиях, которые приводят к судебным процессам. До прихода в
компанию T H Hill Associates, Inc. работал инженером-конструктором в
компании Tata Motors. Имеет степень магистра наук в области общего машиностроения, полученную в Университете Флорида.
Sean Ellis (Ш. Эллис) работает в компании T H Hill Associates, Inc. в Хьюстоне с 1998 г. в качестве инженера
проекта, в настоящее время является руководителем
отдела расчетов и анализа аварий, вице-президентом
по исследованиям и разработкам, а также вице-президентом по сбыту и маркетингу. На протяжении всей
своей карьеры в компании г-н Эллис занимается разработкой технологий предупреждения аварий, созданием и изучением конструкций многих узлов бурильной колонны, применяемых в сложных скважинах.
Имеет степень бакалавра наук в области общего машиностроения, полученную в Университете Флорида.
НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
Компания Offshore Hydrocarbon
Mapping (OHM) приобрела Rock
Solid Images (RSI) – компанию,
занимающуюся сбором скважинной информации и поверхностной
сейсмической интерпретацией геофизических данных, таких как пористость, литология, соленость для
проведения геофизических исследований. Компания ОНМ осуществляет разработку электромагнитного и
морского геофизического оборудования для определения залежей нефти. После приобретения компания
будет называться CGCVeritas.
Наиболее значительным событием отрасли в 2007 г. стало открытие
экспозиции Louisi-ana Gulf Coast Oil
Exposition (LAGCOE), проводившейся 23–25 октября 2007 г. Под экспозицию отводилось более 700 выставочных мест. LAGCOE проводится
уже в третий раз и вызывает большой интерес у специалистов.
Компания HIS Inc., один из крупнейших провайдеров технического
информационного обеспечения, приобрела John S. Herold, Inc., независимую исследовательскую компанию,
осуществляющую анализ финансовых операций и данных более чем 400
нефтегазовых компаний. Стоимость
сделки составила 48 млн долл.
Компания Emerald Metals,
LLC приобрела права на осуществление поставок, продажу и распространение буровых долот,
разработанных GEO Dynamics
Inc. В рамках соглашения, подписанного двумя компаниями,
GEO Dynamics Inc. в дальнейшем продолжит поставлять через
компанию Emerald Metals, LLC
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№2 • февраль 2008
технические разработки, материально-технические поставки оборудования и материалы.
В августе 2007 г. компания
MODEC, BHP Billiton и судостроительный завод Jurong Shipyard
провели церемонию спуска на
воду FPSO Stubarrow Venture MV16.
FPSO планируют разместить недалеко от побережья Австралии. Объемы хранилищ FPSO составляют
900 тыс. брл. FPSO предназначен для
добычи примерно 80 тыс. брл/сут
нефти и 45 млн фут3/сут природного
газа.
Компания Pride International подписала меморандум с Ferncliff TIH AS
(Норвегия) о продаже своего флота,
состоящего из трех буровых установок Al Baraka I, Alligator и Barracuda.
Сделка оценивается в 213 млн долл.
31
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
ПРИЧИНА УСТАЛОСТИ
ВОДООТДЕЛЯЮЩЕЙ КОЛОННЫ
R. Chang, Engineering, Research & Computing
Изменение режима бурения может предотвратить разрушение, связанное с узким межтрубным
зазором
Обусловленная бурением вибрация (drilling induced vibration – DIV)
является относительно новым явлением, наблюдаемым в промысловых
условиях. С наибольшей вероятностью она возникает при бурении в
узком межтрубном пространстве,
например, при бурении на обсадных
трубах или повторном заканчивании
скважины через эксплуатационную
водоотделяющую колонну с верхним
натяжением. Большая часть работы
была выполнена методом исследования. Для количественной оценки
амплитуды колебаний, изгибающих
моментов и обусловленного ими усталостного разрушения был разработан
аналитический метод с использованием программы моделирования водоотделяющий колонны Multi-Tube.
Результаты совпадают с данными
промысловых наблюдений и результатами исследований. Предлагаются
действия, направленные на предотвращение такого рода вибрации.
К сожалению, на тему DIV не
опубликовано никаких материалов.
Большая часть исследований проводилась экспериментальным путем,
поэтому полученные результаты являются конфиденциальной информацией и принадлежат компании.
Общее мнение большинства исследователей в этой области заключается в следующем.
• DIV возникает только в вертикальных трубах с узким межтрубным
пространством, например, при бурении на обсадных трубах или при проведении ремонтных работ в эксплуатационной водоотделяющей колонне.
• DIV возникает только при бурении
в пластах твердых пород, т.е. при очень
небольших скоростях проходки.
• Изменение частоты вращения
бурильных труб ослабляет, а то и
полностью устраняет вибрацию.
• Изменение плотности промывочной жидкости также ослабляет
вибрацию.
Этим выводам есть логическое
объяснение. Любая вибрация долж-
32
Бурильная
труба
Положение
точки
«А» на
наружной
колонне
Начальное
соприкосновение
Продвижение Продвижение Продвижение
на 10 фут
на 20 фут
на 30 фут
Рис. 1. Основной причиной обусловленной
бурением вибрации является контактная
нагрузка между замком бурильной трубой
и наружной колонной
на иметь свою причину. В случае
DIV ею является соприкосновение
бурильных труб с наружной водоотделяющей колонной (рис. 1). Чем
уже межтрубное пространство, тем
выше вероятность соприкосновения. При бурении пласта твердой
породы контактная нагрузка становится периодической нагрузкой,
действующей на наружную колонну. Если частота вращения бурильных труб совпадает с собственной
частотой наружной колонны, возникает резонанс и затем вибрация.
Изменение частоты вращения
бурильных труб устраняет одну
часть обязательного условия резонанса. Изменение плотности
промывочной жидкости изменяет
собственную частоту водоотделяющей колонны и, следовательно, устраняет другую часть обязательного
условия резонанса.
МЕТОДОЛОГИЯ РАСЧЕТА
Поскольку обусловленная бурением вибрация является новым
«специальным термином», хорошо
отработанная и общепринятая аналитическая методика количественного определения величины вибрации и вызванного ею разрушения
еще не разработана. Однако приве-
денные выше логические объяснения позволили разработать необходимую методику.
Этап 1. Выполнение расчета центраторов для определения контактных нагрузок у бурильных замков.
Этап 2. Выполнение расчета
собственных значений для определения собственных частот системы
водоотделяющей колонны. При расчете необходимо учесть присоединенную массу, поскольку колонна
находится в воде.
Этап 3. Выполнение динамического расчета при установившемся режиме для определения изгибов и изгибающих моментов по длине колонны.
Контактные нагрузки, определенные
при расчете центраторов, следует
принять в качестве периодической
нагрузки. Теоретически периоды
воздействия нагрузок должны точно
совпадать с собственными частотами,
определенными на этапе 2. Однако известно, что резонанс возникает в пределах полосы пропускания (не всегда
точно), поэтому периоды контактной
нагрузки можно изменить при анализе частоты вращения.
Этап 4. Зная изгибающий момент, можно рассчитать амплитуду
цикла напряжений через момент
сопротивления сечения (Z = I/c).
Этап 5. Имея усталостную кривую и зная коэффициент концентрации напряжений, можно рассчитать допустимое число циклов
N = A*Δσ-m, где А является константой. Затем, зная предполагаемое число событий (n), можно рассчитать усталостное разрушение D = n/N.
За исключением первого этапа, другие этапы являются вполне
обычными и простыми методами
определения усталостного разрушения, вызванного динамической
вибрацией. Поэтому далее объясняется расчет центраторов.
РАСЧЕТ ЦЕНТРАТОРОВ
Традиционно расчет водоотделяющей колонны выполняют с исполь-
№2 • февраль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
зованием программы композитного ровых операций возникли опасения гаться одной и той же контактной
моделирования, в которой масса, относительно возможного усталост- нагрузке только каждый раз через
вес, площадь и моменты инерции ного разрушения колонны, которое определенный промежуток, раввсех секций колонны представляет могло произойти из-за неправильно ный длине бурильной трубы, поэтолько одна математическая линия выбранного варианта бурения.
тому величина продолжительности
элементов. При этом совершенно
Данные об операции, проводимой нахождения замка в одном и том
не учитывается распределение на- на платформе Oveng, включая глуби- же месте делится еще на величину
грузки между секциями колонны, ну вод, общую вертикальную глубину, длины трубы. Следует заметить, что
не говоря уже о контактных нагруз- замеренную глубину и расстояние это является гипотезой для опредеках между секциями.
горизонтального бурения, приведены ления числа событий (n) при оценке
Что же касается программы мо- ниже. Ввиду поставленной задачи про- усталостного разрушения.
делирования Multi-Tube [1], она мо- тяженность горизонтального бурения
делирует каждую секцию колонны является самым важным для этого ЭТАП 1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ
как отдельную линию элементов. проекта компании Hess.
КОНТАКТНОЙ НАГРУЗКИ
Ниже приводится диапазон знаЭта модель полностью учитывает
Для определения контактных
распределение нагрузки и имеет чений плотности бурового раствора нагрузок при трех значениях пропреимущество по сравнению с ком- и данные об эксплуатационной во- движения трубы (рис. 2) использопозитной моделью при выполнении доотделяющей колонне, наружный валась модель Multi-Tube с зазором
расчета моделирования монтажа и диаметр бурильных труб (внутрен- между бурильной трубой и наружзаканчивания колонны [2] и расче- няя колонна) и диаметр бурильных ной колонной. Следует отметить,
замков с зазором межтрубного про- что эти результаты получены для
том центраторов [3].
Моделью предусмотрены два спо- странства по отношению к внутрен- смещения судна в пределах 3 % от
соба размещения внутренней колон- нему диаметру колонны, а также диа- глубины вод.
ны внутри наружной водоотделяю- пазон частоты вращения бурильных
Поскольку секция напряжения
щей колонны. Первый заключается труб. При расчете динамической ха- и килевая секция колонны наибов использовании кинематического рактеристики между верхней и ниж- лее подвержены изгибу, планироограничения, второй – в использо- ней границами будет использоваться вались более высокие контактные
вании элемента зазора. При расчете приращение в 0,1 с-1.
нагрузки. Участки колонны между
Поскольку бурильная труба про- указанными секциями находятся
центраторов для определения их размеров и мест установки используется двигается вперед, «фиксирован- почти на прямой линии благодаря
второй способ с целью определения ное» место на наружной колонне верхнему натяжению, поэтому в
контактных нагрузок между центра- (точка А на рис. 1) будет подвер- этом месте вряд ли произойдет каторами и наружной колонной.
кое-либо соприкосновение.
Параметры бурения через эксплуатационную
Поскольку основной приКак показано на рис. 2, соводоотделяющую колонну, компания Hess Corp.
чиной DIV является контактная
прикосновение происходит
Глубина вод (платформа Oveng), фут ......................... 910
нагрузка между соединением
только в месте расположения
Общая вертикальная глубина, фут ........................... 4922
бурильной трубы (замком) и
бурильных замков около кинаружной колонной, соединелевой секции (верх) на отметЗамеренная глубина, фут ........................................ 6234
ние рассматривается как ценке примерно 850 фут и около
Расстояние горизонтального бурения, фут .............. 1312
тратор. Кроме того, поскольку
секции напряжения (низ) на
Минимальная плотность бурового раствора,
бурильная труба постоянно
отметке примерно 60 фут.
фунт/галл ...................................................................9,1
продвигается вперед, был проМаксимальная плотность бурового раствора,
веден анализ местоположений
ЭТАП 2. РАСЧЕТ
фунт/галл. ...................................................................11
соединений. Для типовой буСОБСТВЕННОЙ ЧАСТОТЫ
Наружный диаметр колонны, дюйм......................... 10,75
рильной трубы длиной 30 фут
В результате проведения
анализировались три величирасчета собственной частоТолщина стенки, дюйм............................................ 0,545
ны продвижения трубы.
ты для всех трех продвижеДиаметр колонны, дюйм ........................................... 9,66
ний бурильной трубы, было
Наружный диаметр бурильной трубы, дюйм ............... 5,5
ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ
получено свыше 50 варианМежтрубный зазор с одной стороны, дюйм .............. 2,08
ВОДООТДЕЛЯЮЩАЯ
тов собственных частот. На
Диаметр бурильного замка, дюйм .................................7
КОЛОННА
рис. 3 приведен график знаНа северном участке G (Экчений собственных частот в
Межтрубный зазор с одной стороны, дюйм .............. 1,33
ваториальная Гвинея) размерассматриваемом диапазоне
Минимальная частота вращения, об/мин .................. 120
щены две платформы с избычастоты вращения.
Максимальная частота вращения. об/мин ................. 150
точной плавучестью Oveng и
Собственные частоты буМинимальная скорость проходки, фут/ч ................. 32,81
Okume, принадлежащие комрильной трубы аналогичны
Максимальная скорость проходки, фут/ч................ 49,22
пании Hess Corp. Для проводзначениям частот, рассчики горизонтальной скважины
танных в вариантах 1−6. В
Максимальная продолжительность бурения, дни ..... 1,67
компания решила вести бурепоследующих
вариантах отДлина бурильной трубы, фут ....................................... 30
ние через эксплуатационную
мечается небольшая разница
Продолжительность нахождения замка
водоотделяющую колонну и не
в значениях частот (при трех
в «одном и том же» месте, ч ...................................... 1,33
использовать специальную вопродвижениях трубы), посСмещение судна
доотделяющую колонну. Однакольку наружная колонна и
(по сравнению с глубиной воды), % ...............................3
ко в процессе проведения бубурильная труба могут в зави№2 • февраль 2008
33
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Отметка, фут
Продвижение 10 фут
Продвижение 20 фут
Продвижение 30 фут
Отметка, фут
Отметка, фут
: БУРЕНИЕ
Продвижение
трубы на 10 фут
Продвижение трубы на 10 фут
Изгибающий момент, тыс. фунт'фут
Контактная нагрузка, фунт
Частота, герц
Рис. 2. Данный расчет показывает, что контактная нагрузка возникает только у бурильных замков около килевой секции колонны
(верх) на отметке примерно 800 фут и около
секции напряжения (низ) на отметке примерно 60 фут
Продв. 10 фут
Продв. 20 фут
Продв. 30 фут
Номер варианта
Рис. 3. Собственные частоты бурильной
трубы в значительной степени меняются в
нормальном диапазоне частот вращения
симости от состояния контактного
элемента (открытое или закрытое)
различаться по форме. В то же время
в рассматриваемом диапазоне частот имеется семь вариантов (21−27).
ЭТАП 3. ДИНАМИЧЕСКИЙ
РАСЧЕТ
Динамический расчет при установившемся режиме был выполнен
исходя из предположения, что определенные на этапе 1 контактные нагрузки являются периодической нагрузкой, действующей на наружную
колонну. Анализировались шесть
значений частоты вращения в диапазоне 2,0−2,5 с-1 с приращением 0,1 с-1.
На рис. 4 представлен график
изгиба по всей длине колонны при
продвижении трубы на 10 фут.
34
Рис. 4. Эксплуатационная водоотделяющая
колонна изгибается при различных вариантах в зависимости от периода контактной нагрузки
Следует отметить, что эксплуатационная колонна возбуждается в
различных местах в зависимости от
предполагаемых периодов контактной нагрузки (0,5–0,4 с).
На рис. 5 представлен график
изгибающего момента при продвижении трубы на 10 фут. В связи
с включением в модель колонны
грунта самый большой изгибающий момент наблюдался на глубине
25 фут ниже уровня дна моря. Наверху секции напряжения значение
изгибающего момента составило
8,79 тыс. фунт-фут. Оно использовалось для расчета напряжения при
изгибе в следующем этапе.
ЭТАП 5. РАСЧЕТ
ЗНАКОПЕРЕМЕННЫХ
НАПРЯЖЕНИЙ
На рис. 6 приводится график
амплитуды напряжений при изгибе для рассматриваемого случая.
Следует отметить, что при расчете
напряжений требуемые размеры
(наружный диаметр, внутренний
диаметр и момент сопротивления)
приписывались каждому элементу
за исключением конструктивных
узлов ниже секции напряжения и
выше секции натяжения, поскольку они не входят в число поставляемых узлов колонны. Наверху
секции напряжения момент сопротивления составляет 40,19 дюйм3,
причем толщина стенки уменьшена
на 5 %. Следовательно, напряжение при изгибе составит 2,625 тыс.
фунт/дюйм2.
Верх
секции
Отметка, фут
Поперечный изгиб, дюйм
Верх
раструба
Низ секции
Изгибающий момент, тыс. фунт'фут
Рис. 5. При продвижении бурильной трубы на 10 фут наибольший изгибающий
момент возникает на отметке примерно
25 фут ниже уровня дна моря
ЭТАП 5. РАСЧЕТ УСТАЛОСТНОГО
РАЗРУШЕНИЯ
На рис. 7 приводятся графики усталостного разрушения для рассматриваемого случая. Для каждого соединительного узла эксплуатационной
водоотделяющей колонны принят
коэффициент концентрации напряжений, равный 1,6. Кривая DNV имеет коэффициент А, равный 4,51×1011
(Δσ выражен в тыс. фунт/дюйм2) и
наклон m, равный 4. Поэтому для амплитуды цикла напряжений при изгибе 2,625 тыс. фунт/дюйм2 допустимое число циклов N определяется как
4,51×1011*(1,6*2*2,625)*10-4 = 9,05×107,
где коэффициент 2 переводит амплитуду цикла напряжений в амплитуду
напряжения.
Число событий рассчитывалось
как 4800*2,5 = 12 000, где 4800 − продолжительность нахождения замка в
одном и том же месте, а 2,5 с-1 − максимальная частота вращения; оба значения взяты из вывода, приведенного
выше. Для других кривых значение
частоты вращения будет другим. Разрушение наверху секции напряжения
составит 1,325×10-4 (12 000/9,05*107),
как показано на графике.
№2 • февраль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Продвижение бурильной трубы, фут
Продвижение трубы
на 10 футов
Отметка, фут
Отметка, фут
: БУРЕНИЕ
Продвижение трубы на 10 футов
Долговечность, годы
Разрушение
Верх секции
Верх раструба
Низ секции
Верх секции
Отметка, фут
Отметка, фут
Амплитуда напряжения при изгибе,
фунт/дюйм2
Верх
раструба
Низ секции
Амплитуда напряжения при изгибе,
фунт/дюйм2
Рис. 6. График амплитуды напряжений при
изгибе показывает значительное изменение значений напряжения в зависимости
от частоты вращения
Кроме того, были выполнены
пять этапов расчета усталостного
разрушения для продвижения трубы на 20 и 30 фут, но в статье результаты не приводятся.
РАСЧЕТ УСТАЛОСТНОЙ
ДОЛГОВЕЧНОСТИ
По всей длине колонны для шести значений частоты вращения и
трех продвижений бурильной трубы
проводился анализ максимального
разрушения. Обратная величина
максимального разрушения была
обозначена как усталостная долговечность при обусловленной бурением вибрации. Надо заметить, что,
хотя этот параметр и называется долговечностью, он означает не то, что
понимается под обычной долговечностью, поскольку разрушение при
вибрации происходит не постоянно.
На рис. 8 графически представлена кривая усталостной долговечности при обусловленной бурением
вибрации. По оси X по логарифмической шкале и в обратном порядке
откладывается долговечность, так
что наименьшее значение находится
справа. По оси Y откладывается про-
Разрушение
Рис. 7. График усталостного разрушения показывает влияние коэффициента концентрации напряжений на этот параметр, причем наибольшее разрушение отмечается у
первой трубы выше секции напряжения
движение бурильной трубы. Следует отметить, что долговечность при
нулевом продвижении трубы равна
долговечности при продвижении
трубы на 30 фут. Кроме того, на графике указано два значения долговечности: 7545 лет является обратной величиной 1,325×10-4 (из рис. 7)
при продвижении бурильной трубы
на 10 фут, а минимальное значение
долговечности составляет 30 лет и
отмечается при продвижении бурильной трубы на 20 фут.
Этот график демонстрирует
значительную разницу в значениях
долговечности колонны при различных значениях частоты вращения.
Он также показывает изменение
долговечности по мере продвижения бурильной колонны на полную
длину, что является интересным и
важным результатом.
ВЫВОДЫ
Как показывают результаты расчета, разрушение при вызванной
бурением вибрации в значительной
степени зависит не только от частоты вращения бурильной трубы, но и
№2 • февраль 2008
Рис. 8. Усталостная долговечность при
обусловленной бурением вибрации меняется в широких пределах в зависимости от
скорости продвижения бурильной трубы
и частоты вращения, в данном случае от
7545 до 30 лет
местоположения бурильного замка
(продвижения трубы). Первая часть
этого вывода совпадает с результатами промысловых наблюдений.
Вторая часть позволяет предположить, что такая вибрация не должна внушать опасений, если бурильная труба продолжает двигаться
вперед. Это также говорит о том,
что при встрече с пластом твердой
породы (т.е. при скорости проходки близкой нулю) следует избегать
постоянной частоты вращения.
Перевел С. Сорокин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Chang, R, E. Fisher, H. Underland and M. Wu,
«Riser modeling scheme: Multi-Tube vs. Composite», paper 8012 presented at the ASME OMAE
Annual Conference in New Orleans, La., 2000.
2. Chang, R, and Smedley, M., «Multi-Tube model
application in riser installation/completion simulation analysis», paper 37416 presented at the ASME
OMAE Annual Conference in Cancun, Mexico, 2003.
3. Chang, R, and Yu, J, «Multi-Tube model
application in riser centralizer analysis», paper 37417 presented at the ASME OMAE Annual Conference in Cancun, Mexico, 2003.
Roger Chang (Р. Чан), президент компании Engineering, Research & Computing
(Хьюстон, шт. Техас). Получил степень бакалавра
в области компьютерных
технологий в Национальном
университете Чен-Кун (Тайвань) и степень магистра в
области гидравлики и механики в Университете шт. Айова. До того как в
1990 г. создать компанию Engineering, Research
& Computing, являлся директором отдела аналитических методов в компании Cameron Offshore Engineering. Специализируется в вопросах расчета водоотделяющих колонн, был
ответственным за программу расчета колонн
для семи крупных морских проектов. Основным вкладом г-на Чана в нефтяную отрасль является программа моделирования Multi-Tube.
35
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ХАРАКТЕРИСТИКА КОЛЛЕКТОРА
ФРАКЦИОНИРОВАНИЕ ПОРИСТОСТИ
И КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА
ПРОНИЦАЕМОСТИ КАРБОНАТОВ
D. Russel*, J. Gournay, ExxonMobil; C. Xu** и P. Richter, Schlumberger
С помощью скважинных исследований, выполненных зондами, спускаемыми на тросе, была установлена связь между пористостью и проницаемостью в трех геологических формациях в Пермском
басс. (Западный Техас)
*D. Russel (Д. Рассел) в настоящее время работает в Saudi Aramco.
**C. Xu (Ч. Зу) в настоящее время работает в отделении Shell в
Хьюстоне.
36
Северный шельф
Штат Нью-Мексико
Штат Техас
Басс. Делавэр
сть
яя ча
ренн на
Внут бассей
ВВЕДЕНИЕ
Месторождение Минз было открыто на северо-востоке графства Эндрюс в Западном Техасе в
1934 г. Р. М. Хамблом [1] при бурении на нем разведочной скважины № 1 (рис. 1). Добыча нефти осуществлялась из пермских пластов, главным образом из свит
сан андрес, грейбург и куин гваделупской группы с дополнительной добычей из свит вулкэмп и леонард. Эти
свиты преимущественно входят в стратиграфическую
последовательность пластов, образующих доломитизированную морскую карбонатную платформу, кроме
свиты нижнего грейбурга, состоящей из смешанных
карбонатных и кремнистых обломочных фаций. Типичные стратегии заканчивания включали гидроразрыв-возбуждение малопроницаемых пластов свиты
грейбург, а также перфорирование и кислотную обработку обладающей большей проницаемостью пластов
свиты сан андрес. На протяжении 31 года первичная
добыча производилась с использованием сети скважин
с площадью дренирования 40 акр (1акр = 0,4047 м2) на
скважину. Месторождение разбуривалось с площадью
дренирования от 10 до 20 акр на скважину на участках
заводнения на активизируемых его флангах и с площадью дренирования 10 акр на скважину на участках по
восстанию пластов, где осуществлялась третичная добыча с нагнетанием СO2. Эффективность добычи варьировалась в пределах 14 % на заводняемых участках до
42 % на участках, где производилась закачка СO2.
Структура первичной карбонатной платформы изменялась в простирающейся на север асимметричной
антиклинали с круто падающим восточным крылом и
с пологим падением западного крыла. В пластах сан
андрес доминируют фации внешнего шельфа, а так-
Северо-западный
шельф
Платформа центральной
части бассейна
Пилотное исследование 13 скважин на нефтяном
месторождении Минз в Пермском басс. (Западный
Техас) помогло установить связь между пористостью
и проницаемостью в пластах свит куин, грейбург и
сан андрес. В оптимизированном процессе использовались изображения ствола скважины и данные обработки стандартных каротажных диаграмм с калибровкой при помощи данных кернового анализа. Такой
подход позволил количественно оценить пористость
и неоднородность показателей проницаемости в карбонатных фациях с кавернами и пустотами.
Восточный
шельф
Проектные
очертания
площади
нагнетания СO2
Основные месторождения
со свитами сан андрес
и грейбург
Контур блока
Северный
купол
США
С
Южный
купол
Рис. 1. Карта месторождения Минз. Черными точками отмечены
скважины MSAU, в которых был выполнен только стандартный
каротаж: нейтронный, плотностной, акустический, латеральный
(поперечный), гамма-каротаж и другие его виды
же краев и средней части шельфа. В пластах грейбург
преобладают фации средней части шельфа, характеризующиеся наличием слоев доломита с порами между и внутри включений и с минимальной пористостью
за счет каверн и пустот. Кроме того, могут присутствовать тонкие слои безводного гипса, переслаивающие№2 • февраль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ХАРАКТЕРИСТИКА КОЛЛЕКТОРА
ся мелкодисперсными песчаниками флювиального и
эолового происхождения. Также часто встречающейся фацией является безводный доломит. Проницаемость доломита и песчаника составляет, как правило,
меньше 1 мД, но может доходить до 10 мД. В пластах
нижнего грейбурга преобладают фации средней и
внутренней частей шельфа. В процессе образования
свиты сан андрес доминировала седиментация карбонатов на мелководной части платформы центрального
бассейна, что привело к последовательному накоплению осадков и образованию толстого карбонатного
слоя, которой позднее полностью доломитизировался. В свите куин преобладают сублиторальные эвапоритовые фации (безводный гипс и галит) и доломит,
переслаивающиеся мелкодисперсными песчаниками
флювиального и эолового происхождения. Горизонты
песчаника являются главными нефтеносными коллекторами. Свиты куин и нижний грейбург представляют
собой стратиграфические последовательности пластов из смешанных карбонатных и кремнистых обломочных фаций, соответствующих циклам отложения
карбонатов на мелководье, субаэральному воздействию и перемещению около них континентальных
кремнистых обломочных фаций. Образовавшаяся в
результате этих процессов стратиграфическая последовательность характеризуется наличием тонких переслаивающихся пластов (теперь доломитизированных) карбонатов, безводного гипса и мелкозернистого
песчаника и алевролита.
ОБЗОР
Предыдущее исследование аналогичных участков
обнажений объединили с анализом данных стандартного каротажа скважин с помощью спускаемых на
тросе зондов для определения стратиграфических
особенностей и неоднородности нефтеносного коллектора [2]. Однако стандартным методам каротажа
скважин, осуществляемого при помощи спускаемых
на канате зондов, присуще недостаточное вертикальное и азимутальное разрешение, не обеспечивающее
адекватного определения свойств нефтеносного коллектора. Каротаж с визуализацией ствола скважины
представляет собой ключевой метод определения маломасштабной неоднородности сложной системы пор
в карбонатных коллекторах. Для определения фракционирования пустотной пористости, связанной с наличием пустот и каверн в породах, а также выполнения
количественной оценки проницаемости и определения свойств типов пород коллектора с объединением
в одно целое данных каротажа с визуализацией калиброванных стволов скважин и данных стандартных
методов каротажа скважин с помощью спускаемых на
тросе зондов были выбраны различные подходы [3].
Исследования, выполненные в 13 скважинах на
нефтяном месторождении Минз, позволили установить связь между пористостью и проницаемостью в
пластах свит куин, грейбург и сан андрес пермского
периода. Например, было установлено, что в пластах
свиты сан андрес в зонах с различными кавернами
и пустотами с одинаковой суммарной пористостью
около 8 %, проницаемость варьировалась по величине
в пределах двух-трех порядков. Это изменение смоделировали с помощью экспоненциальной зависимости между проницаемостью и пустотной пористос№2 • февраль 2008
тью, фракционирование которой было осуществлено
путем обработки данных визуализации стволов скважин. Для применения такого подхода к скважинам,
в которых не проводился каротаж с визуализацией
ствола, показатель пустотной пористости оценивался
с помощью стандартных каротажных диаграмм путем
анализа пористости, определенной по данным модифицированного акустического каротажа. Для оценки
проницаемости использовались значения пустотной
пористости, фракционирование которой осуществлялось с помощью каротажа с визуализацией ствола
скважины, и показателя пустотной пористости, определенного по данным стандартного каротажа.
В свите сан андрес в пластах малой толщины пустоты и каверны появились в результате образования
многослойных структур с тонкими слоями и сверхбольшой проницаемостью, чередующимися с более
толстыми слоями без пустот и каверн, содержащими
целики нефти. Ввод значений средней пористости в
этих тонких слоях, осуществлялся по данным стандартного каротажа, разрешающая способность которого оказалась недостаточной для таких слоев. Тонкие
пласты свиты грейбург, сложенные из кремнистых обломочных фаций и доломитовых фаций, являются на
этом месторождении пластами с плохой пористостью.
Кроме того, было обнаружено значительное изменение пористости и проницаемости по вертикали.
Петрофизические виды пород были дифференцированы с использованием данных каротажа с визуализацией ствола скважины и стандартного каротажа
и данных обработки всей «нервной» системы. Объединение в одно целое каротажных данных по проницаемости и видам пород, а также данных по добыче
обеспечило основу для прогнозирования неоднородности пород между скважинами и выбора стратегий
заканчивания скважин на всем месторождении.
МЕТОДИКА
Из 13 исследованных в 8 скважинах был выполнен
каротаж с визуализацией ствола скважины и каротаж с
использованием стандартных зондов. В двух из восьми
исследуемых скважин также были взяты керны из всего ствола, с помощью которых выполнили калибровку
для расшифровки данных и количественной оценки
проницаемости. Для пяти существующих скважин в северной части месторождения, где находились почти все
исследуемые скважины, имелись только стандартные
каротажные диаграммы, и они были выбраны, чтобы
еще раз оценить правильность этой методики.
Каротаж с визуализацией ствола скважины обеспечил пространственное разрешение около 0,2" и
80%-ный охват по азимуту в 8-дюймовом стволе. На
полученных изображениях можно видеть текстуры, которые контрастируют с труднобуримой материнской породой, например, такой, в которой поры
заполнены подаваемым в скважину буровым раствором, что приводит к относительным изменениям
удельных сопротивлений микроструктур пород (рис.
2). Данные визуализации стволов скважин использовались для различных количественных оценок, например, для определения соединений и связей пустот и каверн друг с другом путем анализа текстур на
изображениях и для первичного фракционирования
и определения вторичной пористости путем анализа
37
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ХАРАКТЕРИСТИКА КОЛЛЕКТОРА
Изображение ствола
скважины
Диаметры визуализируемых
пустот и каверн
Суммарный диаметр,
метод PXND
Спектр
Рис. 2. Спектр пористости вокруг ствола скважины в пластах свиты
сан андрес, полученный путем обработки визуализируемой каротажной диаграммы скважины. На рисунке показаны: 1) калиброванный визуализируемый профиль удельных сопротивлений
микроструктур пород; 2) фракционирование пустотной пористости с помощью визуализируемых каротажных диаграмм; 3) спектр
пористости вокруг ствола скважины, полученный путем обработки
данных визуализации. Формы волн соответствуют гистограммам,
из которых следует, что пористость вокруг ствола скважины изменяется от 0 до 0,5 (значения пористости >0,5 не представлены)
профилей пористости на полученных изображениях
стволов скважин [4]. Термины «пустоты и каверны»
относятся к полостям, которые на изображениях
визуально воспринимаются либо как отверстия (см.
рис. 2), либо распознаются по специфическим сигнатурам на каротажных диаграммах, идентифицируемым при обработке каротажных данных. Здесь
термин «первичная пористость» относится к пористости материнской породы или микропористости, в
отличие от термина «вторичная пористость», которая
характеризуется неоднородным распределением пор
в породах вокруг ствола скважины. На основе визуализации стволов скважин, данных исследования
кернов и акустического каротажа можно сделать вывод, что вторичная пористость, определенная путем
обработки изображений стволов скважин, наиболее
часто коррелируется с пустотной пористостью или
пористостью рыхлых пород.
Одним из наиболее важных этапов процедуры
обработки данных является калибровка визуализируемого профиля удельных сопротивлений микроструктур пород в стволе скважины, которая должна
38
быть согласована с данными латерального каротажа
на небольших глубинах (laterolog shallow LLS) перед
проведением любого количественного петрофизического анализа. Изображение калиброванного профиля удельных сопротивлений микроструктур пород
было преобразовано в изображение калиброванной
пористости путем модификации метода, описанного
в работе Ньюбери в 1996 г., для фракционирования
первичной и вторичной пористости. Этот метод позволяет определить значения первичной и вторичной
пористости в процентах, но не размеры пор.
С помощью данных визуализации ствола скважины путем анализа корреляции между фракционированной пористостью, видами пород и проницаемостью кернов был разработан алгоритм оценки
проницаемости пород в скважинах. Было доказано,
что существует метод, позволяющий использовать
значения пористости из стандартных каротажных
диаграмм (акустического, нейтронного и плотностного каротажа), как для оценки показателя пустотной пористости, так и проницаемости таких пород.
Этот метод применялся после калибровки данных,
полученных путем визуализации стволов скважин, с
целью их экстраполяции, а также применялся в скважинах, в которых не проводился керновый анализ
пород, и не было получено визуализации стволов.
АНАЛИЗ ПОРИСТОСТИ И ПРОНИЦАЕМОСТИ
Данные кернового анализа из скважины MSAU5508 и результаты каротажа для определения элементарного состава пород в скважине MSAU-5508,
подтверждают важное предположение, что визуализируемый профиль проницаемости пород в стволе скважины, главным образом, зависит от течения
флюидов в порах, а не от присутствия глин или других
проницаемых минералов (рис. 3). Это подтверждение
служит теоретическим фундаментом для анализа системы пор вокруг ствола скважины с использованием
визуализируемых электрокаротажных диаграмм.
После калибровки с помощью удельного сопротивления пород, определяемого при латеральном
каротаже на небольших глубинах, калиброванная
электрокаротажная диаграмма ствола скважины
была преобразована в визуализируемый профиль
пористости пород вокруг ствола скважины, который
может быть представлен в виде карты изменения
пористости вокруг ствола с помощью следующей
зависимости [5].
LLS
,
φimage = PXND
(1)
R image
где: φimage – преобразованное изменение пористости
вокруг ствола со скважины, PXND – пористость, определенная с помощью нейтронного и плотностного
каротажа, LLS – удельное сопротивление пород, определенное с помощью метода латерального каротажа на малых глубинах или эквивалентного метода,
Rimage – удельное сопротивление микроструктуры
пород, определенное с помощью калиброванной визуализированной каротажной диаграммы.
Изменение пористости вокруг ствола скважины проанализировали с помощью двадцати восьми
двоичных спектров пористости, рассчитанных для
1-дюймовых интервалов в перемещающемся по вер№2 • февраль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ХАРАКТЕРИСТИКА КОЛЛЕКТОРА
Изображение
Спектр, ∅
Пустоты, ∅
Суммарная,
∅
Проницаемость от
0,1–10000 мД
Скорость
закачки
Рис. 3. Керн породы из зоны с остаточной нефтью из нижнего отдела свиты сан андрес. Незаполненные пустоты (V) в виде электропроводящих пятен темного цвета на электрокаротажных диаграммах ствола скважины. Заполненные электропроводящей серой и
тяжелой нефтью (O) пустоты на таких диаграммах не могут распознаваться и рассматриваться в качестве пустот
тикали окне. Спектры изображаются в виде различных форм волн переменной плотности, как показано
на рис. 2 (дорожка 3). Разделение первичной и вторичной пористости осуществлялось путем отсечки
среднего значения плюс четыре средних квадратических отклонений. Вторичная пористость соответствует, главным образом, пустотной пористости в месторождении Минз. На рис. 2 и 4 показано, что более
широкие спектры пористости получаются для зон с
большим количеством пустот в пластах свиты сан андрес и более узких спектров для не содержащих пустот пластов свит куин и грейбург.
Коэффициент соединяемости пустот, параметр,
характеризующий структуру породы, определяемый
путем обработки структуры на изображении ствола, является хорошим индикатором проницаемости
в карбонатных коллекторах [6]. Однако данные по
проницаемости, полученные путем обработки визуализируемой структуры пород в стволе скважины
на месторождении Минз, не согласуются с проницаемостью кернов, особенно в зонах с пустотами в
пластах свиты сан андрес. В пластах свиты грейбург
зона с 8%-ной пористостью имеет проницаемость
менее 0,1 мД. В противоположность этому зона с 8–
10%-ной пористостью в пластах с пустотами свиты
сан андрес имеет проницаемость более 100 мД (см.
рис. 4). Данные по добыче показывают, что нагнетание в пласты, где есть зоны с пустотами, равно почти 100 %. На основании данных по проницаемости
кернов и нагнетанию можно предположить, что пустоты в породе хорошо соединены друг с другом и,
что их вклад в высокую проницаемость значительно
больше, чем это следует из показателя соединяемости пустот. Насыщение остаточной нефтью соответствует более низкому показателю соединяемости
пустот, определенному путем обработки структуры
№2 • февраль 2008
Рис. 4. Проницаемость по данным кернового анализа в пластах свит
грейбург и сан андрес, коррелируется с проницаемостью, связанной экспоненциальной зависимостью с пустотной пористостью,
определяемой из изображения ствола скважины и с помощью
акустического пустотного показателя в скважине MSAU-5508. Не
имеющие пустот песчаники и доломиты в верхнем отделе обычно
имеют меньшую пористость, но большую проводимость. На рисунке показано: 1) изображение ствола скважины; 2) спектр пористости в стволе скважины, масштаб изменяется от 0,5 до 0; 3) пустотная
пористость, определенная с помощью изображения, в зависимости от акустического пустотного показателя c измеренной глубиной;
4) пористость по данным кернового анализа; 5) проницаемость (логарифмический масштаб) по данным кернового анализа; 6) зоны с
перфорацией и относительная скорость закачки
на изображении, однако оно не должно быть ниже
пессимистичной оценки для водонефтяного контакта. Это значительное увеличение проницаемости
из-за увеличения пустотной пористости без изменения суммарной пористости является результатом
обратной корреляции между суммарной пористостью и проницаемостью [7]. Экспериментальные исследования с использованием итеративного метода
позволили установить, что значения проницаемости
в мД, уточненные с помощью данных кернового анализа пробок в скважине MSAU-5508, связаны экспо39
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ХАРАКТЕРИСТИКА КОЛЛЕКТОРА
LLS-изображение
Пустоты, ∅
Суммарная,
∅
Проницаемость
из изображения
Суммарная,
∅
Рис. 5. Возможные зоны с целиками нефти из-за обхода их нагнетаемым агентом, располагаются между зонами поглощения небольшой толщины выше водонефтяного контакта в нижнем отделе сан
андрес. В проницаемых зонах малой толщины имеются проводящие слои толщиной 1 фут. На рисунке показано: 1) пустотная пористость из изображения и акустический пустотный показатель; 2)
суммарная пористость, определенная с помощью изображения; 3)
проницаемость из визуализируемой каротажной диаграммы.
ненциальной зависимостью с пористостью породы с
пустотами:
k = aφ 2 х 10bφvug,
(2)
где φ и 10bφ v ug – соответственно суммарная пористость и пористость из-за наличия пустот, определенные путем обработки пористости на изображениях;
a и b – константы, которые округлены до 10 и до 100,
соответственно. Показатель aφ 2 эквивалентен проницаемости однородных пород (когда пористость из-за
наличия пустот равна нулю). Константа a определяется вручную путем согласования показателя aφ 2 с проницаемостью керна в интервалах с пренебрежимо
малой пористостью из-за наличия пустот (например,
в интервале выше 4500 фут, как показано на рис. 4). В
зонах с пустотами, которые находятся ниже 4500 фут,
40
проницаемость главным образом зависит от произведения показателя φvug и соединяемости пустот b. Далее
мы использовали те же самые значения констант a и
b во всех исследованных скважинах на месторождении Минз. Константы a и b могут быть уникальными
для конкретного нефтяного месторождения со своей
характерной системой пор, соединениями пустот и
содержанием флюидов. Поэтому калибровка с помощью данных по проницаемости, полученной при керновом анализе, является существенной.
Для анализа неоднородности пород в скважинах,
в которых не проводился керновый анализ и каротаж
с визуализацией ствола скважины, в качестве исходной информации для расчета пористости из-за наличия пустот, использовались данные по пористости,
полученные с помощью нейтронного и плотностного каротажа, и усредненной во времени пористости
Wyllie, определенной с помощью акустического каротажа. Расчет базируется на допущении, что пустоты,
особенно пустоты сферической формы в карбонатах,
оказывают незначительное влияние на акустическую
волну сжатия и приводят к тому, что регистрируемая
пористость вайли будет достаточно низкой [8]. Поэтому разницу между пористостью, полученной с помощью нейтронно-плотностного и акустического каротажа, можно считать мерилом пустотной пористости.
Например, разница между суммарной пористостью
и пористостью по данным акустического каротажа,
которая принимается здесь в качестве акустического
показателя пористости пород с пустотами или акустического показателя пустот, может использоваться для
корреляции данных скважины с вторичной пористостью или пустотной пористостью с данными почти всех
скважин (рис. 4 и 5). Чтобы можно было исключить
вычисления пустотной пористости для не карбонатов,
необходимо располагать несколькими дискриминаторами. В песчаниках и зонах, в которых происходит
вымывание каменной соли, пористость вайли больше
суммарной пористости, что приводит к отрицательной разности значений пористости, которая исключается. Толстые малопроницаемые доломитовые зоны
используются в качестве нулевой линии отсчета для
калибровки этого показателя пустотной пористости.
В ур. 2 для скважин без данных визуализации стволов
в качестве исходного значения φ используются значения пористости, определенные по данным нейтронноплотностного каротажа, а φvug отражает акустический
показатель пустотной пористости.
На рис. 4 можно видеть, что данные для трех типов пористости и данные по проницаемости хорошо
согласуются. Отсутствие согласования в областях
высокой и малой пористости связано с тем, что кривая суммарной пористости, PXND, характеризует
среднюю пористость в стволе скважины в интервале, приблизительного равном 2–4 фут, в то время как
пористость керна не всегда может характеризовать
суммарную пористость на данной глубине, потому
что это сравнительно небольшой объем для отбора
кернов. Более того, зачастую невозможно получить
значительные керны из интервалов, где имеются
большие пустоты. Это приводит к тому, что интервал отбора кернов смещается в сторону интервала
однородных пород. Из-за различных глубин нет согласования между данными в точках отбора кернов
№2 • февраль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ХАРАКТЕРИСТИКА КОЛЛЕКТОРА
и данными, полученными из изображений с 1-дюймовым разрешением. Оценить статистику ошибок
или получить значащие сводные графики достаточно сложно. Поэтому визуализация стволов скважин
для определения пористости с высоким разрешением, очевидно, является уникальным решением для
неоднородных доломитов. Например, в скважине
MSAU-5508 на глубинах меньше 4500 фут в интервале, где меньше пустот (см. рис. 4), кривая суммарной
пористости, определенная с помощью изображения
ствола скважины, почти накладывается на кривую
пористости керна, которая построена точнее кривой
PXND. В частности, пористость тонких пропластков
в песчанистых доломитах свиты грейбург, которая
больше 10 % (например, в интервале 4400–4460 фут),
согласуется с пористостью скважин, в которых проводился керновый анализ, но она не согласуется с
пористостью, определенной стандартными методами каротажа. На рис. 2 можно видеть, что пустоты в
пластах свиты сан андрес находятся в тонких слоях.
Суммарная пористость, определенная с помощью
изображений стволов скважин, изменяется от 2 до
20 %, что коррелируется с данными анализа структуры
пород. Изменение пористости по данным каротажа в
чистой скважине без препятствий и без обрушенной
породы в стволе в среднем почти постоянно и равно
8 %. При использовании пустотной пористости в качестве показателя экспоненты для двух полученных
значений пористости получаются значительно отличающиеся характеристики фильтрации в коллекторе
(т.е. проницаемости).
В интервале 4500–4580 фут с пустотами различия
между пористостью, определенной из изображения
ствола скважины, и пористостью образца, вырезанного из керна, больше. Суммарная пористость, определенная из изображения ствола скважины, эквивалентна пористости всего керна. Поэтому большая
неоднородность становится причиной возникновения значительных различий между значениями пористости, определенными этими двумя методами.
Акустический показатель пустотной пористости определяется с использованием нескольких каротажных диаграмм с различным разрешением и различной
глубиной анализа. По этой причине при использовании акустического показателя пустотной пористости
получаем меньшее разрешение и меньшую точность.
Кроме того, необходимо выполнить больше калибровок, чем при использовании пустотной пористости,
определенной из изображения ствола скважины.
Изменение удельного сопротивления микроструктуры пород по данным каротажа с визуализацией
ствола скважины, главным образом, зависит проводящего фильтрата в доломитах. Поэтому пустотная
пористость, определенная из изображения, и проницаемость коррелируются с эффективной пустотной
пористостью и проницаемостью. В кернах можно
видеть пустоты, заполненные кристаллами и тяжелой нефтью. На изображениях ствола скважины эти
неэффективные пустоты не будут видны из-за незначительной разницы удельных сопротивлений материнской породы и заполняющих материалов. Частично заполненные пустоты на изображениях ствола
скважины могут появиться в виде полостей с рыхлой
породой (см. рис. 2). Хотя во многих интервалах плас№2 • февраль 2008
тов свиты сан андрес содержание безводного гипса и
серы может составлять 25 % от объема материнской
породы, как это следует из результатов спектроскопического анализа пород, определенная с помощью
изображения ствола скважины проницаемость этих
богатых безводным гипсом зон может оказаться
даже более 1000 мД. Экспоненциальная зависимость
между проницаемостью и пустотной пористостью
показывает, что соединяющие поры каналы и показатель соединяемости существенно увеличиваются
при увеличении объема эффективных пустот. В зонах с хорошо развитой системой пустот, в которых
возможность отбора кернов изменяется от плохой
до невыполнимой, каротаж с визуализацией стволов
скважин может быть самым ценным источником получения данных для непрерывной оценки проницаемости вдоль ствола скважины.
ОЦЕНКА ОТНОСИТЕЛЬНОЙ
ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН
За счет интеграции данных по пористости, определенной с помощью изображений стволов скважин, и пористости, определенной с помощью стандартного каротажа, можно объяснить аномальные
зоны. На рис. 5 проиллюстрирована типичная проблема, возникающая из-за того, что из тонких с высокой проницаемостью слоев (проводящей породы)
нефть хорошо вытесняется, а в более толстых слоях
со значительно большей пористостью, доходящей до
10 % (резистивная порода), содержатся целики нефти
из-за обхода их нагнетаемым агентом. На изображении ствола скважины можно видеть несколько слоев
резистивных доломитов, каждый толщиной 3-4 фут,
разделенных тонкими с высокой проницаемостью
пропластками непосредственно выше водонефтяного контакта.
Стандартные каротажные диаграммы показывают, что в резистивных зонах суммарная пористость
составляет примерно 10-12 %, а значение показателя
акустической пустотной пористости примерно 5 %.
Пустотная пористость, полученная из изображений,
слишком низкая в этих резистивных зонах выше
водонефтяного контакта из-за аномального изменения удельного сопротивления. В противоположность
этому интервал ниже водонефтяного контакта является значительно более проводящим, несмотря на
более низкую пористость пород. Определенная из
изображений пустотная пористость также согласуется с акустическим пустотным показателем в более
низком интервале. Исследования кернов позволили
выдвинуть предположение, что пробки из тяжелой
нефти и серы в пустотах являются правдоподобным
объяснением для этих резистивных пористых зон,
расположенных выше водонефтяного контакта.
В этом случае не будет имеющей высокую пористость насыщенной нефтью зоны, если она находится рядом с зоной поглощения, которая служит
«короткозамыкателем» для течения флюидов. Эти
исследования подтверждают принятую концепцию,
что зоны поглощения с высокой проницаемостью
являются гласной причиной раннего подхода фронта нефти к скважине при заводнении и закачивании
на газ, а также низкой эффективности вытеснения
нефти из охватываемой площади. Должна быть смо41
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ХАРАКТЕРИСТИКА КОЛЛЕКТОРА
делирована относительная производительность с
профилями постоянной проницаемости перед началом добычи и, особенно, перед нагнетанием воды.
Количественная оценка неоднородности проницаемости вдоль ствола скважины это только первый
шаг, также важно знать, как эти зоны связаны в 3Dпространстве коллектора.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Первичная и вторичная пористость, которые на
месторождении Минз, главным образом, соответствуют пористости материнской породы и пустотной
пористости, могут быть фракционированы либо с
помощью анализа спектра пористости в стволе скважины, определенного по визуализируемым данным
электрокаротажа, либо с помощью акустического
показателя пустотной пористости, который вычисляется с использованием значений калиброванной
пористости по данным акустического каротажа и
значений пористости по данным нейтронно-плотностного каротажа. С помощью синтезированной
пористости, определенной за счет визуализации
ствола скважины, можно более эффективно оценивать неоднородность пористости, чем с помощью
пористости, определенной по данным стандартного
каротажа, выполняемого спускаемыми на канате
зондами. Для оптимизации конструкции узла заканчивания скважин предлагаемый метод позволяет
быстро идентифицировать зоны поглощения вытесняющего агента. Несмотря на различия в глубинах
и разрешающих способностей использованных методов и, следовательно, различия между данными,
полученными этими методами, что приводит к разбросу расчетных точек в сводном графике проницаемости, существует очевидная экспоненциальная
корреляция между проницаемостью и пустотной
пористостью. Измерения проницаемости в неоднородных породах изменяются не только по азимуту,
но также в зависимости от объема породы, где выполняются измерения.
Три различных вида доломитов в свите сан андрес
с похожими значениями пористости имеют проницаемость, которая варьируется в пределах 2-3 порядков.
Значения проницаемости, определенные с помощью
изображений стволов скважин, позволили оценить
неоднородность в слоях небольшой толщины, чего нельзя было сделать с использованием стандартных каротажных диаграмм. Значения проницаемости, имеют
похожие тренды, однако, можно обеспечить непрерывную запись каротажной диаграммы с одновременной визуализацией ствола скважины в интервалах с
пустотами, но для выполнения анализа нельзя обеспечить непрерывного отбора проб из кернов. Можно
эффективно экстраполировать найденные зависимости по проницаемости пород в скважинах, для которых
получены каротажные диаграммы с визуализацией
стволов, на скважины, для которых имеются стандартные каротажные диаграммы и данные акустического
каротажа. Проницаемость, определенная с помощью
показателя акустической пустотной пористости, хорошо согласуется с проницаемостью, определенной
с помощью кернового анализа и с помощью каротажных диаграмм с визуализацией стволов скважин.
Перевел В. Клепинин
42
СПИСОК ЛИТУРАТУРЫ
1. Map modified from Pranter, M. J., Hurley, N. F. and T. L. Davis, «Sequencestratigraphic, petrophysical, and multicomponent seismic analysis of a shelf-margin
reservoir: San Andres formation (Permian), Vacuum field, New Mexico, United
States», in Eberli, G. P., Masaferro, J. L. and J. F. Rick Sarg, eds., AAPG Memoir 81:
Seismic Imaging of Carbonate Reservoirs and Systems, 2004, pp. 59–89.
2. Eisenburg, R. A. et al., «Modeling reservoir heterogeneity within outer ramp
carbonate facies using an outcrop analog, San Andres Formation in the Permian
Basin», AAPG Bulletin, 78, No. 9, 1994, pp. 1337–1359; Kerans, C., Lucia, F.
J. and R. K. Senger, «Integrated characterization of carbonate ramp reservoirs
using Permian San Andres Formation outcrop analogs», AAPG Bulletin, 78, No.
2, 1994, pp. 181–216; Lucia, F. J. and C. Kerans, «Stratigraphic and operational
controls on remaining oil in carbonate-ramp reservoirs», AAPG Abstracts for the
International Conference and Exhibition, Vienna, 1997, pp. 1395–1396; Lucia,
F. J., Carbonate Reservoir Characterization, Springer-Verlag, Berlin, 1999,
p. 222; Kazatchenko, E. and A. Mousatov, «Primary and secondary porosity
estimation of carbonate formation using total porosity
and the formation factor», SPE 77787 presented at the SPE Annual Technical
Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, Sept. 29–Oct. 2, 2002.
3. Xu, C. and B. M. Newberry, Method for quantifying permeability of vuggy
carbonates using wireline logs, U.S. Patent No. 6714871 B1, 2004.
4. Russell, S. D., Akbar, M., Vissapragada, B. and G. Walkden, «Rock types and
permeability prediction from dipmeter and image logs», AAPG Bulletin, 86,
No. 10, 2002, pp. 1709–1732; Newberry, B. M., Grace, L. M., and D. D. Stief,
«Analysis of carbonate dual porosity systems from borehole electrical images»,
SPE 35158 presented at the Permian Basin Oil and Gas Recovery Conference,
March 27–29, 1996.
5. Newberry et al., 1996.
6. Russell et al., 2002.
7. Ibid. Similarly, two different trends in the porosity-permeability crossplot,
with the larger slope attributed to vuggy porosity, were shown by Wang, B. and
I. Al-Aasm, «Karst-controlled diagenesis and reservoir development: Example
from the Ordovician main-reservoir carbonate rocks on the eastern margin of
the Ordos basin, China», AAPG Bulletin, 86, No. 9, 2002, pp. 1639–1658.
8. Brie, A., Johnson, D. L. and R. Nurmi, «Effect of spherical pores on sonic
and resistivity measurements», paper W in 26th Annual Logging Symposium
Transactions, Society of Professional Well Log Analysts, 1985.
Duffy Russel (Д. Рассел) работал геологом в компании Saudi Аramco, специализируется в области визуализации каротажных диаграмм и определения характеристик кернов пород из продуктивного коллектора араб-д
месторождения Гевер. М-р Рассел имеет 28-летний опыт работы геологом-поисковиком и промысловым геологом. Ранее он работал в компании
Mobil в Далласе, где занимался оценкой перспективных месторождений на
Ближнем Востоке, России и Австралии. М-р Рассел осуществлял операции
для компании ARDO в АбуДаби, где занимался исследованиями проблематичных карбонатных пластов в меловых коллекторах. Затем работал в
отделении ExxonMobil в Хьюстоне, где исследовал и определял пористость
и проницаемость карбонатных коллекторов в Западном Техасе. М-р Рассел получил степень бакалавра в области геологии в университете шт. Сев.
Королина, степень магистра в области геологии в университете Дьюка, а
также степень доктора в области геологии в университете г. Абердин.
Jonas Gournay (Дж. Гаурней), получил в 1999 г. степень доктора в университете шт. Техас в Остине за проведения исследований в области диагенезиса карбонатов и определения характеристик нефтеносных коллекторов.
С 1999 г. он работал в компании Mobil, а затем в ExxonMobil, где занимался
стратиграфией и определением характеристик коллекторов, главным образом из карбонатных пород, включая басс. Парадокс в Восточном Техасе.
Chunming Xu (Ч. Зу), в 1982 г получил степень бакалавра в области геологии и геофизики в нефтяном колледже, г. Джианхан (Китай). В течение
10 лет он занимался расшифровкой сейсмограмм при стратиграфических
исследованиях и изучал тектонику сбросов и надвигов в Китае и Канаде. C
1992 г. м-р Зу работал в компании Schlumberger, где разрабатывал методы
расшифровки комплексной стратиграфической информации и определения характеристик углеводородных коллекторов с помощью скважинных
исследований при помощи спускаемых на тросе зондов и сейсмических
данных. В настоящее время м-р Зу работает геологом в отделении компании Shell в Хьюстоне.
Pete Richter (П. Рихтер), вице-президент группы Data and Consulting
Services, входящей в состав компании Schlumberger, контролирующей
работы по освоению месторождений в Европе, Каспийском море и Африке, которая базируется в Ла Дифенс, Франция. М-р Рихтер более 20
лет занимается обслуживанием нефтяных месторождений и техническим руководством их освоения. С 1981 г. он начал работать в компании
Schlumberger в качестве инженера в области скважинных исследований
при помощи спускаемых на канате зондов на месторождениях в США. В
2002 г. он получил назначение в группу Data and Consulting Services, работающую на Арабском рынке, в качестве руководителя работ. М-р Рихтер
получил степень бакалавра в области механики в Школе горного дела и
технологии в шт. Южная Дакота.
№2 • февраль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ХАРАКТЕРИСТИКА КОЛЛЕКТОРА
РАЦИОНАЛЬНОЕ УПРАВЛЕНИЕ
ОСВОЕНИЕМ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
R. Ortiz, Raul Ortiz and Associates
Использование информации о структуре пород между скважинами, полученной путем их визуализации, является одним из ключевых факторов оптимизации добычи
ДЕФИЦИТ
ИНФОРМАЦИИ
В процессе проведения критического анализа определяется неадекватность данных о нефтеносных
коллекторах в течение всего их жизненного цикла.
На рис 1 представлена информация о нефтяном месторождении, полученная с помощью различных методов. Быстрый просмотр этой информации показывает, что большая ее часть представлена в масштабе,
позволяющем идентифицировать нефтеносные коллекторы и их объемные характеристики.
В то время как стандартные методы 3D-разведки позволяют получать подходящие для обработки
изображения, полученные с помощью аэрофотосъемки, имеющиеся методы обеспечивают получение меньших объемов данных о вертикальной неоднородности нефтеносных коллекторов. Помимо
этого, стандартные процессы такие, как скважин-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№2 • февраль 2008
Вертикальное разрешение
Охват при аэрофотосъемке, %
Хотя в настоящее время при разработке программы освоения месторождения учитываются масштабы бурильных работ и сложность их осуществления
в промысловых условиях, тем не менее, в нефтегазовой отрасли происходят важные изменения. Этот
новый подход подчеркивает необходимость использования большего объема информации с целью управления освоением месторождений в течение всего
их жизненного цикла для оптимального извлечения
разведанных запасов нефти и газа из продуктивных
пластов-коллекторов.
В настоящее время, несмотря на значительный
прогресс в области разработки методов и в выборе технических средств для определения характеристик нефтеносных коллекторов, в среднем
коэффициент нефтеотдачи составляет не более
40 %. Расчетные запасы нефтяных месторождений
США превышают 374 млрд брл, при этом извлекаемые запасы нефти составляют всего 100 млрд
брл. Глобальная экстраполяция данных по добыче
нефти позволяет сделать вывод, что для нефтяной
отрасли последними неосвоенными запасами являются целики нефти в пластах-коллекторах, образовавшиеся при заводнении в результате обхода
нагнетаемой воды. Запасы такой нефти составляют
более 1 трлн брл. С учетом высоких цен на сырую
нефть и необходимости выполнения детальной разведки с высокими затратами и рисками, возникает
необходимость уделять большее внимание оптимизации нефтеотдачи существующих и новых нефтяных пластов-коллекторов.
3D-сейсморазведка +
электромагнитная
съемка
Геостатистика
в зависимости
от данных
3D-вертикальное
сейсмопрофилирование
Визуализация
структуры пород между
скважинами
«Глубокий» каротаж
Каротаж при помощи инструмента, спускаемого на тросе
Отбор кернов
Рис. 1. Доступные технические средства и методы позволяют
получать значительный объем информации о месторождениях
углеводородов, представленной в масштабе, пригодном для
идентификации продуктивного коллектора и определения его
объемных характеристик
ные исследования, отбор кернов пород и анализ
промысловых данных, позволяют получать информацию о вертикальной неоднородности нефтеносных коллекторов, однако такую информацию
можно получать о породах, отдаленных от ствола
скважины не более, чем на несколько дюймов. Новые скважинные зонды для проведения «глубоких»
исследований, например, акустического каротажа
или каротажа по методу сопротивления, позволяют
незначительно расширить диапазон исследований
(всего на несколько футов) относительно ствола скважины. Вот почему не хватает достоверной
информации, касающейся вертикального распределения неоднородности между скважинами. Статистические методы не обеспечивают получения
надежных данных, необходимых для лучшего понимания характеристик нефтеносных коллекторов
и для разработки эффективных стратегий управления освоением месторождений.
ВИЗУАЛИЗАЦИЯ
СТРУКТУРЫ ПОРОД
МЕЖДУ СКВАЖИНАМИ
Визуализация структуры пород между скважинами позволяет получить важную информацию,
которая могла бы дополнить дефицит данных о вертикальной структуре между скважинами (рис. 1).
43
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ХАРАКТЕРИСТИКА КОЛЛЕКТОРА
Рис. 2. Типичное изображение при 3D-поверхностной сейсморазведке
(слева) дает ограниченную информацию о коллекторе, в то
время как визуализация структуры пород между скважинами
(справа) позволяет видеть этот многопластовый сбросового типа
нефтеносный коллектор полностью
Этот метод обеспечивает разрешение во много раз
большее, чем любой поверхностный метод разведки
и, поэтому позволяет получить детальное изображение вертикальной неоднородности между скважинами.
На рис. 2 (слева) представлено типичное изображение, полученное с помощью поверхностной сейсморазведки. Даже при беглом взгляде на рисунок
можно определить дефицит информации о нефтеносном коллекторе, возможной его мощности и объемных свойствах. Детальное изображение «внутренней
структуры нефтеносного коллектора» (рис. 2, справа) показывает, что коллектор имеет многослойную
структуру сбросового строения. В различиях разрешающей способности двух методов сейсморазведки
можно убедиться при сравнении полученных изображений.
Для получения изображений структуры пород
между скважинами используются сейсмический
источник и приемники, и все они располагаются
в скважинах на глубине залегания нефтеносного
коллектора. Для получения изображений коллекторов через интервалы от 0,5 до 1 м использовалась
специально сконструированная система, генерирующая звуковые волны, проходящие через исследуемую область от источника к приемнику (рис. 3).
Изменение звуковых волн при прохождении через
породы между скважинами обеспечивает получение горизонтальной и вертикальной информации.
Этот метод предназначен для получения детальных
изображений структур нефтеносных коллекторов
между скважинами, расположенными на расстоянии до 1 км. Помимо этого, благодаря многократной
съемке можно получить информацию о постоянстве
структуры коллектора и связи нефтеносных пластов
всего месторождения. Эти детальные данные легко
вводятся в существующую модель, описывающую
геологию и нефтеносный коллектор. За счет этого
обеспечивается получение высокоэффективного и
исчерпывающего инструмента для управления освоением месторождений в течение всего их жизненного цикла.
Получение информации о структуре пород между скважинами является крайне важным для определения оставшихся запасов нефти в коллекторе.
Информация, получаемая внутри скважины, также
позволяет идентифицировать механизмы нефтеотдачи коллектора и может помочь найти дополнительные возможности для оптимизации добычи.
44
Рис. 3. Для визуализации структуры пород между скважинами
используется сейсмический источник и приемники, размещенные
в скважинах на уровне продуктивного коллектора
ИНТЕГРИРОВАННЫЙ
МЕТОД
Один отдельный метод получения информации
не может рассматриваться в качестве панацеи для
оптимального управления освоением месторождения. Скорее глобальная интеграция всех источников информации будет являться ключом будущего
революционного преобразования процесса управления в течение всего жизненного цикла освоения
месторождения. Для эффективного управления на
протяжении всего жизненного цикла освоения месторождения необходимо получить как можно больше
данных и лучшего качества. Для лучшего управления
и использования разнообразной информации нефтедобывающие компании объединяются в группы с перекрестными функциями.
При этом способе освоения месторождений мониторинг нефтеносного коллектора также обеспечивает непрерывный поток информации о его
характеристиках. Такой мониторинг можно использовать в качестве движущей силы для упреждающего «лечебного» воздействия на коллектор.
В настоящее время вооруженные существующей
информацией и глубоким ее пониманием специалисты, исследующие запасы углеводородов, могут
предвидеть возникновение проблемы в нефтеносном коллекторе прежде, чем она усугубится и проявится в скважине. Много обычных проблем, таких
как наступление фронта воды и прорыв газа могут
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№2 • февраль 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ХАРАКТЕРИСТИКА КОЛЛЕКТОРА
быть выявлены в упреждающем режиме до того,
как они станут критичными.
ЖИЗНЕННЫЙ ЦИКЛ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Ключом к улучшению управления освоением
месторождения и обеспечению более высокой нефтеотдачи продуктивных коллекторов является использование большего объема и лучшего качества
информации о нефтеносном коллекторе, его структуре и свойствах. Для эффективного сбора высококачественных данных особое внимание следует
уделять генерированию информации на всех этапах жизненного цикла освоения месторождения,
например, детальной разведке, открытиям, оконтуриванию, эксплуатации, вторичным и третичным
методам эксплуатации и его оставлению. Следует
учесть, что на проведение этих исследований должны выделяться бюджетные средства.
Многие нефтяные компании сталкиваются с необходимостью восстановления показателей добычи
разрабатываемых ими месторождений. В прошлом
восстановление показателей добычи строго ограничивалось процессами, выполняемыми в скважинах,
такими как операции по увеличению дебита, повторным заканчиванием при переходе на другой горизонт
и другими ремонтными и «лечебными» операциями.
В настоящее время методы глубокого исследования
структуры пород между скважинами могут способствовать восстановлению показателей добычи месторождения.
Даже, если для управления освоением месторождения на протяжении всего жизненного цикла собранная информация не используется, тем не менее,
она необходима и для ее сбора потребуются средства.
Дополнительное время, затрачиваемое на тестирование и анализ, способствует увеличению расценок на
бурильные работы. Кроме того, возникают риски,
связанные со стабильным состоянием скважины.
Эти факторы, как правило, заставляют применять
какое-то компромиссное решение. Однако ценное
предложение, позволяющее сохранить вспомогательные пилотные механизмы, избежать выхода из
строя глубоких горизонтальных скважин или предупредить преждевременное наступление фронта воды
при заводнении, оправдает инвестиции.
ОПТИМИЗАЦИЯ
ОСВОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
В мае 2005 г. заявка, поданная компанией Ultra
Petroleum в Комиссию по нефти и газу шт. Вайоминг,
продемонстрировала ценность использования комплексной информации для принятия стратегических
решений относительно освоения месторождения
плотного газа. Компания воспользовалась в высшей
степени интегрированной информацией, включающей изображения структуры пород между скважинами, данные 3D-поверхностной сейсморазведки,
исследования кернов, каротажа, данные по добыче
и данные микросейсмических исследований, для
определения возможности использования более уплотненной сетки размещения скважин на месторож-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№2 • февраль 2008
Местоположение скважины для уплотнения первоначальной сетки скважин
Гидроразрыв
Песчаник с выс. пористостью
Сланец
Структура песчаника
Рис. 4. За счет визуализации структуры пород между скважинами
получаем данные с высоким разрешением, прямо определяющие
видимые каналы в тонких пропластках коллектора
дении Джонах (шт. Юта, США). Визуализация структуры пород между скважинами с уникально высоким
разрешением позволила подразделению компании,
определяющему запасы месторождения, получить
изображения каналов в тонких маломощных пропластках в газоносном коллекторе (рис. 4). На основе
этого компания Ultra определила, что средние размеры каналов в газоносных пластах месторождения
позволят использовать сетку размещения скважин
с площадью 10 акров (1 акр = 4000 м2) на одну скважину. Визуализация также подтвердила, что размеры каналов при гидроразрыве пласта, определенные
с помощью микросейсмического мониторинга, были
согласными и зависели только от геологических особенностей каналов и ходов в газоносном пласте. Решения компании Ultra, принятые на основе большого
объема информации, фактически позволили ей сообщить, что постепенный прирост извлекаемых ресурсов составит около 14,9х1012 фут3 (1 фут3 = 0,028 м3).
ВТОРИЧНАЯ
ДОБЫЧА
Поскольку вторичная добыча с использованием
методов заводнения обеспечивает половину суммарной добычи месторождения, этот процесс традиционно реализуется без осуществления детального исследования продуктивного коллектора. Это важный
момент, из-за неадекватно планируемой и плохо выполненной программы заводнения, может привести
к повреждению коллектора и ухудшению его эксплуатационных качеств.
Несмотря на это «пилоты», используемые для операций заводнения, зачастую значительно больше тех,
которые используются для определения приемистости скважин. Удачно использовался пилот или получил повреждения можно легко установить при извлечении его из скважины. Характерной особенностью
операции заводнения является то, что она оказывает
воздействие на структуру пород между скважинами,
и поэтому может рассматриваться как операция нагнетания между скважинами.
Подробная информация о соединениях и связях,
а также о сплошности пород при вторичной добыче
является крайне важной для понимания эффективности вытеснения углеводородов из заводняемой
площади. Визуализация структуры пород внутри
45
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ХАРАКТЕРИСТИКА КОЛЛЕКТОРА
коллектора имеет большое значеобеспечить контролируемое эфние для лучшего понимания свойств
фективное вытеснение и повторно
коллектора, планирования заводнезакончить скважины на другом гония и мониторинга.
ризонте для согласования с каналаВизуализация структуры поми в нефтяном пласте.
род между скважинами, контроль
фронтов продвижения воды и давЗАКЛЮЧЕНИЕ
ления на протяжении всего срока
С учетом возрастающего спроса
выполнения проекта, мониторинг Визуализация заводнения пластов между скважинами на нефть и газ и увеличивающихся
давления и химические индикатозатрат на бурение исключительно
ры представляют собой хорошие
важно максимизировать экономиВертикальная
неоднородность каналов
средства, которые используются в
чески целесообразную добычу угс водой
эксплуатационных скважинах. Тем
леводородов на месторождениях.
Коллектор
не менее, ни одно из этих средств
Более высокие цены на оборудоване позволяет эффективно опредение, недостаточные возможности
лить вертикальные характеристики
инвестирования в разведку новых
пород между скважинами или инместорождений, ограничения со
Диагностика геологической структуры на основе
тервалы эффективного и неэффекстороны многих международных
визуализации пород между скважинами
тивного вытеснения. При испольконцессий и сокращение добычи на
5. Пример мониторинга заводнезовании базовой схемы заводнения Рис.
ния показывает, что предположение о крупных месторождениях во всем
новая информация может помочь равномерном вытеснении нефти часто мире, все это заставляет уделять
выбрать сетку размещения эксплу- является неточным, такое эффективное больше внимания существующим
атационных и нагнетательных сква- равномерное вытеснение имеет место в продуктивным месторождениям и
жин и глубины для нагнетания и для зоне, которая не заканчивается в эксплу- оптимизации добычи за счет управатационной скважине
добычи. После начала нагнетания
ления освоением месторождения в
воды повторная съемка и исследования могут помочь течение всего жизненного цикла.
определить фронт продвижения воды между скважиНовые методы получения информации, такие как
нами, зоны поглощения и вертикальные каналы, ко- визуализация структуры пород между скважинами,
торые могут влиять на эффективность вытеснения. позволяют устранить нехватку важной информации
Пример данных мониторинга гетерогенного коллек- о структуре пород разрабатываемого месторождетора показывает, что допущение относительно равно- ния между скважинами и реализовать новый подход
мерности вытеснения зачастую не является точным к добыче и управлению освоением месторождения
(рис. 5). В этом случае эффективное вытеснение про- на протяжении всего жизненного цикла. В настояизошло в зоне, которая не подошла к эксплуатацион- щее время операторы месторождений располагают
ной скважине. Отсутствие связи между нагнетатель- средствами, позволяющими осваивать новые неразной и эксплуатационной скважинами препятствует работанные области и обеспечить значительно более
возможности притока к эксплуатационной скважине высокие темпы добычи.
новой нефти и успешного использования пилота для
Перевел В. Клепинин
оптимизации заводнения.
Мониторинг дает информацию, необходимую для Рaul Ortiz (Р. Ортиз) получил степень бакалавра в области технологии добыстрых и эффективных ремонтных и «лечебных» бычи нефти в политехническом институте Эквадора и степень магистра
области технологии добычи нефти в горном институте шт. Колорадо
операций, осуществляемых в процессе вторичной в(США).
До того как м-р Ортиз учредил собственную компанию он рабодобычи. Располагая большим объемом информации тал в компании Texaco, где занимал различные руководящие должности в
о структуре пород между скважинами, оператор мо- подразделениях, занимающихся вопросами добычи нефти, эксплуатацией и обслуживанием, развитием нового бизнеса и техническим руководсжет остановить процесс заводнения в поглощающих твом. М-р Ортиз является президентом Raul Ortiz and Associates консульзонах и переориентировать схему нагнетания, чтобы тационной компании по освоению газовых и нефтяных месторождений.
ВЫСТАВКИ И КОНФЕРЕНЦИИ, АПРЕЛЬ 2008 г.
SPE, SPE/ICoTA Coiled Tubing &
Well Intervention Conference & Exhibition, The Woodlands, TX, April 1–2.
(See box for contact information).
Russia, April 7–10. Contact: EAGE,
Phone: +31 30 6354055. Fax: +31
30 6343524. E-mail: eage@eage.
org.
EACE (European Association of
Geoscientists and Engineers), Saint
Petersburg 2008, 3rd International
Conference and Exhibition, Saint Petersburg Lenexpo Exhibition Center,
SPE, International Conference on
Health, Safety, and Environment in
Oil and Gas Exploration and Production, Nice Acropolis Convention and Exhibition Centre, Nice,
46
France, April 15–17. (See box for
contact information).
AAPG, Annual Convention and Exhibition, San Antonio, TX, April 20–23.
(See box for contact information).
SPE, Progressing Cavity Pumps Conference, Houston, TX, April 27–29.
(See box for contact information).
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№2 • февраль 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ХАРАКТЕРИСТИКА КОЛЛЕКТОРА
ОЦЕНКА ЗАПАСОВ КРУПНОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ В КИТАЕ
R. Zhang, R. Zhang, X. Zheng, L. Chen, CNPC
Успешное определение характеристик нефтяного коллектора на месторождении Люнан позволило увеличить на 76 % число успешно пробуренных разведочных скважин и уточнить запасы этого
месторождения, что дает возможность считать его самым крупным нефтяным месторождением
в Китае, сложенным карбонатным породами
Депрессия Халахатан
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№2 • февраль 2008
Ху
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
я Као
есси
Депр
На месторождении Люнан, рения разведочно-эксплуатаци- няя добыча составляла около
представляющем собой карбонат- онных скважин была увеличена 20 500 брл/год. Для лучшего опреное образование ордовикского на 117 % и добыча сырой нефти деления характеристик продукпериода в басс. Тарим (Западный увеличилась в 300 раз (по срав- тивного коллектора и, в конечном
Китай), при помощи комбинации нению с добычей до определения счете, для поиска наиболее оптиметодов сейсморазведки и каро- характеристик пластов). Опре- мального расположения скважин
тажа скважин были обнаружены деление характеристик пластов (с целью увеличения добычи) компродуктивные нефтяные пласты также позволило значительно пания − оператор месторождения
и определены их характеристики. увеличить доказанные запасы Tarim Oil Company, являющаяся
филиалом CNPC, применила ноИспользованные методы сейсмо- месторождения Люнан.
вые методы сейсморазведки и каразведки позволили получить 3Dротажа скважин, которые описысейсмические изображения ис- ИСТОРИЯ
ваются в этой статье.
следуемых пластов. Были также ОСВОЕНИЯ
проанализированы особенности МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Месторождение Люнан пред- ГЕОЛОГИЯ
сейсмограмм, такие как когерентность и среднеквадратические ставляет собой карбонатное об- МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Месторождение Люнан с сеамплитуды. Для получения изоб- разование ордовикского периоражений геологических разрезов да, залегающее во взбросе табей вера ограничивается взбросом
пород по скважинам использова- басс. Тарим (Запад Китая). Сква- люнтай, с юга депрессией мандлись методы визуализации мик- жина Lunnan-1–открывательни- жиэр, на востоке депрессией као
роструктуры пород (formation ца месторождения Люнан, была ху и на западе депрессией халаmicro-imaging − FMI), визуали- пробурена в сентябре 1987 г.; хатан. Залегающая на большой
зации микроструктуры пород с первоначальная добыча нефти со- глубине холмообразная свита
помощью электрокаротажа (elec- ставила примерно 701,7 брл/сут. пластов представляет собой больtric micro-imaging − EMI) и визу- До 1997 г. на месторождении шой взброс, протянувшийся в
ализации с помощью дипольного пробурили 53 скважины; сред- северо-восточном направлении.
Этот взброс делится на
акустического каротажа
нормальные грабены лю(dipole sonic imaging −
нан и сантами (рис. 1).
DSI). Выполненные истай
ай
юн
т
Геологическая струкследования показали, что
Л
н
ос
Лю
рос
Сбр
н
тура
месторождения обглубоко залегающая холо
Взб
л
к
йс
разовалась в результате
мообразная свита пласрны
е
в
Возвышенное
Се
плато
нескольких этапов тектов ордовикской системы
Люнан
Бассейн Тарим
тонических взбросов и
месторождения Люнан
Средняя платформа
эрозии, поэтому мезозойявляется свитой продукская свита пластов распотивных нефтяных пластов
лагается над ордовикской
несогласного залегания с
свитой, поэтому в некотомощностью пластов от 0
Обозначения
Южный склон
рых местах на образовадо 150 м. Было установлениях нижнего ордовика
но, что склон холмообразГеологич. Исследуемая
граница
область
Взброс Люнан
имеет место несогласное
ной свиты является санапластование каменномым лучшим местом для
Депрессия Манджиэр
Обратный
Скважина
сброс
угольного периода. Поразработки
месторожверхностная эрозия в
дения. За счет использоЗалегающая на большой глубине холмообразная свита
вания указанных выше Рис.1.
пластов представляет собой большой взброс, протянувшийся в течение длительного времетодов сейсморазведки северо/восточном направлении. Взброс делится на нормальные мени, атмосферное выщелачивание, коррозия и
и каротажа скорость бу- грабены Люнан и Сантами
47
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
48
Глубина
Гамма
каротаж
Скв.
и литологический
разрез
Расшифровка
характерных
данных
Люнан, скв. 42
Образовавшиеся в результате коррозии
большие
полости в
придонной
зоне подземной реки,
заполненные
алевролитом и
алевритом
Люнан, скв. 8
Зона с полостями, образовавшимися изEза
растворения
пород, и с
трещинами.
Эти полости
заполнены
полностью или
наполовину глиной. Брекчии
образовались
в результате
разрушений
и сдвигов при
тектонических
процессах
Группа Иджинфан
Группа Иджинфан
тектонические разломы способствовали тому, что материнская
порода имеет незначительную
проницаемость и пористость, и
стали причиной образования хорошо развитой системы трещин.
Заслуживающими внимания объектами (для поиска нефтеносных
пластов в свитах среднего и нижнего ордовика) являются группы
Иджинфан, Индгчан и Пенлейба
мощностью от 400 до 1000 м. При
движении на восток от находящейся на глубине холмообразной
свиты уменьшается денудация и
мощность увеличивается. Возраст
свиты (карбонаты и аргиллиты
позднего ордовика) также уменьшается – в этом месте залегают
свиты более позднего происхождения при несогласном напластовании.
Литология средней и нижней
ордовикской систем включает
жилы микритов, микритов-известняков зернистой структуры,
известняков
мелкозернистой
структуры и доломитовых известняков, которые принадлежат к
широкому, ровному и чистому
слою отложений карбонатов на
мелководье. С учетом литологических особенностей, расположения ископаемых обломочных
пород, структуры осадочных
отложений и структуры карбонатных пород делятся на карбонаты, образовавшиеся на банках
в море, на мелководье на морском дне, на отмелях по границам
морского дна и т.д.
Геология коллектора. Ордовикская и каменноугольная свиты пластов на месторождении
Люнан разделяются за счет углового несогласия. В этом регионе
не зарегистрировано свит силурийского и девонского периодов,
поскольку в эти периоды отложений не было. Ордовикские известняки подвергались длительному
воздействию атмосферного выщелачивания и имеют несколько
типичных типов карстовых особенностей. Аргиллитовые глиноземы, бокситы, бурые железняки и брекчия-известняки были
зарегистрированы на меньшей
глубине − выше несогласия. При
разбуривании некоторых скважин до большего диаметра попа-
Горизонт
: ХАРАКТЕРИСТИКА КОЛЛЕКТОРА
Рис. 2. Различные методы каротажа позволили обнаружить карстовые полости в
карбонатных горизонтах. Диаметр этих
полостей изменяется от нескольких сантиметров до нескольких метров; они входят в
эффективное поровое пространство коллектора
дались каверны диаметром около
1–2 фут (1 фут = 0,3048 м), образовавшиеся за счет растворения
пород с разрушением брекчий.
Каверны были заполнены железистым песчаником, алевритом и
аргиллитом.
Еще одной особенностью карстовых каверн является наличие
в них трещин под большими углами, заполненных аргиллитом,
алевритом, кальцитом и пиритом, зачастую кристаллической
структуры. Были также отмечены прослойки мелкозернистых
и крупнозернистых кальцитов.
Заполняющие каверны кальциты имеют низкое содержание
железа и высокое содержание
стронция. Гидроксиды кальцитов при атмосферных условиях
имеют сравнительно высокие
значения изотопных чисел кислорода и стронция с возможностью эпидиагенезиза. Комплексная интерпретация данных,
базирующаяся на описании кернов, измерениях в тонких плас-
тах и расшифровке каротажных диаграмм показывает, что
в интервале толщин основного
коллектора в породах имеются большие каверны и полости
диаметром более 2 мм, а также
трещины шириной менее 1 мм,
которые соединяются с интергранулярными и межкристаллитными порами. Вклад небольших
трещин в пористость коллектора
пренебрежимо мал.
Миграция нефти в породах
основного коллектора происходит через систему трещин и
микротрещин. Большие каверны и полости, как правило, частично заполнены аргиллитом и
брекчиа-алевролитом. Размеры
их варьируются от нескольких
сантиметров до нескольких метров. Например, в скважине LN48
на измеренной глубине 5422,7 м
в биокластическом известняке
одна полость размером 30−40 мм
была заполнена только кальцитовым цементом тонкого помола
и буровым раствором. Полости
могут быть легко идентифицированы в соответствии с их очевидными характеристиками, определенными с помощью скважинных
исследований, и они входят в эффективное поровое пространство
коллектора (рис. 2). Поры, возникающие за счет растворения пород (с диаметрами меньше 2 мм),
главным образом, образуются
из межгранулярных пор малого
размера, межкристаллитных пор
и других небольших каверн, образующихся в биокластическом
известняке, карстовых, брекчиа и доломитовых известняках.
Трещины, связанные с возникновением карстовых пустот и
тектонических
перемещений,
образуют главную эффективную
систему трещин.
Пористость материнской породы на месторождении Люнан
низкая. В соответствии с анализом 1448 образцов пород, взятых
из 34 скважин, средняя пористость материнской породы составляет всего 1,29 %, а средняя
проницаемость равна 3,04 мД.
Распределение порового пространства плохое и в значительной степени влияет на проницаемость.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№2 • февраль 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ХАРАКТЕРИСТИКА КОЛЛЕКТОРА
Фиксируемое
FMI изображение
Динамическое
FMI изображение
Трещины с большими углами
Небольшая полость
Полость средних размеров
Большая полость
Рис. 3. На FMI каротажных диаграммах можно видеть полости различных размеров от
крупных пор и карманов диаметром несколько сантиметров до каверн и полостей больших размеров
Можно описать четыре различных типа структуры в нефтеносном коллекторе: с кавернами и
полостями, с порами и полостями
(диаметром 1–2 см), с трещинами и полостями и трещиноватый
коллектор. Нефтяной коллектор
на месторождении Люнан характеризуется следующими особенностями:
• пористость равна 2,5 % и
более;
• проницаемость равна 5 мД и
более;
• предельное значение в кривой
изменения
капиллярного
давления равно 2,8 МПа и
менее;
• пористость, связанная с
наличием трещин оставляет
более 0,4 %.
К наиболее оптимальному типу
коллектора относится коллектор
со структурой, кавернами и полостями и трещиноватый коллектор.
МЕТОДЫ
РАЗВЕДКИ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Определение характеристик
нефтяного коллектора на месторождении Люнан осуществлялось при помощи методов
сейсморазведки и каротажа
скважин.
Методы визуализации геологического разреза пород по
скважине. Из-за неоднородности
распределения трещин в карбонатном коллекторе идентифицировать продуктивный нефтяной
коллектор и соответствующие
его параметры с использованием
стандартных методов каротажа
оказалось достаточно трудно, поэтому была предпринята попытка визуализации геологического
разреза пород по скважине.
Для идентификации полостей
и трещин необходимо использовать метод FMI-визуализации.
Большие полости визуализируются в виде черных площадок, в то
время как малые поры и каверны
визуализируются в виде темных
пятен разного размера, что напоминает рисунок на шкуре леопарда (рис. 3).
На FMI каротажных диаграммах, показывающих характерные особенности геологической
структуры, трещины изображаются в виде циклически изменяющихся кривых черного
цвета. Расшифровка FMI изображений позволяет сделать вывод,
что трещины с большими углами
простираются с наклоном на северо-восток и на северо-запад.
Сетки трещин, точки сопряжения
трещин и горизонтальные трещины также визуализируются с
помощью этого метода (рис. 4).
В стандартной каротажной диаграмме газового коллектора на
месторождении Люнан достаточно легко перепутать большой за-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№2 • февраль 2008
Сетка трещин
Точки сопряжения
Рис. 4. На каротажных FMI диаграммах
можно видеть трещины с большими углами
(а), сетки трещин (b) и точки сопряжения
трещин (с) во всем карбонатном нефтяном
коллекторе
глинизированный участок, структуру мелкозернистого известняка
и зубчатую сутурную структуру.
FMI-метод представляет собой
достаточно хороший инструмент,
позволяющий легко распознавать
и идентифицировать различные
структуры.
Расшифровка
FMI-изображений позволяет определить
49
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ХАРАКТЕРИСТИКА КОЛЛЕКТОРА
Плоскогорье
с карстовыми
пустотами
Карстовая
впадина
Карстовый
крутой склон
пад
ова
яв
К
кру арсто
той вый
скл
он
лон
й ск
товы
с
Кар
Ка
рст
Пл
с ка оского
р
пус стовырье
тот ми
ами
ин
а
Карстовый склон
Рис. 6. По RMS-амплитудам можно обнаружить различия в скоростях волн, проходящих через породы, заполненные трещины
и воду. В результате вид сейсмического
профиля, полученного методом отраженных волн, похож на нескольких нитей бус
Рис.5. Сейсмические данные использовались для построения палеогеографической
карты нефтяных пластов ордовикского периода в восточной части месторождения Люнан
отношение площадей плоскости
забоя и ствола скважины, распределение диаметров стволов
в выбранном интервале, средний радиус ствола, пористость
и угловую ориентацию трещин.
За счет сканирования керна по
всему диаметру и критического анализа данных, полученных с помощью визуализации,
повышается надежность информации о пористости и проницаемости.
Методы 3D сейсморазведки.
Расшифрованные данные 3D-сейсморазведки также использовались для определения палеографических особенностей газового
коллектора месторождения Люнан. Региональная геологическая
съемка показывает, что трещины
в группе пластов бачу, которые
находятся непосредственно над
ордовикскими поверхностными
отложениями, подверженными
эрозии и выветриванию, достаточно хорошо развиты. Образование этих пластов произошло
при сравнительно стабильных
50
внешних условиях. Расшифровка
данных 3D-сейсморазведки показала, что на поверхности кровли
ордовикских пластов имеются
географические особенности, типичные для образований раннего
герцинского периода. По реорганизации особенностей карстового типа можно прогнозировать
распределение
продуктивных
пластов.
На рис. 5 показана палеогеографическая карта нефтяных
пластов ордовикского периода в
восточной части месторождения
Люнан. Можно видеть, что воздействие эрозии было значительным. Общее направление простирания нисходящих пластов
– с северо-запада на юго-восток.
Склоны с карстовыми пустотами
могут также подразделяться на
крутые и пологие участки склона
с карстовыми пустотами. Система дренирования очень сложная
и от нее зависит распределение
рассредоточенных по склонам
палеокарстовых пустот. Наряду
с системой палеодренирования
существуют системы поверхностных и подземных вод, причем
система подземных вод зависит
от характера сбросов и свойств
пород.
Признаки когерентности могут быть использованы для исследования распределения трещин или распространения одной
конкретной литологии, а также
для облегчения расшифровки
сдвигов и сбросов. Имеются четыре когерентных фазы. При
объединении данных исследования кернов породы и каротажа скважин получаем геологическую структуру, на которой
белым цветом показаны малопроницаемые пласты, черным −
канавки в карстовых пустотах,
серо-черным сбросы и трещины.
Особенности, показанные в виде
звездочек серо-черного цвета,
указывают на наличие карстовых пустот.
Амплитуда отраженной волны
является важным кинетическим
параметром для расшифровки
сейсмограмм и прогнозирования
литологии данного коллектора,
потому что он может характеризовать изменения литологии, свойства пластов и пластовых жидкостей, а также идентифицировать
несогласие. Среднеквадратическая амплитуда (root mean square −
RMS) использовалась для определения распределения полостей и
трещин. Когда есть система трещин в карбонатах, то можно видеть различия, возникающие из-за
разных скоростей волн в породах,
в заполненных трещинах и воде.
Внешний вид сейсмического профиля можно представить в виде
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№2 • февраль 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ХАРАКТЕРИСТИКА КОЛЛЕКТОРА
нескольких нитей бус (рис. 6). На
построенной с использованием
RMS-амплитуд карте характерных
признаков геологической структуры в интервале 24–80 м ниже
кровли ордовикских карбонатов,
видны точечные или линейные
особенности, по которым можно
судить о распределении полостей
и подземных вод.
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ
РАСПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТИ
В КОЛЛЕКТОРЕ
И ЕЕ ДОБЫЧА
Карстовые пласты месторождения Люнан, входящие в холмообразную свиту глубоко залегающих пластов, идентифицируются
по типам складывающих их пород, условиям образования осадочных отложений, по диагенезису, по тектоническим сбросам
и разломам, а также по другим
факторам. Диагенезис и тектонические процессы играют две самых важных роли в образовании
нефтяного коллектора. Коллектор, главным образом, находится
на глубинах 60–50 м ниже несогласия. В соответствии с расположением коллектора в нем можно
выделить зоны с поверхностными
карстовыми полостями на поверхности, с просачиванием нефти в
карстовые полости, а также с карстовыми полостями, возникшими
в результате растворения пород
подземными водами. Главными
продуктивными пластами нефтяного коллектора являются пласты
группы иджинфан, сложенные из
биокластического известняка, и
пласты группы индгчан, сложенные из известняков других типов.
Биокластические известняки хорошо распределены из-за развития особенностей в виде каверн и
пустот.
Для коллекторов с хорошо развитыми кавернами и пустотами
RMS-амплитуды должны быть
сравнительно большими, то время
как частоты должны быть ниже. В
этом случае сейсмический профиль будет иметь вид нескольких
рядов бус и характеризоваться
большой величиной гамма-излучения (gamma ray − GR), а каротажные диаграммы приобретут
ступенчатый вид.
Большие полости на FMI-изображениях визуализируются в
виде черных площадок, а малые
поры и каверны − в виде темных
пятен разного размера, похожих
на шкуру леопарда. Палеогеография имеет очень большое значение с точки зрения образования
полостей и каверн и влияет на
распределение нефти в коллекторе. Обычно основное тело расположенных на большой глубине
холмообразных нефтяных пластов представляет собой хорошее
место для разработки коллектора
и, маловероятно, что пласты, образующие склоны холма, будут
продуктивными.
За счет использования более
современных методов разведки и
скважинных исследований число
успешно пробуренных разведочных скважин увеличилось с 36 до
76 %. Высокоэффективные зоны,
к которым относятся участки
главного нефтяного коллектора
с пустотами и трещинами, встречались в 27 % случаев бурения
скважинах, поэтому добыча на 53
скважинах, пробуренных между 1990 и 1997 гг., резко возросла (в среднем до 20 500 брл/год).
Кроме того, добыча на 211 скважинах, пробуренных с 1997 г., до
6,8 млн брл/год. Определение
характеристик коллектора позволило вновь выполнить оценку
извлекаемых запасов месторождения Люнан, в соответствии с
которой запасы увеличились с 1,9
до 7,6 млн брл. Это сделало его самым крупным нефтяным месторождением в Китае, сложенным
карбонатными породами.
Будущие исследования на
этом и похожих месторождениях
должны быть сфокусированы на
использовании методов определения распределения трещин и
анизотропии карбонатных коллекторов, количественном исследовании каверн и полостей в карбонатных коллекторах, а также на
синтезе данных сейсморазведки
с каротажными диаграммами,
полученными с помощью метода
псевдоакустического каротажа,
для инверсии импеданса сейсмического источника.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№2 • февраль 2008
Перевел В. Клепинин
СПИСОК
ЛИТЕРАТУРЫ
1. J. Chen and Z. Wang, «Tarim basin Cambrian,
Ordovician
reservoir
characteristics
and
distribution of reef research», Internal report,
Tarim Oil Company, CNPC, 1998.
X, Feng, X. Liu and J, Gao, «Lunnan buried
hill construction and carbonate reservoir
comprehensive research», Geophysical Institute
Korla Branch Bureau, Eastern Geophysical
Company, CNPC.
2. J.F. Read, «Carbonate platform facies», AAPG
Bulletin, 69, № 1,1985, pp.1−21.
W. Shenghu, Y. Ou and W. Tao, «Lunnan Ordovician fractured reservoir geological analysis», Acta
Petrolei Sinica, 16, № 1, 1995, pp.172−178.
3. J. L. Wilson, Carbonate facies in Geological
History, Springler-Verlag, Berlin, 1975, pp. 471.
Z. Xiulian, W. Yinghua and C. Xiao-long, «Disgenesis and porosity of the Cambrian-Ordovician
carbonate shoal facies at Yahgjiaping, Shimen,
Hunan», Acta Geologica Sinica, 74, № 1, 2000,
pp.29−45.
4. S. Yang, H. Shi and W. Pan, «Lunnan Ordovician
insider major breakthrough in oil and gas exploration and round-east gas field discovered», Internal
report, Tarim Oil Company, CNPC, 2005.
Ronghu Zhang (Р. Занг), инженер-эксплуатационник,
занимается исследованиями
в геологическом институте
геологии CNPC в Ханжоу.
В 2000 г. м-р Занг получил
степень бакалавра в области
геологии в Нефтяном институте Дакина (Китай), а также
в 2003 г степень магистра
в области геологии в нефтяном университете Китая. М-р Занг является специалистом в
области седиментологии карбонатов и занимается исследованиями характеристик пластов.
Ran Zhang (Р. Занг), инженер в компании
CNPC и работает над докторской диссертацией на геологическом факультете университета Хьюстона (США). В 2000 г. м-р Занг получил степень бакалавра в области геологии и
в 2003 г. − магистра в области геологии в нефтяном институте Дакина (Китай). М-р Занг
является специалистом в области стратиграфического анализа геологических разрезов и
расшифровки данных 3D-сейсморазведки.
Xingping Zheng (З. Зенг), старший инженерэксплуатационник, работает в Институте геологии, филиале компании CNPC в Ханжоу. В
1996 г. м-р Зенг получил степень бакалавра в
китайском нефтяном университете. М-р Зенг
является крупным специалистом в области
сейсмической инверсии, особенно при использовании ее в процессе проведения сейсморазведки карбонатных нефтяных коллекторов
сбросового строения.
Lixin Chen (Л. Чен), инженер-эксплуатационник Tarim Oil Company, филиала CNPC. В
2004 г. м-р Чен получил степень бакалавра в
китайском нефтяном университете. М-р Чен
специализируется в области расшифровки
каротажных диаграмм для карбонатных коллекторов.
51
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЕЖЕГОДНАЯ СТАТИСТИКА
СТРОИТЕЛЬСТВО
БУРОВЫХ УСТАНОВОК,
НЕСМОТРЯ НА СНИЖЕНИЕ
АКТИВНОСТИ
S. Berkman, T, Stokes, ReedHycalog, Хьюстон
Несмотря на снижение коэффициента использования буровых установок в США и Канаде,
строительство новых конструкций продолжается. Активность использования буровых установок
на других рынках мира по:прежнему остается высокой
ОБЗОР
СТАТИСТИЧЕСКИХ
ДАННЫХ
Наиболее важными статистическими данными за
2007 г., отражающими состояние парка буровых установок, являются следующие показатели.
• Численность парка буровых установок США
увеличилась на 519 единиц, что на 23 % больше чем в
2006 г., когда этот показатель равнялся 2817 единиц.
В целом парк буровых установок увеличился на 614
единиц, но 95 установок были изъяты из эксплуатации (рис. 1).
• Основной прирост парка буровых установок
США составил 349 единиц.
• Суммарное число буровых установок, входящих
в категорию «действующие», составило 2402 единиц.
По сравнению с 2200 единицами в 2006 г. прирост составил 9 %.
• Коэффициент использования буровых установок в 2007 г. снизился с 96 до 85 % (рис. 2).
• Суммарное число владельцев буровых установок
в 2007 г. увеличилось на 53 единицы до 310.
• Операторы, осуществляющие работы в рамках
лицензий владеют 11 % парка буровых установок по
сравнению с 5 % в 2006 г.
• Численность парка буровых установок Канады
увеличилась до 871 единицы. В 2006 г. этот показатель составлял 799 единиц. В прирост входит
86 новых установок, которые пополнили парк в
2007 г.
• Активность использования буровых установок Канады сократилась, что повлияло на снижение
коэффициента их использования с 84 % в 2006 г. до
42 % в 2007 г.
• Мировой парк морских плавучих буровых установок остался достаточно стабильным, снизившись
всего на 4 установки до 650 единиц.
Действующие
Примечание: данные оценки за 2002 г.
Рис. 1. Соотношение имеющихся и действующих буровых установок в США в 1955–2007 гг.
52
Число установок, тыс. шт.
Число установок, тыс. шт.
Имеющиеся
Коэффициент
использования
Коэффициент использования, %
Благоприятные условия развития нефтегазовой
отрасли последние несколько лет способствуют появлению новых рынков бурения. Заслуживает внимания быстрое увеличение парка буровых установок, особенно новых. В прошедшем 2007 г. по данным
ежегодных статистических исследований, проводимых компанией ReedHycalog, отмечалось увеличение
мощности новых конструкций, а также снижение активности использования буровых установок в США
и Канаде.
Чтобы суммировать данные по численности парка (США, Канады и мира в целом) буровых установок, специалисты ReedHycalog продолжают работать в тесном сотрудничестве с RigData, Rig Locator (Nickle) и ODS-Petrodata. Международный
парк буровых установок также исследуется третий год подряд, поэтому специалисты ReedHycalog
могут в полной мере отразить динамику пополнения и сокращения мирового парка буровых установок.
Число
действующих
установок
Примечание: данные оценки за 2002 г.
Рис. 2. Соотношение имеющегося парка буровых установок и
коэффициента их использования в 1955–2007 гг.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№2 • февраль 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЕЖЕГОДНАЯ СТАТИСТИКА
• Коэффициент использования морских плавучих
буровых установок незначительно повысился с 85 до
88 %.
• Кроме США и Канады коэффициент использования буровых установок незначительно снизился
(на 1 %) с 95 % в 2006 г. до 94 % в 2007 г.
ПРИРОСТ ПАРКА
БУРОВЫХ УСТАНОВОК
ЗА СЧЕТ ПРИТОКА
НОВЫХ СИСТЕМ
Реализация проектов строительства буровых установок, которые были утверждены несколько лет
назад в связи с быстрым повышением активности
отрасли, в настоящее время откладывается из@за
притока большого числа новых систем. Кроме того,
возросло число буровых установок, повторно возвращаемых в эксплуатацию и модернизируемых. В соответствии с данными RigData парк буровых установок
США в 2007 г. пополнился 614 новыми системами по
сравнению с 391 системой, увеличившей численность
парка в 2006 г. Такое увеличение парка полностью перекрывает его сокращение. Прирост парка буровых
установок можно классифицировать по четырем категориям:
• новые буровые установки;
• установки, возвращенные в эксплуатацию после
некоторого простоя;
• установки, собранные из готовых узлов;
• установки, вернувшиеся в США после завершения работ по международным контрактам.
Большая часть прироста парка буровых установок
в 2007 г. приходится на новые системы. В 2006 г. число новых буровых установок увеличилось на 238 единиц. В 2007 г. этот показатель составил 349 единиц,
увеличив общую численность парка до 587 установок.
Из 349 новых буровых установок были построены
344 наземные системы, три платформы и две самоподъемных буровых основания.
Число буровых установок, возвращенных в эксплуатацию в 2007 г. составило 189 единиц по сравнению с 95 единицами в 2006 г. Каждая из этих установок учитывалась в предыдущих исследованиях, но
в 2006 г. они были изъяты, поскольку в течение длительного времени не использовались. Поскольку ситуация на рынке улучшилась, эти установки восстанавливались или модернизировались и возвращались
в эксплуатацию.
Число буровых установок, собранных в 2007 г., составило 71 единицу по сравнению с 53 установками,
входящими в эту категорию в 2006 г. следует учитывать тот факт, что буровые установки, собранные из
отдельных узлов, перед возвращением их в эксплуатацию необходимо оснастить оборудованием и приборами.
По данным исследований в 2007 г. после окончания
срока действия международных контрактов в США
было возвращено 5 буровых установок – столько же,
сколько и в 2006 г. В 2007 г. число буровых установок,
работающих за пределами США по контракту, почти
не изменилось.
СНИЖЕНИЕ ИЗНОСА
ПАРКА БУРОВЫХ УСТАНОВОК
США
Устаревшие и изношенные буровые установки
после окончания срока службы выводятся из эксплуатации. Число устаревших буровых установок США,
выведенных из эксплуатации в 2006 г., составило
95 единиц, а за 2005–2006 гг. – 119 единиц. Сокра-
Таблица 1. Динамика изменения численности парка буровых установок США
Год
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
1989
Численность парка
2298
2026
1988
1719
1722
1722
1636
1644
1705
1665
1649
1729
1841
1853
1996
2251
2320
2542
2752
Сокращение численности парка буровых установок
Выведено из
эксплуатации
Вывезено за пределы
США
Разобрано
на отдельные узлы
Всего
−77
−99
−141
−68
−123
Н
−87
−76
−89
−59
−103
−114
−162
−122
−208
−269
−193
-353
-323
−14
−14
−29
−1
−45
Н
−6
−4
−7
−10
−18
−24
−30
−21
−16
−46
−38
-23
-23
−4
−6
−3
0
−4
Н
−3
−2
−4
−3
−6
−3
−3
−5
−8
−7
−21
-6
-28
−95
−119
−173
−69
−172
Н
−96
−82
−100
−72
−127
−141
−195
−148
−232
−322
252
-382
-374
Увеличение численности парка буровых установок
Недавно построено
Повторно введено
в эксплуатацию
349
238
23
32
48
Н
9
6
6
7
2
3
0
2
1
3
0
0
1
189
95
124
125
37
Н
56
22
18
37
72
33
38
68
63
59
138
116
111
71
523
58
79
74
Н
105
34
9
62
57
24
35
42
13
4
43
40
50
5
5
6
7
10
Н
12
12
6
6
12
1
10
24
12
1
2
4
2
−
−
-
95
−
Н
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
-
-
-
Суммарное
увеличение
614
391
211
243
169
0
182
74
39
112
143
61
83
136
89
67
183
160
164
Суммарное
изменение
519
272
38
174
−3
Н
86
−8
−61
40
16
−80
−112
−12
−143
−255
−69
-222
-210
2817
2298
2026
1893
1719
Н
1722
1636
1644
1705
1665
1649
1729
1841
1853
1996
2251
2320
2542
Собрано из готовых
узлов
Возвращено в США
Недавно
идентифицированные*
Всего действующих
установок
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№2 • февраль 2008
53
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЕЖЕГОДНАЯ СТАТИСТИКА
Число установок, тыс. шт.
Таблица 2. Изменение численности парка буровых установок Канады
Годы
Численность парка
2007
2006
2005
2004
2003
799
741
680
653
640
−5
−4
0
−9
−6
−8
0
−14
0
−7
0
−7
43
3
23
1
70
61
741
550
74
39
2
0
0
41
27
680
449
66
18
2
0
0
20
13
653
450
69
Сокращение парка буровых установок
Выведено из эксплуатации
Вывезено за пределы США
Разобрано на отдельные узлы
Всего
−10
−6
0
−16
−8
−7
0
−15
Увеличение парка буровых установок
Примечание: данные оценки за 2002 г.
Рис. 3. Динамика изменения численности парка буровых установок
щение парка буровых установок можно классифицировать по трем категориям (табл. 1):
• установки, выведенные из эксплуатации;
• установки, вывезенные за пределы США;
• ликвидированные буровые установки.
В соответствии с правилами проведения статистических исследований из числа имеющихся буровых установок всегда исключались системы, не
эксплуатирующиеся в течение длительного периода
времени или, для повторного введения в эксплуатацию которых необходимы были значительные капитальные затраты. В настоящее время эти установки
объединены в одну категорию «установки, выведенные из эксплуатации». Эта категория по@прежнему
остается наиболее многочисленной. В 2007 г. число
установок, входящих в эту категорию, составило
77 единиц, по сравнению с 2006 г., когда этот показатель равнялся 99 единицам. Число буровых установок, входящих в эту категорию, продолжает сокращаться.
Поскольку спрос на буровые установки в мире
в целом остается по@прежнему высокий, то они зачастую перебрасываются из США в другие регионы. Это движение в процессе проведения статистических исследований ежегодно регистрируется. В
2007 г. из США в другие регионы было переброшено 14 буровых установок. Половина установок было
переброшено на Ближний Восток. Из четырнадцати
планируемых в 2007 г. только пять установок вернулись в США.
Последнюю категорию составляют ликвидирующиеся буровые установки. По сравнению с сезоном
ураганов в 2005 г., 2006 г. был достаточно благополучный. Всего в 2006 г. была ликвидирована только одна
буровая установка. Общее число ликвидированных
установок, в соответствии с данными исследований,
составляет 6 единиц.
Итак, увеличение парка буровых установок составляет 614 единиц, сокращение – 95 единиц. Это
больше чем в 2006 г., когда увеличение парка составило 519 единиц (рис. 3).
УВЕЛИЧЕНИЕ ПАРКА
БУРОВЫХ УСТАНОВОК
КАНАДЫ
Рынок буровых установок Канады продолжает
расширяться. В соответствии с данными Rig Locator
(Nickle) в 2007 г. численность парка увеличилась на
54
Недавно построено
Повторно введено в эксплуатацию
Собрано из готовых узлов
Возвращено в США
Суммарное увеличение
Суммарное изменение
Всего в наличии
Всего действующих установок
Коэффициент использования, %
86
2
0
0
88
72
871
371
43
63
10
0
0
73
58
799
669
84
88 единиц. В 2006 г. численность парка увеличилась
на 73 единицы. Пополнение парка буровых установок Канады происходит второй год подряд за счет
строительства новых систем и сборки установок из
отдельных узлов. Число недавно построенных установок в 2007 г. составило 83 единицы, в то время
как в 2006 г. этот показатель равнялся 63 единицам.
Увеличение числа буровых установок, собранных из
отдельных узлов, составило 2 единицы. Второй год
подряд не было зарегистрировано ни одной буровой
установки, возвращенной в Канаду из других регионов.
Сокращение парка буровых установок Канады в
2007 г. составило 16 единиц; 10 буровых установок
были переброшены в другие регионы. Шесть буровых установок были выведены из эксплуатации
либо разобраны на отдельные узлы. Учитывая прирост парка на 88 единиц, и сокращение на 16 единиц
получаем, что действительное увеличение парка
буровых установок Канады составило 72 единицы.
Суммарная численность парка составила 871 буровую установку. Это еще один год увеличения парка
буровых установок Канады. В целом увеличение составило 9 % (табл. 2).
МИРОВОЙ ПАРК
МОРСКИХ ПЛАВУЧИХ
БУРОВЫХ УСТАНОВОК
Хотя в 2007 г. мировой парк буровых установок значительно увеличился, основной прирост
произошел благодаря установкам, введенным в
эксплуатацию повторно. Все буровые установки,
пополнившие парк в 2007 г., либо введены в эксплуатацию повторно, либо вновь построены. Число
буровых установок, повторно введенных в эксплуатацию в 2007 г., составило 11 единиц по сравнению
с 20 единицами в 2006 г. На протяжении ряда лет
некоторые буровые установки выводились из эксплуатации благодаря улучшению условий бурения.
Кроме того, не считая 11 систем, вновь введенных
в эксплуатацию, рынок продолжает пополняться
новыми системами. Эти 11 систем являются лишь
небольшой частью будущего пополнения парка. В
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№2 • февраль 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЕЖЕГОДНАЯ СТАТИСТИКА
Таблица 3. Изменение численности парка морских плавучих
буровых установок
Годы
2007
2006
2005
2004
2003
2002
Численность парка
654
641
673
678
677
670
−15
−1
−16
−2
−3
−5
−2
0
−2
1
9
1
11
−5
673
486
72
1
5
0
6
1
678
479
71
1
8
0
9
7
677
460
68
Сокращение парка буровых установок
−26
0
−26
Выведено из эксплуатации
Разукомплектовано
Всего
−10
−6
−16
−42
−3
−45
Мексиканский
залив 19 %
Другие 16 %
Мексика 5 %
Индия 6 %
Персидский
залив 13 %
Увеличение парка буровых установок
Возвращено в эксплуатацию
Разобрано на отдельные узлы
Недавно построено
Суммарное увеличение
Суммарное изменение
Всего в наличии
Всего действующих установок
Коэффициент использования, %
11
11
0
22
−4
650
574
88
20
9
0
29
13
654
557
85
8
4
1
13
−32
641
545
85
Южная
Америка 10 %
Западная
Африка 10 %
Северное море/
северо:западная
Европа 11 %
Юго:восточная
Азия 10 %
соответствии с данными ODS-Petrodata, в настоящее время в процессе строительства находится
150 буровых установок, которые в ближайшее время поступят на рынки мира. В 2007 г. на рынок не
поступило ни одной установки, собранной из отдельных узлов.
Сокращение парка морских плавучих буровых установок в 2007 г. составило 26 единиц по сравнению
с 10 установками в 2006 г. Это были установки, выведенные из эксплуатации более пяти лет назад. Возможно, эти установки в будущем модернизируют,
но это потребует значительных инвестиций. Кроме
того, эти установки не могут быть внесены в категорию «действующие». В 2007 г. ни одной буровой установки не было выведено из эксплуатации по причине
разрушения (табл. 3).
Итак, суммарное сокращение парка морских плавучих буровых установок мира составило
4 единицы. Общее число морских плавучих систем
в 2007 г. снизилось до 650 единиц по сравнению с
2006 г., когда этот показатель составил 654 единицы.
Наиболее активно морские плавучие буровые установки используются в США, Персидском заливе,
Северном море/Северо@западной Европе (рис. 4).
В категорию «Другие» включены: Дальний Восток,
Австралия/Новая Зеландия, Канада, Каспийское
море, и Арктический регион России, Центральная
Америка, Красное море/Суэцкий канал, Средиземное/Черное море, Страны Европы, Африка. Распределение морских буровых установок по типам
показано на рис. 5, за исключением платформ и
буровых барж, использующихся во внутренних
водах.
Рис. 4. Распределение морских плавучих буровых установок по
регионам
ПОВЫШЕНИЕ АКТИВНОСТИ
И СНИЖЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА
ИСПОЛЬЗОВАНИЯ БУРОВЫХ
УСТАНОВОК США
Активность использования буровых установок
в США в 2007 г. повышалась, в то время как коэффициент их использования снижался. В 2007 г. число находящихся в эксплуатации буровых установок
увеличилось на 9 % до 2402 единиц по сравнению с
2200 установками в 2006 г. Метод ReedHycalog, используемый при подсчете, в значительной степени
Рис. 6. Распределение буровых установок по регионам США
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№2 • февраль 2008
Погружные
10
80 %
Буровые
баржи
26
81 %
Полупогружные
162
87 %
Тендерные
суда
25
84 %
Самоподъемные
3896. 90 %
Буровые
баржи
38
82 %
Средний коэффициент использования – 88 %
Всего установок – 650
Рис. 5. Распределение морских буровых установок по типам
Северная часть
калистых гор
Северо:
осточные
штаты
Калифорния
Аляска
Южная часть Скалистых гор
Пермский басс.
Центральные штаты
Арканзас,
Луизиана,
Техас
Мексиканский Юго:восточные
штаты
залив
отличается от других методов. В соответствии с методом ReedHycalog буровые установки считаются
эксплуатирующимися, если они работали в исследуемый период на протяжении 45 дней (в данном случае
это промежуток между 2 мая и 15 июня 2007 г.). По
этой причине статистические исследования ReedHycalog считаются наиболее точными, поскольку охватывают достаточно длительный период эксплуатации.
55
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЕЖЕГОДНАЯ СТАТИСТИКА
Таблица 4. Распределение буровых установок по регионам
Мексиканский залив
Арканзас, Луизиана, Техас
Калифорния
Юго:восточные штаты
Центральные штаты
Всего
21
21
115
115
382
307
187
160
355
291
366
316
526
386
77
67
116
83
453
354
2598
2100
Число буровых установок, которые не эксплуатировались на протяжении периода исследования,
составляет 415 единиц. Число буровых установок,
простаивающих менее одного года, составляют
400 единиц, простаивающих один@два года – 15 единиц. Установок, простаивающих два-три года не зарегистрировано. На эксплуатацию некоторых из
этих неработающих установок могут быть заключены контракты, и причина их простоя заключается в
ожидании начала реализации проекта. Буровые установки, выведенные из эксплуатации по причине поломки или разрушения, попадают в категорию «выведенные из эксплуатации».
Одним из основных показателей, на который опираются в процессе проведения исследований, является среднегодичный коэффициент использования
буровых установок. Сравнительные данные по регионам показаны в табл. 4. В регионе, включающем
шт. Арканзас, Луизиану, Техас, в 2007 г. вновь зарегистрировано максимальное число буровых установок, составляющее 455 единиц. Этот показатель на
89 единиц больше чем в 2006 г. В 2006 г. увеличение
числа установок составило 61 единицу, в 2005 г. –
63 единицы.
Коэффициент использования и баланс спроса
и поставок буровых установок, как правило, являются показателями состояния отрасли в регионе.
В 2007 г. коэффициент активности использования
буровых установок снизился до 85 % по сравнению
с 96 % в 2006 г. Это снижение обусловлено рядом
факторов, включая ухудшение состояния рынка
газа и продолжающееся пополнение парка буровых установок.
56
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
7
6
0
0
0
0
48
41
0
0
55
47
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
4
1
0
0
0
0
39
41
0
0
43
42
Всего
морских установок
13
13
26
23
127
88
22
22
94
60
228
192
200
118
28
25
213
191
153
94
1104
826
С опорой на дно
8
8
89
92
255
219
165
138
261
231
168
146
326
268
50
43
91
67
300
260
1713
1472
Платформы
0
0
9
9
34
20
8
4
31
17
25
11
57
12
5
5
8
2
129
27
306
107
Плавучие установки
21
21
106
106
348
287
179
156
324
274
371
327
469
374
73
63
296
256
324
327
2511
2191
Буровые баржи
Коэффициент
использования %
Наземные
Пермский бассейн
Электрический,
в т. ч. теристорный
Северо:восточные штаты
81
95
83
93
86
98
89
94
84
97
87
95
87
95
75
99
85
95
83
96
85
96
Механический
Южная часть Скалистых гор
17
20
96
107
328
301
166
151
299
281
345
320
455
366
59
67
259
246
378
341
2402
2200
Тип буровых установок
Оператор
Северная часть Скалистых гор
21
21
115
115
382
307
187
160
355
291
396
338
526
386
78
68
304
258
453
354
2817
2298
Вид привода
Подрядчик
Аляска
Работающие
Регион
В наличии
Владелец
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
3
4
0
0
0
0
34
25
0
0
38
28
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
16
13
0
0
0
0
67
68
0
0
83
81
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
30
24
0
0
0
0
188
175
0
0
219
198
В соответствии с данными исследований снижение коэффициента использования буровых установок было зарегистрировано в основных энергодобывающих регионах. Ниже представлены данные по
регионам.
• Аляска, 81 %.
• Северная часть Скалистых гор, 83 %.
• Южная часть Скалистых гор, 86 %.
• Северо@восточные штаты, 89 %.
• Пермский басс., 84 %.
• Мексиканский залив, 87 %.
• Арканзас, Луизиана, Техас, 87 %.
• Калифорния, 76 %.
• Юго@восточные штаты, 85 %.
• Центральные штаты, 83 %.
В 2006 г. во многих регионах ощущалось несоответствие спроса поставкам некоторых типов буровых
установок. Хотя это касается определенных рынков,
коэффициент использования буровых установок в
2007 г. снизился.
После исследования парка наземных и морских
буровых установок США выяснилось, что в среднем коэффициент использования во всех регионах снился на 10 % с 96 до 86 % (рис. 7). Эти данные
также приведены в табл. 5. В целом коэффициент
использования буровых установок в 2006 г. снизился с 97 до 82 %. Коэффициент использования
морских буровых установок в 2007 г. составлял
93 %. Коэффициент использования платформ оказался самым низким и составил 61 %. В связи с
увеличением глубины разработок возможности
буровых установок становятся недостаточными.
Коэффициент использования буровых установок
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№2 • февраль 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Коэффициент использования, %
Коэффициент использования, %
: ЕЖЕГОДНАЯ СТАТИСТИКА
Имеющиеся
Действующие
Примечание: данные оценки за 2002 г.
Рис. 7. Изменение коэффициента использования наземных буровых установок в 1988–2007 гг.
Рис. 8. Соотношение имеющихся и эксплуатирующихся буровых
установок Канады в 2002–2007 гг.
Число установок
имеющиеся
работающие
Год
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2429
2249
2061
2006
1809
1660
1613
1501
1425
1428
1449
1384
1370
1452
−
1488
1736
1813
2100
2598
Коэффициент использования, %
1289
1242
1472
1306
1089
1120
1049
1047
1071
1235
1092
699
1006
1350
−
1160
1496
1729
2008
2222
53
55
71
65
60
67
65
70
75
86
75
51
73
93
−
78
86
95
96
86
для глубин 300–5999 фут (1 фут = 0,3048 м) снизился с 90 до 59 % (табл. 6). Такая же тенденция
отмечается и с буровыми установками, предназначенными для бурения угольных пластов с целью добычи метана.
СНИЖЕНИЕ
АКТИВНОСТИ
В КАНАДЕ
Активность проведения буровых операций в Канаде в 2007 г. снизилась. В основном это связано со
снижением цен на природный газ и, как следствие,
снижение активности бурения на газ. В процессе
проведения исследований за период со 2 мая по
15 июня 2007 г. была зарегистрирована 371 действующая буровая установка. Это составило 45 %
снижения или на 298 единиц меньше чем в тот же
период в 2006 г. Снижение активности бурения регистрируется второй год подряд. В 2006 г. этот показатель составил 22 %. Коэффициент использования
буровых установок Канады также снизился с 84 до
43 % (рис. 8).
Буровые установки Канады в основном предназначены для эксплуатации на глубинах 6000–
9999 фут. Диаграмма, представленная на рис. 9 демонстрирует, что в настоящее время наиболее широким спросом пользуются установки, предназначен-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№2 • февраль 2008
Число буровых установок, тыс. шт.
Таблица 5. Число буровых установок и коэффициент их использования
В простое
Работающие
Глубина, фут
Рис. 9. Классификация буровых установок Канады
ные для эксплуатации на глубине свыше 20 000 фут
(67 %) и 10 000–12 999 фут (33 %).
СИТУАЦИЯ
НА МЕЖДУНАРОДНОМ РЫНКЕ
БУРОВЫХ УСТАНОВОК
Компания ReedHycalog оценивает ситуацию, сложившуюся на международном рынке буровых установок, третий год подряд. Сравнительные данные за
2006 и 2007 гг. представлены в табл. 7.
Из таблицы видно, что в 2007 г. коэффициент использования буровых установок на мировом рынке
практически не отличается от данных 2006 г. (всего
на 1 %). Пояснения относительно расчетов этого показателя приведены ниже.
Начиная с 2006 г. в расчеты включаются Россия и
Китай, где коэффициент использования буровых установок составляет 100 %, что в значительной степени
влияет на увеличение среднего показателя по Европе
и Азии. В 2006 г. в соответствии с данными исследований увеличение парка буровых установок России
и стран бывшего СССР составило 500 единиц, Китая
– 1100 единиц. В 2007 г. перспективы увеличения
парка буровых установок России, включая системы,
эксплуатирующие не международными компаниями,
значительно лучше.
В Африке в 2007 г. коэффициент использования
буровых установок снизился, особенно из@за простоя буровых установок и барж, предназначенных
для проведения операций в мелководных регионах
Нигерии. На участках, где осуществляют операции
международные компании, коэффициент исполь57
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЕЖЕГОДНАЯ СТАТИСТИКА
Таблица 6. Коэффициент использования имеющихся буровых установок США по номинальным глубинам бурения
Номинальная глубина бурения, фут
Регион
Аляска
Северная часть
Скалистых гор
Южная часть
Скалистых гор
Северо:восточные штаты
Пермский бассейн
Мексиканский залив
Арканзас, Луизиана, Техас
Калифорния
Юго:восточные штаты
Центральные штаты
Статус
В наличии
Действующие
В простое
Коэффициент использования, %
В наличии
Действующие
В простое
Коэффициент использования, %
В наличии
Действующие
В простое
Коэффициент использования, %
В наличии
Действующие
В простое
Коэффициент использования, %
В наличии
Действующие
В простое
Коэффициент использования, %
В наличии
Действующие
В простое
Коэффициент использования, %
В наличии
Действующие
В простое
Коэффициент использования, %
В наличии
Действующие
В простое
Коэффициент использования, %
В наличии
Действующие
В простое
Коэффициент использования, %
В наличии
Действующие
В простое
Коэффициент использования, %
Свыше
20000
16000−19999
13000−15999
10000−12999
6000−9999
3000−5999
Всего
0
0
0
−
28
28
0
100
41
40
1
98
2
2
0
100
30
25
5
83
88
77
11
88
58
56
2
97
6
5
1
83
22
21
1
95
72
65
7
90
7
5
2
71
26
24
2
92
64
56
8
88
0
0
0
−
62
59
3
95
619
54
7
89
164
160
4
98
8
5
3
63
40
28
12
70
76
68
8
89
7
6
1
86
26
23
3
88
119
107
12
90
14
14
0
100
120
110
10
92
176
157
19
89
176
157
19
89
18
13
5
72
22
16
6
73
106
92
14
87
0
0
0
−
16
6
10
38
92
78
14
85
127
125
2
98
88
64
24
73
56
41
15
73
86
55
31
64
14
11
3
79
26
17
9
65
104
77
27
74
0
0
0
−
11
8
3
73
44
26
18
59
44
25
19
57
26
12
14
46
14
7
7
50
27
12
15
44
29
23
6
79
15
10
5
67
32
19
13
59
21
17
4
81
115
96
19
83
382
328
54
86
187
166
21
89
355
299
56
84
396
345
51
87
526
455
71
87
78
59
19
76
304
259
45
85
453
378
75
83
4
3
1
75
0
0
0
−
336
311
25
93
5
4
1
80
2
1
1
50
347
319
28
92
11
9
2
82
0
0
0
−
485
445
40
92
6
3
3
50
6
2
4
33
508
459
49
90
6
3
3
50
0
0
0
−
649
547
70
89
0
0
0
−
3
2
1
67
658
584
74
89
2
2
0
100
0
0
0
−
596
468
128
79
8
3
5
38
3
1
2
33
609
474
135
78
2
2
0
100
2
2
0
100
236
138
98
58
2
0
2
0
0
0
0
−
242
142
100
59
55
48
7
87
43
40
3
93
1598
2222
376
86
38
23
15
61
83
69
14
83
2817
2402
415
85
7
6
1
86
8
7
1
88
22
21
1
95
0
0
0
29
29
0
100
127
120
7
94
15
15
0
100
3
2
1
67
179
167
12
93
63
57
6
90
Тип буровой установки
Баржи для внутренних вод
Плавучие установки
Наземные установки
Морские платформы
С опорой на дно
Всего
58
В наличии
Действующие
В простое
Коэффициент использования, %
В наличии
Действующие
В простое
Коэффициент использования, %
В наличии
Действующие
В простое
Коэффициент использования, %
В наличии
Действующие
В простое
Коэффициент использования, %
В наличии
Действующие
В простое
Коэффициент использования, %
В наличии
Действующие
В простое
Коэффициент использования, %
30
29
1
97
41
38
3
93
296
281
15
95
17
13
4
76
69
63
6
91
453
424
29
94
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№2 • февраль 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Таблица 7. Коэффициент использования буровых установок в мире
в целом
Коэффициент использования, %
2006 г.
2007 г.
Страна, регион
Европа, включая СНГ
Африка
Ближний Восток
Азия, включая Китай
Латинская Америка
Всего
96
99
88
97
92
95
97
86
94
95
90
94
Работающие
зования буровых установок по@прежнему оставался высоким, примерно 90 %. Этот факт объясняется тем, что международные компании фокусируют
внимание на бурении и разработке нефтяных месторождений, поскольку цена на нефть постоянно
повышается.
Как и в предыдущие годы, в 2007 г. в регионах,
где осуществляют операции международные компании, число эксплуатирующихся буровых установок выше. Однако эти установки более старые, оснащенные устаревшим оборудованием, не
отличающиеся универсальностью и высокой мобильностью и, по этой причине, не пользующиеся
высоким спросом на рынках. Кроме того, на эксплуатацию некоторых из этих буровых установок
заключены контракты, и они временно могут находиться в простое в ожидании начала реализации
операций.
ПОВЫШЕНИЕ АКТИВНОСТИ
МОРСКИХ БУРОВЫХ
УСТАНОВОК МИРА
Активность мирового парка буровых установок,
включая платформы и буровые установки, осуществляющие операции во внутренних водах, в 2007 г.
повысилась на 3 %. Число буровых установок, включенных в исследования, которые эксплуатировались
на протяжении 45 дней, увеличилось в 2007 г. на
574 единиц (по сравнению с 557 установками в 2006 г.).
Коэффициент использования этих систем повысился
с 85 до 88 % (рис. 10).
ПЕРСПЕКТИВЫ
РАЗВИТИЯ СЕКТОРА
БУРЕНИЯ В США
Поскольку на протяжении нескольких лет подряд
отрасль бурения расширяется, основной тенденцией
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№2 • февраль 2008
Суммарная численность парка, %
Число владельцев
буровых установок, тыс. шт.
Рис. 11. Число владельцев буровых установок в США
Е
Существующие
Рис. 10. Активность морских буровых установок в 2001–2007 гг.
Примечание: данные оценки за 2002 г.
Т
Число буровых установок, тыс. шт.
: ЕЖЕГОДНАЯ СТАТИСТИКА
Примечание: данные оценки за 2002 г.
Рис. 12. Классификация компаний (по их числу), владеющих буровыми установками на период 1994–2007 гг.
Примечание. В легенде дано число буровых установок.
станет появление на рынке новых компаний. В 2007 г.
в отрасли было зарегистрировано большое число новых компаний, владеющих буровыми установками.
В настоящее время зарегистрировано 310 компаний,
владеющих буровыми установками, что на 53 единицы больше, чем в 2006 г. Это значительное увеличение числа новых компаний, особенно, если учесть,
что еще пять лет назад таких компаний насчитывалось всего 179 (рис. 11).
В процессе исследований всегда уточняется, кому
именно принадлежит буровая установка – оператору или подрядчику. Как правило, владельцами буровых установок являются операторы. Кроме того,
число буровых установок, принадлежащих операторам, увеличивается. В 2007 г. число операторов,
владеющих буровыми установками, увеличилось до
38 (по сравнению с 2006 г. когда этот показатель составлял 26 единиц). В настоящее время операторы
владеют 11 % парка буровых установок США, что на
6 % больше, чем в 2006 г. Если эта тенденция будет
иметь место и далее, то это может негативно отразиться на коэффициенте использования буровых
установок.
Тенденция приобретения и поглощения компаний
также имеет место. Крупные компании продолжают
расширять свои парки буровых установок. Исследование показало, что в 2007 г. преобладают компании, владеющие более чем 20 буровыми установками
(61 %). Однако в отрасли зарегистрировано много
владельцев одной или небольшого числа установок,
среди них преобладают новые компании, недавно появившиеся на рынке (рис. 12).
59
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЕЖЕГОДНАЯ СТАТИСТИКА
ПРОБЛЕМЫ,
ВЫЗЫВАЮЩИЕ
БЕСПОКОЙСТВО
ПОДРЯДЧИКОВ
Регистрация буровых подрядчиков осуществляется в США ежегодно и практически одновременно с проведением статистических исследований.
Этот процесс может лучше отразить точку зрения
владельцев буровых установок относительно состояния отрасли. Ежегодно подрядчиков просят
оценить перемены, произошедшие в отрасли в прошедшем году, и сравнить предыдущий и текущий
годы. В 2007 г. в опросе приняли участие 44 подрядчика или примерно 14 % владельцев буровых
установок США. Эти операторы владеют примерно
25 % парка буровых установок США и 6 % буровых
установок Канады и представляют различные компании и регионы.
На протяжении 17 лет проведения статистических исследований респонденты классифицировали
проблемы по степени их значимости. Чем же отличаются ответы респондентов в 2007 г.? В 2006 г. проблема снижения коэффициента использования буровых установок не была названа первостепенной,
поскольку операторов волновала проблема дефицита квалифицированных кадров. В 2007 г. первостепенной была названа не только проблема снижения
коэффициента использования буровых установок,
но и другие. Значительный прирост парка буровых
установок за счет строительства новых систем, повлечет за собой еще больший дефицит квалифицированного персонала. В соответствии с исследованиями в последние годы ставка буровиков повысилась
на 7 % и планируется ее увеличение и в дальнейшем.
Еще одной проблемой, вызывающей беспокойство операторов, стали комплектующие и оборудование для буровых установок. Подрядчиков беспокоит
дефицит запасных узлов, поскольку от этого зависит
работоспособность установок. Кроме того, существует еще проблема повышения стоимости запасных
узлов и комплектующих.
Повышение стоимости технического обслуживания также вызывает беспокойство. В 2007 г.
этот показатель повысился на 6 %. Стоит отметить, что это значительно ниже, чем в 2006 г., когда
повышение составило 14 %, но, факт остается фактом.
Хотя в период проведения статистических исследований 2007 г. активность буровых установок
повысилась на 9 %, подрядчики считают, что в действительности этот показатель на 9 % снизился. Более
того, подрядчики считают, что в 2008 г. этот показатель сократится еще на 3 %. В период проведения
(май-июнь 2007 г.) исследований ставка за аренду
наземной буровой установки составляла в среднем
14 тыс. долл/сут.
На вопрос о том, на каком уровне следует поддерживать цены на нефть и природный газ, чтобы
операции приносили прибыль, подрядчики назвали
45,7 долл/брл нефти и 5,20 долл/тыс. фут3 природного
газа.
60
СООРУЖЕНИЕ
НОВЫХ
БУРОВЫХ
УСТАНОВОК
Практически все опрошенные подрядчики завили о повышении в ближайшие несколько лет
активности бурения. На вопрос о будущих планах
43 % респондентов ответили, что не планируют
изменений, 40 % респондентов заявили, что будут
расширять парк буровых установок. В ближайшие
12 мес. 44 % респондентов планируют пополнить свой
парк буровых установок 11 модернизированными и
65 новыми буровыми установками. Другие источники утверждают, что в ближайшие пять лет
владельцы пополнят свои парки 200 новыми установками. Однако с увеличением парка буровых установок возникает еще одна проблема, связанная
с арендными ставками, особенно, на более старые
конструкции.
ПРОГНОЗ
ДАЛЬНЕЙШЕГО СНИЖЕНИЯ
КОЭФФИЦИЕНТА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
БУРОВЫХ УСТАНОВОК
В соответствии с исследованиями ReedHycalog
пополнение парка буровых установок продолжается. В ближайшие пять лет парк может пополниться
250 новыми буровыми установками. Этот обновленный парк будет значительно лучше оснащен новыми
технологиями. Однако активность использования
буровых установок в соответствии с прогнозом останется прежней. В 2008 г. коэффициент использования буровых установок может снизиться до 78 %.
Это нежелательно для подрядчиков и отрасли в целом.
Перевел Г. Кочетков
S. Berkman (С. Беркман), менеджер ReedHycalog по
маркетингу ReedHycalog с июля 2004 г. до этого назначения м@р Беркман работал менеджером по Латинской
Америке. М@р Беркман сотрудничает с компанией более 20 лет с 1982 г. После окончания в 1981 г. техасского
университета м@р Беркман получил степень бакалавра.
T. Stokes (Т. Стоукс), консультант ReedHycalog. Г@жа
Стоукс работает в компании на должности аналитика
восемь лет. После окончания техасского механического университета г@жа Стоукс получила степень бакалавра. Кроме того, в 1993 г. г@жа Стоукс получила степень магистра в области делового администрирования.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№2 • февраль 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: РЫНОК СПГ
ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ РЫНКА СПГ:
СПРОС И ПОСТАВКИ
D. Wood, David Wood&Associates, Линкольн, Великобритания, S. Mokhatab, научный редактор, WO
Чтобы решить проблему растущего спроса на СПГ в Азии разработчики проектов СПГ продолжают
фокусировать свое внимание на долговременных перспективах североамериканского рынка
Производительная мощность заводов СПГ,
млн т/год
В настоящее время реализация некоторых заплани- с производительной мощностью 4 млн т/год и более в Дарованных масштабных проектов СПГ отложена из-за мьетте (Египет, 2004 г.) и Qatargas II с производительной
систематического увеличения издержек производства, мощностью 7,8 млн т/год, построенный совместно комкоторые последние два десятилетия беспрецедентно по- паниями QP, ExxonMobil и Total. Эти предприятия были
высились. Проекты в Австралии (Gorgon), Нигерии (OK построены с использованием технологии Air Products
LNG), Анголе и Алжире (Gassi Touil) из-за значительного AP-X.
повышения издержек производства были пересмотреОднако, прежде чем говорить о повышении произны. Операторы не захотели превышать бюджет проек- водительной мощности, следует определить окончатов, как это пришлось сделать компаниям Shell в процес- тельные затраты на реализацию проекта Qatargas II и
се реализации проекта на Сахалине и Statoil в процессе убедиться, что управление заводом будет осуществлятьреализации проекта Сноувит в Норвежском море. Кро- ся с полной эффективностью. Кроме того, операторов
ме того, компания Shell объявила о превышении затрат проекта беспокоит вопрос, смогут ли гигантское месв процессе реализации проекта Qatargas 4 (Катар) на торождение природного газа, расположенное недалеко
8 млрд долл. и Pearl GTL (Катар) на 14 млрд долл.
от завода, доказанные запасы которого оцениваются в
Завершение реализации проекта строительства за- 3 трлн фут3, и новые месторождения, которые еще будут
вода СПГ в Экваториальной Гвинее на шесть месяцев открыты, обеспечить в достаточных объемах поставраньше запланированного срока, в данном случае, явля- ку сырья для производства 4 млн т/год СПГ. Учитывая
ется исключением. Завершение этого проекта, затраты этот факт с точки зрения долговременных перспектив,
на который составили 1,5 млрд долл., является большим ведущим отраслевым компаниям стоит задуматься о цепрорывом компании Marathon – оператором проекта и лесообразности строительства таких мощных заводов,
держателем пакета акций (60 %). Подрядчиком проекта поскольку для поддержания высокой производительвыступила компания Bechtel, которая будет поставлять ной мощности предприятия необходимо сырье.
СПГ компании ConocoPhillips в объеме 3,7 млн т/год. В
настоящее время производительная мощность предпри- ПЕРСПЕКТИВА ПРОДАЖИ СПГ В КИТАЙ И ЯПОНИЮ
ятия составляет 3,4 млн т/год. После завершения второго
В начале сентября 2007 г. компания Shell подписала
этапа проекта, которое намечено на 2008 г., производи- договор с PetroChina о продаже СПГ. Договор включает
тельная мощность завода повысится до 4,4 млн т/год. Од- поставку на протяжении 20 лет 1 млн т/год СПГ по станако этот план может быть отложен или пересмотрен в бильным ценам. С 2003 г. цены на СПГ для потребителей
связи с превышением издержек производства.
Китая были достаточно нестабильными, поэтому в доОднако, несмотря на увеличение издержек произ- говоре был оговорен вопрос о стабильности цен. Кроме
водства, крупные ассоциации и провайдеры продол- того, почти одновременно компанией PetroChina был
жают реализовывать отдельные проекты СПГ. В 2007 г. заключен договор с Woodside о поставках на протяжекомпании Shell и Air Products завершили строительство нии 15–20 лет 2–3 млн т/год СПГ, полученного из придвух современных заводов СПГ с производительной родного газа, добытого на месторождении Брауз. Запасы
мощностью 11 млн т/год. Следует отметить, что за пос- этого месторождения составляют 20 трлн фут3 природледнее десятилетие произошел значительный прорыв в ного газа и 311 млн брл конденсата.
области повышения произвоПроект Browse включает в
дительной мощности заводов
себя не только добычу природСПГ (рис. 1).
ного газа на месторождении
10–11 млн т/год (завершен,
Специалистам отрасли поБрауз, расположенном на севозможно, к 2015 г.)
надобилось почти 30 лет, чтоверо-восточном шельфе Авсбы разработать технологии
тралии, но и строительство на
повышения производительной
побережье завода СПГ с произмощности. Благодаря новым
водительной мощностью 7 млн
Россия
разработкам была повышена
т/год. Новый завод будет введен
Норвегия
Египет
на 0,5 млн т/год производительв эксплуатацию в 2014 г. Второй
Экваториальная
Тринидад
ная мощность на заводе СПГ в
этап проекта включает сооруГвинея
Австралия Нигерия
Арзу (Алжир) и на 3 млн т/год в
жение и монтаж дополнительОман
Индонезия
Малайзия
Бонни (Нигерия) – на заводе,
ной установки с еще большей
Катар
США
введенном в эксплуатацию в
производительной мощностью.
Бруней
Ливия Абу-Даби
конце 1990-х гг. В течение посАлжир
В своем интервью предсталедних 10 лет было завершено
витель PetroChina заявил, что
строительство нескольких закомпания планирует закупать
водов СПГ. Среди этих проек- Рис. 1. Повышение производительной мощности предпри- СПГ в Австралии по цене 7–
тов можно отметить завод СПГ ятий СПГ
9 долл/млн БТЕ, в то время как
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№2 • февраль 2008
61
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: РЫНОК СПГ
Схема транспортировки газа с Каспийского региона и Ближнего Востока
Австрия
Венгрия
Словения
Украина
Молдова
Хорватия
Италия
Республика
Югославия
Болгария
Македония
Албания
Казахстан
Россия
Румыния
Каспийское
море
Босния
Черное
море
Туркменистан
Грузия
Армения
Азербайджан
Греция
Турция
Иран
Сирия
Схема поставок
СПГ на западное
побережье США и
Западную Мексику
Перу
Ирак
Назначение заводов
Рис. 2. Трубопроводы Nabucco и South Stream. В соответствии
с прогнозом европейских аналитиков эти трубопроводы станут
основными транспортными линиями для поставки в Европу СПГ
СПГ из Азии будет закупаться по цене 8–10 долл/млн
БТЕ. Компания Woodside владеет (34 %) месторождением
Брауз совместно с компаниями BP, Chevron, BHP и Shell.
Эти два договора подтверждают, что в ближайшее время Китай станет активным потребителем на рынке СПГ.
Это открывает широкие возможности для реализующихся
и планируемых проектов СПГ Австралии. Однако проблемы, связанные с экологической обстановкой, могут повлиять на реализацию проекта Gorgon на Восточном Тиморе.
В соответствии с проектом производительная мощность
завода Gorgon составит 10 млн т/год, из которых 4,2 млн
т/год в соответствии с заключенным долгосрочным контрактом, планируется продавать в Японию. Введение в эксплуатацию нового завода запланировано на 2010 г.
После 2010 г. Япония также планирует закупать СПГ
в Австралии. Например, компании Tokyo Gas и Kansai
Electric Power подписали договор о покупке 5-процентной
доли активов завода СПГ, принадлежащего Woodside.
Эти компании планируют вложить в проект 10 млрд долл.
Проект включает сооружение установок по сжижению
природного газа в Пенинсула (на северо-восточном побережье), где уже построен один завод СПГ.
Одним из конкурентов Австралии станет Индонезия, которая также строит совместно с компаниями
Total и Inpex завод СПГ с производительной мощностью 7,6 млн т/год. Завод будет построен в Икту (Индонезия). Завершение проекта намечено на 2012 г.
В соответствии с контрактом, начиная с 2012 г., Япония будет покупать у Австралии СПГ (20 млн т/год).
Япония будет приобретать СПГ, который будет производиться на заводах Nws, Darwin, Gorgon и Pluto. В июне
2006 г. компания Santos завершила строительство завода СПГ в Глэдстоуне (шт. Квинсленд, Австралия) с производительной мощностью свыше 4 млн т/год. Следует
отметить, что в шт. Квинсленд (Австралия) добываются
большие объемы метана из угольных пластов. Завод по
сжижению этого газа планируется построить к 2010 г.,
чтобы к 2014 г. начать экспорт СПГ.
ТРУБОПРОВОД НАБУККО
В настоящее время австрийские специалисты доказывают целесообразность строительства газопровода
Nabucco, один из участков которого будет проложен
почти параллельно существующему газопроводу South
Stream (рис. 2). Кроме того, чтобы ускорить его строительство Австрия планирует вложить 6,2 млрд долл.
Протяженность трубопровода Nabucco, производительную мощность которого к 2020 г. планируется увели-
62
Существующие Планируемые
Чили
Сжижение
Регазификация
Рис. 3. Существующие и планируемые мощности СПГ в Тихоокеанском регионе
чить до 30 млрд см3/год, составит 3300 км. Завершение
строительства трубопровода запланировано на период
2008–2011 гг. Nabucco будет проложен по территории
Турции, Болгарии, Румынии, Венгрии и Австрии. В соответствии с прогнозом европейских аналитиков в ближайшие 25 лет спрос на СПГ в Европе увеличится на
200–300 млрд см3/год. Аналитики считают, что в будущем эти два газопровода будут активно использоваться,
чтобы поставлять СПГ на европейские рынки.
СРЕДНЕСРОЧНЫЙ ПРОГНОЗ
СПРОСА И ПОСТАВОК СПГ
Увеличивающийся спрос в Европе и США на импортный природный газ будет способствовать повышению
спроса на СПГ. В 2007 г. большие объемы СПГ направлялись из Европы в США в связи с повышением цен до
6–8 долл/млн БТЕ. Это решение было принято в связи
со сравнительно низким спросом на СПГ в Европе. Как
на европейских рынках, так и в США увеличивается
число терминалов, на которые поставляется СПГ из Экваториальной Гвинеи, Норвегии и Египта.
Кроме того, повышается спрос на СПГ в странах
тихоокеанского региона, среди которых доминируют
Япония и Южная Корея. С этими странами заключены
долговременные контракты на поставку СПГ. Также
подписано несколько долговременных контрактов с
Китаем. В настоящее время реализуется несколько проектов строительства заводов СПГ в Австралии, Новой
Зеландии и Папуа Новой Гвинее. В 2008 г. будет сдан в
эксплуатацию проект Сахалин-2. Перспективы развития рынков СПГ в тихоокеанском регионе представлены на рис. 3.
Перевел Г. Кочетков
D. Wood (Д. Вуд), консультант, специализирующийся
на интегрированных технологиях, экономике, рисках и информационной стратегии. М-р Вуд получил
степень доктора технических наук в Imperial College
(Лондон). М-р Вуд фокусирует внимание на исследованиях и проведении анализа рисков.
Связаться с м-ром Вудом можно по
адресу: woodda@compuserve.com.
S. Mokhatab (C. Мохатаб), консультант, сотрудничает с рядом международных компаний
и исследовательских организаций, осуществляющих
операции в энергетической отрасли. Связаться с
г-ном Мокхатабом можно по адресу: saeid.mokhatab@
gulfpubl.com.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№2 • февраль 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ ДИСТАНЦИОННОГО КОНТРОЛЯ
Специалисты компании iicorr Ltd., занимающиеся
проблемами прочности, контроля и коррозии разработали новый инструмент Magnetic Crawler, предназначенный для контроля недоступных или труднодоступных зон. С помощью магнитов инструмент может
сам фиксироваться в нужном месте и использовать
встроенные в него видео и UT-средства для исследования зон, которые могут подвергаться коррозии.
Мagnetic Crawler разработан на основе существующей
системы Trac-scan Crawler и предназначен для гарантии целостности опорных ферм буровых платформ,
водоотделяющих колонн и кессонов.
Хотя Magnetic Crawler первоначально предназначался для контроля
опорных колонн буровых платформ
большого диаметра и участков под
закрепляемыми сверху хомутами и
зажимами, он может также дистанционного контролировать большие
резервуары, трубопроводы и подводные конструкции. Система позволяет визуализировать контролируемые зоны в реальном времени, Рис.1
а также обеспечивает регистрацию
данных, и может работать в дистанционном режиме на расстояниях до
200 м от исследуемой точки. Конструкция этого инструмента позволяет использовать его на глубинах до
200 м. Этот инструмент может проходить через отверстия размером не
меньше 200х150 мм (рис. 1).
Выберете 1 на сайте www.WorldOil.
com/RS.html
Рис. 2
ПЕСЧАНЫЕ ФИЛЬТРЫ
Компания Halliburton объявила о разработке трех
новых песчаных фильтров для контроля попадания
песка в добываемую продукцию. Скважины часто бурятся в пластах, из которых вместе с нефтью поступает
нежелательная вода или газ. В скважинах со стандартными узлами заканчивания последствия прорыва в
них воды или газа при заводнении или закачке в пласт
устраняются с помощью специальных методов обработки скважин. Селектор нефти EquiFlow Oil Selector
помогает устранить нежелательное попадание воды
или газа в эксплуатационную колонну. Узлы заканчивания горизонтальных скважин имеют увеличенную
площадь контакта с нефтяным пластом, но существует риск прорыва воды или газа в них. Конструкция
устройства контроля притока воды EquiFlow помогает
поддерживать оптимальный контакт нефтяного пласта с горизонтальными скважинами за счет задержки
подхода фронта воды или газа, для увеличения дебита
скважин и добычи из всего нефтяного коллектора. Современный сетчатый фильтр PetroGuard препятствует
образованию пробок в тяжелой нефти и нефтеносном
пласте с различными продуктивными горизонтами,
для которого в противном случае потребуется использовать более сложную гравийную набивку.
Выберете 2 на сайте www.WorldOil.com/RS.html
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№2 • февраль 2008
ВИДЕОКАМЕРА ДЛЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ В НРНТ
СКВАЖИНАХ
Компания EV Offshore Ltd сообщила о разработке
системы контроля с видеокамерой EXOLeye НРНТ, первой из систем такого типа, которая позволяет получать
изображения забоя скважины при высоких температурах и давлениях (high temperature high pressure – НТНР)
в реальном времени. Предполагается, что система будет
полностью введена в эксплуатацию в первом квартале
2008 г. После первоначального запуска системы с видеокамерой компания планирует начать выпуск акустического модуля, который сможет получать изображения
при нулевой видимости. В акустическом модуле будет использоваться та
же самая телеметрия, которая предназначена для видео модуля. Оба модуля дополняют систему контроля и
могут поставляться в качестве дополнительных опций (рис. 2).
Выберете 3 на сайте www.WorldOil.
com/RS.html
БУРОВОЙ РАСТВОР НА ВОДНОЙ
ОСНОВЕ
Система TERRA-MAX представляет собой буровой раствор на водной
основе, специально разработанный
для улучшения показателей бурения в
условиях малой солености пластовых
вод и для уменьшения воздействия на
окружающую среду. Система объединяет технологии приготовления буровых растворов для полного ингибирования пород, которые встречаются
при бурении скважин в прибрежных
районах и во внутренних водоемах.
Система адаптирована для изготовления специальных буровых растворов, требуемых для
бурения данной скважины, что позволяет получить лучшие показатели бурения по сравнению с показателями,
которые могут быть получены при использовании стандартных буровых растворов на водной основе. Систему
можно использовать и при бурении трудных скважин,
для которых ранее требовались обратные эмульсии.
Система обеспечивает отличную устойчивость ствола
скважины, эффективно задерживает глину, повышает
механическую скорость проходки, хорошо капсулизирует шлам и частицы выбуренной породы, уменьшает прихват бурильной колонны и воздействие на окружающую
среду, степень разбавления, а также влияет на снижение
затрат по развертыванию системы.
Выберете 4 на сайте www.WorldOil.com/RS.html
НОВОЕ О БУРОВЫХ УСТАНОВКАХ
Компания Atlas Copco Drilling Solutions опубликовала серию сообщений о буровых установках Atlas
Copco RD20, которые специально разработаны для
буровых площадок, на которых они используются. В
сообщениях из серии Atlas Copco Drilling Solutions
суммируются преимущества монтируемой на автомобильном прицепе установки вращательного бурения
для глубоких скважин, разработанной для добычи ме-
63
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
тана из угольных пластов и добычи природного газа.
Кроме того, в сообщениях этой серии приводится информация о буровой установке, которая используется
в Аппалачских горах тремя различными компаниями.
В этих сообщениях приведены фотографии буровой
площадки и комментарии президента буровой компании или начальника буровой установки. В настоящее
время компания готовит публикацию дополнительных
сообщений этой серии, в которой ознакомит читателей
с особенностями бурового оборудования, используемого на различных буровых площадках мира.
Выберете 5 на сайте www.WorldOil.com/RS.html
CИСТЕМЫ ВПРЫСКА С КАПИЛЛЯРНЫМИ
ТРУБКАМИ МАЛОГО ДИАМЕТРА
Компания BJ Services предлагает системы Dyna-Coil,
предназначенные для эффективной механизированной
эксплуатации скважин, в которых используются капиллярные трубки малого диаметра, проходящие через колонну насосно-компрессорных труб. Через эти трубки
подаются специальные химические реагенты, вода и
растворители для увеличения продуктивности скважин.
Капиллярные трубки могут спускаться в скважины на
глубину до 22 000 фут (1 фут = 0,3048 м). Используется специальное программное обеспечение, помогающее выбрать
самые подходящие скважины для использования в них этих
систем. Более 7000 таких систем с капиллярными трубками
уже используются на месторождениях в США и Канаде,
включая Аляску и Мексиканский залив, что помогло поддержать и увеличить добычу углеводородов на освоенных
месторождениях, особенно в газовых коллекторах с низким
пластовым давлением. Одной уникальной способностью
этой системы является использование в ней блока InjectSave,
извлекаемого с помощью троса, или блока SCSSV.
Выберете 6 на сайте www.WorldOil.com/RS.html
РЕГУЛИРОВАНИЕ ДОБЫЧИ НА МЕЛКОВОДЬЕ
Компания VetcoGray, входящая в GE Oil & Gas, внедрила новую систему регулирования добычи продукции.
Система PCS 1000 это полная система управления, включающая находящиеся на палубе платформы, подводные
аппаратные средства и программное обеспечение. Особенностями этой системы является использование в ней
разработанной компанией глубоководной технологии
ModPod, позволяющей собирать такие системы из стандартизированных недорогих блоков. Эта система регулирования была внедрена в глубоководных проектах,
реализуемых в различных странах, включая такие как
проект компании Burullus Gas «Simian-Sienna-Saphire» и
проекты компании Esso Exploration Angola Ltd. «Mondo»
и «Saxi-Batique». К числу особенностей этой системы
относится использование в ней электрогидравлического модуля для управления и мониторинга подводной
арматуры и датчиков. Модуль предназначен для установки под водой с помощью водолаза и, в качестве варианта, также предусмотрена возможность управления
его работой с помощью дистанционно управляемого
подводного аппарата (ROV). Установленная на 19-дюймовой опоре главная станция управления (master control
station MCS) обеспечивает регулирование добычи на
шести подводных скважинах. MCS имеет интерфейс
для связи с оператором, а также логические устройства
управления, блоки блокировок и регистрации событий.
В качестве возможной опции может использоваться
система с дублированным персональным компьютером.
64
Эта система предназначена для глубин до 300 м при освоении подводных месторождений.
Выберете 7 на сайте www.WorldOil.com/RS.html
МОНИТОР ДЛЯ САМОХОДНЫХ КРАНОВ
Компания Hirschmann Automation and Control выпустила на рынок систему iVISOR mentor QVGA – графический индикатор грузовых моментов для самоходных
кранов. На дисплее этого блока оператор может видеть
графическое изображение крана, текущую нагрузку и
геометрическую информацию, включая фактическую
и допустимую нагрузку, длину стрелы, угол наклона
стрелы и радиус перемещения груза. На дисплее также
воспроизводится интегрированная диаграмма, которая
обеспечивает оператора информацией о коэффициенте
использования крана. Дисплей имеет разрешение 320 240
пикс. В нем использована технология BestView для автоматического регулирования контрастности в зависимости от температуры и освещения. Центральный процессор
системы и пульт управления оператора интегрированы в
одном компактном блоке. Помимо функций программируемого управления есть два CANopen интерфейса, которые позволяют передавать данные по сети и работать с
другими устройствами управления и дисплеями.
Выберете 8 на сайте www.WorldOil.com/RS.html
ПЕРЕНОСНОЙ РАДИО РЕТРАНСЛЯТОР
Компания Fern Communications Ltd, разрабатывающая системы двусторонней радиосвязи, используемые
между абонентами и коммутирующими узлами в нефтегазовых отраслях различных стран, выпустила на рынок
переносной радио ретранслятор FRX-1 ATEX. Этот новый сертифицированный ретранслятор, имеет незначительный вес, что позволяет значительно увеличить зону
охвата и дальность действия систем радиосвязи как на
суше, так и на море, за счет исключения зон радиомолчания, которые нарушают радиосвязь и прерывают передачу данных. FRX-1 это единственная система такого рода,
которая обеспечивает эффективное отклонение радиосигналов вокруг монолитных конструкций, и поэтому
они доходят до своего места назначения – радиоприемника, находящегося с другой стороны этой конструкции. Система получила одобрение для использования в
ЕС в опасных Зонах 1 и 2, газовых средах класса 11С и
при температурах до Т5 класса Т5. Этот блок работает
на VHF, морских и UHF частотах, поэтому он полностью
совмещается с существующими системами радиосвязи,
используемыми в настоящее время при освоении морских месторождений. Четырехпозиционный переключатель каналов позволяет выбрать одну из четырех частот,
что очень удобно при работе на буровых площадках и
платформах, где каналы связи сильно загружены и частоты используются в общей среде передачи данных. С
помощью систем CTCSS и DCS пользователи могут также конфиденциально пользоваться частотами совместно
с другими пользователями. Можно настроить блок на выходную мощность от 1 до 5 Вт. Вес блока равен всего 14 кг.
Система FRX-1 – легкая и исключительно компактная,
что облегчает ее использование и размещение на нефтяных платформах, буровых площадках и плавучих полупогружных буровых установках. С литиевой батареей
этот блок может работать более 18 ч до следующей зарядки. К системе прилагаются дополнительные батареи.
Выберете 9 на сайте www.WorldOil.com/RS.html
Перевел В. Клепинин
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№2 • февраль 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ОТРАСЛЕВАЯ СТАТИСТИКА
На встрече министров ОПЕК, имевшей место
11 сентября 2007 г. было принято решение о повышении добычи в странах-членах ОПЕК максимум до
27,2 млн брл/сут. Это означает дополнительное поступление на рынки 500 тыс. брл/сут нефти. Это первое решение о повышении добычи за последние два
года. Решение, принятое в 2006 г. министрами ОПЕК
о снижении добычи, повлияло на сокращение поставок на рынок 1 млн брл/сут нефти. Повышение добычи сырой нефти в странах-членах ОПЕК связано
с увеличением цен на этот энергоресурс, которые в
сентябре 2007 г. достигли рекордного уровня.
В августе 2007 г. поставки сырой нефти на рынки мира
сократились на 430 тыс. брл/сут, до 84,6 млн брл/сут. В то
же время спрос на сырую нефть повысился до 85,9 млн
брл/сут. В соответствии с различными прогнозами в
2008 г. спрос на сырую нефть в среднем повысится до
88,0 млн брл/сут. В соответствии со статистическими
отраслевыми исследованиями показатели второй половины 2007 г. снизились по сравнению с данными июняиюля 2007 г. Добыча в странах-членах ОПЕК в августе
снизилась на 40 тыс. брл/сут, однако министры 10 стран,
входящих в ОПЕК, приняли решение о повышении добычи на 80 тыс. брл/сут.
Добыча нефти в США****, тыс. брл/сут
Добыча нефти и конденсата в мире, млн брл/сут
Штат, регион
Август 2007 г.*
Средняя дневная добыча за месяц
Август 2006 г.**
Разница, %
19,0
675,0
17,0
669,0
43,0
6,0
25,0
100,0
7,0
1426,0
16,0
50,0
90,0
6,0
161,0
122,0
15,0
171,0
1264,0
51,0
140,0
24,0
5097,0
4422,0
Алабама
Аляска
Арканзас
Калифорния
Колорадо
Флорида
Иллинойс
Канзас
Кентукки
Луизиана
Мичиган
Миссисипи
Монтана
Небраска
Нью Мексико
Северная Дакота
Огайо
Оклахома
Техас
Юта
Вайоминг
Другие***
Всего
48 нижних штатов
20,0
621,0
17,0
676,0
38,0
7,0
28,0
99,0
5,0
1405,2
14,0
48,0
100,0
6,0
163,0
112,0
16,0
174,0
1368,8
49,0
143,0
27,0
5134,0
4513,0
–5,0
8,7
0,0
–1,0
13,2
–14,3
–10,7
1,0
40,0
1,5
14,3
4,2
–10,0
0,0
–1,2
8,9
–6,3
–1,7
–7,5
4,1
–2,1
–11,1
–0,7
–2,0
Страна, регион
Июль 2007 г.*
19,0
741,0
17,0
667,0
42,0
6,0
27,0
94,0
7,0
1433,0
15,0
50,0
80,0
6,0
160,0
124,0
14,0
170,0
1258,0
50,0
140,0
24,0
5144,0
4403,0
* 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
2007 г.
Август
Июль
2006 г.
Июнь
Август
205
174
78
49
456
766
334
346
2408
464
203
168
79
52
442
759
327
351
2381
669
194
175
79
49
446
749
327
339
2358
610
210
154
78
45
416
785
386
330
2404
808
Изменение, %
По месяцам
По годам
–4,4
4,2
0,0
–5,8
0,9
–1,3
0,0
–3,4
2,1
–23,9
–7,6
13,6
1,3
8,9
7,2
–4,6
–15,3
2,7
0,2
42,6
Август 2007 г.
Июль 2006 г.
Август 2006 г.
Август 2005 г.
Страны ОПЕК*
Саудовская Аравия
8,42
8,40
8,93
Иран
3,87
3,92
3,89
Ирак
1,96
2,19
1,90
ОАЭ
2,60
2,59
2,62
Кувейт
2,17
2,17
2,21
Нейтральная зона
0,56
0,55
0,58
Катар
0,83
0,83
0,82
Ангола
1,62
1,56
1,37
Нигерия
2,15
2,10
2,24
Ливия
1,70
1,70
1,71
Алжир
1,35
1,35
1,35
Венесуэла
2,36
2,34
2,56
Индонезия
0,84
0,83
0,89
Природный газоконденсат и конденсат
4,83
4,82
4,63
Всего в ОПЕК
35,26
35,35
35,70
Страны, входящие в организацию экономического содружества**
США
7,50
7,53
7,37
Мексика
3,11
3,57
3,68
Канада
3,31
3,13
3,19
Великобритания
1,37
1,50
1,66
Норвегия
2,35
2,61
2,78
Европа – другие
0,74
0,74
0,74
Австралия
0,55
0,57
0,53
Страны тихоокеанского бассейна
0,08
0,07
0,05
Всего
19,01
19,72
20,00
Страны, не входящие в ОПЕК*
Страны бывшего СССР
12,64
12,61
12,10
Китай
3,91
3,65
3,67
Малайзия
0,75
0,75
0,75
Индия
0,82
0,81
0,79
Азия – другие
1,14
1,14
1,17
Европа
0,13
0,13
0,15
Бразилия
2,20
2,14
2,10
Аргентина
0,77
0,77
0,77
Колумбия
0,55
0,55
0,53
Эквадор
0,50
0,50
0,54
Латинская Америка - другие
0,45
0,45
0,45
Оман
0,70
0,71
0,75
Сирия
0,38
0,39
0,42
Йемен
0,38
0,38
0,38
Египет
0,63
0,63
0,67
Габон
0,23
0,23
0,23
Африка/Ближний Восток – другие
1,91
1,88
1,82
Всего
28,09
27,72
27,29
Прирост***
1,92
1,92
1,90
Итого
84,28
84,71
84,89
9,06
3,88
1,81
2,46
2,13
0,58
0,77
1,23
2,40
1,64
1,34
2,71
0,94
4,50
35,45
7,32
3,76
3,06
1,84
2,97
0,80
0,54
0,05
20,34
11,64
3,62
0,74
0,78
1,14
0,16
1,99
0,78
0,53
0,53
0,46
0,79
0,46
0,42
0,70
0,23
1,54
26,51
1,86
84,16
Источник: Baker Hughes Inc.
* Включая работы по извлечению труб из скважин. за исключением скважин глубиной менее 1500 фут.
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, на входящих в организацию экономического содружества.
Цены на природный газ, долл/тыс. фут3
Цены на сырую нефть, долл/брл
12 месяцев
Действительные данные
Источник: Gas Price Report
Западно-техасская
Смесь Брент
Арабская легкая
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№2 • февраль 2008
65
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Число буровых установок для капитального
ремонта
Число буровых установок вращательного бурения в мире в целом
Источник: Weatherford.
Источник: Baker Hughes Inc. и M-I-SWACO.
Число буровых установок вращательного бурения в мире в целом
Август 2007 г.
Наземные
Морские
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
341
21
5
3
1
0
2
1
9
238
10
52
49
69
20
5
33
115
29
34
13
4
26
9
285
73
18
41
68
62
23
148
14
0
57
39
0
7
19
1
0
11
1148
Июль 2007 г.
Наземные
Морские
2
56
0
1
3
20
0
28
4
30
4
7
0
9
0
0
10
26
0
13
0
5
0
8
63
0
22
0
19
16
6
112
12
19
23
21
17
0
0
5
8
7
289
347
20
4
4
1
0
2
0
9
242
10
52
49
69
21
5
36
104
24
34
13
0
24
9
285
73
15
41
67
63
26
147
12
0
57
39
0
7
19
2
0
11
1145
Август 2006 г.
Наземные
Морские
2
54
0
1
3
18
0
27
5
31
4
6
0
9
0
0
12
26
0
12
1
5
0
8
75
0
22
0
30
18
5
116
12
18
25
20
19
1
0
8
7
6
304
479
21
4
4
1
0
1
1
10
225
9
45
41
65
23
4
4
98
27
30
10
2
23
6
265
82
14
24
55
68
22
135
11
0
50
30
0
8
20
2
0
14
1223
3
56
1
3
5
20
0
25
2
31
4
8
0
8
0
0
0
25
0
7
1
8
0
9
61
0
17
0
23
19
2
113
11
18
32
16
15
0
0
8
9
4
289
Источник: Baker Hughes Inc.
* Нет данных по Ираку.
Морские буровые установки в мире в целом
Июль 2007 г.
Всего буровых установок
2006 г.
Аренда по контракту
2006 г.
Коэффициент использования
буровых установок, %
2006 г.
Мексиканский залив Европа/Средиземное море
В мире в целом
Мобильные Платформы Мобильные Платформы* Мобильные Платформы*
132
147
193
124
77,7
84,2
56
55
23
28
41,1
50,9
103
98
103
96
100,0
97,7
107
109
107
107
100,0
98,2
667
651
596
598
89,4
91,7
290
288
241
230
83,1
79,9
Источник: ODC-Petrodata Weekly Mobile Offshore Rig Count.
* Корректированные данные.
Скалистые горы
Центральный район
Юго-запад
Мексиканский залив
Морские участки
Другие
Всего
Источник: IHS Energy.
66
Число буровых установок вращательного бурения в США
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
Август
2007 г.
2006 г.
Июль 2007 г.
Разница
2007/2006 гг., %
5
5
0
1
8
8
0
50
37
36
1
107
1
13
10
182
59
24
32
68
2
15
20
0
4
84
1
37
13
189
13
4
5
831
8
0
24
29
68
88
176
121
36
56
109
25
34
60
38
30
70
7
78
1777
0,0
0,0
–
0,0
–28,6
–28,6
–
78,6
12,1
20,7
–80,0
21,5
–
–6,7
50,0
–7,8
9,1
33,3
–20,5
–22,2
0,0
0,0
–14,3
–
0,0
–7,5
–
24,2
133,3
–1,5
13,3
50,0
–
7,1
–46,2
–75,0
19,0
28,0
–1,7
–2,3
26,7
13,3
–25,5
41,5
8,7
–17,4
12,9
–17,1
–15,6
14,3
–34,3
350,0
–28,0
3,8
Сентябрь 2007 г.
Август 2007 г.
Сентябрь 2006 г.
58
11
41
28
40
15
29
73
295
58
9
41
26
40
14
30
70
288
47
12
44
24
43
14
21
63
268
5
4
0
1
5
5
0
50
37
35
1
113
1
14
9
178
60
24
31
63
3
12
18
0
2
86
6
41
14
192
17
3
5
844
7
1
25
32
59
85
185
128
35
58
112
19
35
63
38
32
71
9
72
1804
5
4
0
1
7
7
0
28
33
29
5
93
0
15
6
193
55
18
39
81
3
12
21
0
2
93
0
33
6
195
15
2
0
788
13
4
21
25
60
87
146
113
47
41
103
23
31
76
45
28
108
2
100
1738
Источник: Baker Hughes Inc.
Геофизическая активность в мире в целом
Регионы
Геофизическая активность в США
Регионы
Число буровых установок вращательного
бурения в США
Сентябрь 2007 г.
Август 2007 г.
Сентябрь 2006 г.
7
22
11
12
12
9
73
6
20
12
12
12
8
70
9
15
12
9
7
11
63
Африка
Канада
Страны бывшего СССР
Европа
Дальний Восток*
Ближний Восток
Латинская Америка
США
Всего
Источник: IHS Energy.
* Включая Китай.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№2 • февраль 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING, Vol. 86, № 9, 10 – 2007
McPherson, Apprion
OPTIMIZING WIRELESS SYSTEMS
IN HYDROCARBON PROCESSING PLANT
J. Funkhouser,
Mottiva Norco Refinery;
F. Manley,
Emerson Process Management
IMPROVING REFINERY RELIABILITY,
PERFORMANCE AND UTILIZATION
K. Queeney, S. van der Wal,
Mettler-Toledo Ingold
EFFECTIVE PH-CONTROL THROUGH
INTELLIGENT AUTOMATION
J. Stommel, B. Snell, AspenTech
CONSIDER BETTER PRACTICES
FOR REFINING OPERATIONS
M. Mukherjee, J. Nehlsen,
Exelus Inc.
REDUCE ALKYLATE COSTS WITH SOLID-ACID CATALYSTS
A. Bahadori,
National Iranian South Oil Co.;
S. Mokhatab,
Tehran Raymand Consulting Engineers
PREDICTING THE TRUE VAPOR PRESSURE OF LPG
AND NATURAL GASOLINE
M. Haouchine, R. Benesch,
B. Talbert, T. Jacksier, Air Liqiud;
Biela, R. Moore, Equistar
MONITOR SULFUR LEVELS IN YOUR OLEFIN FEEDSTOCKS
S. Saraf, B. Thomas, Exponent Inc
BOIDIESEL: A FEEDSTOCK QUANDARY
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
HYDROCARBON PROCESSING
КОРОТКО О РАЗНОМ
W. Weirauch, главный редактор HP
ДАННЫЕ IEA ПО МИРОВОМУ ПОТРЕБЛЕНИЮ
ЭНЕРГИИ И ВЫБРОСАМ СО2
«В соответствии с данными Международного
энергетического агентства (International Energy
Agency – IEA) совершенствования в области энергопотребления сыграли решающую роль в ограничении роста темпов потребления энергоресурсов
и сокращении объемов выбросов СО2. Однако разработка современных технологий в области поставок энергоресурсов по своим темпам вдвое ниже,
чем в 70–80-х гг. прошлого столетия», − полагает
Н. Танака, исполнительный директор IEA.
Чтобы оценить влияние изменений эффективности использования энергоресурсов (и других факторов, таких как экономическая структура, доходы,
цены и состав топлива) на их потребление и выбросы
СО2, агентство провело новое масштабное исследование.
Благодаря более эффективному использованию
энергоресурсов за период с 1990 г. выбросы СО2
сократились на 14 % (1,2 Гт) по сравнению с потенциальными выбросами. Эта экономия эквивалентна
почти годовому объему потребления энергоресурсов
и выбросов СО2 Японии.
«Потребление электроэнергии бытовым и административным секторами растет намного быстрее,
чем потребление газа и нефти этими же секторами», − утверждают авторы исследования.
Благодаря разработке новых систем двигателей
и автомобилей сократился расход автомобильных
топлив и снизились выбросы (c отработанными газами) СО2. Однако во многих странах эти достижения не принесли ожидаемого успешного результата из-за постоянных заторов движения автомобилей, несоблюдения правил вождения владельцами
транспортных средств и неполадок в работе двигателей внутреннего сгорания. Более оптимистичные данные получены из производственного сектора, где потребление энергоресурсов и выбросы
СО2 остались на уровне 1990 г. при увеличении
объема производства за этот период более, чем на
одну треть.
Тем не менее, г-н Танака акцентирует внимание
на «необходимости поиска других решений относительно сокращения потребления энергоресурсов
и выбросов парниковых газов на фоне экономического роста».
ПЕРВЫЙ СТАНДАРТ НА ОТКРЫТУЮ
БЕСПРОВОДНУЮ СВЯЗЬ
Компания HART Communication Foundation
(HCF) официально выпустила спецификацию
HART 7. Благодаря недавно разработанной спецификации открывается много новых возможностей
для беспроводной связи при помощи сложных полевых устройств. Беспроводная технология HART
обеспечит простую, надежную и безопасную связь,
68
удовлетворив наиболее взыскательным требованиям заказчиков, представляющих перерабатывающую отрасль промышленности. Технология была
разработана на базе данных, полученных благодаря сотрудничеству компаний-участниц HCF. С помощью нового общедоступного стандарта производители смогут усовершенствовать характеристики
своих продуктов и найти новые технологические
решения. «Я полагаю, что продукты, удовлетворяющие требованиям нового стандарта, начнут выпускаться многими производителями уже в начале
2008 г.», − говорит Р. Хелсон, исполнительный директор HCF.
СОХРАНЕНИЕ БАЛАНСА
МЕЖДУ РОСТОМ ПРОИЗВОДСТВА
И СПРОСОМ НА НЕФТЕПРОДУКТЫ
И НЕФТЕХИМИЧЕСКОЕ СЫРЬЕ В БРАЗИЛИИ
В 2012 г. бразильской компанией Petrobras будет перерабатываться 2061 тыс. брл/сут сырья,
90 % которого составит нефть, добываемая в стране. По международным прогнозам в 2012 г. на НПЗ
Petrobras, размещенных в стране, будут перерабатывать 436 тыс. брл/сут (размещенных в других странах − 348 тыс. брл/сут) нефти. За период до 2012 г. компания планирует инвестировать
112,4 млрд долл., что в среднем составит 22,5 млрд
долл/год, из них 87 % (97,4 млрд долл.) в расширение мощностей в Бразилии и 13 % (15 млрд долл.)
в расширение мощностей компании за пределами
страны. Инвестирование в отраслевые проекты
в Бразилии характеризуется увеличением затрат
на разведочное бурение и добычу нефти (32 %), нефтепереработку (35 %) и нефтехимическое производство (30 %). Плановые инвестиции в развитие
мощностей по производству биотоплив в сумме
составят 1,5 млрд долл.
РАСШИРЕНИЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ КАТАЛИЗАТОРОВ,
СПОСОБСТВУЮЩИХ СНИЖЕНИЮ ЗАГРЯЗНЕНИЯ
ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
«В 2006 г. рынок катализаторов, способствующих
снижению загрязнения окружающей среды, оценивался в 12,2 млрд долл., в 2007 г. этот показатель
достиг 13 млрд долл., а к 2012 г. прогнозируется дальнейшее его увеличение до 18,5 млрд долл. при среднегодовом приросте на 7,4 %», − сообщают авторы
исследования, проведенного BCC Research. На долю
нефтеперерабатывающей промышленности приходится почти 90 %, но по данным аналитиков за период 2006–2012 гг. этот показатель может снизиться из-за расширения использования катализаторов
при производстве синтетических топлив и биотоплив. Однако в 2012 г. использование катализаторов
на энергетическом рынке все еще будет преобладать (примерно 2/3). Среди мобильных источников
загрязнения воздуха 50 % катализаторов, способствующих снижению выбросов отработанных газов,
использовались в автомобилях; на стационарные ис№2 февраль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
точники загрязнения атмосферы, такие как электростанции, в 2006 г. приходился 31 %.
ВЫГОДНОЕ ПРИОБРЕТЕНИЕ
ИНДИЙСКОЙ КОМПАНИИ В ВОСТОЧНОЙ АФРИКЕ
Reliance Industries Ltd. (штаб-квартира расположена в г. Мумбай, шт. Махараштра) приобрела контрольный пакет акций Gulf Africa Petroleum
Corporation (GAPCO) − компании, занимающей
ведущие позиции в нефтеперерабатывающей промышленности Восточной Африки. Базирующаяся в
Восточной и Центральной Африке компания GAPCO
со штаб-квартирой на Маврикии, владеет крупными
терминалами, и образовала розничную торговую
сеть по сбыту нефтепродуктов в некоторые страны,
включая Танзанию, Уганду и Кению. «В настоящее
время в этих восточноафриканских странах проводится прогрессивная правительственная политика
и отмечается высокий темп экономического развития», − отмечает Reliance. Потребление нефтепродуктов в этих странах неуклонно увеличивается, отражая быстрый рост ВВП. Reliance рассчитывает на
то, что эта сделка станет началом расширения рынка
сбыта нефтепродуктов и позволит ей контролировать всю глобальную нефтяную цепь «вплоть до последней мили».
ОЦЕНКА РИСКА ВОЗДЕЙСТВИЯ КЕРОСИНА
НА ЗДОРОВЬЕ ЧЕЛОВЕКА
В рамках программы CONCAWE, разработанной ЕС, были проведены исследования, которые
включали оценку влияния на здоровье человека
производства, распределения и потребления керосина и компонентов смешения. Эти исследования
были основаны на непосредственном измерении
степени воздействия, а также на косвенном гипотетическом моделировании. «В соответствии с собранными в рамках программы CONCAWE данными, здоровье рабочих, занятых в процессах производства и распределения керосина не подвергается серьезному риску. Превышение предельно
допустимых уровней концентрации вредных паров
происходит крайне редко, как правило, во время
проведения ремонтно-профилактических работ,
связанных с демонтажем технологического оборудования.
ФАКТОРЫ ВЛИЯНИЯ
БАЛАНС ИЗБЫТОЧНОЙ ПРОДУКЦИИ
ПО МЕРЕ ЗАМЕДЛЕНИЯ ПРИРОСТА МОЩНОСТЕЙ
В 2006 г. потребление нефти в Азии возросло на
336 тыс. брл/сут, тогда как глобальный прирост потребления составил только 0,8 млн брл/сут.
Китай является основным источником роста
потребления в Азии. В 2000 г. на его долю приходилось 74 % потребления нефти в этом регионе,
а в 2005−2006 гг. прирост составил примерно две трети. На период с 2007 по 2012 гг. прогнозируется ежегодный прирост потребления нефтепродуктов в Китае на 5,2 %, это означает ежегодное увеличение на
400−420 тыс. брл/сут.
Превалирующие высокие цены на нефть изменили структуру потребления и в известной степени
способствовали сдерживанию мирового потребления
нефтепродуктов. В Азии на долю Китая приходится
более 60 % прироста, в других развивающихся странах потребление нефтепродуктов растет достаточно
слабо.
Однако высокие темпы экономического роста далеко не всегда означают высокий прирост потребления нефти.
«Многие макроэкономисты рассматривают текущие и перспективные прогнозы роста ВВП и на
этом основании составляют завышенные прогнозы
потребления нефти», − сообщают авторы исследования, недавно опубликованного FACTS Global Energy
(www.FGEnergy.com).
Рост потребления нефтепродуктов в Индии, несмотря на рекордно высокие темпы роста ВВП (более
8 % в год), достаточно незначительный. На период
2007−2012 гг. прогнозируется дальнейший прирост
на 4 % в год, что в абсолютных цифрах ежегодного
прироста составит 90−120 тыс. брл/сут.
№2 февраль 2008
Основное снижение потребления нефти и нефтепродуктов в прогнозируемый период ожидается
в Японии и составит не менее 700 тыс. брл/сут.
В целом в Азии прогнозируется рост потребления
на 2,8 % в год, что составит 4,24 млн брл/сут (в период
с 2007 по 2012 гг.).
Нефтепереработка в Азии. По состоянию на январь 2007 г. суммарная производительная мощность
предприятий первичной переработки нефти в Азиатско-Тихоокеанском регионе (АТР) составляла
24,6 млн брл/сут. За период с 1999 по 2007 гг. этот показатель был увеличен на 20 %.
FACTS прогнозирует прирост мощностей в АТР
приблизительно на 5,2 млн брл/сут, лидировать
в этом регионе будут Китай и Индия, главным образом благодаря росту внутреннего потребления.
«Наращивание мощностей в Индии в основном ориентировано на экспорт и представляет угрозу с точки зрения прибыльности нефтепереработки в будущем», − полагают авторы анализа.
Планируется строить большое число новых НПЗ
и расширять мощности по переработке сернистых
нефтей и глубокой переработки остаточного сырья.
Мощности гидроочистки и вторичной переработки
также будут расширяться (3 млн и 2,6 млн брл/сут,
соответственно. За этот же период планируется повысить производительную мощность установок риформинга в среднем на 500 тыс. брл/сут.
Ближний Восток. Страны, входящие в Gulf
Cooperation Council (Совет по сотрудничеству в Персидском заливе) переживают настоящий экономический бум. Значительно возросли доходы от продажи нефти, растет внутреннее потребление нефтепродуктов, увеличились инвестиции в энергетику
и в инфраструктуры.
69
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
За период до 2010 г. прогнозируется значительный рост экономики (6–7 %), в последующий период
(2010–2015 гг.) этот показатель составит 4−5 % (из-за
сокращения непосредственного сжигания нефти),
что в абсолютных цифрах эквивалентно приросту на
2,2 млн брл/сут.
Дополнительные мощности в этом регионе в тот
же период превысят 2 млн брл/сут (рис. 1). Эти данные основаны на пересмотренных прогнозах и перекрывают опубликованный ранее завышенный прогноз (3,7 млн брл/сут).
Экономические реальности. За последние
один–два года в значительной степени увеличились затраты на проектирование и строительство
объектов нефтепереработки, включая установки
GTL (газ-в-жидкость), СПГ (сжиженный природный газ), а также проекты, связанные с первичным
звеном нефтяного хозяйства. Все труднее и труднее
становится поиск подрядчиков. Все это способствует лучшему пониманию рыночной конъюнктуры.
Нефтепереработчики начинают осознавать, что
мир не может «переварить» всю эту избыточную
продукцию, что эрозия прибыльности, нефтепереработки неизбежна. В результате, постепенно сокращается число объявлений о реализации новых
проектов. Игроки, пришедшие на рынок в предвкушении баснословных прибылей, в настоящее время вынуждены ретироваться из-за высоких затрат
и мрачности перспектив. Исключение составляют
нефтеперерабатывающие компании Индии, «бесстрашно» смотрящие в будущее.
Значительный спад потребления нефтепродуктов ожидается в Японии. Следовательно, нефтепереработчики этой страны будут стремиться к рационализации и консолидации своего бизнеса.
Увеличение затрат в энергетическом секторе негативно отражается на строительстве новых и реконструкции существующих мощностей нефтеперерабатывающей промышленности. Реализация многих проектов в мире будет прекращена или отложена. Первоначальные планы расширения мощностей,
разработанные на период до 2012 г., будут пересмотрены или сокращены на одну пятую.
Рис. 1. Бум в наращивании мощностей для первичной
переработки нефти на Ближнем Востоке в 2007–2012 гг.
70
«Высокие цены это не обязательно бич, если они
являются средством предотвращения перепроизводства и накапливания избыточных мощностей.
Они также помогают прокладывать путь для инвестиций в развитие альтернативных видов топлив −
биотоплив и возобновляемых энергоресурсов», − отмечают авторы из FACTS.
В этом новом сбалансированном сценарии
примерно в 2010−2013 гг. ожидается снижение прибыльности в нефтепереработке, хотя и в
меньшей степени, чем прогнозировалось ранее.
Прибыльность отрасли в 2010−2013 гг. составит
примерно 2−3 долл/брл.
Торговые потоки. Одной из главных проблем станет надежное снабжение новых мощностей достаточными объемами сырья. Если нефтеперерабатывающие компании на Ближнем Востоке будут выделять
достаточно нефти для удовлетворения потребностей
собственных НПЗ и совместных предприятий в других регионах мира, то поставки в другие регионы могут оказаться урезанными.
Как индийские, так и ближневосточные нефтяные компании нацелены на экспорт нефтепродуктов
на западные рынки. Без хорошего партнерства на
этих «клубных» рынках другим нефтепереработчикам будет достаточно трудно найти сбыт для своей
избыточной продукции.
Новые и современные НПЗ типа Essar Oil в Индии
планируют инвестировать в реконструкцию оборудования для переработки крупных объемов высокосернистых кислых нефтей. «Их примеру могут последовать другие НПЗ, но если они так поступят, то
большие скидки на эти нефти, вероятно, снимут», −
полагает FACTS.
Дополнительный экспорт нефти с Ближнего
Востока, вероятно, будет состоять из легких и
средних сернистых нефтей, так как процесс переработки тяжелых сернистых нефтей достаточно
продолжительный и сложный. Причем, это происходит тогда, когда азиатские нефтепереработчики
активно инвестируют в переработку сернистых
нефтей.
«Индия опередит Сингапур и станет крупнейшим экспортером нефтепродуктов в Азии.
Прогнозируется, что к 2012 г. Индия будет экспортировать более 1,6 млн брл/сут нефтепродуктов.
К 2012 г. Азия станет нетто-экспортером всех трех
транспортных топлив − бензина, керосина/реактивного топлива и дизельного топлива. Ближний Восток
превратится из нетто-импортера бензина в неттоэкспортера (рис. 2). Оба региона будут испытывать
острый дефицит нафты и котельных топлив», − прогнозируют авторы.
Другие регионы мира. Североамериканский рынок будет испытывать дефицит всех нефтепродуктов. Дефицит СПГ и реактивного топлива будет увеличиваться, тогда, как нехватка дизельных топлив в
соответствии с прогнозом пойдет на убыль. В абсолютных цифрах повышение дефицита бензина в период с 2007 по 2012 гг. не будет значительным, так
как могут появиться возможности увеличения объемов импорта.
№2 февраль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Таблица 1. Спрос и предложение СНГ в Китае, млн т
Период
Первая половина
2006 г.
Первая половина
2007 г.
Изменение, %
СНГ
Нафта
Бензин
Керосин/реактивное топливо
Газойль
Котельное топливо и др. продукты
Рис. 2. Региональная торговля нефтепродуктами
Европа будет испытывать дефицит реактивного,
дизельного и котельного топлив при нарастающем
перепроизводстве нафты и бензина. Экспорт бензина в ближайшие пять лет увеличится приблизительно
на 700 тыс. брл/сут. Большая часть объемов экспорта будет направляться в США. Дефицит дизельного
топлива будет повышаться умеренно. Европа вряд ли
сможет полностью «поглощать» все экспортируемое
ультра-малосернистое дизельное топливо, поставляемое из других регионов.
В Латинской Америке будет нарастать перепроизводство нафты и бензина наряду с растущим перепроизводством котельного топлива.
Перепроизводство керосина/реактивного топлива
будет увеличиваться, а дефицит дизельного топлива
будет снижаться.
В странах бывшего Советского Союза в период
2007−2012 гг. экспорт избыточных объемов котельного топлива сократится более чем на 400 тыс. брл/сут,
а производство керосина/реактивного топлива
из нетто-избыточного превратится в нетто-дефицитное.
В Африке дефицит бензина и дизельного топлива
будет сокращаться за счет импорта. Избыточность
котельных топлив увеличится после ввода в эксплуатацию новых НПЗ (после 2011 г.). Сжиженные нефтяные газы и нафту, производство которых станет
избыточным, будут поставлять на рынки Европы
и Азии.
ПРОБЛЕМЫ ПОТРЕБЛЕНИЯ СНГ В КИТАЕ
В СВЯЗИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ
В КАЧЕСТВЕ МОТОРНОГО ТОПЛИВА
ДИМЕТИЛЭФИРА
Импорт СНГ в Китай достиг пика в 2004 г. и составил 6,4 млн т. Тогда эта цифра не считалась «пиковой», потому что ожидалось дальнейшее увеличение
потребления и импорта. Однако по данным FACTS
Global Energy в 2005−2006 гг. объемы импорта СНГ
снизились (табл. 1).
№2 февраль 2008
Спрос
Предложение
Импорт
11,55
8,59
2,96
11,67
1
9,47
10
2,20
–26
Тенденция к снижению продолжалась до конца
2007 г. Высокие цены на СНГ на мировом рынке привели к ряду негативных последствий:
ослаблению стимулов роста потребления;
снижению прибыльности импортеров;
максимальному отбору СНГ и сбыту его на внутреннем рынке (в мае 2007 г. доля использования
на внутреннем рынке СНГ, произведенного
в Китае, составила 6 %).
«Из-за негативной обстановки, сложившейся на
внутреннем рынке, некоторые владельцы терминалов в Южном Китае занимаются реэкспортом СНГ
на ближайшие рынки», − отмечают авторы доклада
от Poten & Partness (www.poten.com).
Роль диметилэфира. С точки зрения долгосрочной
перспективы производимый в Китае диметилэфир
(ДМЭ) может заменить импортируемый СНГ. Обладая
свойствами, аналогичными свойствам СНГ, ДМЭ получают из угольного газа, запасы которого неисчислимы.
Первые достаточно мощные установки по получению ДМЭ были построены в Китае в 2003 г.
Несколько новых проектов было завершено в 2007 г.,
причем с довольно высокой нормой прибыли. При
этом капитальные затраты оказались достаточно невысокими, а сроки окупаемости инвестиций сравнительно короткими. «Экономика процесса получения
ДМЭ настолько привлекательна, что даже BP и Shell
подумывают об инвестировании производства этого
продукта», − утверждают авторы анализа.
Сбыт ДМЭ. В настоящее время производство
ДМЭ в Китае составляет примерно 600 тыс. т/год.
Один из ведущих производителей ДМЭ использует
этот продукт в качестве компонента смешения моторного топлива в пропорции 4:1 (четыре части СНГ
и одна часть ДМЭ). Эта смесь успешно используется
без дополнительной регулировки двигателя.
В настоящее время в Китае разрабатываются
стандарты на применение ДМЭ в качестве автомобильного топлива. Эти стандарты будут введены
в действие в 2008 г. Первоначально планируется перевести на это топливо десять городских автобусов
в Шанхае. В ближайшее время все такси в провинции Шаньдун будут переведены на ДМЭ. В Пекине
также планируется использовать ДМЭ вместо традиционных нефтяных топлив.
ГЛОБАЛЬНОЕ ПРОИЗВОДСТВО ПОЛИЭФИРОВ
CMAI недавно опубликовал ежегодный отчет
о состоянии рынков терефталатов и полиэфиров за
период с 2002 по 2012 гг.
Основными продуктами цепи полиэфиров являются терефталевая кислота (terephthalic acid − TPA)
71
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
и диметилтерефталат (dimethyl terephthalate − DMT),
Petrochemical & Refiners Association − NPRA) небутылочный полимер − полиэтилентерефталата
давно опубликовала ежегодный отчет о мощнос(polyester film − РЕТ), полиэфирная пленка и другие
ти нефтеперерабатывающей промышленности и
терефталат-производные. Важнейшие выводы из
резервуарного парка США. В докладе содержатэтого доклада приведены ниже.
ся данные, представленные Энергетическим инУгроза перепроизводства. Почти все новые мощформационным агентством (Energy Information
ности по производству ТРА, строительство которых
Agency − EIA) по первичной переработке нефти на
планировалось на 2006 и 2007 гг., успешно введены в
НПЗ США.
эксплуатацию. За период до 2010 г. будут построены
По состоянию на январь 2007 г. в США насчиеще дополнительные мощности на 9 млн т.
тывалось 149 действующих НПЗ (не считая о-ва
Несмотря на то, что новые проекты были одобреПуэрто-Рико и Виргинских о-вов) суммарной мощны, их немедленная реализация временно приостаностью 17,4 млн брл/сут и 18,4 млн брл/сут. Один из
новлена из опасений перепроизводства полиэфиров.
НПЗ в 2006 г. (мощностью 5800 брл/сут) был закрыт.
Если ввод в эксплуатацию новых объектов будет отОднако общее число действующих НПЗ не измениложен, то постепенно между спросом и предложенилось (149), поскольку EIA реклассифицировала заем начнет устанавливаться баланс.
вод в г. Лейк-Чарльз (шт. Луизиана) в НПЗ.
«В 2012 г. коэффициенты использования мощносВ соответствии с этими данными в 2007 г. мощностей могут достигнуть уровня 90 %. Однако за период
ти НПЗ увеличились на 0,6 % (по сравнению с 2006 г.)
2010−2012 гг., производители ТРА в Китае намерены
(табл. 2).
построить дополнительные мощности для произ«Начиная с 1976 г., не было построено ни одноводства не менее 3 млн т продукта», − прогнозирует
го «с иголочки» нового НПЗ. Однако соответствует
CMAI.
действительности и то, что ежегодно, на протяжении
Высокий спрос. За последние пять лет глобальное
последних 14 лет, вводились в эксплуатацию мощпотребление волокон в текстильном производстве
ности, эквивалентные мощностям НПЗ мирового
увеличилось в среднем на 4,5 % в год. Крайне высокикласса. Все труднее становится расширение мощми оказались темпы роста производства текстильных
ности действующих НПЗ из-за ужесточения эколоволокон (10 %) в 2004 г. с последующим снижением
гических требований, а также сложности разрешиэтого показателя до 3,7 % в связи с необходимостью
тельных процедур», − поясняет Ч. Древна, исполникорректирования товарно-материальных запасов.
тельный вице-президент NPRA.
В то же время, сравнительно высокие цены на
Г-н Древна полагает, что наиболее характерной
хлопок и растущее его производство внесли сущесособенностью современного развития нефтепетвенные изменения в ценообразование на полиэфирерабатывающей промышленности США являетры в сравнении с хлопком. По оценкам CMAI общее
ся проведение противоречивой политики, с одной
потребление текстильных волокон в ближайшие
стороны, призывающей к расширению нефтепепять лет будет увеличиваться на 3 % в год.
рерабатывающих мощностей, с другой стороны,
«Однако сеть снабжения полиэфирными волокк сокращению в ближайшие 10 лет расхода бензинами в Северной и Южной Америке и Европе будет
на на 20 % и более. В настоящее время нефтепереконкурировать с дешевым импортом готовых издерабатывающие компании повторно инвестируют
лий. Потребление промышленных волокон, техниреализацию проектов в наиболее перспективных
ческих текстильных материалов и нетканых матери(с точки зрения увеличения спроса на свою проалов в Западной Европе и США останется высоким,
дукцию) секторах.
причем прогнозируется дальнейший устойчивый
«Если политики принимают меры, направленрост спроса на эти материалы.
ные на значительное сокращение потребления
Изменение тенденций торговли. С целью удовлетнефтепродуктов, то вполне естественны сомневорения высокого регионального спроса мощности
ния отечественных нефтепереработчиков отпо производству РЕТ в Центральной Европе, странах
носительно целесообразности инвестирования
СНГ, странах Балтии, в Северной и Южной Америке
в расширение мощностей или строительство нобудут расширяться. Учитывая бурно развивающееся
вых объектов, которые окажутся ненужным балпроизводство РЕТ, с 2007 г. Европа становится неттоластом через десять лет или ранее», − заключает
импортером ТРА. В Бельгии, Португалии, Польше и
г-н Древна. Полный текст доклада NPRA помещен
России в период с 2008 по 2011 гг. будут введены нена сайте: www.npradc.org/publications/statistics/
сколько дополнительных мощностей по производству
RC2007.pdf.
ТРА, и к 2011 г. Европа вернет свои
позиции экспортера», − заключают
Таблица 2. Суммарная мощность НПЗ США на январь 2007 г., тыс. брл/сут
авторы из CMAI.
ПОСТЕПЕННЫЕ ИЗМЕНЕНИЯ
В НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ
ОТРАСЛИ США
Национальная
ассоциация
нефтехимиков и нефтепереработчиков США (The National
72
Страна
2003 г.
2004 г.
2005 г.
2006 г.
2007 г.
16 757
16 894
17 125
17 339
17 444
О-в Пуэрто-Рико
112
111
110
78
78
Виргинские о-ва
470
495
495
495
500
США
№2 февраль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
ПРИВЛЕЧЕНИЕ ЖЕНЩИН
В ПРОЕКТНО-КОНСТРУКТОРСКИЙ БИЗНЕС
Проблема нехватки квалифицированных кадров
в промышленности, перерабатывающей углеводородное сырье, приобретает глобальный характер. По-прежнему остро ставится вопрос привлечения к проектноконструкторским работам женщин и последующего
стимулирования их заинтересованности с целью удержания в этом бизнесе. На состоявшейся в 2007 г. ежегодной конференции Института строительной индустрии был представлен специальный доклад о подходах
компаний к усовершенствованию системы набора квалифицированных кадров, в том числе, привлечению
женщин к инженерно-конструкторской деятельности.
«Женщины нанимаются на работу в инженерную компанию, но затем увольняются», − говорит
Д. Матт, исполнительный директор «Программы
привлечения женщин в инженерные компании»
и сети адвокатских услуг (WEPAN). По ее мнению
компании должны задаться вопросом, создают ли
они женщинам благоприятные условия на рабочих
местах. В качестве положительного примера, г-жа
Матт рассказала о пятидневном семинаре, проведенном крупной корпорацией с обязательным привлечением высокопоставленных менеджеров, на котором
были рассмотрены вопросы решения возможных
проблем, которые могут возникнуть у женщин, работающих в проектно-технических отделах.
Также в качестве примера можно привести проведение ярмарки вакансий с приемом на работу молодых специалистов, убедившихся в достоинствах личного участия в корпоративном инженерном бизнесе.
Держатели контрольного пакета акций должны
понимать, что еще до поступления в университеты
молодежи необходимо разъяснять преимущества
работы в инженерных компаниях, где предусматривается возможность карьерного роста. Для разъяснения перспектив карьерного роста в инженерных
компаниях необходима эффективная воспитательная работа среди старшеклассников, с целью пояснения, что собой представляет проектно-конструкторское дело.
В юные годы девушкам часто внушают мысль
о том, что «математика и наука трудны, но овладеть
ими можно, если приложить усилия», − резюмирует
г-жа Матт, имеющая ученые степени бакалавра и магистра в области математики. Она рекомендует при
проведении воспитательной работы среди молодежи
и студентов акцентировать внимание на социальной
значимости инженерного труда и его результатов.
«Кто лучше всех способен сделать это? Конечно
же, родители. Исследования показали, что студенты
больше доверяют своим родителям, чем рекламным
агентам, при решении вопроса поступать или не поступать в инженерный вуз», − заключает г-жа Матт.
Для получения более подробной информации
о WEPAN посетите сайт: www.wepan.org.
ВАРИАНТЫ ПОЛУЧЕНИЯ БИОБЕНЗИНА
Производство биоэтанола начало развиваться на
базе ферментации зерна (кукурузы, пшеницы, ячменя и др.), сахара (тростникового и свекловичного)
№2 февраль 2008
и крахмала (маниоки, картофельного и др.) вплоть
до ферментации и газификации целлюлозы. Однако
технологии термохимической конверсии биомассы
также могут служить источником получения биобензина, что может оказать значительное влияние на
поставки автомобильного топлива в будущем.
В настоящее время основным промышленным
видом биобензина является биоэтанол, но на этапе
разработки находятся и другие виды биобензина.
В недавно опубликованном Nexant Chem Systems
(www.nexant.com) докладе концентрируется внимание на технических и экономических перспективах
получения и использования биологических жидких
топлив, которые могут заменить обычный бензин нефтяного происхождения.
Наиболее вероятные направления развития.
«Разработка технологий это, как правило, не абсолютно прямолинейный процесс. Технологии могут
разрабатываться различными путями, и не всегда
эффективно, а достижения отражают известный
элемент проб и ошибок, а также везения. История
развития перерабатывающей промышленности свидетельствует о том, что основными движущими силами, определяющим «эволюцию технологии», в конечном счете, являются:
минимизация капиталовложений;
снижение производственных затрат;
улучшение экологических характеристик продуктов;
повышение эффективности использования
энергии и снижение выбросов СО2;
использование дешевого сырья.
Другим подходом к разработке технологий является адаптация и комбинирование существующих
технологий и использование современного опыта
для достижения конфигурации, путем «наименьшего
сопротивления», которая может оказаться наиболее
оптимальной и которую можно внедрить в промышленность с наименьшим риском.
1. Синтез-газ из спеченной биомассы с получением биобензина. Этот процесс связан с «поджариванием» или спеканием различных материалов
биомассы−древесины, соломы, кукурузной соломы,
травы и др. − для получения гранулированного материала, похожего на уголь, с низкой влажностью и обладающего возможностью длительного хранения.
Следующим этапом является газификация гранулированного материала любым из имеющихся способов. «Основными конкурентами в области разработки
способов газификации биомассы с получением дизельного топлива и применением катализа по ФишеруТропшу в настоящее время являются компании Shell,
GE (бывшая Texaco), GKT и GTL. В настоящее время
немецкая компания Choren работает над технологией
газификации (по возможности, интегрируемой с процессом генерирования электроэнергии) для получения
синтез-газа. За этим следует каталитический синтез
с возможным применением адаптированного катализатора Фишера-Тропша для получения биобензина
автономно или одновременно с производством биодизеля, реактивного топлива и других углеводородных
продуктов и химического сырья.
73
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
2. Дегидрирование биоэтанола до биобензина.
Этот процесс связан с получением этанола из углеводородов (крахмала, сахара и целлюлозы) путем
ферментации или газификации целлюлозы для ферментации моноксида углерода в этанол.
Следующей ступенью процесса является дегидрирование этанола либо до н-бутанола по технологии
Sangi HAP или любой аналогичной технологии, либо
до углеводородного бензина также по технологии
Sandi HAP или по проверенной временем технологии
MTG (метанол-в-бензин) компании Mobil.
3. Синтез жидких топлив посредством анаэробного дигерирования метанола, выделяемого из биомассы. Этот способ связан с производством метанола из
отходов биомассы посредством анаэробного дигерирования с последующим каталитическим риформингом до синтез-газа (с помощью крайне простой
технологии и возможным интегрированием с производством электроэнергии).
И, наконец, каталитический синтез, возможно,
включая адаптированный катализатор ФишераТропша для получения биобензина раздельно или
одновременно с биодизелем, реактивным топливом
и другими углеводородными продуктами и химическим сырьем.
НЕОБХОДИМОСТЬ ПОВЫШЕНИЯ
БЕЗОПАСНОСТИ СРЕДСТВ АВТОМАТИЗАЦИИ
И СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ
В минувшем десятилетии резко возросла необходимость защиты промышленной автоматики и компьютерных средств управления (industrial automa-
tion and control system – IACS) от злоумышленного
вторжения. Сочетание широкого применения в IACS
открытых систем, платформ и протоколов наряду с
появлением множества совместных предприятий,
партнеров по альянсам, а также привлечение внешних источников, привели к возникновению серьезных угроз и повышению вероятности кибернетических атак.
«По мере появления угроз и повышения уязвимости, естественно, увеличивается риск кибернетической атаки на сеть промышленных средств связи,
соответственно, возникает необходимость защиты
компьютеров и сети обмена информацией аналитических центров».
Существуют разные средства обеспечения безопасности от вторжения в кибернетические системы
автоматизации и средств управления. Специалисты
Американского национального института стандартов (American National Standards Institute − ANSI)
подготовили доклад «Технологии безопасности для
индустриальных средств автоматизации и систем управления».
Этот документ не является сборником рекомендаций на все конкретные случаи жизни, но содержащаяся в нем информация и рекомендации
являются полезными для открытия специального
сайта с целью освещения политики обеспечения
корпоративной кибернетической безопасности,
разработки программ и процедур для IACS.
Связаться с W. Weirauch (В. Вейрах) можно по адресу:
WW@HydrocarbonProcessing.com.
НОВОСТИ ИЗ ЕВРОПЫ
T. Wright, редактор европейского отдела НР
МИРОВЫЕ ОКЕАНЫ: БЕЗВРЕДНЫЕ СБРОСЫ
ИЛИ МЕСТО НАКАПЛИВАНИЯ СО2
Последнее время все чаще активизируются споры и разногласия вокруг бункерных топлив. Д. Бут,
директор ассоциации нефтяной промышленности Нидерландов (Netherlands Petroleum Industries
Association − VNPI), считает призывы к новому стандарту на бункерное топливо на основе средних дистиллятов «донкихотской борьбой с ветряными мельницами». По его мнению, инвестиции, связанные
с дизелизацией мирового флота, экстравагантны и не
обладают визуальным эффектом для улучшения экологической ситуации.
Озабоченность VNPI можно понять. В конечном счете, речь идет о нахождении дополнительных
250 млн т средних дистиллятов для пополнения и без
того напряженных рынков топлив для наземных
транспортных средств, в частности, судов.
Дополнительные данные. «Донкихотство» заключается в том, что ЕС предполагает исключить
использование бункерных топлив в мировом судоходстве», − говорит г-н Бут. По его рекомендации
я обратился к эксперту из Europia М. Свэнсону, сообщившему мне, что Международная морская орга74
низация (International Maritime Organization − IMO),
в частности, группа по наливным судам, намерена
рассмотреть на 56 международной сессии доклад
группы экспертов из комитета по охране морской
среды. Эта группа специалистов планирует озвучить убедительную информацию, предоставленную
Ассоциацией независимых владельцев танкеров
Intertanko, о разработке мирового стандарта на судовое топливо, сгорающее без остатка.
Доклады группы по наливным судам будут способствовать принятию в апреле 2008 г. стандарта
Intertanko и других поправок с последующей ратификацией к концу года. Между тем, нефтяная промышленность организовала «круглый стол» для определения глобального критерия оценки баланса
СО2 в процессах гидрокрекинга, коксования и других конверсионных и деструктивных процессах,
связанных с переработкой остаточного сырья.
«Затраты на морские перевозки глобально возрастут из-за более высоких цен на топливо и затраты нефтепереработчиков на секвестрирование СО2
только ради того, чтобы сжигать дистиллятное топливо вместо мазута в рейсе или нахождении поблизости от побережья, что лишь в незначительной степени повлияет на улучшение экологической ситуации в середине Атлантики. Поэтому были созданы
№2 февраль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
специальные зоны контроля уровня выбросов серы.
Необходимо более глубокое изучение проблемы оправданности затрат при ничтожно малом выигрыше», − настойчиво предлагает г-н Свэнсон.
Каковы затраты? Для владельцев танкеров, перевозящих топливо, предназначенное для наземных
транспортных средств, перевод на дистиллятные
топлива в целях снижения выбросов СО2 кажется
странным и аномальным стремлением превратить
открытое море в своего рода «парк юрского периода» для демонстрации качества сжигаемого топлива.
«Известно, что судно водоизмещением 100 тыс. т выбрасывает 3 г СО2 на метрическую тонну топлива (на
километр), тогда как самолет Boeing 747 грузоподъемностью 400 т выбрасывает 550 г СО2 на т (на километр).
Но какова должна быть вызывающая зависть
позиция, занимаемая экологами в обществе (стремящемся к ограничению выбросов СО2) по отношению к морским транспортным судам по сравнению
с другими секторами экономики, которые уже вынуждены применять экологически чистые топлива? Творцы политики пытаются сделать танкерный
флот «козлом отпущения» в своем стремлении показать, что что-то делается на экологическом фронте.
Владельцы танкерных судов в поисках компромисса
готовы занять оборону в этой политической борьбе
между стремлением к обузданию выбросов СО2 и
экономической эффективностью.
Если для нефтеперерабатывающей промышленности выгоден аргумент дизелизации морских судов,
то для ЕС это означает увеличение выбросов СО2 на
21 млн т/год (15 % выбросов СО2 на НПЗ), не слишком ли высок риск? Не лучше ли поставлять для морских судов обогащенное водородом легкое топливо,
повысить экономичность судовых двигателей, снизить выбросы СО2 при сжигании топлива и только
после этого что-нибудь еще сделать для улавливания
СО2 или более полезного использования молекул углерода на НПЗ?
Возражая против этого, г-н Свэнсон признает, что
улавливание и хранение углерода это далекий от оптимального путь решения экологических проблем,
но если ограничение выбросов СО2 представляет собой ключевую проблему, то решать ее можно только
ценой значительных инвестиций, созданием новой
инфраструктуры нефтепроводной сети и производством более чистых и более легких топлив.
Tim Lloyd Wright (Т. Райт), редактор
европейского отдела НР. Ведет репортажи и организует европейские форумы по нефтепереработке с 1997 г.
Автор многих статей по проблемам,
связанным с выбросом парниковых
газов, опубликованных в средствах
массовой информации. Сотрудничает
с ВВС. С м-ром Райтом можно связаться по адресу tim.wright@gulfpub.com.
НОВОСТИ СПГ
S. Mokhatab, внештатный редактор НР
УПРАВЛЕНИЕ РИСКАМИ
ПРИ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТОВ СПГ
Установка для сжижения природного газа является центральным связующим звеном между запасами
природного газа и его конечными потребителями.
Процесс сжижения природного газа крайне важен
для достижения оптимальных результатов в бизнесе, поэтому приоритетны усилия, направленные на
совершенствование технологии и повышение экономической эффективности проектов, связанных с
СПГ. Но высокие капитальные затраты и дефицит
квалифицированной рабочей силы являются факторами риска и зачастую становятся причиной нарушения календарных графиков проектирования,
поставки оборудования, строительства (engineering,
procurement and construction − ЕРС) и резкого снижения прибыльности потенциальных СПГ-проектов.
Анализ рисков. При реализации СПГ-проектов
на международных предприятиях анализ рисков
позволяет получить дополнительную необходимую
информацию. Поскольку проекты становятся все более масштабными и сложными спонсоры некоторых
проектов привлекают специальные компании для установления контактов с ЕРС-подрядчиками с целью
сокращения сроков исполнения проектов и снижения рисков. При оценке СПГ-проектов в развитых
№2 февраль 2008
или развивающихся странах руководители должны
точно оценивать риски и управлять ими, как на этапе проектирования, так и в процессе производства.
Путем количественной оценки и снижения таких
рисков компания может в значительной степени повысить контроль финансовых затрат, снизить затраты на проект и, в конечном счете, повысить дивиденды акционеров.
Руководство должно выявлять риски на этапе
проектирования и разрабатывать систему управления рисками для всех СПГ-проектов − внутренних и
международных. Эта же система является средством
идентификации и информирования руководства о
рисках, связанных с исполнением конкретного проекта.
Этапы проектирования. Для систематического
выполнения оценки, контроля и снижения риска на
всех этапах проектирования требуется определенная система. При помощи этой системы необходимо анализировать все риски, связанные с проектом,
включая финансовый план, его реализацию, безопасность, охрану здоровья и окружающей среды,
капитальные и эксплуатационные затраты, графики строительства и выполнения монтажных работ и
пуско-наладочных операций. Риски должны изменяться для СПГ-проекта, взятого в целом, включая
акционеров и других вовлеченных участников. Эта
система должна разрабатываться с целью исключе75
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
ния ошибочных действий при выполнении требований, содержащихся в контрактных обязательствах и
в результатах оценок всех рисков.
Исполнение проекта. В процессе реализации плана проекта (project execution plan − РЕР) необходимо определить какие специальные процессы, планы
и методики необходимо применить или разработать
для оценки и управления рисками применительно к конкретному проекту. Каждый проект должен
содержать комплексный план управления рисками
(risk management plan − RMP) с указанием сроков
спецификаций оценок успехов рисков, функционала
и ответственности исполнителей. Управление рисками может быть разномасштабным, и каждый RMP
должен определить оптимальный уровень и детали
анализа.
Начальный план управления рисками (initial risk
management plan − IRMP) должен быть разработан
для оценок, выполняемых перед этапом детального
проектирования. Конечный план должен быть подвергнут повторной оценке и пересмотрен перед началом детального проектирования и ревизован перед
началом строительных работ.
Управление проектами и рисками. Все ЕРСкомпании, занятые в СПГ-проектах, независимо
от их масштаба, должны иметь всеобъемлющий и
системный подход к управлению рисками, связанными с проектами. СПГ-компания, как заказчик,
должна располагать системой управления рисками
и процедурами определения целей для RMP-подрядчиков, проектно-конструкторская компания
или ЕРС-подрядчик должен располагать комплексной программой, отвечающей требованиям и ожиданиям спонсоров.
СПГ-проекты особенно уязвимы к превышению
затрат и задержкам в сроках исполнения из-за их
масштабности. В результате: спонсоры проектов
стремятся к альтернативным стратегиям для заключения контрактов и привлечения услуг ЕРС. При
этом обсуждаются способы количественного управления рисками, сравнивается размер компенсации с
фактическими издержками и отслеживается исполнение проекта с целью повышения его экономической эффективности и выполнения анализа критических факторов, которые могут повлиять на успех.
Контракты. Один из важных аспектов снижения
риска связан с договоренностью между участниками
проекта, достигнутой в ходе переговоров. Это приведет к обеспечению финансирования проекта банками (как правило, банковским синдикатом) с уровнем надежности (малым риском), что положительно
отражается на инвестиционном климате. Основным
и наиболее оптимальным инвестированием или финансированием является долгосрочный контракт на
продажу СПГ, заключенный между продавцами и
покупателями. Для всех участников проектов − акционеров и международного финансового сообщества
необходима очень консервативная оценка каждого
проекта и анализ риска.
Saeid Mokhatab (С. Мохатаб), консультант многонациональных нефтегазовых компаний/исследовательских
организаций в добывающем и перерабатывающем секторах энергетики.
Технические и коммерческие аспекты из опыта работы на руководящих
должностях, включая партнерство
и совместные предприятия в реализации нескольких крупных нефтегазовых проектов, в частности, проектов,
связанных с производством и поставками сжиженного
природного газа − вот круг научных и деловых интересов
автора. Связаться с г-ном Мокхатабом можно по адресу:
saeid.mokhatab@gulfpubl.com.
СТРАТЕГИЯ ИНТЕГРАЦИИ
A. Ghosh, внештатный редактор НР
Повышение культуры безопасности на рабочих
местах
Термин «культура безопасности» был введен группой советников по ядерной безопасности в докладе
после Чернобыльской катастрофы. Широко применяется определение культуры безопасности, данное
Комиссией по здравоохранению и безопасности
Великобритании как «продукта индивидуальных и
групповых ценностей, отношений, восприятий, компетентности и картины поведения, которые определяют приверженность к стилю и профессионализм
в управлении здравоохранением и безопасностью».
Подходящим критерием культуры безопасности является поведение при отсутствии наблюдения.
Культура безопасности это не только улучшение
отношений наемных рабочих и служащих на всех
уровнях, но также хорошая организация управления безопасностью. Хорошая культура безопасности
76
предполагает постоянную оценку значения событий
и проблем, связанных с безопасностью, для обеспечения должного внимания к проблеме. Установление
и воспитание положительного отношения к культуре
безопасности в обществе это дорогое удовольствие.
Каждая организация имеет свою собственную
культуру безопасности, действующую на том или
ином уровне. Культура безопасности опирается на
ценности, убеждения и восприятия, определяющие
то, что должно считаться нормой для организации.
Если организация чувствует себя сильной с точки зрения поведения своих сотрудников, то не будет никаких проявлений терпимости к нарушениям
норм безопасности, и будут строго соблюдаться требования соответствия нормам. Каждый индивидуум
в организации играет определенную роль в усилении поведенческих норм.
Ответственность руководства. Руководители
компаний, производящих и имеющих дело с токсичными и огнеопасными материалами, всегда находят№2 февраль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
ся между «Сциллой и Харибдой» в своем стремлении
к снижению затрат без увеличения рисков. Однако
в условиях промышленного производства это редко
бывает достижимо. Риски превалируют везде, где
перерабатывают, хранят или манипулируют с опасными или токсичными материалами.
Такие отрасли промышленности, как нефтегазовая, химическая промышленность и генерирование
электроэнергии опасны по своей природе; средства
снижения этой опасности беспредельны по затратам. Но, если бы не устанавливались пределы для
затрат на обеспечение безопасности, эти отрасли
промышленности утратили бы конкурентоспособность, так как продукция стала бы слишком дорогой.
Сказать, что «сначала безопасность, а все остальное
потом», было бы пустой риторикой. Это сравнимо с
игнорированием реальных социальных, этических
и коммерческих дилемм, с которыми сталкиваются
добросовестные комментаторы, разработчики нормативных документов и бизнесмены.
Однако организация с более жесткой культурой
безопасности всегда оказывается в наиболее преимущественном положении с точки зрения предотвращения аварий и несчастных случаев и лучше
подготовленной к ликвидации последствий аварий,
если они имеют место. Руководство компании должно определить уровень превалирования культуры
безопасности, решив, где оно желает внедрить ее и
проложить путь к достижению поставленной цели.
Ответственность руководства заключается не только в жестком планировании безопасности, но также в насаждении строгой культуры безопасности в
руководимой им организации. Только тот, кто работает в условиях строгой культуры, чувствует себя в
большой безопасности и мотивирован к тому, чтобы
сделать рабочее место более безопасным для всех сотрудников.
Как в любой другой культуре, в культуре безопасности существует большая инерция в поведении сотрудников организации, поэтому задача руководства
заключается в преодолении этой инерции и выведении организации на более высокий уровень культуры и информированности, а также получении знаний по технике безопасности.
Ниже приведены некоторые рекомендации по
усилению культуры безопасности в организации.
Четко артикулировать однозначно выраженную культуру безопасности, одобренную на самых
верхних уровнях.
Внедрять культуру безопасности среди сотрудников, которая предполагает доступность общих
ценностей, учет верований и восприятий понятия
безопасности с четко определенными ожиданиями
и отчетностью.
Привлекать одного или нескольких менеджеров по безопасности, регулярно информирующих
высшее руководство о состоянии культуры безопасности.
Уменьшать число инцидентов путем разработки
письменных методик управления имуществом и инструкций, простых в исполнении.
Производить комплексную оценку рисков после каждого инцидента или несчастного случая.
Открыть специальную страничку в Интернете
для стимулирования всех сотрудников к активному
выявлению и сообщению об опасных ситуациях, а
также строгому соблюдению установленных правил.
Организовать систему обучения и курсы по переподготовке всех новых сотрудников и ветеранов,
а также персонала подрядчиков и всех посетителей
опасных предприятий.
Asish Ghosh (А. Гош), президент консультантской компании ARC Advisory
Group, специализирующейся на периодическом контроле, надежности и безопасности в перерабатывающих секторах промышленности. Автор многочисленных статей и докладов по этой
тематике. М-р Гош имеет более чем
30-летний опыт работы в химической,
нефтехимической, горнодобывающей
промышленности и в авиационнокосмических исследованиях. Имеет ученые степени, которые получил в университете г. Дели (Индия) и Кембриджа
(Великобритания). Связаться с г-ном Гошем можно по адресу: aghosh@arcwed.com.
АССОЦИАЦИИ
B. Thinnes, редактор раздела «Новости» журнала НР
В этом разделе публикуются перечни событий
и контакты с руководителями ассоциаций, периодические интервью с профессионалами и членами
Советов директоров высокого ранга в стремлении
получить информацию о целях, практике лоббирования, стратегиях, успехах и неудачах конкретных
ассоциаций. В данной статье читателю предлагается
интервью с Д. Киэйрнсом (Dale Keairns), президентом Американского института инженеров-химиков
(American Institute of ChemicaI Engineers – AIChE)
в связи с ежегодной конференцией, состоявшейся в
№2 февраль 2008
ноябре 2007 г. Текст интервью приведен ниже в сокращении.
Hydrocarbon Processing (HP). Что стало ключевой
темой обсуждения на конференции AIChE?
D. Keairns. В этом году ежегодная конференция
состоялась в г. Солт Лейк Сити. Это масштабный
форум нашего химического сообщества, на котором
обсуждались научные и технические проблемы, охватывающие широкий диапазон от разработки технологий промышленных процессов до компьютерного моделирования под общим названием «Вызовы
и благоприятные возможности для инженеров-химиков в условиях изменяющейся глобальной эко77
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
номики энергетики» с участием представителей
промышленности и академических кругов, включая
Национальный фонд науки, Национальный институт
здравоохранения и Министерство энергетики.
Мы также обсудили энергетические инициативы,
в частности, договорились о создании сайта,
на котором будет размещена информация
о возникающих проблемах в энергетической отрасли. Одна из проблем заключается
в дефиците квалифицированной рабочей
силы и привлечении студентов к решению
этих проблем.
НР. Какие подразделения AIChE относятся к промышленности, перерабатывающей углеводородное сырье?
Keairns. Подразделение «Топлива и нефтехимические продукты» объединяет
всех инженеров-химиков, занятых во всех этапах
производства топлив и нефтехимических продуктов.
Это подразделение ежегодно выпускает 350 статей,
проводит около 70 технических семинаров на национальных форумах, связанных с добычей, переработкой, применением и конверсией жидких, твердых и
газообразных топлив, а также с производством нефтехимических продуктов, получаемых из этих топлив. Это подразделение ответственно за программу
весенней сессии AIChE, которая будет проводиться
в Новом Орлеане весной 2008 г. Это будет крупный
форму с участием представителей промышленности
и университетов.
AIChE в 1985 г. создал Центр по безопасности
химических процессов в целях приведения в систему всех критических элементов безопасности процессов и создания основных средств непрерывного
совершенствования программ по усилению безопасности. Центр в настоящее время издал каталог,
состоящий из более чем 100 томов с описанием про-
изводимых продуктов. Мы устанавливаем контакт
с Китаем, Индией и другими странами мира, а также
заключаем партнерские отношения с другими обществами
НР. Расскажите, пожалуйста, о некоторых достижениях AIChE в области безопасности химических процессов.
D. Keairns. Безопасность химических
процессов крайне важна для многих отраслей промышленности. Я уже говорил
о Центре по химической безопасности процессов, но в отрасли есть еще немало спонсоров, которые способствуют мерам, обеспечивающим безопасное и ответственное
решение проблем безопасности.
В последнее время мы выдвинули инициативу по созданию Института устойчивости для решения всех проблем в широком смысле
слова, выходящем за пределы технологии и продуктов. Это очень разумная инициатива.
НР. Каковы преимущества членства в AIChE? Что
это дает инженеру-химику?
Keairns. AIChE это форум и превосходная возможность пообщаться напрямую во время семинаров с крупнейшими специалистами и учеными.
При современном уровне развития средств связи и
информационных технологий мы инициируем ряд
виртуальных концепций типа webinars (виртуальные
семинары) и другие способы, к которым инженерыхимики могут примкнуть и фокусировать внимание
на интересующих их темах. Еще одно преимущество
членства в AIChE заключается в возможности стать
лидером и выдвигать собственные инициативы. Мы
можем обмениваться мнениями, делиться опытом,
что может благоприятно отразиться на карьерном
росте.
Перевел Г. Липкин
РЕГИОНАЛЬНЫЕ НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
ЮЖНАЯ АМЕРИКА
Компания Integrated Biodiesel
Industries Ltd. (IBI) подписала соглашение с Diferal S.A. относительно приобретения минимальной
доли акций. Предприятие было
введено в эксплуатацию в сентябре 2007 г. Производительная мощность завода составляет 2100 т/год.
В дальнейшем планируется повысить этот показатель до 3100 т/год.
ЕВРОПА
Компания Global Power Group,
филиал Foster Wheeler Ltd. подписала контракт с Jyvaskylan
Energia Oy на разработку и поставку парового генератора для
производства 200, а в дальнейшем и 240 МВт электроэнергии.
78
Компания поставит не только парогенератор и комплектующие
узлы, но и будет осуществлять его
установку и ввод в эксплуатацию.
В соответствии с планом ввод в
эксплуатацию намечен на весну
2010 г.
Компания
Foster
Wheeler
Italiana S.p.A. подписала контракт
с Italiana Energia e Servizi S.p.A.
(IES) на разработку и оказание
технической поддержки, а также
сервисных услуг в процессе модернизации перерабатывающего
завода на севере Италии. Целью
модернизации предприятия является выпуск дизельного топлива с
ультранизким содержанием серы
(в соответствии с европейскими
стандартами). Это решение было
принято в связи с разработкой
европейской программы по снижению объемов выбросов парниковых газов.
БЛИЖНИЙ ВОСТОК
Норвежская компания Gemsa
Petroleum Co. подписала соглашение на управление и техническое
обслуживание плавучей системы
добычи, хранения и отгрузки нефти (floating production, storage
and offloading system – FPSO)
Al Zaafarana, расположенной на
шельфе Египта в Красном море.
Стоимость контракта оценивается в 200 млн норвежских крон.
Действие контракта началось
с 1 сентября 2007 г.
№2 февраль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: КОНТРОЛЬНО-ИНФОРМАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ
ОПТИМИЗАЦИЯ БЕСПРОВОДНЫХ СИСТЕМ
НА ПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ
I. McPherson, Apprion, Мофетт, Калифорния
Рекомендации по управлению инновационными беспроводными технологиями
Владельцы нефтеперерабатывающих, химических и энергетических предприятий внедряют разнообразные новые беспроводные технологические решения для совершенствования систем управления,
процессов, повышения экономической эффективности и безопасности своего бизнеса. Существует
множество примеров того, как беспроводные и сопряженные сенсорные технологии помогают автоматизировать эти процессы.
Измерения процессов могут осуществляться
с помощью беспроводных датчиков.
Беспроводные видеокамеры могут быть использованы для обеспечения безопасности по периметру предприятия.
Беспроводные сети позволяют инженерам
и техническим работникам оперативно решать
вопросы в «полевых» условиях, а не позднее
вручную в офисах.
Для слежения за материально-техническими запасами или основными фондами может использоваться радиочастотная идентификация (radio
frequency identification − RFID).
Датчики могут применяться для мониторинга
исправности оборудования в реальном масштабе времени.
Беспроводные технологии продолжают все шире
использоваться на отраслевых предприятиях, особенно в системах управления процессами. Однако
эта тенденция создает ряд проблем. Как выбрать из
множества беспроводных технологий, работающих
на разных частотах, соответствующих противоречивым стандартам и протоколам для различных областей применения?
Различные беспроводные системы размещают на
всей территории предприятия для выполнения ряда
функций, включая управление процессами, идентификацию и определение местоположения оборудования; слежение за периметрами; мониторинг температуры, вибрации и давления; активизацию и автоматизацию аварийной сигнализации и другие. Zegbee,
Wi-Fi, Wi-Max, RFID, VoIP, Bluetooth, Mesh Networks
− вот перечень систем специально размещаемых на
территории промышленных предприятий, причем
зачастую без специально подготовленного обслуживающего персонала, способного управлять всеми
этими системами.
Распространение беспроводных систем среди
производителей сопровождается узким спектром настройки на конкретные радиочастоты. Иногда возникает путаница в стандартах, взаимные помехи и противоречивые частоты; разные беспроводные прото№2 февраль 2008
колы, процессы канала, увязывающие беспроводные
и проводные системы программного обеспечения.
Последствия этих проблем особенно серьезны,
когда один департамент внедряет беспроводную
систему от одного конкретного поставщика, затем
другой департамент внедряет систему, произведенную другим поставщиком. По мере размещения этих
систем по разным подразделениям и предприятиям
компании могут возникнуть проблемы, связанные
с безопасностью, чрезмерными помехами, нарушением потока информации, доступностью и потерей
данных и ухудшением экономической эффективности. В случае если различные беспроводные системы не совмещаются по диапазону, возможны также перерывы в передаче срочных данных.
Для максимального повышения эффективности
беспроводных систем владельцам необходимо перестроить их архитектуру в рамках всего предприятия.
Вместо локальных внедрений и «точечных решений», владельцам необходимо использовать подход
«общей картины», который заключается в анализе
наиболее эффективных областей применения, и затем увязать их воедино на общей платформе программного обеспечения, скоординированной с общими бизнес-планами.
Общие принципы управления проводными сетевыми системами применимы и к беспроводным
системам, но поскольку диапазон ограничен, и большинство беспроводных устройств оперируют на
нелицензированных частотах, возникают новые серьезные проблемы. Для эксплуатации сетей беспроводной связи, так же как и проводным сетям, важно
использование практики всеобъемлющего управления в рамках всего предприятия.
Для повышения производительности, надежности и экономической эффективности при одновременном стремлении к снижению затрат менеджеры
должны по меньшей мере успешно решать следующие элементы проблемы.
УПРАВЛЕНИЕ И МАСШТАБНОЕ ИЗМЕНЕНИЕ
АРХИТЕКТУРЫ СИСТЕМЫ
Проведение эффективной политики в рамках
всего предприятия предполагает такую архитектуру
средств связи, которая была бы построена на основе
лучших технологий и оборудования, вновь разрабатываемых стандартах и самой передовой практике
применения беспроводных средств. Архитектура
должна быть основана на оптимально разработанной модели безопасности, содержащей такие функции как засвидетельствование подлинности и конт79
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: КОНТРОЛЬНО-ИНФОРМАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ
роль доступа к модели в зависимости от занимаемого
положения в руководстве предприятия.
Очень незначительное число компаний имеют
достаточно средств для содержания в штате специалистов, необходимых для управления всей
инфраструктурой, особенно в условиях повышенного дефицита квалифицированных кадров.
Поэтому обращение к одной из появившихся
специальных компаний является самой выгодной
стратегией для повышения прибыльности и минимизации рисков.
ПОСТАНОВКА ПРИОРИТЕТНЫХ ЗАДАЧ
НА УРОВНЕ ПРЕДПРИЯТИЯ
Аналогично проводным беспроводные сети связывают и передают данные между различными точками. Однако потенциал для оперирования намного более важными данными и измерениями в таких
областях как параметры процессов, в беспроводных
системах обеспечивается благодаря быстрому внедрению и отсутствию необходимости прокладки проводных линий между несколькими точками. В результате обеспечивается возможность принятия мер
для виртуально любой точки или процесса получения
информации в реальном масштабе времени.
Каждое подразделение предприятия, несомненно, может найти причины для размещения беспроводных систем с целью внутреннего пользования,
но проблемы масштабности, безопасности и защиты инвестиций делают обязательным координацию
этих решений на уровне предприятия, где могут решаться такие приоритетные задачи как управление
процессами, безопасность и логистика.
СИСТЕМНЫЕ МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ
И СИСТЕМНАЯ ПОЛИТИКА
Ошибочная практика управления беспроводными сетями, а не умышленное вторжение и создание
помех, является самой большой угрозой для безопасности беспроводных систем. Это может выражаться
в использовании неправильных паролей и кодов и
несвоевременной смены паролей, включая использование инициалов в качестве пин-кодов, неправильном введении новых устройств или исключении
вышедших из строя, и множества других ошибочных
действий. Помехи могут быть связаны с изменением
экологических характеристик объекта обслуживания беспроводной сетью, случайными радиочастотными помехами, неисправностью аппаратуры, дина-
мическими изменениями характеристик сети, несовместимостью радиочастотной аппаратуры. Решение
подобных проблем должно быть изначально заложено в инженерный аспект создаваемой беспроводной
системы, и отражаться в модели, учитывающей безопасность и экономическую эффективность предприятия как такового.
Системная политика управления должна определять все способы использования, распределения
и безопасного доступа к имеющемуся диапазону
волн с учетом потребностей конечного пользователя и уровня внедрения новейших информационных
технологий (information technology − IT).
Особо важна также разработка «дорожной карты» с использованием передового опыта управления
и расширения областей применения беспроводной
технологии. По мнению автора, для этого необходимо интегрированное предложение, включающее
программное обеспечение и услуги, объединяющее
безопасность, политику и эффективное управление
гетерогенной беспроводной инфраструктурой с помощью одного интерфейса.
Эти системные подходы к управлению сверху
вниз в значительной степени влияют на затраты владельцев предприятий благодаря повышению производительности, безопасности и надежности при одновременном снижении рисков плановых простоев
оборудования посредством автоматизации управления процессами, моделирования и продуктивного
использования беспроводных технологий.
Как показывает опыт, бесперебойно функционирующая беспроводная сеть, управляемая с единой
платформы, отвечает бизнес-целям всего предприятия.
Перевел Г. Липкин
I. McPherson (И. МакФерсон), основатель
и президент отдела архитектуры сетей
беспроводной связи компании Apprion −
пионера в области разработки программного обеспечения беспроводной связи на
крупных предприятиях нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Г-н Макферсон является научным сотрудником беспроводного
Интернет-института (Wi2). Часто выступает с докладами
по указанной тематике. Автор многих статей, опублиованных в научно-технических журналах. Имеет ученые степени бакалавра и магистра в области управления бизнесом
и беспроводными средствами связи на предприятиях.
Редакции требуются переводчики —
специалисты в области нефтепереработки
и нефтехимии, владеющие английским языком
(Москва, Московская обл.).
Обращаться: тел. 670-74-81; e-mail: publ@ogt.su
80
№2 февраль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSNG: КОНТРОЛЬНО-ИНФОРМАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ
ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ,
ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
И КОЭФФИЦИЕНТА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
МОЩНОСТЕЙ НА НПЗ
J. Funkhouser, Motiva Norco Refinery, Норко, Луизиана
F. Manley, Emerson Process Management, Остин, Техас
Новая цифровая система управления, включающая в себя канал для передачи информации (шину) показала
значительные преимущества
НПЗ Motiva Norco вырабатывает около 7 млн
галл/сут (1 галл = 3,7854 дм3) бензина для Нового
Орлеана и соседних штатов и считается одним из
крупнейших в мире нефтеперерабатывающих заводов. Компаундирование бензина требует от НПЗ
соответствия спецификациям по компонентам
смешения 24/7. Несколько лет назад руководство
НПЗ Motiva Norco пришло к выводу, что модернизация контрольно-измерительных приборов (КИП)
и средств автоматизации отстает от модернизации
основных технологических установок на заводе.
Руководство предприятия стремилось к повышению надежности эксплуатации НПЗ путем применения программируемого мониторинга завода и его
имущества, предотвращения сбоев, повышения надежности КИП и эффективности технического обслуживания и операций.
Руководство Motiva Norco выбрало прогрессивную цифровую архитектуру и главного подрядчика, и этот выбор оказался очень успешным. НПЗ
отказался от реактивного технического обслуживания в пользу профилактического технического
обслуживания, используя диагностику и профилактическое оборудование, например, для определения, какие клапаны нужно демонтировать перед
остановкой технологических установок на планово-профилактический ремонт и техническое обслуживание. За истекший год после проведенной
модернизации на НПЗ Motiva Norco были достигнуты невиданные ранее результаты с точки зрения надежности, экономической эффективности
и использования производственных мощностей,
причем главную роль в достижении этих успехов
сыграло инструментальное переоснащение предприятия.
Motiva Enterprises LLC это нефтеперерабатывающая компания, находящаяся во владении Shell и
Sandi Refining Inc., и занимающаяся производством
топлив, смазочных материалов и розничным сбытом
нефтепродуктов. НПЗ Motiva Norco перерабатывает
10,1 млн галл нефти и производит 7,1 млн галл бензина, 1,9 млн галл реактивного топлива, 2,1 млн галл дизельного топлива и 1000 т кокса в сутки. Основными
№2 февраль 2008
Рис. 1. НПЗ Motiva Norco, шт. Луизиана, вырабатывает 7 млн
галл/сут бензина
потребителями продукции Motiva являются Новый
Орлеан и граничащие с ним штаты Джорджия
и Флорида.
На установке АВТ (distilling unit − DU) нефть перегоняют на фракции, которые подвергаются дальнейшей переработке. Тяжелые фракции поступают
на установку каталитического крекинга остаточного сырья (residual catalytic cracking unit − RCCU)
и установку гидрокрекинга (hydrocracking unit −
HCU) в качестве сырья. На HCU тяжелые фракции
с DU перерабатывают в бензин и более легкие побочные продукты при условии высокого содержания водорода. На установке RCCU тяжелое сырье
в условиях высоких температур в присутствии катализатора превращается в ценные низкомолекулярные продукты − пропилен, бутилен, бензин и
дистилляты. На установке замедленного коксования тяжелое сырье подвергается термическому
крекингу с получением углеводородов и кокса. На
установках алкилирования и МТБЭ получают высокооктановые компоненты смешения бензина. На
установке гидроочистки керосина облагораживают
81
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSNG: КОНТРОЛЬНО-ИНФОРМАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ
керосин для использования в качестве реактивного
топлива.
ПРОБЛЕМЫ НА НПЗ В НОРКО
Одной из самых серьезных проблем, с которой
сталкнулась Motiva – необходимость повышения
гибкости с точки зрения сырья. В прошлом на этом
заводе перерабатывали главным образом малосернистые нефти, добываемые в Мексиканском заливе,
но в последнее время вынуждены перерабатывать
все большие объемы высокосернистых нефтей из
Африки. Эта проблема усугубилась тем, что в практике Motiva Norco компаундирование товарных
продуктов производили непосредственно в нефтепроводы для доставки потребителям. Поскольку НПЗ
Motiva Norco связан с нефтепроводом, по которому
транспортируются готовые нефтепродукты, то не
имеет собственных наливных судов для перевозки
компонентов смешения. Поэтому при компаундировании с отгрузкой товарных топлив непосредственно
в продуктопроводную сеть каждый компонент смешения должен строго отвечать требованиям спецификаций. И, наконец, поскольку спрос на продукты
соответствует, а в некоторых случаях и превосходит
проектную мощность НПЗ, компания сталкивается
с проблемой поддержания надежной эксплуатации
технологических установок во избежание перебоев
в снабжении основных рынков.
Руководство НПЗ пришло к выводу, что единственным способом преодоления этих проблем является разумное применение технологии для реализации экономически выгодных, надежных и продуктивных операций. Общие указания здесь неприемлемы, наоборот, необходима постоянная надежность, 24 часа в сутки и 7 дней в неделю. Несколько
лет назад руководство НПЗ рассмотрело возможность повышения эффективности использования
производственных мощностей без крупных капиталовложений. Как выяснилось, все возможно за одним исключением: КИП и автоматика на НПЗ уже
не отвечали современным требованиям. Установки
коксования, риформинга и гидроочистки эксплуатировались с применением морально устаревших пневматических регулирующих устройств.
Высокосернистые нефти нуждались в ужесточении требований к условиям гидроочистки и коксования. Для выполнения операции извлечения
МТБЭ из бензина необходимо было повысить требования к установке риформинга. Все это стало
причиной снижения надежности и частых простоев оборудования.
ПРИНЯТИЕ РЕШЕНИЯ О МОДЕРНИЗАЦИИ
Руководство НПЗ приняло решение о разработке проекта модернизации с целью повышения надежности оборудования, предотвращения аномальных ситуаций, быстрого определения возникших
неполадок и повышения эффективности технического обслуживания. В результате была выбрана
цифровая архитектура с сетью разведочных полевых устройств, обеспечивающих диагностическую
информацию (в реальном времени) об их состоя82
Рис. 2. Новый пункт управления на НПЗ Motiva – фокальная
точка проекта модернизации завода
нии и происходящих процессах. В эту архитектуру также входит система автоматизации, которая
полностью отвечает требованиям Foundation шин
для передачи информации, а также программное
обеспечение для транспортировки данных по мере
необходимости из операторной в цех технического облуживания для принятия решений со стороны
руководства проектно-конструкторских подразделений.
КЛЮЧЕВАЯ РОЛЬ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО
ПУНКТА УПРАВЛЕНИЯ
Проект охватывает восемь крупных технологических установок и 636 регулирующих клапанов
с 6000 точек ввода/вывода (I/O) информации и из
5 отдельных операторных, размещенных в одном
централизованном, интегрированном пункте управления. Новый централизованный пункт управления является опорной (фокальной) точкой проекта.
Конструкция позволяет операторам пристально наблюдать за состоянием всего завода по постоянно
поступающим данным, проецируемым на крупных
настенных экранах визуального наблюдения. В случае возникновения аварийной ситуации оператор
имеет возможность быстро определить проблему
и принять меры по ее предотвращению.
Залогом успеха проекта стали специалисты Motiva
Norco и изменение режима их работы. НПЗ Motiva
Norco не жалеет средств на подготовку специалистов, владеющих новой технологией. Например, в новом пункте управления размещены тренажеры для
обучения операторов контролю каждой установки,
подвергнутой реконструкции. Персонал компании,
кроме того, проходит специальный стандартный
курс обучения и практические занятия по непосредственному применению новой аппаратуры в условиях эксплуатации.
Цифровая архитектура включает в себя цифровые системы автоматизации и программного обеспечения оптимизации, широко применяемые для
повышения надежности и функций регулирования.
Расширены возможности прогнозирования, что позволяет значительно эффективнее проводить техни№2 февраль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSNG: КОНТРОЛЬНО-ИНФОРМАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ
ческое обслуживание. Рационализированы средства
связи, что сокращает время срабатывания приборов. Операторы на центральном пункте управления
получают намного больше информации с каждой
установки благодаря новой цифровой архитектуре.
Прогностическая диагностика позволяет идентифицировать и устранять неполадки в работе оборудования или приборов еще до возникновения проблем
в условиях эксплуатации. Таким образом, оснащение
новыми контрольно-измерительными приборами
повышает надежность благодаря решению проблем,
которые в противном случае могли бы привести
к прекращению работы завода.
СОКРАЩЕНИЕ ВРЕМЕНИ НА ДИАГНОСТИКУ
Оснащение новыми приборами намного сокращает время, требующееся для диагностирования
проблем. В прошлом оператор, обнаруживший неполадки во время ночного дежурства вынужден был
звонить домой инженеру и просить его прийти на завод для диагностирования проблемы. Через два-три
часа инженер, прибывший на место, начинал искать
причину неполадок. Теперь же оператор может сам
из операторной разобраться в ситуации и принять
соответствующие меры без присутствия инженера.
Если нужна помощь инженера, то оператор может
позвонить ему по телефону, и тот, включив свой монитор, увидит сложившуюся ситуацию на экране.
В результате, проблема диагностируется значительно быстрее. Это помогает предотвратить сбои в работе оборудования.
ЗНАЧИТЕЛЬНОЕ ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ
Технологические процессы, техническое обслуживание и управление − все оптимизировано благодаря внедрению новой цифровой архитектуры.
Рис. 3. Цифровые контроллеры клапанов обеспечивают
диагностику для быстрого устранения неполадок
№2 февраль 2008
Поиск и устранение неполадок производится
задолго до их проявления. Облегчается внесение
конструктивных изменений и внедрение новых
идей, не откладывая их «в долгий ящик». В результате этого значительно повышается надежность −
основной фактор нормальной эксплуатации НПЗ.
В мире, где глобальное потребление топлив почти
равно глобальной мощности нефтеперерабатывающей промышленности, остановка хотя бы одной
установки может превратиться в глобальную проблему.
Экстраординарное сотрудничество между
специалистами Norco и поставщиком средств автоматизации, работающими как единая команда,
осуществляется круглосуточно семь дней в неделю, что позволяет быстро и эффективно решать
проблемы без активного вовлечения руководства
компании. Высококвалифицированные профессионалы обеспечивают бесперебойную работу
НПЗ.
ЗНАЧИТЕЛЬНОЕ УЛУЧШЕНИЕ
ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НПЗ
Проект переоснащения завода, связанный
с внедрением цифровой архитектуры контрольноизмерительных приборов и средств автоматизации
позволил решить текущие и перспективные задачи
компании. Текущий год оказался рекордным с точки зрения надежности и коэффициента использования производственных мощностей. По мировым
стандартам Motiva Norco является лучшим НПЗ такого класса. Успех был достигнут благодаря стратегическим инвестициям в надежную технологию,
высокой квалификации специалистов и созданию
платформы, бесперебойно работающей круглосуточно и ежедневно.
Руководство Motiva Norco гордится тем, что при
сравнительно небольших капиталовложениях удалось создать так называемую «бензиновую машину», способную надежно удовлетворять потребностям рынка. НПЗ бесперебойно транспортирует
свои продукты по трубопроводам на Юго-Восточное
и Восточное побережье США. В 2006 г. в один из уикендов этот НПЗ снабдил г. Атланту (шт. Джорджия)
премиальным бензином. Это произошло в тот момент, когда все запасы бензина в городе были истощены, и никакой другой НПЗ не смог это сделать.
Аналогичный эпизод имел место в один из праздничных дней в 2007 г., когда завод был вынужден поставить премиальный бензин на рынки, расположенные
недалеко от Вашингтона. В обоих случаях бензин не
содержал МТБЭ и отвечал строгим требованиям спецификаций.
Благодаря инвестициям в сложную «умную» технологию НПЗ Norco способен вырабатывать бензин
круглосуточно при минимальных простоях. НПЗ
Norco это предприятие, готовое удовлетворять потребностям страны в автомобильных топливах путем
надежной, эффективной и безопасной поставки продуктов.
Перевел Г. Липкин
83
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: КОНТРОЛЬНО-ИНФОРМАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ
ЭФФЕКТИВНЫЙ РН-КОНТРОЛЬ ПРИ ПОМОЩИ
АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМ
K. Queeney, Mettler-Toledo Ingold, Бедфорд, Массачусетс
S. van der Wal, Mettler-Toledo Ingold, Урдофф, Швейцария
Новая технология повышает надежность и снижает эксплуатационные затраты
Проблемам предотвращения коррозии и опасных
выбросов H2S в промышленности, перерабатывающей углеводородное сырье (hydrocarbon processing
industry − HPI), в настоящее время уделяется особо
пристальное внимание из-за расширения объема
переработки высокосернистых нефтей. При этом
важную роль играет рН-контроль, но применяемые
в нефтеперерабатывающей промышленности рНанализаторы не отличаются высокой надежностью.
Поэтому измерения, производимые на потоке, часто
приводят к ошибочным результатам, так как естественные изменения качества сырья и условий переработки зачастую затрудняют разработку приемлемых
рутинных способов технического обслуживания.
Наиболее пристальное внимание в настоящее
время обращают на эффективность процессов и
прибыли по мере усиления глобальной конкуренции.
Все большее значение приобретает оптимальное
функционирование аналитических систем в пределах рабочих циклов оборудования для обеспечения
безопасности и производительности. В нефтепереработке отмечается тенденция к остановке технологического оборудования на ремонт и техническое обслуживание на основании фактического состояния
оборудования. Сочетание новых высокоэффективных датчиков и средств автоматизации позволяет надежно измерять уровень рН для принятия решений
относительно необходимости технического обслуживания.
ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ КОРРОЗИИ
И УПРАВЛЕНИЕ ПРОЦЕССОМ
Одним из наиболее агрессивных типов коррозии,
наблюдаемой на многих установках НПЗ, является
коррозия, вызываемая бисульфидом аммония, и рН
представляет собой основной фактор, влияющий на
его агрессивность. Надлежащая нейтрализация воды
в конденсаторах шлемовой части колонн на АВТ
увеличивает срок службы трубопроводной обвязки
конденсаторов и другого технологического оборудования благодаря эффективному предотвращению
коррозии. Это значительно снижает затраты на техническое обслуживание, расход ингибиторов коррозии и сокращает вынужденные простои оборудования. Изменение рН-величин на установках АВТ часто бывают связаны с проблемами, возникающими на
установке обессоливания. Поддержание заданного
уровня рН промывочной воды и соляного раствора
способствует разрушению эмульсий и оптимизирует удаление солей, включая загрязняющие примеси,
84
отравляющие дорогостоящие катализаторы на последующих стадиях переработки нефти.
Установки гидрокрекинга и гидроочистки также
уязвимы к коррозии вследствие воздействия бисульфида аммония. Высокое давление и температура еще более усложняют измерение рН. Контроль
рН-сернистой воды, выходящей из отпарной колонны, также имеет большое значение, потому что
величина рН отражает не только степень борьбы с
коррозией, но и эффективность процесса отгонки
мелких фракций.
Коррозия становится основной причиной разрушения капитального оборудования и представляет серьезную угрозу безопасности в случае утечки летучих продуктов, что повышает риск возникновения пожара и взрыва. Что касается сернистой
воды, выходящей из колонны, контроль рН помогает предотвращать случайный выброс таких газов
как H2S, исключая потенциально летальные исходы
воздействия, причинения вреда окружающей среде
и крупные штрафы за нарушение нормативных документов. Коррозия причиняет значительный вред,
поэтому предприятия, перерабатывающие углеводородное сырье, ищут новые способы борьбы с этим
неизбежным бичом.
В нефтехимических процессах, например, производстве этилена, рН-контроль играет такую же значительную роль. Квенч-вода для быстрого охлаждения реактора важна для процесса, но вода с высоким
содержанием эмульсий коррозионно агрессивна.
Агрессивные условия негативно влияют на характеристики контура рН-контроля. Неточное определение величины рН может привести к сокращению
выхода целевых продуктов, ухудшить экологические
характеристики и создать опасные условия эксплуатации. Поэтому осуществление неавтономных измерений рН на потоке важно для оптимального проведения любого процесса. Успешное внедрение рНконтроля во всех выше упомянутых областях нуждается в особом подходе.
ПРОБЛЕМЫ ИЗМЕРЕНИЯ
Общей причиной ошибочных измерений рН на
предприятиях, перерабатывающих углеводородное
сырье, является накапливание твердых частиц на
соединении эталонного электрода и/или физические или химические отложения на рН-электроде.
Образование физического или химического покрытия на стеклянном рН-электроде снижает его чувствительность. Типичное время срабатывания элект№2 февраль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: КОНТРОЛЬНО-ИНФОРМАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ
рода составляет 10 с или меньше,
однако покрытие толщиной всего
в 1 мм на электроде может увеличить время его срабатывания до
нескольких минут, что может оставить незамеченными всплески
величины рН. Алгоритмы контроля рН, сложные даже в идеальных
условиях, должны реагировать на
все увеличивающееся время срабатывания электрода вследствие
образования покрытия.
Большинство
специалистов,
осуществляющих
техническое
обслуживание, знают, что нужно
делать для решения вышеизложенных проблем. Частая очистка
и калибровка электродов могут
повлечь за собой потерю чувствительности, но где взять квалифицированных рабочих для
выполнения этих трудоемких
задач. Оптимальным решением
для обеспечения надежности измерения рН является уникальное
сочетание системного подхода к
автоматической очистке или автоматической очистке и калибровке электрода с датчиками,
снабженными диагностическими
функциями.
Распределенная
система управления
Система прокачивания
Вода под давлением
Воздух под давлением
Подключение
энергии
Соединительный кабель
Приемник среды
с дозировочными
насосами для калибровочного буферного раствора
и средств очистки
Обойма
и рН-электрод
Среднее соединение
5 м, оптимально 10 м
Рис. 1. Автоматизированная система очистки и калибровки рН-датчика
АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ
СИСТЕМЫ
Цель автоматизированной системы очистки и калибровки (рис. 1) заключается в поддержании рНэлектрода в идеальном функциональном состоянии.
Модульная система снабжена убирающейся обоймой,
позволяющей вынимать датчик из линии отбора проб,
не нарушая процесс. Промывка датчика, химическая
очистка и двухточечная рН-буферная калибровка
производятся автоматически внутри обоймы.
Модульный подход к системе автоматической очистки и калибровки позволяет использовать соответствующий уровень автоматизации, необходимый для той
или иной технологической установки. Прерывистая
промывка электрода водой непосредственно на месте
может быть достаточной при слабом загрязнении, но
в случае образования трудно поддающихся удалению
стойких покрытий и загрязнений может потребоваться
химическая очистка с последующей промывкой водой.
Эти системы могут работать в автономном режиме или
в сочетании с распределенной системой управления
(distributed control system − DCS).
Убирающаяся обойма (рис. 2) выполняет две
функции. Первая функция заключается в извлечении электрода из трубы без нарушения режима работы установки. Вторая функция заключается в создании камеры для промывки и калибровки датчика.
На рис. 3 показан принцип действия убирающейся
обоймы. Позиция 1 показывает размещение датчика в трубопроводе для осуществления измерений.
№2 февраль 2008
Преобразователь
Позиция 2 показывает датчик, поднятый из рабочего раствора в полностью изолированную обойму.
Электрод промывают, затем промывочный раствор
откачивают через камеру в обойме, где перемешивание и химическая природа раствора способствуют
удалению налипших отложений.
Система последовательно подает два калибровочных буферных раствора в камеру обоймы после ступени очистки. Связь между системой очистки и датчиком позволяет синхронизировать подачу раствора
с корректурой калибровочных параметров. После
успешного завершения калибровки и перед возвращением в процесс очищенный электрод промывают.
Функциональная последовательность операционных ступеней свободно программируется. Детальный
пример показан на рис. 4. После активизации системы
датчик изымают из процесса и проводят цикл промежуточной промывки, чередуя воздушную очистку
с водной промывкой. Эти действия выполняют перед
каждой операцией для предотвращения взаимного загрязнения раствора в промывочной камере. За этим
следует цикл водной промывки, после чего вводят химический реагент и выдерживают определенное время.
После этого вводят первый буферный раствор.
Срабатывает функция саморегулирования датчика
для установки правильной величины рН с выдержкой для стабилизации. Данные после исследования
первого буферного раствора отправляют в запоминающее устройство. Ту же операцию проделывают
и со вторым буферным раствором. Затем вычисляют
85
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: КОНТРОЛЬНО-ИНФОРМАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ
Позиция 1
Позиция 2
Рис. 2. Выдвигаемая обойма с рН-электродом с шаровым клапаном
Рис. 3. Ступени извлечения автоматизированного рН-электрода
Программа очистки
Программа калибровки
Промы- Раствор
Буфер 1
вочная
для
вода
очистки
Буфер 2
Возвращение
в процесс
Выдвижение
обоймы
Износ датчика
Рабочее время датчика
Циклы самонастройки
Циклы CIP
Циклы SIP
Максимальная температура 130 °С
Время
Промежуточный цикл
Воздух
Вода
Воздух
Вода
Воздух
Контроль износа датчика
Вода
48 дней из 300 дней
3 из 10
7 из 10
3 из 10
9 мая 2005 г.
Назад
Рис. 4. Схема синхронизации промывки, очистки и калибровки
электрода
Рис. 5. Мониторинг износа датчика
крутизну и отрезки кривой; эта информация также
отправляется в запоминающее устройство. После завершения ступени двухточечной калибровки и окончательной промывки очищенный электрод готов
к работе в процессе.
калибровки электрода, так и ISM. Затраты на эту
систему окупаются за счет увеличения срока службы электродов, меньшего участия операторов, более
высокой точности и надежности измерений. Это также означает еще большую экономию в результате
сокращения простоев, повышения эффективности
процессов, безопасности производства, более жесткого контроля рН, повышения качества продуктов и
снижения коррозии.
Перевел Г. Липкин
СОВРЕМЕННЫЕ АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ
РН-ДАТЧИКИ
Новая система датчиков позволяет получать прогностическую информацию. Система управления
автоматизированными датчиками (intelligent sensor management − ISM) представляет собой инструмент, включающий в себя электроды с заложенной
в них цифровой технологией, и является, по сути,
новым стандартом измерения рН. Интегрированная
система состоит из рН-датчика и преобразователя.
Адаптивная диагностическая информация используется для проведения планово-профилактических работ, позволяющих сокращать время простоев и снижать эксплуатационные затраты.
В статье подробно описаны принципы действия
ISM-системы, преимущества усиленной диагностики, мониторинг износа, адаптивная калибровка,
сбор и обработка данных в прогностическом режиме
и системные решения (рис. 5).
Все перечисленные преимущества системы измерения уровня рН способствуют удовлетворению
жестким требованиям HPI благодаря комбинированному системному подходу к рН-контролю с применением как автоматических средств очистки и
86
Ken Queeney (К. Куини), менеджер по сбыту продукции компании Mettler-Toledo
Ingold. Имеет 25-летний опыт в применении
аналитических электрохимических приборов. Автор нескольких статей. М-р Куини получил степени бакалавра и магистра в области химии и охраны окружающей среды. Связаться с г-ном
Куини можно по адресу: kenneth.queeney@mt.com.
Stefan van der Wal (С. Ван дер Вол), специалист в области химической и нефтехимической промышленности компании MettlerToledo Ingold в Швейцарии, занимающейся
производством и сбытом аналитических
электрохимических приборов на мировых
рынках. Имеет 10-летний опыт работы в этой области. Г-н Вол
имеет степень магистра в области химических технологий и
управления промышленными предприятиями. Связаться с гном Волом можно по адресу: stefan.vanderwal@mt.com.
№2 февраль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: МОДЕРНИЗАЦИЯ ПРОЦЕССОВ
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ПЛАНИРОВАНИЯ
ОПЕРАЦИЙ НА НПЗ
J. Stommel, B. Snell, AspenTech, Кембридж, Массачусетс
Совершенствование планирования на НПЗ предполагает двустороннюю связь между отдельными группами,
занятыми в цепочке снабжения
Стремясь к повышению деловой активности,
крупные нефтеперерабатывающие компании фокусируют свое внимание на управлении цепочкой
снабжения как интегрированным процессом с двумя
тесно связанными направлениями − планированием
и календарным планированием и контролем с помощью автоматизированных сетевых систем. На макроуровне передовой опыт ведущих нефтеперерабатывающий компаний мира в этой области заключается
в следующем: активизации процесса выбора сырой
нефти, оптимизации планирования производства на
три месяца вперед, совершенствовании работы по
стандартизации сырья и календарном планировании
и достижении непосредственных результатов от оптимизации смесей перерабатываемых нефтей.
ПРОЦЕСС ВЫБОРА СЫРЬЯ
Работа по выбору сырой нефти имеет огромное
значение для всей последующей системы переработки в существующей схеме НПЗ. Выбор нефти очень
сложен как по соображениям переработки, так и по
экономическим соображениям. «Неправильный»
выбор сорта нефти может дорого обойтись нефтепереработчику как с точки зрения слишком больших
затрат на сырье, так и с точки зрения потери прибыли от реализации нефтепродуктов.
Процесс выбора сырой нефти на основе экономической оптимизации должен включать в себя ряд
областей проектирования, существенно влияющих
на конечные результаты. К этим областям относится планирование спроса (анализ рынка), данные по
качеству сырой нефти (аналитические данные), способы моделирования, управление риском (прогнозирование цен) и устранение ограничений в поставках
нефти.
ПЛАНИРОВАНИЕ СПРОСА
НА НЕФТЕПРОДУКТЫ
Важным фактором в процессе выбора нефти
должен быть рыночный спрос на нефтепродукты.
Наряду с оценкой экспортных возможностей рыночный спрос должен прогнозироваться, причем этот
прогноз необходимо регулярно обновлять с применением современных методологий и стандартных
методов математического обеспечения, принятых в
промышленности.
Процесс выбора нефти также оценивает альтернативный вариант «сделать/купить» наряду с плановым распределением. Такая оценка позволяет
нефтепереработчикам воспользоваться рынками с
№2 февраль 2008
изменчивыми ценами на продукты при удовлетворении своих основных потребностей по оптимальным
ценам. Прогнозирование внутреннего экспортного
потенциала крайне важно; потенциальный продукт
практически диктует тип нефти, который следует
выбрать.
УПРАВЛЕНИЕ КАЧЕСТВОМ НЕФТИ
Ассортимент перерабатываемых нефтей, составляющий большую часть структуры эксплуатационных затрат на НПЗ, это эксплуатационный параметр, который устанавливают на ранней стадии
планирования с учетом времени на доставку нефти
морским транспортом, высокой производительности крупных НПЗ и ограниченной емкостью резервуарных парков. После того как ассортимент выбран,
НПЗ, как правило, должен переработать смесь сырья в продукты в узких пределах выходов, которые
ограничиваются существующими обязательствами
по продажам.
Исторически подход многих нефтепереработчиков к анализу качества нефти характеризуется отсутствием способов оценки качества нефти во время закупки и переработки, а также использованием
устаревших и неполноценных процессов моделирования при выборе нефти. Неадекватное внимание к
данным по качеству нефти причиняет двоякий вред
нефтепереработчику.
Неточные характеристики качества приводят
к неоптимальному выбору нефти. На ранней
стадии важно обеспечить потенциально приемлемый ассортимент сырья, представленный
в модели линейного программирования (linear
program − LP).
Отклонения в качестве приводят к неполадкам
в процессах, снижают выходы целевых продуктов, коэффициент использования мощностей, увеличивают эксплуатационные затраты
и иногда к выпуску продуктов, не отвечающих
требованиям спецификаций.
Для извлечения максимальной прибыли из избранных и календарно планируемых нефтей процесс поставки должен содержать хорошо продуманную программу управления качеством. Процесс определения качества должен подтверждать решение
о закупке нефти. Многие нефтепереработчики добились статуса «лучшей компании» с точки зрения
управлении качеством нефти с применением двоякого подхода, состоящего из фирменного процесса и
участия в решении в масштабах промышленности.
87
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: МОДЕРНИЗАЦИЯ ПРОЦЕССОВ
УПРАВЛЕНИЕ РИСКОМ –
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ЦЕН
Для определения цен на нефть в зависимости от времени могут быть использованы различные методы. Поскольку существует компромисс
между жесткостью анализа и временем, необходимым для его проведения, нефтепереработчики
могут получить далеко не оптимальные решения.
Для понимания чувствительности прибыльности
нефтепереработчикам необходимо ответить на
вопрос, как изменится относительная прибыльность нефтепереработки в зависимости от изменения:
− структуры цен на продукты (разброс цен);
− объема потребления нефтепродуктов (внутри
страны/экспорт);
− мощности технологических установок и/или ограничений;
− ассортимента нефти;
− сроков отгрузки нефти;
− различий в ценах на разные сорта нефти;
− качества нефти.
Поскольку многие их этих независимых переменных трудно поддаются прогнозированию, необходимо анализировать прибыльность в сравнении с эталонной смесью, а не только в одной точке
оптимального пространства. Следовательно, риск
ошибочного выбора из-за плохого анализа сводится
к минимуму. В табл. 1 перечислены основные классы независимых переменных, сведенных в «чувствительные типы», и указаны способы анализа их
переменных.
Следует разработать схему исследования всех
чувствительных параметров последующих процессов
для каждого цикла планирования. Чувствительные
параметры отбирают для ежемесячного анализа
в зависимости от текущей конъюнктуры рынка и
условий эксплуатации; сначала их ограничивают одним чувствительным параметром на каждый случай
«конъюнктурных колебаний». На рисунке показан
процесс, который может быть применен для анализа
чувствительности переменных.
Для каждого типа чувствительности могут применяться несколько анализов для правильного определения «подходящего» варианта переработки. Выборка
Сбор входных
данных и перспективы
Планирование/
календарное
планирование,
технологические процессы,
доставка сырой
нефти, торговцы
продуктами, нефтью
Входные данные для разработки базового
варианта
Разработка параметров базового варианта
Рассмотрение
условий базового
варианта
Таблица 1. Чувствительные факторы прибыльности нефтепереработки и методы рассмотрения аналитических переменных
Тип
чувствительности
Цена продукта
Спрос на продукт
Ограничения
технологических
установок
Ассортимент
нефтей
Доставка нефти
Цена на нефть
∗
Требующийся способ анализа
(идеальный)
LP*-модель
LP-модель
LP-модель
LP-модель
Спрэд – прямая зависимость от
прибыльности
Спрэд – прямая зависимость от
прибыльности
LP − линейное программирование
предлагаемых методов повышения эффективности
процесса выбора приведена в табл. 2. Хотя «ненаучный» подход нельзя исключать из рассмотрения, надлежащий анализ обычно определяет перспективы
изучения и совершенствования (выбора сырья) и, в
конечном счете, приводит к лучшим экономическим
результатам для НПЗ.
СНЯТИЕ ОГРАНИЧЕНИЙ
В ПРОЦЕССЕ ВЫБОРА НЕФТИ
Еще одним важным аспектом в процессе выбора
нефти является возможность поиска условий оптимизации экономики нефтепереработки способами,
которые в прошлом считались неэкономичными.
Варианты выбора нефти не следует ограничивать
тем «что мы всегда перерабатывали в прошлом», они
должны быть открытыми для исследования различных альтернатив.
Составителям моделей и планирующим подразделениям необходимо искать возможности выбора
более ценных продуктов, не прекращая выполнять
свои локальные конкретные обязательства по поставкам продуктов. Кроме того, благодаря использованию спотового рынка и выполнению оценки решений «сделать самому или купить» можно получить
дополнительную прибыль.
Ооблегчение разработки чувствительного варианта
Определение
чувствительных вариантов
Рекомендации
чувствительности
Факторы «чувствительности» должны учитываться во всех проявлениях эксплуатации НПЗ
88
№2 февраль 2008
Оценка нефти и
эксплуатационные
затраты
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: МОДЕРНИЗАЦИЯ ПРОЦЕССОВ
Таблица 2. Типы чувствительности при выборе нефти и способы повышения эффективности процесса выбора
Тип чувствительности
Способы
Цена продукта
– Исторический анализ разброса основных цен – среднесезонные, стандартные отклонения
– Анализ разброса цен в разных ценовых структурах (например, большой–малый
разброс цен)
– Конъюнктура рынка – оценка самой компании и консультанта
Спрос на продукт
– Исторический анализ планированного и фактического объема поставок внутри
страны
– Региональная конъюнктура спроса/предложения. Анализ конкурирующих НПЗ
Ограничения
технологических установок
– Исторический анализ продолжительности эксплуатации установок и отказов
– Прогноз профилактического технического обслуживания, пересмотр проектов остановок на капитальный ремонт
– Эксплуатационная готовность установок, оценка энергосредств
Ассортимент нефтей
– Прогнозирование календарных поставок и объема переработки
– Конъюнктура – глобальный баланс спроса/предложения в зависимости от качества нефти
Доставка нефти
– Исторический глобальный анализ – брокерский прогноз
– Конъюнктура спроса/предложения
Цена на нефть
– Исторический анализ сезонного разброса цен
– Конъюнктура спроса/предложения
– Прогнозы сторонних консультантов
ПЛАНИРОВАНИЕ ПРОИЗВОДСТВА
Процесс выбора нефти поможет определить
долговременные поставки для переработки в текущем году. Отделы закупок и доставки нефти обязаны обеспечить своевременную поставку нефти
на НПЗ в соответствии с производственным планированием.
Главная функция процесса производственного
планирования заключается в оптимизации деловой
активности НПЗ на текущий месяц, имея в виду требования, относящиеся к следующему трехмесячному
циклу. Ведущие нефтеперерабатывающие компании
осуществляют эту функцию с помощью долгосрочных LP-моделей.
Процесс производственного планирования предполагает различные области анализа, важнейшими
из которых для нефтепереработчика являются: данные по результатам анализа нефти и формулирование модели процесса переработки.
КАЛЕНДАРНОЕ ПЛАНИРОВАНИЕ
ПОСТАВОК НЕФТИ И ОБЪЕМА ПЕРЕРАБОТКИ
Для многих предприятий календарное планирование является опорной точкой различных видов
деятельности. Ведущие нефтеперерабатывающие
компании имеют разработанные ими механизмы,
облегчающие календарное планирование на НПЗ и
оценку планирования с учетом непредвиденных обстоятельств перед лицом неопределенности.
Нефтепереработчики никогда не работают в полном соответствии с месячным планом. Несмотря на
то, что недельный план ближе к реальности, ассортимент перерабатываемой нефти может измениться в
течение суток. Технологические установки эксплуатируются в блокированных режимах, а продукты отгружаются крупными партиями с помощью трубоп№2 февраль 2008
роводного, морского транспорта и мелкими партиями в автомобильных и железнодорожных цистернах.
Определение влияния изменений состава нефти,
поставляемой на НПЗ, на работу установок первичной переработки, установок вторичной переработки
и компаундирования товарных продуктов является
ключом для процесса календарного планирования
объема переработки нефти. В ведущих нефтеперерабатывающих организациях этот анализ осуществляется посредством ежедневного моделирования
всех операций на НПЗ.
ОБЪЕМ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ
Основная цель плановиков и диспетчеров заключается в увеличении продолжительности работы НПЗ на конкретной нефти или смеси нефтей,
и сокращении числа переключений установки
первичной переработки с одного сорта нефти на
другой, так как период регулировки оборудования
может исчисляться часами или сутками в зависимости от того, сколько времени требуется оператору для внесения изменений в параметры или
инструкции с учетом характеристик нового сырья.
В это период неэффективность может привести
к перерасходу энергосредств, потере в выходах
продукции и изменениям качества компонентов
смешения. Изменения сырья увеличивают эксплуатационные расходы и снижают прибыльность нефтепереработки.
Оплата простоя судов. Еще одним результатом
плохого планирования является демерредж − оплата простоя судов, причем эти суммы составляют
сотни и миллионы долларов. Поэтому вторая часть
заключается в минимизации демерреджа за счет
лучшего планирования доставки нефти и сбыта
продуктов.
89
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: МОДЕРНИЗАЦИЯ ПРОЦЕССОВ
Управление резервуарным парком. Это третья важная цель планирования. Эффективное управление резервуарным парком может снизить
уровень товарных запасов и облегчить принятие
решений по компаундированию товарных продуктов.
Прочие нужды интеграции. Процессы поставки
и переработки нефти это области, которые должны быть интегрированы не только с планированием, а со многими другими процессами. Например,
лабораторные функции должны выдавать своевременную информацию о качестве сырья, хранящегося в резервуаре, из которого нефть будет
поступать на переработку. В функции планирования должна входить формулировка целей для
эксплуатации установок, тогда как функции распределения нефти и нефтепродуктов необходимы
для подготовки календарных графиков поступления нефти на НПЗ и отгрузки готовой продукции.
Ведущие нефтеперерабатывающие компании составляют программы интегрирования этих областей деловой активности.
ОПТИМИЗАЦИЯ
И КАЛЕНДАРНОЕ ПЛАНИРОВАНИЕ
КОМПАУНДИРОВАНИЯ
Независимо от решений (эффективных или нет),
влияющих на выбор и переработку нефти и промежуточных потоков, операция компаундирования
является последним шансом для повышения общей
прибыльности. Эффективные решения способствуют повышению прибыльности на 0,05−0,50 долл/брл
(и более) товарного продукта. Прибыльность на операциях компаундирования может быть повышена
путем:
− выделения соответствующих фракций в качестве компонентов для удовлетворения спроса на
конкретные сорта продуктов;
− приобретение/продажи компонентов для снижения затрат;
− своевременной загрузки избыточных компонентов в резервуары для хранения;
− экономичного смешения компонентов при минимальных затратах и потерях в качестве товарных продуктов;
− минимизации уровней товарных запасов;
− изменения ассортимента продуктов и календарных сроков их поставки для координации
производства компонентов с календарными
графиками прибытия судов для отгрузки готовой продукции.
Основное преимущество интегрирования компаундирования и календарного планирования заключается в том, что краткосрочные возможности
повышения прибыльности могут быть идентифицированы и реализованы в соответствии с ежемесячно и еженедельно оптимизируемым производственным планом НПЗ. Интегрированная
архитектура и устоявшийся рабочий процесс
обеспечивают минимальные потери качества продуктов в результате компаундирования, получения
90
товарных смесей продуктов при минимальных затратах, сокращение числа ситуаций необходимого
повторного компаундирования, быстрое реагирование на изменение календарных графиков, более
эффективное управление товарными запасами
продуктов. Имеется также ряд существенных преимуществ, которые могут быть достигнуты, включая улучшенную координацию между операциями
компаундирования, производством и маркетингом,
и внедрением новых и стабильных технологий компаундирования.
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ
РАБОЧИХ ПАРАМЕТРОВ
Для каждой из областей, перечисленных в данной статье, разработка рабочих процессов, основанных на передовой практике ведущих нефтеперерабатывающих компаний, принесет дополнительные выгоды. Кроме того, интегрирование этих
рабочих процессов, используя функции календарного планирования, приведет к еще более значительным положительным результатам в таких аспектах как:
− совершенствование сотрудничества внутри организации;
− эксплуатация НПЗ в большем соответствии
с экономическим планом;
− повышение точности модели планирования;
− ускорение операций в цепочке материальнотехнического снабжения.
Благодаря интегрированным рабочим процессам
и средствам компаундирования планирующие подразделения НПЗ имеют возможность работать более
слаженно, используя те же модели, данные и язык.
Принятие решений, основанных на тех же данных
и предположениях, поможет плановикам более эффективно управлять не только отдельными подразделениями, но и НПЗ в целом.
Перевел Г. Липкин
John Stommel (Дж. Стоммел), менеджер по
планированию производства и сбыту нефтепродуктов компании AspenTech. Имеет
20-летний опыт работы в области анализа
капиталовложений, прибыли и разработки
проектов для многих международных нефтеперерабатывающих компаний.
Bob Snell (Б. Снэлл), вице-президент
AspenTech. Имеет 25-летний опыт работы
на ответственных должностях в нефтехимической промышленности. Последние 15 лет
занимается международной консультантской деятельностью по вопросам разработки
бизнес-стратегий, эксплуатации НПЗ, маркетингу и организации планирования на предприятиях, перерабатывающих нефтехимическое сырье. Г-н Снэлл ранее
занимал руководящие посты в компании ExxonMobil Corp.
№2 февраль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: МОДЕРНИЗАЦИЯ ПРОЦЕССОВ
СНИЖЕНИЕ СТОИМОСТИ АЛКИЛАТОВ
БЛАГОДАРЯ ТВЕРДОКИСЛОТНЫМ
КАТАЛИЗАТОРАМ
M. Mukherjee, J. Nehlsen, Exelus Inc., Ливингтон, шт. Нью Джерси
Усовершенствование технологий алкилирования способствует повышению надежности и сокращению
производственных затрат
В результате отказа от метилтретбутилэфира
(МТБЭ) нефтепереработчикам пришлось заняться
поиском способов сохранения октанового числа и
давления насыщенных паров по Рейду компаундированного бензина в соответствии с требованиями
спецификаций. Обязательное включение этанола в
смеси реформулированного бензина повысило (Reid
vapor pressure − Rvp) летнего бензина. Для компенсации потери октанового числа при удовлетворении
требованиям к давлению насыщенных паров необходимо больше алкилата. Однако процесс алкилирования связан с проблемами безопасности из-за
использования жидкокислотных катализаторов в
производстве алкилата. Новые разработки в области
твердокислотных катализаторов (solid-acid catalysts −
SAC) решают большинство проблем безопасности
для этого процесса нефтепереработки. Несколько
примеров иллюстрируют возможные варианты технологий алкилирования для удовлетворения требованиям «более чистого» товарного бензина.
ИЗМЕНЕНИЯ В БЕНЗИНОВОМ ФОНДЕ
Этанол заменяет МТБЭ как компонент смешения
бензина. К сожалению, этанол способствует повышению давления насыщенных паров компаундированного бензина. Для снижения давления паров этанолсодержащих смесей может быть использован алкилат; он восполняет также потерю октанового числа и объем из-за удаления МТБЭ из фонда бензина.
В соответствии с прогнозами в течение ближайших
нескольких лет в США использование алкилата увеличится вдвое.
В настоящее время в качестве катализатора для
производства алкилата используют либо серную кислоту, либо фтористоводородную кислоту (hydrofluoric − HF). Использование обеих этих кислот опасно и
может привести к несчастным случаям, вызванным
коррозией, и, кроме того, затруднить противопожарные меры. На рис. 1 показано, какая проблема может
возникнуть на установках жидкокислотного алкилирования [1, 2]. Кислота HF особенно опасна из-за
способности к образованию стойких аэрозолей при
аварийной утечке. Эта кислота может вызывать коррозию металлического оборудования. Серная кислота менее опасна, но при ее использовании необходимы аппараты с кирпичной футеровкой, кроме того,
у нее высокий расход. Хранение неиспользованной
№2 февраль 2008
Рис. 1. Результат инцидентов при использовании жидких кислот в процессах алкилирования. Разрыв в резервуаре с серной
кислотой убил оператора; вылилось 99 тыс. галл. кислоты [1]
или отработанной серной кислоты требует дополнительных мер безопасности. Сернокислотным установкам необходимо также дорогостоящее охлаждение для поддержания соответствующей температуры реакции.
SAC-алкилирование исключает опасности и затраты, связанные с использованием и регенерацией
коррозионноагрессивных жидких кислот. Основным
условием экономической жизнеспособности процесса SAC-алкилирования парафинов является достаточная стабильность катализатора. Твердокислотные
технологии, как правило, значительно дороже жидкокислотных технологий и требуют сложных реакторных систем для компенсации короткого срока
службы катализатора. Новый, специально разработанный SAC показал значительно более высокую
стабильность, благодаря чему твердокислотное алкилирование становится конкурентоспособной альтернативой обычным жидкокислотным технологиям [3].
НОВАЯ, СПЕЦИАЛЬНО РАЗРАБОТАННАЯ
СИСТЕМА SAC
Жидкие кислоты представляют собой хорошо определенные химические соединения с постоянными
свойствами. SAC, напротив, обладают свойствами,
которые могут быть отрегулированы. На протяжении
многих лет твердые кислоты внушали надежду на безопасное и чистое алкилирование. Однако короткий
91
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: МОДЕРНИЗАЦИЯ ПРОЦЕССОВ
Олефин
Высокооктановый
алкилат
Изобутан
Размер/форма гранул
усиливает интенсивность
переноса
Оптимизированные
крепость и распределение кислотных центров
усиливают реакции
алкилирования
Новая структура
пор снижает
дезактивацию
вследствие
коксообразования
Рис. 2. Новая, специально разработанная система SAC активизирует процесс алкилирования и снижает коксообразование
на поверхности катализатора
92
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ SAC
Как отмечено ранее, длительный срок службы катализатора в условиях, соответствующих промышленному процессу, является основным требованием
для экономической жизнеспособности процессов
SAC-алкилирования [4]. Срок службы катализатора
мы определили количественно, используя параметр
стабильности (stability parameter − SP), который является неотъемлемым свойством катализатора, зависящим от числа и плотности имеющихся кислотных
центров и их стойкости к дезактивации. Влияние SP
на эксплуатационные расходы и капитальные затраты показано на рис. 3. Чем выше значение SP, тем
ниже эксплуатационные расходы и капитальные
затраты. По существу, более высокая величина SP
означает более сильный катализатор, который смягчает условия переработки, что позволяет использовать менее дорогостоящий проект установки. По отношению к процессу алкилирования серной кислоты катализатор твердокислотного алкилирования со
значением SP, равным 0,002 или ниже, не является
экономически выгодным.
Чтобы успешно конкурировать с процессами
жидкокислотного алкилирования, твердокислотные
процессы должны иметь SP >0,002. Однако большинство SAC имеют значительно более низкие величины SP (около 0,0005−0,001). Этим объясняется,
почему твердокислотное алкилирование не выгодно
экономически по сравнению с жидкокислотными
системами.
Новые, специально разработанные, SAC должны обладать более высокими эксплуатационными
характеристиками, чем обычные твердые кислоты,
чтобы конкурировать с жидкокислотными системами. На рис. 4 показан специально разработанный
катализатор в сравнении с другими традиционными
твердыми кислотами. Все испытания по алкилированию изопарафинов были проведены в одном и том
же реакторе с идентичным составом сырья, объемной скоростью, давлением в реакторе и размером
гранул, но в некотором диапазоне температур, поскольку катализаторы (модифицированная двуокись
циркония и хлорированная окись алюминия) лучше
Эксплуатационные затраты, долл/брл
срок службы большинства твердых кислот становится причиной дорогостоящих процессов со сложными
реакторами и большим общим количеством катализатора в системе. Таким образом, SAC не могли конкурировать с жидкокислотной технологией.
Чтобы конкурировать с жидкими кислотами, новые SAC должны разрабатываться специально для
оптимальной эксплуатационной способности, а не
выбираться из существующих материалов. Кроме
того, с целью снижения конечной стоимости процесса эти катализаторы должны предназначаться для работы с практическими конструкциями реакторов [4].
SAC необходим длительный срок службы при производстве алкилата с октановой характеристикой выше
достигаемой в жидкокислотной системе.
Для получения этих результатов разработка нового SAC проводилась на многих уровнях, как показано на рис. 2 [5]. Форма и размер гранул катализатора
отрегулированы с целью обеспечения соответствующей реакционной среды посредством управления
скоростью межфазной и внутригранулной массопередачей. Таким образом, катализатор сокращает
ограничения, касающиеся конструкции реактора,
упрощает процесс и снижает общую стоимость. Для
усиления диффузии крупных молекул кокса из пор
катализатора структура пор была оптимизирована
как на макро- так и на микроуровне, сокращая таким
образом дезактивацию катализатора в результате закупорки пор.
Сила и распределение активных центров катализатора отрегулированы на активизацию алкилирования и снижение коксообразования. Активные
центры настроены на облегчение образования 2,3,3и 2,3,4-триметилпентана − оба соединения имеют октановые характеристики выше 100. Для поддержания
высокого общего октанового числа алкилата крекинг
и изомеризация в диметилгексане (dimethylhexanes −
DMH) сокращены до минимума. Тщательное регулирование свойств катализатора на многочисленных
уровнях позволяет откорректировать все заданные
технологические параметры, такие как длительный
срок службы, высокое октановое число продукта
и простую конструкцию установки.
Обычный SAC
Серная кислота
Заданный квадрант
Специально
разработанный
SAC
Общая установленная стоимость, млн долл.
Рис. 3. Эксплуатационные и капитальные затраты для разных
значений SP
№2 февраль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: МОДЕРНИЗАЦИЯ ПРОЦЕССОВ
реагируют при 20−30 °С, тогда как циолитные катализаторы лучше проявляют свои свойства в пределах
70−90 °С.
Новая система катализатора имеет SP >0,004. Она
может достигнуть более высоких эксплуатационных
характеристик, чем обычные SAC, и даже способствовать снижению затрат по сравнению с сернокислотными системами.
Специально разработанный SAC производит
алкилат с высокой октановой характеристикой
в широком диапазоне олефинового сырья, рабочих температур (60−90 °С), объемных скоростей
олефинов (от 0,1 до 0,5 л/ч) и состава сырья (отношения I/O от 10 до 15). Как показано в табл. 1,
надежность процесса способствует смягчению
требований к предварительной обработке сырья.
Октановые числа были определены ГХ-анализом
продуктов и проверены в независимых моторных
испытаниях [6]. Уникальный состав катализатора
позволяет перерабатывать широкий спектр сырья, сохраняя при этом высокое качество всего
продукта.
Таблица 1. Типичные свойства алкилатов для различного олефинового сырья при использовании специально разработанного SAC
Сырье
Пропилен
Рафинат Смешанные
МТБЭ
бутены,
30%-ный
изобутилен
Октановое число (им)
92
98,5
97,3
Октановое число (мм)
Плотность, °API
Rvp, фунт/дюйм2
90
70
4
94,5
68
2,4
94,0
69
3,3
АЛКИЛИРОВАНИЕ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ
ИЗОБУТИЛЕНА
В течение многих лет алкилирование с использованием изобутилена создавало технические проблемы. Если HF-установки способны перерабатывать
изобутилен в высококачественный алкилат, то сернокислотные системы − нет. В традиционных систе-
ПРОЦЕСС
Новый процесс алкилирования с использованием
специально разработанного SAC показан на рис. 6.
В реакционной секции применяется два многоступенчатых реактора со стационарным слоем катализатора. Один реактор используется для реакции, тогда
как в другом происходит регенерация. Поток олефинов смешивают с изобутаном, который возвращается из секции фракционирования, и с рециркулирующим реакционным потоком перед подачей в реактор. Реакция алкилирования слабо экзотермична.
Сильный катализатор нечувствителен к небольшим
Хлорированная окись
алюминия
Бета-цеолит
Специально
разработанный SAC
Сульфатированная
двуокись цикрония
Вольфрамсодержащая
двуокись циркония
Время непрерывной работы, час
Рис. 4. Длительный срок службы катализатора может быть достигнут при использовании специально разработанного SAC
№2 февраль 2008
Октановое число продукта
Превращение олефинов, %
USY-цеолит
мах сернокислотного алкилирования сырье, содержащее изобутилен, способствует высокому расходу
кислоты и снижению октанового числа (им) на восемь пунктов.
Избыточное поступление изобутилена в связи с отказом от использования МТБЭ заставило некоторые
производства перейти на димеризацию олефинов или
косвенное алкилирование (димеризацию с последующей гидрогенизацией). Процесс алкилирования,
способный перерабатывать изобутиленсодержащее
сырье, обладает значительными преимуществами перед этими вариантами переработки. Использование
изобутилена может быть выигрышным при октановом числе (мм) от 10 до 12 пунктов в сравнении с
продуктом димеризации и может вдвое увеличить
мощность производства для данного количества
олефинов. Это приводит к громадному выигрышу
с точки зрения октановых характеристик на баррель
полученного топлива. Такое преимущество особенно
важно для производителей МТБЭ в связи с текущим
снижением спроса и рассмотрением перехода на другую технологию для использования изобутилена.
Способность непосредственно алкилировать
изобутилен в высококачественный продукт имеет значительные перспективы. Специально разработанные SAC способны перерабатывать сырье,
содержащее от 0 до 100 % изобутилена, при температурах от 70 до 90 °С. Как показано на рис. 5, полученный алкилат сохраняет высокую октановую
характеристику.
Окт. ч. (им)
Окт. ч. (мм)
Доля изобутилена, %
Рис. 5. Октановая характеристика алкилата при использовании
изобутиленсодержащего сырья
93
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: МОДЕРНИЗАЦИЯ ПРОЦЕССОВ
Процесс регенерации
Олефиновое
сырье
Процесс алкилирования
Рецикловый изобутан
Огневой
нагреватель
Подпитка изобутаном
Изо-отпарная
колонна
Реактор
Теплообменник
сырье/выходящий
поток
Фазовый
сепаратор
Депропанизатор
н-Бутан
Легкие
продукты
Компрессор
В секцию
фракционирования
Реактор
Поток водорода
(общий контур)
Алкилат
Рис. 6. В процессе SAC-алкилирования используются два реактора – один в процессе работы, другой – на регенерации
изменениям температуры; для отвода тепла реакции
используется теплообменник, расположенный в контуре рециркуляции вне реактора. Типичные рабочие
условия для SAC-процесса следующие.
Температура реакции, °С . . . . . . . . . . . . 50−1090
Давление в реакторе, бар . . . . . . . . . . . . . . . . 20
Отношение изобутан/олефин
в сырье, моль/моль . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10−15
Объемная скорость олефина, л/час . . . . 0,2−0,5
Регенерация катализатора осуществляется с использованием контура циркуляции смеси водород/
углеводород при повышенной температуре 250 °С.
SAC не требует никакого оборудования для нейтрализации или промывки полученного алкилата перед
последующей обработкой. Нет необходимости применять коррозионностойкие материалы. Для этой
простой технологической схемы характерны низкие
капитальные затраты и гибкость с точки зрения модификации существующих установок.
Продолжительность цикла алкилирования рассчитана на 12−24 ч для упрощения работы реактора.
После цикла алкилирования работу реактора приостанавливают и регенерируют SAC. В течение этого
времени второй реактор поддерживает постоянное
производство алкилата. Ввиду низкой закоксованности поверхности катализатора расход водорода сохраняется минимальным.
ЭКОНОМИЧЕСКИЕ
И ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ПРЕИМУЩЕСТВА
Специально разработанный SAC может также
обеспечить значительную экономию капитальных затрат по сравнению с жидкокислотными установками −
особенно сернокислотными. Источники экономии
разнообразны. Во-первых, исключение из процесса
коррозионноактивной кислоты. Отказ от жидкой кислоты означает исключение оборудования для нейтра94
лизации кислоты, аппаратов для промывки продукта
и резервуаров для хранения свежей и отработанной
кислоты. Упрощается также конструкция оборудования: нет необходимости в аппаратах с кирпичной футеровкой и в запатентованных контакторах.
Во-вторых, изменение условий процесса. SAC работает при 50−100 °С, используя теплоту химической
реакции. Сернокислотные установки требуют охлаждения и работают при ≈ 5 °С, для чего необходимы дорогие компрессоры и охлаждающие контуры.
Исключение охлаждения также значительно снижает издержки производства электроэнергии.
В табл. 2 показаны капитальные затраты, расходы
сырьевых материалов и потребности в энерготехнических средствах.
Различие методов регенерации катализатора
обеспечивает значительную экономию средств, которую можно отнести либо к капитальным, либо
к эксплуатационным затратам. SAC регенерируют
в реакторе водородом; следовательно не образуется
никаких отходов. Для серной кислоты необходима
большая установка регенерации, размещенная либо
на территории завода (высокие капиталовложения),
либо за ее пределами (высокие эксплуатационные
затраты).
По сравнению с другими твердокислотными технологиями специально разработанные SAC могут
дать экономию за счет упрощения эксплуатации
и сокращения технологического оборудования.
Например, для специально разработанного SAC
требуется всего два реактора благодаря длительному рабочему циклу. Увеличение рабочего цикла
позволяет выполнить регенерацию выключенного
реактора, снижая таким образом затраты на оборудование. Осуществление полной регенерации (при
250 °С) после каждого цикла способствует снижению содержания драгоценного металла в катализаторе до доли, необходимой для других SAC, которые
обычно восстанавливают активность при температу№2 февраль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: МОДЕРНИЗАЦИЯ ПРОЦЕССОВ
Инвестиции,
долл/брл/сут
Выходы, об/об олефина:
выход алкилата
расход изо-бутана
Энерготехнические средства
на брл алкилата:
водяной пар (изб. давл., – 60),
фунт/дюйм2, фунт
Электроэнергия, кВт
Вода (охлаждение), 1000 галл.
Серная кислота, фунт
NaOH, 100 %, фунт
Водород, фунт
Процесс
с серной
кислотой [7]
SACпроцесс
3600
2600
1,78
1,17
1,83
1,21
200
10,5
2,2
20
0,1
237
3,5
0,227
–
–
–
0,15
рах реакции 25−80 °С. Снижение содержания драгоценных металлов дает экономию капитальных затрат
в размере 60 млн долл. для установки мощностью 10
тыс. брл/сут и сокращает финансовый риск, связанный с большим количеством драгоценных металлов.
Низкая стабильность катализатора затрудняет
общее проектирование установки. Наличие дополнительных реакторов или циркуляция твердого катализатора в- или вне реактора позволит искусственно
снизить объемную скорость [8, 9]. Однако использование этих методов с целью компенсации низких
эксплуатационных качеств катализатора не могут,
в конечном счете, улучшить экономику процесса.
Скорее всего это приведет к дополнительным капитальным затратам из-за использования большего
числа или более сложных аппаратов, и к повышению
эксплуатационных затрат из-за очень большого объема катализатора в системе.
Другим важным, но более абстрактным, фактором
экономии является повышение надежности. SAC по
своей природе безопаснее жидких кислот, поскольку они не вызывают коррозии. Транспорт, хранение
и использование серной кислоты для алкилирования
привело к многочисленным несчастным и смертным
случаям. Присутствие серной кислоты создает прямую
опасность воздействия и усложняет противопожарные
меры. При использовании серной кислоты необходимо иметь протоколы пролива и оборудование. HF еще
опаснее. SAC исключает эти риски и, соответственно,
связанное с ними оборудование, необходимость планирования и определение ответственности.
ДЕМОНСТРАЦИЯ ПРОЦЕССА
Эксплуатационные свойства специально разработанного SAC были подтверждены на пилотной установке, имитирующей конструкцию промышленного
реактора [10]. Главным условием успешного «пилотирования» является не просто использование большого реактора или переработка огромных объемов
№2 февраль 2008
О.ч. (им)
О.ч. (мм)
Конверсия, %
Конверсия олефинов, %
Параметры
Октановое число
Таблица 2. Экономика традиционного и нового процесса алкилирования
Время работы, час
Рис. 7. Результаты пилотного исследования показывают высокоактановый продукт при различных условиях процесса
сырья. Поведение пилотной установки должно быть
аналогичным поведению промышленной установки,
включая согласованность многочисленных параметров ключевых реакций и транспорта. Пилотная установка для этого процесса была спроектирована с учетом необходимых промышленных условий. В табл. 3
сравниваются критические модельные параметры
перехода от меньшего масштаба к большему для
двух реакторов. Согласно табл. 3 параметры моделирования отлично согласуются, позволяя осуществить
прямой модельный переход от пилотной установки
к установке промышленного масштаба.
Октановое число продукта и активность катализатора, полученные в процессе пилотного испытания,
показаны на рис. 7. Изменение октанового числа
является результатом изменения условий процесса,
включая состав сырья и объемную скорость олефина. Полученные значения октанового числа немного ниже, показанных в табл. 1, так как испытание
было проведено с использованием сырья, не содержащего рафинат МТБЭ, в котором присутствовало
более 3500 млн−1 диолефинов, 700 млн−1 оксигенатов
и 0,6 млн−1 ацетонитрила. Стабильность катализатора
была подтверждена измерениями эксплуатационных характеристик катализатора в течение многократных циклов алкилирования и регенерации с использованием водорода. Продолжительность циклов
алкилирования обычно составляла 12 ч, за ними следовали 2-часовые циклы регенерации. Сообщенное
здесь время работы относится к совокупному времени только для алкилирования.
Как видно из рис. 7, никакой потери активности
во время повторяющихся циклов алкилирования/регенерации не было, о чем свидетельствуют конверсия
олефинов, октановое число продукта или выход алкилата. Октановое число продукта значительно выше
получаемого жидкокислотными процессами в аналогичных рабочих условиях и с аналогичным сырьем.
ВОЗМОЖНОСТИ МОДЕРНИЗАЦИИ
Поскольку для обеспечения непосредственно
процесса требуются незначительные капитальные
затраты, открываются многочисленные возможности для замены устаревших установок.
95
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: МОДЕРНИЗАЦИЯ ПРОЦЕССОВ
Таблица 3. Параметры, использованные для проектирования реактора пилотной установки
Параметры
Безразмерные параметры
Лабораторный
реактор
Пилотный
реактор
Промышленный
реактор
Химическая реакция
Число Дамколера
ηkintτ
1152
720
720
Перенос количества
движения
Число Рейнольдса
dpvρ/μ
87
279
280
Перенос массы
Число Шервуда
ksdp/D
42
73
73
Теплопередача
Число Нюссельта
hdp/k
29
50
50
Число
Боденштейна
dpv/Dz
0,21
0,69
0,69
Осевая дисперсия
• Установки жидкокислотного алкилирования могут быть конвертированы в установки SAC-процесса посредством замены реакционной секции двумя
стационарными слоями. Система разделения сохраняется. Привлекательность SAC-процесса возрастет
благодаря возможности использования некоторых
видов сырья без предварительной обработки.
• Установки кат-, полидимеризации и димеризации олефинов оптимально подходят для реконструкции. Существующие реакторы могут быть использованы с минимальными модификациями. Систему
разделения дополняют деизобутанизаторы.
• Замена установки МТБЭ. Алкилирование является ценным дополнением к любому объекту производства МТБЭ посредством конвертирования неиспользованных н-бутанов в дополнительный продукт
высокой ценности. Однако некоторые страны, в частности США, отказались от МТБЭ. Сегодня производители изобутилена могут заменить производство
МТБЭ алкилированием, без снижения мощности.
SAC-процесс способен непосредственно алкилировать изобутан изобутиленом для производства высокооктанового алкилата.
С учетом сложившейся тенденции использования
экологически безвредных процессов для производства сверхчистых топлив специально разработанная
SAC-технология может заполнить пробел на рынке
бензина.
Перевела Н. Иванова
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
η − коэффициент эффективности катализатора
kint − естественная кинетическая константа, л/с
τ − время пребывания, с
dp − диаметр гранулы, м
v − поверхностная скорость, м/с
μ − вязкость жидкости, кг/м/с
ρ − плотность жидкости, кг/м3
Cp − удельная теплоемкость жидкости, Дж/кг/К
к − теплопроводность жидкости, Вт/м/К
ks − коэффициент межфазной массопередачи, м/с
D − коэффициент диффузии жидкости, м2/с
h − коэффициент теплопередачи жидкости, Вт/м2/К
Dz − осевая дисперсия, м2/с
L − длина реактора, м
96
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. US Chemical Safety and Hazard Investigation Board,
«Investigation Report: Refinery Incident, Motiva
Enterprises, LLC», Report No. 2001-05-I-DE, 2002.
2. US Chemical Safety and Hazard Investigation Board,
«Case Study: Oil Refinery Fire and Explosion», Report
No. 2004-08-I-NM. 2005.
3. D’Aquino, R. and L. Mavridis, «Solid-acid catalysts
shape up for alkylation», Chemical Engineering Progress,
January 2007, pp. 8–9.
4. Mukherjee, M. and J. Nehlsen, «Consider catalyst developments for alkylation production», Hydrocarbon
Processing, September 2006, pp. 85–96.
5. Nehlsen, J., M. Mukherjee and R. Porcelli, «Apply an integrated approach to catalytic process design», Chemical
Engineering Progress, February 2007, pp. 31–38.
6. Hutson, T. and R. Logan, «Estimate alkylate yield and
quality», Hydrocarbon Processing, September 1975, pp.
107–110.
7. «Refining Processes 2002», Hydrocarbon Processing,
November 2002, p. 86.
8. D’Amico, V., et al., «Consider new methods to debottleneck clean alkylate production», Hydrocarbon
Processing, February 2006, pp. 65–70.
9. Meister, J. M., et al., «Optimize alkylate production for clean
fuels», Hydrocarbon Processing, May 2000, pp. 63–75.
10. Mukherjee, M., et al., «Scale-up strategy applied to solid-acid alkylation process», Oil & Gas Journal, No. 104,
Vol. 26, 2006, pp. 48–54.
11. Jackson, K., «HPIn Construction», Hydrocarbon
Processing, March 2007, p. 28.
Mitrajit Mukherjee (М. Мукерджи), Основатель и президент Exelus Inc. Большую часть своей 17-летней профессиональной деятельности г-н Мукерджи посвятил разработке жизнеспособных растворов SAC для процессов
алкилирования изопарафинов. Член Американского химического общества и Американского института инженеровхимиков. Связаться с г-ном Мукерджи можно по адресу:
mmukherjee@exelusinc.com.
James Nehlsen (Дж. Нельсен), главный инженер-исследователь компании Exelus Inc. Г-н Нельсен работает в области разработки новых каталитических процессов. Г-н Нельсен имеет степень бакалавра по химическим технологиям. Является
членом Американского химического общества и Американского института инженеров-химиков. Связаться с г-ном
Нельсеном можно по адресу: jpnehlsen@exelusinc.com.
№2 февраль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ
ИСТИННОГО ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ
СНГ И ГАЗОВОГО БЕНЗИНА
A. Bahadori, National Iranian South Oil Co., Ахваз, Иран
S. Mokhatab, Tehran Raymand Consulting Engineers, Тегеран, Иран
С помощью простой корреляции легче определять условия надлежащего хранения паров СНГ и газового
бензина
нефтяного института (American Petroleum Institute −
API) разработана для установления зависимости TVP
от Rvp и температуры хранения. Однако в величинах
TVP, рассчитанных по номограмме API, была выявлена ошибка, заключающаяся в том, что Rvp не равно TVP при 38 °С, как следовало ожидать по общему
определению Rvp. В действительности же, ошибка
в определении TVP и Rvp означает, что стабилизационная колонна, рассчитанная на отбор жидкого продукта из нижней части колонны с TVP, равным Rvp,
требующемуся в соответствии со спецификацией,
окажется спроектированной с заниженными параметрами.
Графический метод конвертирования Rvp в TVP
является аппроксимацией и, в принципе, более
точным для легких компонентов. Нефтепродукты
с очень низкими значениями Rvp могут в значительной степени отличаться от результатов, получаемых
при графическом методе. Это объясняется тем, что
при испытании на давление паров по Рейду продукты с самым высоким давлением насыщенных паров
Истинное давление насыщенных паров, кПА
Истинное давление насыщенных паров, кПА
Сжиженный нефтяной газ (СНГ) и природный
бензин (газовый бензин) в период между производством и отгрузкой хранят в специальных резервуарах
для хранения, которые, как правило, снабжены плавающей крышей (наружной или внутренней). Если
СНГ и газовый бензин не отвечают требованиям
спецификаций, то эти продукты направляют на хранение в специальные резервуары со стационарной
крышей (вертикальные или горизонтальные) до их
перекачки на установку стабилизации, если она имеется на заводе. Основным критерием качества этих
продуктов является давление насыщенных паров по
Рейду (Reid vapor pressure − Rvp), зависящее от атмосферного давления (высоты завода над уровнем
моря) и максимальной окружающей температуры.
Для хранения этих продуктов в резервуарах с плавающей крышей необходимо строго контролировать
Rvp, поддерживая его на заданном уровне, особенно
в теплое время года.
Поскольку некоторые жидкие продукты испаряются в паровое пространство, жидкость теряет часть
своих легких компонентов, в результате чего фактически изменяется состав жидкости, и давление насыщенных паров несколько снижается по сравнению с истинным давлением паров (true vapor pressure − TVP) при 38 °С. Номограмма Американского
Температура, °С
Рис. 1. Прогнозирование TVP сжиженного нефтяного газа
и газового бензина с помощью новой корреляции
№2 февраль 2008
Температура, °С
Рис. 2. Сравнение прогнозируемых значений, полученных
с помощью новой корреляции, с экспериментальными данными
97
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
Таблица. Настроенные коэффициенты, использованные в ур. 2–5
Aa
–5,741164776665740e+003
Ac
–1,963017571116625e–001
Ba
2,123699323320679e+002
Bc
6,831485204659259e–003
Ca
–1,610273090629438
Cc
–5,479706952341210e–005
Da
3,017596860055640e–003
Dc
1,032753079991805e–007
Ab
5,831848558483800e+001
Ad
2,187466497884898e–004
Bb
–2,101908525763146
Bd
–7,243881934086708e–006
Cb
1,632282843562989e–002
Cd
6,083136913308151e–008
Db
–3,067681974706639e–005
Dd
–1,149324727964170e–010
склонны к испарению, а остаток имеет более низкое
давление паров, чем исходный образец продуктов.
В связи с этим фактом возникла необходимость разработки точной корреляции для прогнозирования
TVP сжиженного нефтяного газа и газового бензина,
основанной на их величинах Rvp.
НОВЫЕ КОРРЕЛЯЦИИ
Для корреляции двух давлений (TVP и Rvp) СНГ и
газового бензина применяют четыре коэффициента:
приведены результаты сравнения новых корреляций
с некоторыми имеющимися экспериментальными
данными. Как показано на рис. 2, прогнозируемые
данные хорошо согласуются с экспериментальными
значениями. Эта корреляция охватывает СНГ и газовый бензин с Rvp вплоть до 300 кПА и при температуре в пределах от −10 до 100 °С.
Перевел Г. Липкин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
2
3
TVP = a + bT + cT + dT ,
(1)
a = Aa + Ba(Rvp) + Ca(Rvp)2 + Da(Rvp)3,
2
3
b = Ab + Bb(Rvp) + Cb(Rvp) + Db(Rvp) ,
2
3
c = Ac + Bc(Rvp) + Cc(Rvp) + Dc(Rvp) ,
2
3
d = Ad + Bd(Rvp) + Cd(Rvp) + Dd(Rvp) ,
(2)
(3)
(4)
(5),
где TVP и Rvp − истинное давление паров и давление паров по Рейду СНГ и газового бензина в кПА,
соответственно, Т − средняя температура по шкале
Кельвина.
Настроенные коэффициенты, использованные
в ур. 2−5, приведены в таблице. Это помогает охватить экспериментальные данные при изменениях температуры в пределах от −10 до 100 °С. Эти
настроенные коэффициенты изменяются, если
приведены более точные экспериментальные данные.
Опубликованные данные показывают, что
отношение TVP:Rvp может изменяться в значительных пределах в зависимости от конкретного (точного) состава хранящихся жидкостей.
Поэтому до того, как приступить к ключевой фазе
любого проекта, связанного с хранением легких
жидкостей в резервуарах, необходимо собрать
результаты испытаний жидкостей, подлежащих
хранению.
ВЫВОДЫ
На рис. 1 показаны результаты новой корреляции для прогнозирования TVP СНГ и газового бензина в зависимости от температуры и Rvp. На рис. 2
98
1. Mokhatab, S., W. A. Poe and J. G. Speight, Handbook
of Natural Gas Transmission & Processing, First Edition,
Gulf Professional Publishing, Burlington, Massachusetts,
2006.
2. Arnold, K. and M. Stewart, Surface Production
Operations, Vol. 1: Design of Gas - Handling Systems and
Facilities, Second Edition, Gulf Professional Publishing,
Houston, Texas, 1999.
Alireza Bahadori (А. Бахадори), старший инженер-технолог National Iranian
South Oil Co. (NISOC). Г-н Бахадори получил степень бакалавра в Абадинском
технологическом институте и магистра в
Ширазском университете в области химических технологий.
Saeid Mokhatab (С. Мокхатаб), менеджер
технологического отдела компании Tehran
Raymand Consulting Engineers, Тегеран,
Иран. Специализируется на транспорте
природного газа, СПГ, сжиженного природного газа и переработке природного
газа. Оказывает консультантские услуги по крупным
международным нефтегазовым проектам. Автор более
100 докладов, книг, обзоров и статей, опубликованных в
специальных научно-технических изданиях.
№2 февраль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: АНАЛИЗ ПРОЦЕССОВ
ИЗМЕРЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ СЕРЫ
В СЫРЬЕ ПОЛИОЛЕФИНОВЫХ УСТАНОВОК
M. Haouchine, R. Benesch, B. Talbert, T. Jacksier, Air Liquide, Ньюарк, шт. Делавэр
B. Biela, R. Moore, Equistar, Ченнелвью, шт. Техас
Точное определение содержания серы поможет производителям полиолефинов повысить эффективность
катализатора
Полагают, что в ближайшие
10 лет мировой спрос на полиэтилен (polyethylene − PE) вырастет
с 60 до 100 млн т/год, а на полипропилен (polypropylene − PP) −
с 40 до 60 млн т/год. Среди катализаторов полимеризации этилена и пропилена наиболее широкое применение получили катализаторы Циглера-Натта. В 2002 г.
(рис. 1) на их долю в США приходилось более 50 % катализаторов
полимеризации. Одной из проблем этих катализаторов является
их подверженность отравлению
примесями, которые могут присутствовать в мономерах. Самыми сильными ядами для них являются кислород, СО, H2S, COS (carbonil sulfide), меркаптаны и арсин. Так, для
снижения выхода полиэтилена или
полипропилена на 20 % достаточно присутствия в мономере COS
концентрации 0,22 мг/кг, а H2S −
4,6 мг/кг (см. табл.). Отсюда ясно,
насколько важно точное измерение
малых концентраций соединений
серы в сырье полимеризации.
Регулирование
давления
Производственная
линия
Контейнер
для хранения
серного газа
Хроматографическая система
Рис. 1. Схематическое изображение системы контроля содержания серы
и системы калибровки
Влияние H2S и COS на выход продукта
Потери на выходе
Вещество
COS, млрд-1
H2S, млрд
-1
5%
10 %
20 %
30
60
220
2800
3400
4600
ОТБОР ПРОБ
В случае, когда отбирают пробу этилена или пропилена для проведения анализа в лаборатории, не
исключено взаимодействие некоторых компонентов пробы с материалом контейнера, а при выполнении хроматографического анализа − с деталями
хроматографа еще до попадания пробы в колонку.
Например, необработанные металлические поверхности могут поглощать H2S, что приведет к искажению результатов анализа.
№2 февраль 2008
Перерабатывающая
установка
Для выявления влияния контейнера авторы
заполнили несколько разных контейнеров сертифицированной стандартной смесью, содержащей
0,25·10-4 % H2S в азоте, и выполнили пять последовательных анализов этой смеси на хроматографе.
Результаты сопоставили с контрольным опытом,
в процессе которого эту стандартную смесь вводили непосредственно в хроматограф через трубки из полиэфирэфиркетона (polyetheretherketon −
PEEK), для того чтобы минимизировать возможные
взаимодействия. Такой же эксперимент провели со
стандартной смесью, содержащей 0,43·10-4 % COS
в азоте.
В опытах с сероводородом самый лучший результат − 80 % от результата контрольного опыта −
был получен с контейнером, изготовленным из нержавеющей стали с инертным покрытием (рис. 2).
В остальных контейнерах было обнаружено не более 50 % взятого H2S. В опытах с COS в большинстве
контейнеров было обнаружено почти 100 % COS, за
исключением одного контейнера, в котором раньше
99
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: АНАЛИЗ ПРОЦЕССОВ
Зона
Концентрация, млрд-1
Пик H2S
млрд-1
млрд-1
Время, мин
Число повторений
Стандартный контроль
Контейнер А
Контейнер В
Контейнер С
* Диаграммы E и F совпадают.
Контейнер D
Контейнер E*
Контейнер F
Рис. 2. Концентрация H2S в различных контейнерах
находился пропилен и в котором от опыта № 1 к опыту № 5 степень обнаружения COS снизилась с 70 до
30 %. Возможно, что на стенках этого контейнера
осели какие-то примеси из пропилена, которые связались с COS.
ВЫЯВЛЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ СЕРЫ
К самым распространенным детекторам серы
в газохроматографическом анализе относится хемилюминесцентный детектор серы. Авторы показали, что он может обнаружить 0,8·10-10 г серы на фоне
1,5·10-3 г углерода в пропилене. На многих колонках
пики H2S и пропилена не разделяются. Авторы смогли разделить их на капиллярной колонке длиной
60 м, но и в этом случае заметно влияние пропилена
на пик H2S, который расширяется и уменьшается по
высоте, что увеличивает погрешность определения
его площади и, следовательно, делает результат анализа менее точным (рис. 3).
Хроматограф, с которым работали, снабжен контуром для ввода пробы газа объемом 1 см3, и изменить анализируемый объем можно только изменением коэффициента разделения. Уменьшение объема газа, попадающего в горелку детектора, привело
к уменьшению сигнала, как углеводорода, так и серы; однако при большом коэффициенте разделения
пик этилена почти исчез, а пик серы уменьшился
незначительно.
МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ ИЗГОТОВЛЕНИЯ КОНТЕЙНЕРОВ
Для получения надежных результатов анализа
нужно уметь длительное время хранить стандартные смеси. Поскольку соединения серы, о которых
здесь идет речь, обладают большой реакционной
способностью, контейнеры для хранения стандартных смесей должны быть особым образом обработаны. Оказалось, что среди заингибированных
металлических контейнеров (углеродистая сталь,
нержавеющая сталь, алюминий) самого длительного хранения достигли в алюминиевых контейнерах. Контейнер должен быть абсолютно сухим, для
100
Рис. 3. Выявление наличия серы на фоне углерода
в пропилене
чего его прогревают в вакууме. Кроме того, хороший результат дала предварительная пассивация
алюминия смесью H2S и азота (0,5 % H2S) в течение
42 дней, после чего контейнер тщательно вакуумировали и высушивали. В таком контейнере можно
было хранить стандартную смесь (0,12·10-4 % H2S
в азоте) 7−8 мес. без убыли H2S.
Авторы изучили, как влияет на результаты анализа материал трубок, по которым идет газ в хроматограф. Методика исследования состояла в том,
что через выбранную трубку пропускали газ постоянного состава и наблюдали за изменением сигнала от H2S во времени. В том случае, когда материал трубки адсорбировал H2S, это сигнал постепенно усиливался, достигая постоянной величины.
Менее всех прочих адсорбировали H2S трубки, изготовленные из фторированного сополимера этилена-пропилена.
ВЫВОДЫ
На основании проведенных исследований авторы рекомендуют для определения очень малых
концентраций сернистых соединений в этилене или
пропилене использовать газовый хроматограф с хемилюминесцентным детектором серы. Вентиль для
отбора пробы и контур пробы желательно изготовить из нержавеющей стали с инертным покрытием. Пробу газа желательно подавать по трубкам из
фторированного сополимера этилена-пропилена,
из РЕЕК или из нержавеющей стали с инертным
покрытием. Кроме того, нужно обратить особое
внимание на хранение калибровочных и стандартных смесей.
Перевел М. Фалькович
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. «Global petrochemicals due for upswing through
2007», www.forbes.com, source: Reuters, Feb. 9, 2004
2. Weirauch, W. «HPImpact: Polymerization catalyst demand in US forecast to expand 5.7%/y» Hydrocarbon
Processing, July 2003.
3. Benesch, R. E. Coffre, A. Grimberg, M. Haouchine and
T. Jacksier, «Low concentration sulfur containing standards
in hydrocarbon matrices», The Pittsburgh Conference and
Exposition, Chicago, Illinois, March 2004.
№2 февраль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: АНАЛИЗ ПРОЦЕССОВ
4. Borzio, R., Specialty Gas Report, second-quarter 1999.
5. Benesch, R., M. Haouchine and T. Jacksier, «The
stability of 100 ppb hydrogen sulfide standards»,
Analytical Chemistry, December 15, 2004, pp. 7,396–
7,399.
6. Talbert, B., R. Benesch, M. Haouchine and T. Jacksier,
«A study of regulators for delivering gases containing
low concentrations of hydrogen sulfide», LCGC North
America, June 2004.
7. Jacksier, T., G. Baker, R. Benesch and B. Talbert,
«Regulator for low concentration corrosive and reactive gases», US Pat. 7,080,655, July 25, 2006.
Malik Haouchine (М. Хаушин), исследователь в исследовательском и технологическом центре Air Liquide в г. Ньюарк, шт.
Делавэр. Получил степень магистра химической технологии в институте технологии
в Иллинойсе. За время 6-летней работы в
Air Liquide он занимался разными аспектами анализа примесей в газовых потоках, разработал способы получения
калибровочных газовых смесей для хранения в газовых
баллонах.
Robert Benesch (Р. Бенеш), ученый в исследовательском и технологическом центре Air
Liquide в г. Ньюарк, шт. Делавэр. Получил
степень бакалавра химической технологии
в университете в Тулане и магистра химической технологии в университете НотрДам. Занимался термодинамическим моделированием углеводородных калибровочных стандартов и получением
калибровочных смесей с малым содержанием реакционно-способных газов. В настоящее время изучает влияние
следов примесей на эффективность топливных элементов.
Bruce Talbert (Б. Талберт), исследователь в исследовательском и технологическом центре Air Liquide в г. Рьюарк,
шт. Делавэр. Получил степень бакалавра химии в институте технологии в Иллинойсе. За время 6-летней работы
в Air Liquide он занимался разработкой методов анализа
соединений серы в углеводородах и разработкой способов
получения калибровочных газовых смесей для хранения
в газовых баллонах.
Tracey Jacksier (Т. Джексьер), эксперт
группы и руководитель группы анализа исследований и разработок в исследовательском и технологическом центре Air Liquide
в г. Ньюарк, шт. Делавэр. Получила степень
бакалавра в университете Пурдуэ и доктора физической химии в университете шт. Массачусетс.
Работает в Air Liquide более 14 лет. Является автором и соавтором более 100 статей и технических презентаций и автором патентов по очистке газов смесей с малым содержанием реакционно-способных газов для нефтехимии и экологических целей.
Roger Moore (Р. Мур), главный химик
в аналитической группе Lyondell Equistar
Chemicals, обеспечивающей поддержку
шести этиленовых заводов Equistar.
Получил степень бакалавра в политехническом университете Калифорнии.
Работает в этой группе последние 11 лет
и отвечает за разработку и повседневное осуществление газохроматографических методов анализа следовых
примесей серы в технологических потоках и продуктах.
До этого работал четыре года химиком на установке полиэтилена высокой плотности Lyondell, три года химиков на установке полипропилена Himont USA и девять
лет химиком в BASF Corporation, занимаясь акриловыми
мономерами.
РЕГИОНАЛЬНЫЕ НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
СЕВЕРНАЯ АМЕРИКА
Компания HNNG Development
LLC завершила сооружение установки по очистке газа от примесей азота (nitrogen rejection
unit – NRU. Подрядчиком проекта выступала компания Oso Oil &
Gas Properties LLC. После процесса очистки газ будет соответствовать требованиям, необходимым
для его транспортировки по трубопроводу. Этот процесс в значительной степени ускорит поставки газа на рынки.
Компания
ConAgra
Trade
Group подписала соглашение
с Nova Biofuels Trade Group относительно производства и поставок
на рынки дизельного топлива, и,
кроме того, материально-техническое обеспечение предприятия
по производству биодизельного
топлива в г. Гринвилл (Миссисипи)
Nova с производительной мощностью 20 млн галл/год. Владельцем
предприятия выступает компания
Scott Petroleum Corp. В рамках соглашения Nova будет производить
50 % биодизельного топлива и глицеринов. Предприятие приступило к производству биодизельных
топлив с сентября 2007 г.
Компания Eastman Chemical
Co. объявила о начале реализации двух проектов сооружения
установок по газификации, которые будут расположены на южном побережье Мексиканского
залива. Разработчиком, оператором и соинвестором выступит
компания Eastman. В настоящее
время затраты на реализацию
проекта оцениваются в 1,6 млрд
долл. Введение в эксплуатацию
предприятий намечено на 2011 г.
(в Бомонте) и 2010 г. (в Сент-
№2 февраль 2008
Джеймсе). Предприятие, которое
будет построено в Бомонте, будет
выпускать недорогие продукты,
такие как метанол, водород и аммоний. Предприятие, которое
будет построено в Сент-Джеймсе
будет использовать нефтяной
кокс для производства ангидридов, метанола, серы и других продуктов.
Компания Energy & Chemicals
Group – филиал The Shaw Group
Inc. подписала соглашение с Hoku
Materials Inc. на оказание технической поддержки и сервисных
услуг в процессе строительства
завода по производству полисиликона в Покателло (Айдахо).
Производительная мощность предприятия составляет 2000 т/год.
В соответствии с проектом затраты
составляют 260 млн долл., завершение проекта намечено на 2009 г.
101
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
БИОДИЗЕЛЬНОЕ ТОПЛИВО:
ПРОБЛЕМЫ ВЫБОРА СЫРЬЯ
S. Saraf, B. Thomas, Exponent Inc., Хьюстон, Техас
БИОДИЗЕЛЬНОЕ ТОПЛИВО 101
Биодизельное топливо может быть получено из
каких-либо растительных масел (рапсового, соевого,
хлопкового, арахисового, кукурузного, оливкового,
кунжутного и т.д.) или животного жира. Масла и жиры в основном состоят из триацилглицеролов – липидных веществ, состоящих из трех молекул жирных
кислот, присоединенных к глицериновому основанию. Масла и жиры также могут содержать меньшие
количества диацилглицеролов, которые состоят из
одной молекулы глицерина и двух молекул жирных
кислот, и моноацилглицеролов, состоящих из одной молекулы глицерина и одной молекулы жирной
кислоты. На рисунке показаны соотношения между
жирными кислотами с различной длиной цепи, присоединенных к глицериновому основанию, содержащемуся в обычном сырье для биодизельного топлива.
Количество ненасыщенных связей в молекулах жирных кислот влияет на их химическую активность.
Насыщенные жирные кислоты не содержат реакционно-способных двойных связей; мононепредельные жирные кислоты содержат одну двойную связь,
в то время как полиненасыщенные жирные кислоты
содержат две и более двойных связей. Результатом
реакционной способности двойных связей является
102
Канадское масло
Соевое масло,
низкий С18:0
Соевое масло,
высокий С18:1
Соевое масло,
высокий С18:0
Соевое масло
Кукурузное масло
Пальмовое масло
Кокосовое масло
Куриный жир
Говяжий жир
Свиной жир
Текущая годовая потребность США в дизельном
топливе составляет 49 млрд галл. В 2006 г. производство биодизельного топлива составило 250 млн галл
(1 галл = 3,78 дм3) или 0,5 % общей потребности в дизельном топливе, что незначительно по сравнению
с бытовым потреблением дизельного топлива, получаемого из нефти. В ближайшем будущем производство биодизельного топлива в США возрастет по
ряду причин.
Принятый в 2005 г. Стандарт Возобновляемого
Топлива (Renewable fuels standard – RFS) делает дополнительный акцент на возобновляемые источники
энергии и указывает на удвоение оборота возобновляемых топлив к 2012 г. К тому же со стремительно
возросшим требованием к коэффициенту полезного действия двигателя, установленным последним
Законом об энергетике, должен значительно возрасти выпуск дизельных двигателей по сравнению с выпуском бензиновых. Кроме того, правительство США
предлагает материальные стимулы к производству
и распространению биодизельного топлива. Результат:
в США объемы производства биодизельного топлива будут возрастать. С ростом объемов производства
биодизельного топлива возникают некоторые серьезные проблемы, которые должны быть обсуждены.
Состав жирных кислот для производства
биодизельного топлива, %
Издержки производства повлияют на изменение приоритетов в пользу возобновляемого топлива
Полиненасыщенные жирные к-ты
Мононенасыщенные жирные к-ты
Насыщенные жирные к-ты
Состав жиров и масел, используемых для производства биодизельного топлива
самоокисление жирных кислот (прогорклость) и полимеризация (образование смолы из топлива).
ЦЕНА БИОДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА
Экономические возможности производства биодизельного топлива диктует сырье. В настоящее время соевое масло наиболее предпочтительное сырье
для производства биодизельного топлива в США.
Однако соевое масло к тому же широко распространенное сырье в пищевой промышленности.
Увеличение потребления сои производителями биодизельного топлива значительно поднимет цены на
соевое масло. Пальмовое масло, другой источник
биодизельного топлива, распространенный особенно в Европе, также является компонентом пищевых продуктов. Растущее потребление пальмового
масла приведет к уничтожению тропических лесов.
К 2022 г. согласно последнему докладу ООН, 98 %
тропических лесов Индонезии и Малайзии, из которых получают 84 % пальмового масла, будут уничтожены. Вырубка лесов в последнее время связана
с увеличением посевных площадей под фруктовые
пальмы [1].
Были повышены цены и на зерновые культуры вследствие увеличения производства этилового
спирта. Повышение цен на пшеницу привело в Мек№2 февраль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
сике к массовым беспорядкам. Сообщалось, что
полный жизненный цикл парниковых газов, образующихся из рапсового масла, соизмерим с полным
жизненным цикл парниковых газов, полученных из
нефтяного дизельного топлива [2]. Разница в том, что
в процессе окисления нефтяного дизельного топлива
формируется 85 % выделяемых за весь жизненный
цикл топлива парниковых газов. Напротив, выделение двух третей парниковых газов рапсового биодизельного топлива происходит в течение выращивания культуры. Преимущественно в сельском хозяйстве выделяется закись азота – известный парниковый газ.
Напрашивается вопрос, если производству биодизельного топлива суждено достигнуть приблизительного уровня современного потребления нефтяного дизельного топлива, то останется ли оно на этом
уровне на длительную перспективу? Исходя из того,
что правительства стран Северной Америки, Европы
и Азии приветствуют инициативу в производстве
биотоплива, важно более тщательно рассмотреть
биодизельное топливо с точки зрения экономической выгоды, так же, как с точки зрения долгосрочной
перспективы.
Перед тем как делать акцент на развитии биодизельного топлива мы должны рассмотреть различные виды сырья для его производства и их общее
воздействие на экономику и окружающую среду.
При выборе сырья для биодизельного топлива (следует оценить определенные ключевые сложности).
Отсутствие конкуренции между сырьем и продовольственными культурами.
Обеспечение высокой продуктивности сырья
для получения максимального количества масла с единицы площади.
Обеспечение надлежащего качества сырья.
Рентабельность производства.
Использование дополнительных технологий
и побочных продуктов для повышения экономической эффективности производства.
ДОБЫЧА ТОПЛИВА
Соевое масло − основное сырье для биодизельного топлива в США в значительной степени благодаря его доступности, подходящему составу жирных
кислот, высокому уровню внутреннего производства
и правительственным субсидиям. Однако цены на
соевое масло повышаются из-за возрастающих потребностей в нем как сырья для производства биодизельного топлива. Чтобы поддерживать цены на биодизельное топливо низкими и удовлетворять спрос
на дополнительную энергию, производители ищут
альтернативные источники сырья.
Ятрофа − зерновое растение, не создающее конкурентной ситуации на рынке, является широко распространенным сырьем для производства биодизельного топлива в Индии. Рыжик посевной (Camelina
sativa) – другой многообещающий вариант источника сырья, был открыт фермерами из Монтаны.
Рыжик посевной может произрастать в засушливых
районах и не требует широкого использования удобрений и пестицидов [3].
№2 февраль 2008
Тем не менее, масло водорослей, добываемое
только как сырье для биодизельного топлива, оказалось очень перспективным источником сырья.
Департамент Энергетики США в 1978−1996 гг.)
финансировал Программу водных видов (Aquatic
Species Program − ASP) по исследованию использования водорослей для производства биодизельного
топлива. В ходе данной программы было принято
решение о том, что наиболее экономично выращивать водоросли в открытых прудах. Однако получаемое из водорослей биодизельное топливо становится
чрезмерно дорогим. Исследователи, участвовавшие
в данной программе, по самым скромным подсчетам
предположили, что стоимость производства биодизельного топлива будет в два раза больше стоимости
производства дизельного топлива из нефти (1990 г.).
Также было заключено, что проблема с выращиванием водорослей – биологическая и не зависит от
выбора технологии. Другими словами, эффективность поглощения солнечной энергии водорослями
будет увеличена, что позволит сделать производство
топлива более экономичным. Однако с возрастающими ценами на дизельное топливо и сегодняшним
субсидированием развития производства снова рассмотрели водоросли как источник биодизельного
топлива. Как результат возобновляющегося интереса к водорослям, в США, по крайней мере, пять
молодых фирм стали специализироваться на производстве биодизельного топлива из водорослей: Solix,
Petroalgae, GreenFuel Technologies, Aurora Biodiesel и
Solazyme [5−9]. Центром внимания компаний является разработка более совершенных биореакторов для
увеличения производства топлива.
Открытая система. Вследствие того, что специалисты, занимающиеся системами открытых прудов,
сталкиваются с проблемой загрязнения сорняками
и патогенными организмами, некоторые компании
сосредоточенны на разработке более эффективных
биореакторов. В биореакторе развитие водорослей
ограниченно не объемом, а недостатком освещения
(для фотосинтеза). Поэтому ключевой фактор в пропорциональном увеличении производства водорослей – конструкция биореактора.
РАЗВИТИЕ ПРОИЗВОДСТВА БИОДИЗЕЛЬНОГО
ТОПЛИВА ИЗ ВОДОРОСЛЕЙ
Другая важная причина выращивания водорослей – получение устойчивых масляных смесей.
Ученые исследуют разные виды водорослей, всевозможных биологических модификаций и оптимальные условия для их развития, чтобы увеличить
количество производимого масла с единицы биомассы растений и для получения более устойчивого масла.
Вопреки техническим проблемам, содержащие
масло водоросли представляются привлекательным
сырьем, так как могут выращиваться в воде без использования сельскохозяйственных площадей и химических удобрений. Большие изменения на рынке
товаров и услуг, подтолкнули компании к использованию водорослей в качестве источника возобновляемого сырья для топлива.
103
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
БУДУЩЕЕ БИОТОПЛИВА
В настоящее время уже стало возможным использование водорослей как источника сырья для производства биотоплива наравне с другими популярными источниками сырья (масла растений и животные
жиры). Тем не менее, развитие производства биодизельного топлива зависит не только от количества
получаемого масла с одного акра и рентабельности.
Существует ряд других проблем (связанных со стоимостью посевных площадей, воды, энергии, а также годностью сырья), которые должны быть решены, чтобы гарантировать стабильность производства
биодизельного топлива. Единственный путь определить энергетическую эффективность топливного
сырья − подсчитать насколько энергетическая ценность топлива превышает затраты энергии на его получение (energy return on energy investment − EROEI).
Применение данной концепции продемонстрировало, что производимое из сои биотопливо имеет положительное значение получаемой энергии. Очевидно,
что при этом нужно учесть влияние производства
биотоплива из пищевых растений на изменение цен
на рынке. Чтобы сделать производство биодизельного топлива осуществимым и рациональным, следует
использовать сопутствующие технологии (например,
получение биогаза, кормовых белков для животных,
лекарственных препаратов) с целью получения большей прибыли.
Перевел Ф. Сосков
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. United Nations Environment Program, «The Last Stand
of the Orangutan», Feb. 6, 2007.
2. Johnson, E. and R. Heinen, «The Race is On», Chemistry
and Industry, No. 8, April 2007, p. 22.
3. Center for Jatropha Promotion, http://www.jatrophaworld.org/.
4. National Renewable Energy Laboratory, «A Look Back at
the US Department of Energy’s Aquatic Species Program:
Biodiesel from Algae», NREL/TP-580-24190, July 1998.
5. http://www.solixbiofuels.com/.
6. http://www.petroalgae.com/.
7. http://www.greenfuelonline.com/.
8. http://aurorabiofuels.com/.
9. http://www.solazyme.com/.
10. Van Gerpen, J. and D. Shrestha, «Biodiesel energy balance», published on http://www.uidaho.edu/bioenergy/.
Sanjeev Saraf (С. Сараф), главный инженер в компании Exponent Inc., занимался
проблемами материало- и металловедения
в Хьюстоне (Техас). Д-р Сараф имеет степень бакалавна в области химии, которую
получил в университете UDCT, Мумбаи
(Индия) и степень доктора наук в той же
области, полученную в Техасском университете, где
он работал в центре Safety Center, возглавляемом проф.
О’Коннером. Основное внимание д-р Сараф уделяет вопросам надежности технологических процессов и экономической эффективности.
Ben Thomas (Б. Томас), ведущий научный
сотрудник Exponent Inc., руководит группой
здоровья и живет в Хьюстоне. Он имеет степень доктора наук в области исследования
патологий, полученную в Хьюстонском
университете на отделении Texas Graduate
School of Biomedical Sciences. Д-р Томас
занимается исследованиями токсических воздействий,
химических и физических агентов на здоровье человека,
а также проблемами рисков.
РЕГИОНАЛЬНЫЕ НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
БЛИЖНИЙ ВОСТОК
Компании Foster Wheeler
Energy Ltd. и Foster Wheeler
Arabia Ltd. подписали контракт
с Saudi Aramco на оказание технических услуг и разработку
программы сервисного обслуживания
газоперерабатывающего предприятия в Хурсаниях
(Саудовская
Аравия).
Новое
предприятие будет перерабатывать свыше 1 млрд фут3/сут
природного газа, который будет
добываться на морском месторождении. Ввод предприятия в
эксплуатацию намечен на 2011 г.
незначительный объем газа будет использоваться предприятием в качестве топлива.
Компании Technip и National
Petroleum Construction Co. (NPCC)
104
подписали контракт с Abu Dhabi
Marine Operating Co. на сооружение, оказание технической поддержки и сервисных услуг в процессе строительства морского газоперерабатывающего завода Zakum
в Абу-Даби. Компания Technip
планирует внести в реализацию
проекта 35 % затрат, что составит
примерно 370 млн долл.
АЗИАТСКО-ТИХООКЕАНСКИЙ
РЕГИОН
Компания
Aker
Kvaerner
подписала контракт с Reliance
Petroleum Ltd. на разработку и
управление проектом, а также
оказание технической поддержки
в процессе модернизации и расширения производства на заводе
по производству полипропилена
в Замнагаре (Индия). Планом пре-
дусмотрено введение в эксплуатацию двух новых линий по производству полипропилена производительной мощностью 450 тыс. т/
год. Реализация проекта начнется
в 2008 г.
Global Power Group, дочерняя компания Foster Wheeler
Ltd. подписала двухгодичный
контракт с Sinopec Maoming
Co на поставку парогенераторов в пров. Гуандун (юго-запад
Китая). Поставка парогенераторов будет осуществляться в
рамках проекта расширения перерабатывающего предприятия
компании Sinopec Maoming.
Производительная мощность генераторов составляет 100 МВт.
Завершение реализации проекта
намечено на 2009 г.
№2 февраль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Документ
Категория
Наука и техника
Просмотров
868
Размер файла
24 065 Кб
Теги
2008, нефтегазовых, технология, 1164
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа