close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

1165.Нефтегазовые технологии №7 2010

код для вставкиСкачать
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
№ 7, Июль 2010
Дополнительно на CD-диске:
цветная версия журнала
переработка газа 2007-2008
подписной купон
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Безымянный-1.pdf 29.03.2010 16:07:03
C
M
Y
CM
MY
CY
CMY
K
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НЕФТЕ ГАЗОВЫЕ
®
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
А.В. Миронова Директор
Редакция:
Л.В. Федотова
А.В. Романихин
Н.В. Кутасова
Л.С. Борисова
Е.М. Сапожников
В.И. Волгарева
Главный редактор издательства
Главный редактор журнала
Научный редактор
Редактор
Верстка
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
ngt.reklama@mail.ru
www.ogt.su
С О Д Е Р Ж А Н И Е
Ge sensing & inspection technologies
Н. Кутасова
НОВОСТИ МИРА ИННОВАЦИЙ:
НЕРАЗРУШАЮЩИЙ КОНТРОЛЬ ................................................ 2
Новейшие технологии в России и СНГ
В. О. Белоруссов
РЕШЕНИЕ ПРОБЛЕМЫ НЕДОРАБОТКИ
ТРЕХШАРОШЕЧНЫХ БУРОВЫХ ДОЛОТ ПО ЗАРУБЕЖНЫМ
И ПО УТОЧНЕННЫМ ОТЕЧЕСТВЕННЫМ ПРЕДЛОЖЕНИЯМ ........ 4
НЕФТЬ МИРА
ЧТО ПРОИСХОДИТ В НЕФТЯНОЙ
И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ............................................ 8
Аналитика
N. L. Benton,
ОТС 2010:
ДОЛГОСРОЧНАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ СТРАТЕГИЯ ....................16
Бурение
R. Rommetveit, S. Inge Ødegård,
C. Nordstrand, K. S. Bjørkevoll,
P. Cerasi, H. Martin Helset, M. Fjeldheim, S. T. Håvardstein
БУРЕНИЕ СЛОЖНОЙ НТНР-СКВАЖИНЫ
С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МОДЕЛИРОВАНИЯ
И ДИАГНОСТИКИ В РЕАЛЬНОМ ВРЕМЕНИ ..............................21
Технологии RMOTC
F. Ingham
ИЗВЛЕКАЕМЫЙ НА КАНАТЕ
ЧЕЛНОЧНЫЙ ПОГРУЖНОЙ ЭЛЕКТРОНАСОС ........................... 25
Глубоководные технологии
K. Haverty, T. Wang, Y. Zhou, J. Zeng, Magne Nygård
ЭКОНОМИЧЕСКИ ЭФФЕКТИВНЫЕ РЕШЕНИЯ
ДЛЯ УЛУЧШЕНИЯ ХАРАКТЕРИСТИК
СТАЛЬНЫХ МОРСКИХ СТОЯКОВ .............................................28
Европейские технологии
ОБЗОР ЕВРОПЕЙСКИХ ТЕХНОЛОГИЙ .....................................33
ОТРАСЛЕВАЯ СТАТИСТИКА .....................................................51
Gulf Publishing Company
Part of Euromoney Institutional Investor PLC.
Other energy group titles include:
World Oil®, Hydrocarbon Processing®
and Petroleum Economist
John T. Royall
Ron Higgins
Pamela Harvey
President/CEO
Vice President
Business Finance Manager
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:
Nestor House
Playhouse Yard
London, EC4V 5EX
United Kingdom
Phone: +44 (0) 20 7779 8800
Fax: +44 (0) 20 7779 8996/8899
© 2010 by Gulf Publishing Co. All rights reserved.
© 2010 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
Тестирование скважины Antelope-1 (InterOil Corp.),
в Папуа Новой Гвинее.
Испытательная добыча показала наличие
382 млн фут3/сут газа и 50 000 брл/сут нефти.
Фото предоставлено компанией InterOil Corp.
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
КОРОТКО О РАЗНОМ ...............................................................54
Чистые топлива
G. J. Yeh
ОПТИМИЗАЦИЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РЕГЕНЕРИРОВАННЫХ
КАТАЛИЗАТОРОВ ПРОЦЕССОВ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ ...........61
T. Stockle, T. Knight
ПЕРЕХОД НА ДИЗЕЛЬНОЕ ТОПЛИВО ......................................67
K. Schlögl, L. Xu, A. Düker, W. Kaltner
КАТАЛИТИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА ВОДОРОДА ..........................................72
Переработка газа
C. Baker, T. Barnette
УНИКАЛЬНАЯ ПЕРЕРАБОТКА ПРИРОДНОГО ГАЗА ..................76
S. A. Bedell,
ВОПРОСЫ РАВНОВЕСИЯ
ПРИ ВЫБОРЕ АМИНА ДЛЯ ОЧИСТКИ ГАЗОВ ...........................78
Технологии
F.-F. Salimi,
РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ:
ЭЛЕМЕНТЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ БЕЗОПАСНОСТЬ. ЧАСТЬ 2 ......81
Оптимизация
С. Mitschke
ОПТИМИЗАЦИЯ АКТИВОВ: СПЕЦИАЛЬНЫЙ ОТЧЕТ .................86
Контроль
M. Spampinato, F. Nicolò
ЭФФЕКТИВНАЯ СИСТЕМА КОНТРОЛЯ
ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ ПРИГОДНОСТИ ...................................91
Случай из практики
T. Sofronas
ВЛИЯНИЕ ВНЕЗАПНОГО ИЗМЕНЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ
НА КОРОБКУ ПЕРЕДАЧ ............................................................96
Дополнительно на CD-диске
ЦВЕТНАЯ ВЕРСИЯ ЖУРНАЛА
ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА – АРХИВ 2007–2009
СОДЕРЖАНИЕ ПОДБОРКИ СТАТЕЙ
ПОДПИСНОЙ КУПОН
Подписано в печать 28.06.2010. Формат 60х90/8. Бумага мелованная. Печать офсетная. Печ. л. 12. 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»
GE SENSING & INSPECTION TECHNOLOGIES
GE
Sensing & Inspection Technologies
НОВОСТИ МИРА ИННОВАЦИЙ:
НЕРАЗРУШАЮЩИЙ КОНТРОЛЬ
Н. Кутасова, научный редактор НГТ
В начале июня 2010 г. в Москве проводилось важное для производителей и пользователей технологий
неразрушающего контроля (НК) мероприятие – 10-я
Европейская конференция по неразрушающему контролю, организованная Российским обществом по
неразрушающему контролю и технической диагностике. В мероприятии принимало участие около 3000
специалистов НК из Европы и России.
Активное участие в мероприятии приняла компания
GE Sensing & Inspection Technologies, представленная
20 специалистами, подготовившими интересные доклады и
презентации продуктов компании. Компания занимается
разработкой технологий НК
для ряда отраслей, работая с
клиентами, представляющими различные сектора промышленности: металлургию,
транспорт, энергетику, автомобилестроение, нефтегазовый и аэрокосмический. GE Рис. 1
Sensing&Inspection Technologies охватывает рынки России, Казахстана, Белоруссии
и Украины. В перспективе
компания планирует выйти на
рынки Узбекистана, Туркменистана и Азербайджана.
На конференции были
представлены четыре инновационных технологии. Некоторые их них были разработаны совсем недавно. Каждая
из технологий в полной мере Рис. 2
удовлетворяет строгим требованиям рынка и является
полностью инновационным решением.
Инновационная ультразвуковая система USM
Vision для контроля сварных швов позволит специалистам в процессе контроля получать достоверную
и точную информацию для последующей дистанционной оценки (рис. 1). Это дает возможность использовать ультразвуковое исследование в условиях,
которые обычно требуют рентгенографического контроля, что связано с длительным периодом обработки пленки, необходимостью защиты от облучения и
утилизацией химических реагентов. Эта система мо2
жет работать в режиме с фазированной решеткой и
в режиме TOFD и снабжено собственной операционной системой и программным обеспечением Rhythm
(компании GE) для аналитических исследований, а
также датчиками и призмами для обеспечения соответствия требованиям выбранных нормативов и
ассортиментам труб.
Наклонные преобразователи trueDGS являются
датчиками, обладающими непревзойденной точностью определения размеров дефектов методом
«амплитуда – расстояние –
эквивалентный размер отражателя» (Distance, Gain and
equivalent reflector Size) DGSдиаграмм. Технология обеспечивает такую же точность
DGS-диаграмм, что и при использовании прямых совмещенных преобразователей.
Компанией разработаны, как
одноэлементные преобразователи, так и датчики с фазированной решеткой для всех
отраслей, где требуется высокоточный ультразвуковой
контроль.
Высококачественный толщиномер DMS Go сочетает
простоту использования с обеспечением всеобъемлющих и
точных данных контроля толщины в широком диапазоне
выбираемых форматов (рис. 2).
Эта технология – усовершенствованный вариант толщиномера DMS 2, но с более широкими возможностями
управления данными и важными эргономическими и
эксплуатационными преимуществами. В нем используется та же конструктивная платформа, что и в портативном дефектоскопе USM Go, включающая в себя
управление джойстиком, широкий круговой обзор и
цветной дисплей с высоким разрешением. Прибор
DMS Go также можно легко использовать как портативный дефектоскоп посредством простой модернизации программного обеспечения.
Программное обеспечение для компьютерной томографии нового поколения Phoenix datos|x 2.0 обе-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 • июль 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
GE SENSING & INSPECTION TECHNOLOGIES
спечивает полностью автоматизированный сбор и
3D-обработку данных. Это позволяет выполнить точные измерения с высоким разрешением и анализ дефектов в пять раз быстрее по сравнению с аналогичными технологиями. Кроме того, простота обучения
операторов позволяет снизить требования к квалификации операторов.
Нефтегазовая отрасль была представлена технологией мониторинга коррозии Rightrax HT. Это самая
последняя система мониторинга толщины стенок и
коррозии в режиме реального времени, разработанная компанией GE Sensing & Inspection Technologies,
обеспечивающая точные и достоверные данные. Мониторинг коррозии чрезвычайно важен для обеспечения безопасности и целостности активов НПЗ или
других объектов. «Подсчитано, что убытки в результате воздействия коррозии эквиваленты 3 % ВВП США и
превышают 150 млрд долл/год», – поясняет J. Costain,
руководитель нефтегазового сегмента, GE Sensing &
Inspection Technologies. Как считает г-н Costain, при
более эффективном использовании технологий мониторинга отрасль могла бы сэкономить до 20–25 %
этой суммы.
После проведения презентации продуктов компании корреспондент НГТ задал г-ну Costain несколько
вопросов, наиболее интересующих читателей.
Вопрос: GE Sensing & Inspection Technologies разрабатывает широкий ряд продуктов НК. Насколько
они адаптированы к критическим условиям эксплуатации?
Ответ: В настоящее время компании нефтегазовой
отрасли осуществляют операции во многих регионах
мира, в том числе с критическими климатическими
условиями. К таким регионам можно отнести страны
Ближнего Востока, Сибирь, Аляску, Мексиканский
залив и многие другие. Перспективным направлением
считается освоение глубоководных месторождений
Мексиканского залива и морских месторождений
Арктики. Наша компания охватывает рынки многих
регионов, и, соответственно, в процессе разработки
фокусирует внимание на этом факторе и учитывает
тот факт, что наши технологии могут использоваться в
критических климатических условиях. Наши технологии хорошо адаптированы и к условиям чрезвычайно
высоких температур и резкого перепада дневных и
ночных температур пустыни, например на Ближнем
Востоке, и к морозам Сибири, и к повышенной влажности на морских платформах. Приспособленность к
суровым климатическим условиям является одним из
требований, предъявляемых к нашим решениям, наряду с точностью и надежностью.
Вопрос: Каковы перспективные планы расширения
рынка в России и СНГ?
Ответ: GE Sensing & Inspection Technologies сотрудничает с рядом российских компаний, осуществляющих операции во многих регионах России. Мы
обеспечиваем интеллектуальные и технические решения для четырех основных отраслей промышленности:
аэрокосмической, автомобильной, энергетической и
нефтегазовой. Компаниям нефтегазовой отрасли мы
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
предлагаем проверенные и надежные технологии
НК, такие как контроль сварных швов, контроль/
мониторинг коррозии труб для наземных и морских
месторождений. Компания имеет дистрибьюторские
центры в России, Казахстане, на Украине и в Белоруссии. В перспективе мы планируем выйти на рынки
Азербайджана, Туркменистана и Узбекистана.
Вопрос: Применяются ли технологии компании
при разработке нетрадиционных ресурсов, которые
в настоящее время оцениваются как наиболее перспективные?
Ответ: Совершенно верно, в настоящее время нетрадиционные ресурсы считаются наиболее перспективными благодаря огромным запасам. Для разработки нетрадиционных ресурсов создается множество
новых технологий разведки, бурения, добычи, таких
как бурение горизонтальных и сверхглубоких скважин, специализированные методы добычи и другие.
Наша компания также имеет решения, предназначенные для использования в сочетании с перечисленными
технологиями. Кроме того, мы занимаемся развитием
нового направления – технологиями мониторинга
керна и другими, предназначенными для разведочного бурения. Говоря о технологиях мониторинга керна, хотелось бы подчеркнуть важность двух основных
составляющих – компьютерной томографии и использования нанотехнологий, которые дают гораздо
больше информации, чем технологии предыдущего
поколения.
Вопрос: Какие регионы Северной Америки, и какие
сектора регионов охватывает компания?
Ответ: В Северной Америке компания охватывает
рынки США, Канады, Мексиканского залива и многие
другие. Наши технологии используются и на глубоководных месторождениях в Мексиканском заливе, и
на нефтяных песках Канады, и при разработке сланцевого газа в США.
Вопрос: Каковы перспективные планы компании?
Ответ: Как я уже упоминал, компания GE Sensing
& Inspection Technologies планирует охватить новые
рынки, в том числе и в странах СНГ. Что касается технологических разработок, специалисты планируют начать разработку технологий для разведочного бурения.
В настоящее время активность разведочного бурения
неуклонно повышается. Планируются масштабные
проекты разведки сланцевого газа в США, активно
проводится разведка морских запасов углеводородов. И я думаю, что эти технологии имеют хорошие
перспективы и найдут своего потребителя. В США
сосредоточено 40 % мировой переработки нефти. Существующая инфраструктура нефтепереработки устарела и требует постоянного использования решений
и технологий неразрушающего контроля. Российский
рынок является одним из ключевых для General Electric. Компания предлагает российским промышленным
предприятиям широкий выбор продуктов и услуг для
различных секторов, начиная от энергетики, транспорта и заканчивая здравоохранением.
3
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: НОВЕЙШИЕ ТЕХНОЛОГИИ В РОССИИ И СНГ
РЕШЕНИЕ ПРОБЛЕМЫ НЕДОРАБОТКИ
ТРЕХШАРОШЕЧНЫХ БУРОВЫХ ДОЛОТ
ПО ЗАРУБЕЖНЫМ И ПО УТОЧНЕННЫМ
ОТЕЧЕСТВЕННЫМ ПРЕДЛОЖЕНИЯМ
Проф. В. О. Белоруссов, ОАО НПО «Буровая техника», Москва
В статье автор пытается дать ответ на поставленный
вопрос c помощью компьютерной программы РЕСУРС
ЗУБКОВ (определения времени, когда их износ при втором или третьем рейсе достигнет 75 %). Это можно сделать, если на начало расчета точно известен процент износа зубков после предыдущего рейса, определяемый, в
свою очередь, по программе ПРИВОД [1]. В данном случае рекомендации IADC не точны, так как в них входит
неконтролируемый человеческий фактор, например,
ошибки при определении числа износа зубков.
ПРЕДЫСТОРИЯ
Проблема недоработки буровых долот известна
еще с тех времен, когда широко эксплуатировались
долота с фрезерованными зубьями. Тогда она не стояла так остро, поскольку износ вооружения после рейса
можно было замерить, осреднив уменьшение высоты
зубьев на наиболее изношенной шарошке. Кроме того,
проблема решалась оптимизацией бурения. Так, если
превалирующим фактором являлась скорость износа
зубьев за рейс при турбинном бурении, можно было
последовать грамотному совету перейти на ротор.
С переходом на долота с твердосплавными вставками ситуация значительно осложнилась. При этом
требование определять износ зубков путем замера
осталась.
В связи с этим несоответствием, не позволяющим
получить требуемую точность, Международная ассоциация буровых подрядчиков (International Association Drilling Contactors – IADC) разработала Код учета
износа таких долот, учитывающий порядок и единообразие. Официально было признано, что необходимой
точности оценок (12,5 %) можно добиться, если соотносить число сколотых и выпавших зубков с их числом
на новой шарошке.
Это меняло дело и потому рекомендации IADC были
приняты и в России.
Это значило, что вопрос определения с достаточной точностью износа вооружения долот может быть
решен, и проблема контроля буровика на местах при
выборе им оптимального режима бурения вновь может возникнуть на повестке дня.
НЕДОСТАТКИ
Опыт практического применения, рекомендуемого
IADC, показал, что для окончательного определения
прочности долота во времени Кода IADC недостаточно.
Кроме оценки износа зубков после рейса надо оценивать и РЕСУРС долота (т.е. время, в течение которого
4
оно могло бы работать до критического износа зубков,
например, на 75 %). В любом случае после этого долото
надо было бы поднять (конечно, если раньше опора не
была изношена на 75 %). В этом случае долото было бы
отработано полностью.
К сожалению, в рекомендациях IADC об этом не
сказано ничего. Значит проблема остается. Практика
показывает, что сейчас большинство долот снимаются
с работы при износе вооружения едва достигающем
50–60 %.
В какой-то степени это связано с еще действующими указаниями старых руководящих документов (РД),
в которых говорится, что если при бурении в однотипных породах механическая скорость Vмех уменьшается
в 2 раза, то долото следует поднимать из экономических соображений. Это было верно, когда бурились
неглубокие скважины. Это верно и сейчас при бурении под кондуктор (первую обсадную колонну) так как
при этом на спуск/подъем инструмента не требуется
много времени.
При бурении под другие колонны эта рекомендация катастрофически устарела. При форсированном
турбинном бурении Vмех нередко составляет порядка
50 м/ч. Кому придет в голову поднимать и выбрасывать дорогостоящее долото, если Vмех уменьшилась до
25 м/ч?
Иными словами к настоящему времени достаточно
точно установлено, что «бурить быстро – не значит
бурить дешево!»
Вместе с тем весь мир бурит с максимальной Vмех,
сжигая долота и не
реализуя по максимуму проходку, которую безопасно можно снять с них! В то же время в смете расходов главная затратная статья – простой буровой из-за
спуска/подъема Час эксплуатации буровой установки
(особенно морской) аналогичен стоимости нескольких
долот. А на средний спуск/подъем с большой глубины
уходит около 6–8 ч.
По этой причине злоупотреблять спусками/
подъемами не выгодно! При бурении нижних частей
скважины надо снимать с долота максимум проходки,
пусть и в ущерб Vмех. Что делать в этом случае? В этом
заключаются достижения современных технологий
бурения.
Они должны быть положены и в основу и при подсчете количества долот на проектируемую скважину,
как и авторского надзора за их отработкой.
Таким образом, можно сказать, что IADC решила
только половину проблемы.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 • июль 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: НОВЕЙШИЕ ТЕХНОЛОГИИ В РОССИИ И СНГ
Окончательного решения мы добьемся, если мы
сможем точно прогнозировать ресурс долота. Поэтому рассмотрим новые предложения.
НОВЫЕ ПРЕДЛОЖЕНИЯ
ДЛЯ РЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМЫ
В 2007 г. О. Г. Блинковым (Волгобурмаш) была
успешно защищена докторская диссертация на тему:
«Повышение эффективности бурения трехшарошечными долотами», в которой он, в частности, доказал, что долота, армированные твердосплавными
вставками, имеют стойкость (т.е. ресурс) минимум в
2 раза больше, чем долота с фрезерованным зубом. То
же можно сказать, относительно закрытой опоры по
сравнению с открытой. В Коде IADC о стойкости закрытой опоры сказано лишь то, что «долото считается
изношенным на 100 %, если произошла разгерметизация опоры». А, если не произошла? Можно ли его
спускать во второй или третий рейс, чтобы снять с
него максимальную проходку?
В Коде не сказано ничего и об определении ресурса
по износу закрытой опоры.
Исследования О. Г. Блинкова дали необходимую
информацию для разработки специалистами ВНИИБТ
компьютерной программы «ПРИВОД» (Правдивый
Процент Износа Вооружения Долота) т.к. появился
минимальный репер, относительно ресурса вооружения, с которым можно соотносить результаты теоретических проверочных расчетов, поскольку способ
учета ресурса для открытых опор известен из машиностроения.
В результате промысловой проверки точности прогнозов ресурса в соответствии с программой «ПРИВОД» было доказано, что ошибки прогноза не выходят
за пределы требований IADC (± 12,5 % от выдержки
долота на забое до износа вооружения на 75 %). При
этом принимается, что если Vмех упала на 50 % к моменту подъема, то и износ вооружения составил 50 % (что
логично и близко к истине). И то же можно сказать о
75%-ном износе.
Программа «ПРИВОД» была составлена с учетом
упомянутых положений, определенных в диссертации
д.т.н. Блинкова и при частичном использовании положений тех статей зарубежных авторов, на которые
ссылаются и авторы программы IADC.
НОВОЕ В «ПРИВОДЕ»
ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ РЕСУРСА ДОЛОТА
В результате исследовательских работ, проведенных во ВНИИБТ, специально для расчета РЕСУРСА
была перестроена основная тарировочная таблица
поправочных коэффициентов, которая прогнозирует
величину U (%) в зависимости от заявленного процента износа вооружения при применении методики
IADC. Эта и другие поправочные таблицы в статье
не приводятся. Но при рассмотрении этих таблиц
решение приведенного ниже примера настолько
упрощается, что все вычисления составляют четыре
арифметических действия. Новым является предложение о расчете ресурса долота, что никак не менее
важно, чем определение процента износа вооружения после рейса.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
ПРИМЕР РАСЧЕТА РЕСУРСА ДОЛОТА
Дано:
Результаты произвольного рейса при бурении под
колонну.
1. Сведения по долоту
š диаметр трехшарошечного долота зубкового
типа Дд = 215,9 мм;
š шифр;
š завод-производитель (США).
2. Износ вооружения (расчет которого произведен
по методике IADC) = 12,5 %.
3. Осевое давление на долото Рд = 8 т (80 кН).
4. Частота вращения долота – 46 об/мин.
5. Вид бурения – ротор.
6. Породы терригенные, средней твердости.
7. Интервал бурения: 1800 – 1828 = 28 м
8. Время работы долота на забое: Тб = 9,8 ч
9. Фактическая средняя механическая скорость –
2,85 м/ч.
10. Долото: новое (спущенное в забой первый раз).
Найти:
Ресурс данного долота (т.е. сколько времени оно
могло бы работать на забое при бурении под данную
обсадную колонну, в данном случае и режиме, до износа вооружения до критической величины 75 %).
Решение:
Шаг 1.
Обезразмериваем нагрузка Рд (относя ее на дюйм
диаметра долота):
Рд(усл.) = 7,88 Рд(факт)/Дд,
(1)
где Рд(факт), тн; Дд = диаметр долота, дюйм.
Отсюда:
Рд(усл) = 7,88 8/8,5 = 7,41 у.е.
Шаг 2.
Находим комплексный поправочный коэффициент Аф, (влияния на износ зубков времени бурения,
нагрузки и оборотов в фактических условиях данной
задачи):
Аф = iТб/mU,
(2)
где i = f (об/мин).
Отсюда:
Аф = (9,8 — 49)/(0,698 — 61 = 11,2 у.е.
Уравнение верно, если пользоваться данными, соответствующими коэффициенту 0,698 и коэффициентом U (см. табл.).
Здесь значения частных коэффициентов взяты из
таблиц Приложения, так как Тб и Рд известны, как и
процент износа вооружения по методике IADC.
Шаг 3.
ЭВМ определяет истинную величину РЕСУРСА
(времени работы в данном режиме данного долота до
5
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: НОВЕЙШИЕ ТЕХНОЛОГИИ В РОССИИ И СНГ
износа его вооружения в 75 % (т.е. до полной отработки, определяемой по формуле):
U = iTб/Афm.
(3)
Шаг 4.
Надо найти такое значение Тб, при котором Uрасч. =
912 у.е., так как именно при этом значении наступает
износ вооружения долота на 75 %. Это отражено в таблице Приложения пересмотренной специалистами
ВНИИБТ. Ранее эта таблица была составлена американскими исследователями для прогнозирования износа во времени трехшарошечных долот с фрезерованными зубьями.
Значения коэффициента U для зубковых долот в зависимости от их
износа (вычисленного по методике IADC)
Характеристика
Значение
Износ зубков, % 12,5 25 37,5 50 62,5 75
(по делению) IADC
U
61 158 190 460 668 912
Примечание
Больше, чем на 75%
срабатывать зубки
экономически нет
смысла
Шаг 5.
Решение поставленной задачи может быть найдено
методом последовательных приближений. Подставляя различные значения Тб (работы долота на забое),
находим для Uр наиболее близкое к 912 значение (см.
табл.).
Расчет показывает, что после 146 ч работы данного
долота на забое износ его вооружения был бы равен
75 %. Задача решена, но для случая, когда износ после
рейса определялся по неточной методике IADC. Если
считать износ после первого рейса по уточненной программе ПРИВОД, то ресурс получается равным 48 ч,
что ближе к действительности.
Шаг 6.
Проверка на соответствие прогноза практике
Завершив Шаг 5, приступаем к качественной проверке соответствия данных, полученных методом сравнения, и полученных результатов расчета с известными данными статистики.
В данном случае программа (в которую заложена
статистика отработки вооружения в среднем для ротора, турбины и разных пород и режимов) или специалист сравнивают условия бурения с реальными
результатами статистики.
В соответствии со статистикой подобные долота в
данном режиме работают в среднем 48 ч (если бурение идет под одну и ту же колонну и на однотипные
породы). После этого долота меняют на новые (из
экономических соображений и согласно РД). Долота
считаются отработанными при средней Vмех, равной
примерно 3 м/ч (при роторном бурении). Проходка
за 1 или 2 рейса с данным долотом по статистике составляет 100–150 м на долото. Что примерно и получилось по уточненному расчету ВНИИБТ «ПРИВОД»
[1] в отличие от расчета износа вооружения после
рейса, вставленного в Исходные Условия примера
по рекомендациям IADC (когда бурильщик обсчитался, представив износ зубков после рейса, как 12,5 %,
опираясь на свое мнение при осмотре долота). По6
лучается, что за 146 ч долото могло бы пройти порядка 500 м, что в данном случае не соответствует
статистике.
ВЫВОДЫ
1. В статье описывается обоснованный подход к
решению проблемы возможной отработки долот по
зубкам на 75 %, проектированию и определению числа
долот на скважину и оптимизации режима бурения
(при бурении).
2. Разработан расчет для определения РЕСУРСА
(износа вооружения от времени бурения) трехшарошечных долот с твердосплавными вставками.
3. Поскольку расчет ведется от рейса к рейсу, то
получив поправочные коэффициенты, т.е. адаптировав расчет к практике, в следующем рейсе можно
прогнозировать результаты бурения при других нагрузках и оборотах. Достаточно обратится к Альбому
коэффициентов [2].
4. Расчет настолько прост, что может быть предложен и для обучения студентов.
5. В Приложении (при передаче материалов Расчета и Методики ПРИВОД для промышленного использования после подписания Договора о передаче),
указывается, что следует учитывать также странуизготовителя долота, бурение при разных нагрузках
и оборотах и время работы долота на забое, вплоть до
износа вооружения в 75 % (или до полной отработки
долота по вооружению, если за это время или раньше
на 75 % не износится закрытая опора долота.)
6. Опубликованные сведения не мешают использовать замену долота по РД, рекомендуемую при естественном уменьшении механической скорости в 2 раза
(при бурении однородных пород). Просто определение
процента износа вооружения за это время выполняется более точно и единообразно [1], что соответствует
принципам IADC.
7. Опубликованные сведения не препятствуют
использованию на производстве предложения IADC
по оценке процента износа вооружения при осмотре
долот на буровой (соответствия числа сколотых и выпавших зубков к штатному их числу на новой шарошке). Но эту информацию предлагается использовать
в качестве дополнительной в связи с тем, что из-за
человеческого фактора при их сборе данных не исключены ошибки и, главное, ошибки, которые нельзя
перепроверить и использовать при системном анализе
отработки долот.
8. Программа «РЕСУРС» не препятствует надежному вычислению процента износа вооружения долота
после первого и второго рейса, определяя износ после
каждого рейса.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Белоруссов В.О. «Открыт способ получения правдивой информации
о проценте износа вооружения трехшарошечных долот с требуемой точностью». ВНИИБТ, 2010.
2. Galle E.V., Woods H.B. «Best Constant WOB & Rotary Speed», Mines &
Quarry Eng. 1961, N 1 p.29-34, N2 p. 74-81.
3. Белоруссов В.О. «Способ точного определения процент износа закрытой опоры долота расчетным путем (без инструментальных замеров)».
Нефтегазовые технологии, № 10, 2007.
Связаться с проф. Белоруссовым В. О. можно по телефону: +7 (495) 221-6171.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 • июль 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
®
World Oil
WORLD OIL
Publisher Ron Higgins
N. L. Benton, Associate Editor
LATEST TECHNOLOGIES, LONG-TERM ENERGY
STRATEGIES DISTINGUISH OTC 2010
EDITORIAL
Editor Perry A. Fisher
Managing Editor David Michael Cohen
Associate Editor Nell L. Benton
Contributing News Editor Henry D. Terrell
Contributing Editor Arthur Berman
Contributing Editor Leonard V. Parent
Contributing Editor Jim Redden
Contributing Editor, Washington Dr. Roger Bezdek
Contributing Editor, Middle East Dr. A. F. Alhajji
Contributing Editor, North Sea Dr. ©ystein Noreng
Contributing Editor, FSU Jacques Sapir
Contributing Editor, Latin America Dayse Abrantes
Contributing Editor, Asia-Pacific Jeffrey M. Moore
Contributing Editor, LNG Saeid Mokhatab
R. Rommetveit, S. Inge Ødegård, Ch. Nordstrand, eDrilling Solutions;
K. S. Bjørkevoll, P. Cerasi, H. Martin Helset, Sintef Petroleum
Research;
M. Fjeldheim, S. T. Håvardstein, Total E&P Norge
A DIFFI CULT HPHT WELL DRILLED USING REAL-TIME
ECD MODELING, DIAGNOSIS
F. Ingham, RMOTC
WIRELINE-RETRIEVABLE ESP SHUTTLE COULD CHANGE PUMP
MANAGEMENT PARADIGMS
K. Haverty, T. Wang, Y. Zhou, J. Zeng, M. Nygård, Aker Solutions
COST-EFFECTIVE SOLUTIONS TO ENHANCE SCR PERFORMANCE
FOR DEEPWATER FIELD DEVELOPMENT
M. Webb
UK OIL REP:
TAX AND REGULATORY CERTAINTY NEEDED TO RAISE PRODUCTION
B. Nyland
AGENCY SAYS NEW FIELDS OFF NORWAY ARE SMALLER,
BUT MEAN MORE ACTIVITY
Z. Áldott
MOL SEES SUCCESS OUTSIDE HUNGARY,
FACES DECLINING DOMESTIC PRODUCTION
M. Kelstrup
MAERSK O&G TO EXPAND IN US GULF WHILE INCREASING
EUROPEAN PRODUCTION
P. Crouzen, Diederick Bax, Shell Global Solutions;
T. Rea, I. Taylor, Shell UK E&P
CASING INSPECTION TOOL MONITORS CORROSION
WITHOUT INTERRUPTING PRODUCTION
G. Nelson, A. MacDonald, Clariant Oil Services
DEVELOPING ‘GREEN’ CORROSION INHIBITORS
FOR THE NORTH SEA
S. Thorsen, Statoil;
D. Woodbridge, S3 ID
SECURING PERSONNEL ELECTRONICALLY
ON THE STATFJORD PLATFORMS
I. Whyte, B. Coll, M-I Swaco
BALL-ACTIVATED VALVE SAVES OPERATOR TIME
AND MONEY DURING HOLE CLEANING
M. Adam, D. Coul, Omega Completion Technology
COMMAND-ACTIVATED SANDFACE VALVE ENABLES
IMPROVED HIGH-ANGLE WELLBORE CLEANUP
MAGAZINE PRODUCTION +1 (713) 525-4633
Director–Production and Operations Sheryl Stone
Manager–Advertising Production Cheryl Willis
Artist/Illustrator David Weeks
Contractor–Editorial Production Angela Bathe
ADVERTISING SALES
see Advertisers’ index
CIRCULATION +1 (713) 520-4440
Director–Circulation Suzanne McGehee
E-mail: circulation@gulfpub.com
EDITORIAL ADVISORY BOARD
Senior Editorial Advisor
Paul L. Kelly, Energy and Ocean Policy Consultant
Editorial Advisors
William Donald (Donnie) Harris III, CEO,
Forrest A. Garb & Associates, Inc.
Alexander G. Kemp, Schlumberger Professor,
Petroleum Economics, University of Aberdeen
Dr. D. Nathan Meehan, Vice President,
Reservoir Technology
and Consulting, Baker Hughes
Robert R. Workman, Group President,
Distribution Services, National Oilwell Varco,
and Chairman, Petroleum Equipment
Suppliers Association
Douglas C. Nester, COO, Prime Offshore LLC
David A. Pursell, Managing Director and Head
of Macro Research, Tudor, Pickering, Holt & Co.
T. Jay Collins, President and CEO,
Oceanearing International, Inc., and Chairman,
National Ocean Industries Association
Robert E. (Bob) Warren, Vice President,
Industry and Governmental Affairs,
Pride International
Tom Price, Jr., Senior Vice President,
Corporate Development, Chesapeake
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
ЧТО ПРОИСХОДИТ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
НОВЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ:
ОБМЕН ЗНАНИЯМИ И ОПЫТОМ
Новые возможности для обмена знаниями и опытом предоставила своим участникам 5-я Международная научно-практическая конференция «Современные технологии капитального ремонта скважин
и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы
развития», которая проходила в конце мая 2010 г. в
г. Геленджик.
Конференция стала значимым событием для специалистов отрасли.
Большинство участников отметили все возрастающую роль капитального ремонта скважин в процессе
добычи нефти и газа. Особое внимание было уделено
проблемам совершенствования технологий водоизоляционных работ, гидроразрыва пласта и глушения
скважин, предложены пути их решения, основанные
на использовании нового высокоэффективного внутрискважинного и колтюбингового оборудования, современных материалов и химических реагентов.
В работе конференции приняли участие ОАО «НК
«Роснефть», ОАО «ГАЗПРОМ НЕФТЬ», ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь», сервисные компании
ООО «Управление по капитальному ремонту сква-
жин», ООО «Мегион-Сервис», ОАО «Когалымнефтепрогресс», ООО «Урал-Дизайн-ПНП», а также
научно-исследовательские и проектные институты.
N. L. Benton, редактор-консультант WO
Совместное предприятие предоставит компании
AlMansoori новые возможности, включая колтюбинговые технологии, ремонт буровых установок,
нагнетание/цементирование, гидроразрыв пласта и
кислотная обработка.
КАСКАД И ЧИНУК: НАЧАЛО ДОБЫЧИ
Компания Petrobras объявила о начале добычи
нефти на месторождениях Каскад и Чинук. Компания
заявила, что FPSO Chinook должен был начать добычу
первой нефти в июне – июле 2010 г. Месторождение
расположено в обширной области в Мексиканском
заливе; по оценкам, совокупная добыча нефти на месторождении составляет 80 тыс. брл/сут.
KEPPEL: СТРОИТЕЛЬСТВО НОВОГО
СУДОСТРОИТЕЛЬНОГО ЗАВОДА
Keppel Offshore & Marine Limited заключила партнерское соглашение с государственной нефтяной компанией Азербайджана State Oil Company of
Azerbaijan Republic (SOCAR) и Азербайджанской
инвестиционной компанией Azerbaijan Investment
Company (AIC) на строительство нового судостроительного завода в г. Баку (Азербайджан). Площадь
новой мощности составит примерно 52 га. Строительство будет осуществляться на протяжении 2–3 лет;
затраты составят 386 млн долл. Новый завод будет
осуществлять строительство различных судов – от
вспомогательных до крупных танкеров, а также выполнять судоремонтные работы и конверсию.
ALMANSOORI:
СОВМЕСТНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ С KEY ENERGY
AlMansoori Petroleum Services подписала соглашение о создании совместного предприятия с американской ведущей компанией Key Energy Services.
8
СОБЫТИЕ: ВЫСТАВКА INTERGEO EAST
В конце мая в Стамбуле завершил свою работу
международный форум «INTERGEO East – 2010»,
в рамках которого была организована специализированная выставка и конференция по управлению
земельными ресурсами, геоинформации, строительной индустрии и защите окружающей среды. «Как и
предполагалось, место проведения «INTERGEO East
помогло расширить аудиторию и увеличить число посетителей из стран Юго-Восточной Европы, Ближнего Востока и России добавились также компании из
стран ближнего Востока и России», – подчеркивает
Олаф Фрайер, генеральный директор Hinte GmbH
и ответственный за организацию выставки. В мероприятия участвовали компании из 23 стран мира. Позитивно рассматривалась перспектива проведения в
Турции «INTERGEO East» – 2012. В ближайшие годы
благодаря значительным инфраструктурным изменениям и активизации деятельности в области развития,
ожидается повышенный спрос на этом рынке.
APACHE: ОПЕРАЦИИ В АРГЕНТИНЕ
Совместное предприятие, созданное Apache Corp. и
национальной компанией Аргентины ION Geophysical
Corp. планирует провести сейсмические исследования
в рамках реализации двух отдельных проектов в пров.
Мендоза (Аргентина). Исследования будут проводиться с использованием беспроводной наземной сейсмической системы Firefly. В процессе исследований
также будут использоваться традиционные геофоны,
что позволило на ранних этапах применения разворачивать систему Firefly с использованием аналоговых
датчиков. В процессе реализации проектов будет использоваться 5500 станций Firefly. Начало реализации
проектов намечено на август 2010 г.
МЕКСИКАНСКИЙ ЗАЛИВ:
ЛИЦЕНЗИОННЫЙ РАУНД
В марте 2010 г. проводился 213 лицензионный раунд по Центральной части Мексиканского залива. Результатом проведенного мероприятия стала продажа
лицензий на сумму примерно 949,3 млн долл. Раунд,
проводимый Управлением природными ресурсами
США (Minerals Management Service – MMS), привлек
77 компаний, которые приобрели 642 лицензии на
468 участках совокупной площадью 2,4 млн акров
(1 акр = 4046,86 м2). Участки расположены на шель№7• июль 2010
8
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
фе Луизианы, Миссисипи и Алабамы. Прибыль, полученная в результате проведения раунда, составила
примерно 1300 млн долл. В водах глубиной менее 656 м
был предложен 151 участок. Максимальную ставку
(52,560 млн долл.) предложили компании Anadarko
E&P Company LP и Mariner Energy Inc., которые приобрели лицензии на разработку участков Уолкер Ридж
в блоке 793. Среди других компаний, предложивших
высокие ставки можно отметить Maersk Oil Gulf of
Mexico Two LLC, Shell Offshore Inc., Chevron U.S.A.
Inc., Hess Corporation и BHP Billiton Petroleum Inc.
CONSOL:
ПРИОБРЕТЕНИЕ E&P-АКТИВОВ В АППАЛАЧАХ
Consol Energy заключила обязывающее соглашение о приобретении активов (в Аппалачах) разведки и
добычи Dominion Resources за 3475 млн долл. наличными. В результате приобретения Consol, ориентированная ранее на добычу угля, станет крупнейшей добывающей природный газ энергетической компанией в
Аппалачском бассейне. В результате этой сделки компания Consol станет владельцем площадей в 750 тыс.
и 500 тыс. акров на площади Маркеллус шт. Пенсильвания и Западная Виргиния. После завершения сделки, совокупные доказанные запасы газа компании
увеличатся более чем на 50 % (с 1,9 трлн до примерно
3 трлн фут3). Потенциальные ресурсы удвоятся и составят приблизительно 41 трлн фут3. Площадь приобретенных Consol площадей составит 1,46 млн акров с
9000 пробуренных скважин. Прибыль от новых активов составит примерно 35 % прибыли компании.
SHELL, NEXEN: СОВМЕСТНОЕ ОТКРЫТИЕ
Royal Dutch Shell и канадская энергетическая компания Nexen объявили об открытии значительных запасов нефти в Мексиканском заливе. Бурение в рамках проекта Appomattox станет третьим совместным
проектом двух компаний. Два предыдущих проекта
Vicksburg и Shiloh были названы в честь участников
американской гражданской войны. Компании пока не
оценивали размеры запасов, но отметили, что результаты пробной добычи превзошли все ожидания. На
участке глубиной 72 127 фут была пробурена скважина истинной вертикальной глубиной 25 077 фут. Скважина пробурена на продуктивный пласт мощностью
530 фут. Первое открытие запасов (Шилох) компания
Shell сделала в глубоководном регионе Мексиканского залива в 2003 г. Второе (Виксберг), расположенное
примерно в 6 милях (1 миля = 1,609 км) к востоку от
Appomattox, было сделано в 2007 г.
FUGRO: НОВОЕ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКОЕ СУДНО
Компания Fugro получила новое сейсморазведочное судно M/V Geo Caspian, которое транспортировалось экипажем судовладельца Volstad Maritime AS.
Судно было оборудовано на верфи Fosen в Норвегии
и обладает возможностью буксировки шестнадцати
26,25-футовых сейсмокос, управляемых с использованием технологии DigiFIN. M/V Geo Caspian – третье
судно категории «С», построенное с 2007 г. Еще одно
судно M/V Geo Coral этой же категории будет поставлено компании Fugro в августе 2010 г.
№7 • июль 2010
ГЛУБОКОВОДНЫЕ РЕГИОНЫ: ОЦЕНКА ЗАТРАТ
Douglas-Westwood Research выполнила оценку мировых затрат на разработку глубоководных регионов
в предстоящие пять лет (до 2014 г.), в соответствии с
которой этот показатель составит 167 млрд долл. это
на 37 % выше, чем в предыдущие пять лет. Подготовленный компанией доклад «World Deepwater Market
Report 2010-2014» показывает, что максимальная активность компаний будет отмечаться в так называемом «золотом треугольнике» – Африке, Бразилии,
Мексиканском заливе. Инвестиции в разработку проектов составят более трех четвертей капитальных затрат. Однако большая часть инвестиций в разработку
участков «золотого треугольника» будет направлена
в Латинскую Америку для реализации в течение следующего десятилетия капиталоемких проектов компании Petroleo Brasileiro (Petrobras). В докладе также подчеркивается, что развитие азиатских глубоководных
регионов будет продолжаться на протяжении прогнозируемого периода. Инвестирование в эти проекты
составит примерно 10 % от совокупного глобального
инвестирования. В докладе показано, что операторы
испытали существенное давление в 2009 г., что сказалось на сокращении их активности на 15 %.
TOTAL, DONG: СОВМЕСТНАЯ РАЗРАБОТКА
DONG Energy заключила партнерское соглашение
с Total на разработку газовых месторождений Лагган
и Тормор в западной части Шетландских о-вов в Великобритании. Разработка морских граничных участков
находится в ведении Министерства энергетики и изменения климата Великобритании. «Total уже продемонстрировала свои возможности успешной реализации
высокотехнологичных проектов и продолжает это делать на месторождениях Лагган и Тормор, расположенных в одном из самых сложных регионов континентального шельфа», – отметил Yves-Louis Darricarrиre,
президент Exploration & Production. Разработка этих
участков потребует значительных инвестиций, примерно 3.8 млрд долл. Принимая во внимание сложность
проекта, Total подтверждает свою готовность инвестировать и содействовать в обеспечении поставок энергии. Компания Total также приобрела 10 % активов
Лагган и Тормор у Chevron North Sea Limited и 20 %
активов ENI UK Limited. Это обеспечит компании 80 %
совокупных активов в проектах.
J. RAY MCDERMOTT: ПЕРВЫЙ ПРОЕКТ В АТР
McDermott International, Inc объявила о том, что
ее дочерняя компания J. Ray McDermott, SA приступит к реализации первого проекта строительства подводной инфраструктуры SURF (Subsea
Infrastructure, Umbilicals, Risers & Flowlines) в АзиатскоТихоокеанском регионе для компаний PetroVietnam
Technical Services Corporation и PetroVietnam
Exploration & Production. Объем работ включает проектирование, поставки, разработку и размещение
новых эксплуатационной и экспортной линии и подводных кабелей. Это включает в себя привязку, тестирование и пуско-наладочных работы по прокладке
двух гибких трубопроводов протяженность. 1,4 мили
(1 миля = 1,609 км), предназначенных для замены двух
9
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
экспортных трубопроводов протяженностью 1,5 мили,
а также прокладку кабеля и изолированных гибких
трубопроводов протяженностью 3 мили. Начало работ
в море запланировано после завершения проектных и
технических работ в третьем квартале 2011 г.
тельным оценкам эта сделка обойдется компании в
500 млн долл. ВР договорилась с Devon Energy о создании
совместной компании с долями активов 50/50. Devon
Energy возьмет на себя обязательства финансировать
дополнительные 150 млн долл. капитальных затрат.
CNX: ДОБЫЧА НА МАРКЕЛЛУС
CNX Gas Corp. объявила о результатах добычи из
горизонтальной скважины GH2BCV, пробуренной
недавно на месторождении Маркеллус на участке Грин Каунти. Пробная добыча, осуществляющаяся на протяжении 16 дней, составила в среднем
4,9 млн фут3/сут. Максимальный дебит составил
5,7 млн фут3/сут, а текущий – 5,5 млн фут3/сут. Скважина была пробурена с горизонтальным боковым
стволом протяженностью 2035 фут с гидроразрывом
пласта, проведенным в 7 этапов. Самая продуктивная
в этом регионе скважина была также пробурена компанией CNX в октябре 2008 г. В феврале 2010 г. добыча
из этой скважины составила 1 млрд фут3/сут.
WESTERNGECO:
СЕЙСМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ В КУВЕЙТЕ
WesternGeco сообщила, что интегрированная система сейсмических исследований UniQ при проведении операций для компании Kuwait Oil Company
(KOC) поставила новый рекорд. В процессе проведения исследований были получены данные с 80 000
цифровых приемников с интервалом выборки 2 мс.
В феврале 2010 г. в процессе проведения исследований с помощью технологии UniQ в режиме реального
времени качество за час были данные, на получение
которых с использованием традиционных технологий
потребовалось бы пять дней.
BP: ПРИОБРЕТЕНИЕ МОРСКИХ УЧАСТКОВ
По условиям заключенной сделки компания BP
заплатит Devon Energy 7,0 млрд долл. наличными за
активы в Бразилии, Азербайджане и глубоководном
регионе США в Мексиканском заливе. К ним относятся активы в 10 разведочных блоках в Бразилии (в
том числе 7 участков расположены в басс. Кампус),
основные участки на глубоководных площадях в Мексиканском заливе и на управляемых BP месторождениях Азери-Чираг-Гюнешли (Azeri-Chirag-Gunashli –
ACG) в Каспийском море (Азербайджан). Для разработки месторождений компания ВР планирует
арендовать буровые установки West Sirius (Seadrill)
и Deepwater Discovery (Transocean). Кроме того, ВР
планирует приобрести 50 % активов на нефтяных песках Кирби в пров. Альберта (Канада). По предвари-
CNOOC, TOTAL И TULLOW: ПЛАНЫ В АФРИКЕ
Китайская национальная компания CNOOC Ltd.
и французская Total SA надеются стать партнерами Tullow Oil PLC в ее проектах в Уганде. Tullow
планирует начать первый этап разработки углеводородов в басс. озера Альберта (Уганда), добычи
нефти и газа на местном рынке должна начаться в
2011 г. Природный газ с месторождения Нзизи будет транспортироваться по трубопроводу на перерабатывающий завод, который будет построен в
районе Хоума (Уганда). Примерно 10 тыс. брл/сут
добываемой на месторождении Касамене нефти будет поставляться на местные рынки. После проведения оценочного бурения, компания Tullow повысила
свои доказанные запасы с 250 млн до 400 млн брл.
Месторождение Юбили продолжает оставаться крупнейшим в регионе с добычей 120 тыс. брл/сут.
КОММЕНТАРИЙ РЕДАКТОРА
P. Kulkarni, редактор WO
СИТУАЦИЯ В ОТРАСЛИ:
КАК ХОЧЕТСЯ ЕЩЕ ОДНОГО «БУМА»!
Я считаю за честь освещать события нефтегазовой
отрасли с тем, чтобы наши читатели были в курсе, что
происходит в секторах геологоразведки, бурения, заканчивания скважин и добычи.
Нефтегазовая отрасль постоянно сталкивается с
рядом рисков с неопределенностью в вопросах налоговой политики, резкого роста или спада активности
и другими.
Nariman Behravesh, экономист IHS полагает, что в
2011 и 2012 гг. последствия кризиса будут окончательно
устранены, и начнется очередной подъем экономики.
Он предполагает, что в настоящее время цены на нефть
несколько завышены в связи с активностью инвесторов,
но не прогнозирует их снижение менее 65 долл/брл.
Президент ОПЕК и Эквадора Министр нефтяной промышленности Germбnico Pinto также считает, что завышенные на нефть определяются остротой ситуации
10
и спекуляцией. В середине марта 2010 г. страны, входящие в ОПЕК, договорились сохранить добычу нефти
неизменной, поскольку цены на нефть в этот период
оставались на уровне 80 долл/брл.
За 35-летний опыт работы я пережил четыре «бума»
и три спада и много раз слышал восклицания: «Как же
хочется еще одного «бума»! Господи, помоги нам! На
сей раз мы оправдаем Твое доверие!».
В действительности, нефтегазовая отрасль не виновата во всех этих экономических кризисах. Это
банки, рынки недвижимости и инвестиционные компании, которым нельзя доверять, чтобы сохранить
стабильность экономики. Операторы и сервисные
компании срезали свои бюджеты, сокращали численность буровых установок и заработную плату,
чтобы сохранить финансовую гибкость. Тем не менее, эти организации учитывали долгосрочную необходимость увеличения поставок, как нефти, так и
газа. Крупные и независимые компании продолжали
морскую и наземную разведку, разрабатывали программы и находили крупные нефтяные и газовые
№7• июль 2010
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
месторождения. Речь идет о лицензионном раунде
US Central Gulf of Mexico 213.
Стоит вспомнить о значительном приросте парка
плавучих буровых систем – буровых судов, FPSO и
полупогружных буровых установках, которые используются при разведке и эксплуатации нижних третичных месторождений в сверхглубоководных регионах
Мексиканского залива и подсоляных запасов Бразилии. Отрасль продолжает вкладывать значительные
инвестиции в реализацию таких проектов, не обращая
внимания на колебание цен на углеводороды. Операторы Северной Америки продолжают активную разведку и разработку запасов сланцевого газа. Кстати
следует отметить растущий во всем мире интерес к
этим запасам.
Одним из рисков могут стать возобновляемые ресурсы, такие как биотоплива, солнечная и ветряная
энергия. Существует единодушное мнение, что нефть
будет оставаться доминирующим видом топлива еще
на протяжении десятилетий вперед. Однако администрация президента Обамы пытается направить все
усилия на развитие возобновляемых источников энергии. Министр энергетики США Paul Chu отметил на
заседании CERA, что природный газ может служить в
качестве экологически чистого вида топлива до перехода на возобновляемые энергоресурсы.
Появился даже новый термин «отрицательные
углеводороды». Генеральный директор ConocoPhillips
James Mulva утверждает, что «природный газ является
не только переходным топливом, но и топливом будущего, а запасы сланцевого газа обеспечат его поставки, как минимум, еще в течение 100 лет. Президент
Statoil Helge Lund сказал, что он удивляются, почему
политики Европы и США еще не внесли газ в категорию альтернативных топлив. Президент Saudi Aramco
Khalid Al-Falih выразил оптимизм относительно долгосрочных перспектив развития альтернативных источ-
ников энергии, но предупредил, что срыв «зеленых»
проектов может негативно повлиять на экономическое развитие и долгосрочные перспективы.
Еще одним риском может стать проблема вмешательства правительства в отраслевые операции посредством налогов или законодательных ограничений.
Надвигается угроза введения налогов на углеродные
выбросы, которые могут существенно повлиять на
экономику США, а также все сектора энергетической
промышленности. Администрация США предполагает
увеличить в ближайшие 10 лет налоговые сборы с отраслевых операций на 40 млрд долл.
Операторам, которые планируют разрабатывать
запасы сланцевого газа, придется смириться с предлагаемыми Агентством по охране окружающей среды (Environmental Protection Agency – ЕРА) новыми
исследованиями последствий гидроразрыва пласта
и законодательные попытками Конгресса США потребовать, чтобы сервисные компании предоставляли
конфиденциальную информацию о химическом составе их жидкостей разрыва.
Однако в других регионах мира отмечаются позитивные признаки. Провинция Альберта (Канада)
решила отменить почти повсеместно 20 %-ное повышение налогов, утвержденное в 2007 г. Великобритания планирует ввести стимулирующие инициативы с
целью повышения активности проведения исследований в таких областях, как Шетландские о-ва.
P. Kulkarni (П. Кулкарни), редактор в области технологий. Г-н Кулкарни имеет степень бакалавра по электротехнике от Университета штата Юта, и степень
магистра в области журналистики от Университета
штата Айова и магистра от Университета Хьюстона,
он имеет более чем 25-летний опыт написания статей
по нефтегазовой тематике.
Связаться с г-ном Кулкарни можно по адресу:
pramodk@aol.com.
НОВОСТИ РАЗВЕДКИ
C. Liner, редактор WO
ЧТО ОЗНАЧАЕТ ТЕРМИН VSP?
С точки зрения геологии и геофизики для разведки
углеводородов могут использоваться два метода. Первый метод заключается в определении геологического
профиля с помощью бурения скважин и спускаемых
на тросе каротажных приборов. Второй метод - это
определение геологического профиля по временам
отраженных сейсмических волн при сейсмических
исследованиях. Связь между временем и глубиной
является предикативной и может быть определена
из вертикальных годографов, полученных с помощью
акустического каротажа или вертикального сейсмического профилирования (vertical seismic рrofile –
VSP).
Прибор для акустического каротажа представляет
собой металлический цилиндр, спускаемый на тросе
в скважину подобно любому другому каротажному
прибору. После спуска прибора на некоторую глуби№7 • июль 2010
ну в скважине его медленно вытягивают вверх. При
вытягивании прибора вверх будут генерироваться
данные за счет излучения высокочастотных импульсов из одного конца прибора и регистрации времен
прихода их на другом его конце. Рабочие частоты у
большинства акустических каротажных приборов
находятся в диапазоне 10 000–15 000 Гц, что сильно
отличается от диапазона частот 10-100 Гц регистрируемых сейсмических данных на поверхности. При
включении акустического источника звуковая волна
перемещается через рабочую жидкость в скважине
и взаимодействует с породами в стенке скважины,
скорость звука в которых обычно значительно больше, чем в жидкости. Такая волна иногда называется
головной волной, которая перемещается вдоль стенок
скважины в противоположность отраженной волне,
которая будет перемещаться только в жидкости и отражаться от стенки. В любом случае, поскольку точное расстояние между источником и приемником известны, а также скорость звука в жидкости и диаметр
11
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
ствола, поэтому может быть найдена скорость перемещения звуковой волны в породах геологической
формации.
В результате акустического каротажа обычно получаем время задержки, деленное на расстояние между
источником и приемником, измеряемое в мкс/фут.
Умножение обратного значения этой величины на
1 млн дает скорость перемещения звуковой волны в
геологической формации. Величина, измеряемая при
акустическом каротаже, характеризует скорость в
интервале, поскольку она представляет собой локальную скорость перемещения Р-волны в геологической
формации, усредненную вдоль короткого интервала
ствола скважины, равным расстоянию между источником и приемником около 1–2 м. При цифровом
акустическом каротаже получаем измерения скорости перемещения звуковой волны с интервалом каждые 0,3 м.
В процессе преобразования измерений при
акустическом каротаже в вертикальный годограф
используется интегрирование. По-существу, акустический каротаж позволяет получить модель геологической формации, состоящую из тонких слоев.
Каждый слой имеет одинаковую толщину (0,3 м) и
мы знаем скорость волны, поэтому может быть рассчитано время перемещения ее в двух направлениях по вертикали через каждый слой. Мы суммируем
эти времена перемещения через эти слои, начиная
сверху, и находим время отражения на всех глубинах скважины. В результате получаем вертикальный
годограф, но при этом имеется ряд возможных источников ошибок.
Во-первых, акустический каротаж никогда не проводится до поверхности земли. Технические характеристик приборов требуют, чтобы диаметр ствола был
не менее 20•, а это означает, что акустический каротаж в находящихся на суше скважинах для разведки и
добычи углеводородов редко получается на глубинах
в пределах 100 м от поверхности. В сейсмических терминах это есть зона выветривания, вероятно содержащая породы с предсказуемо малыми скоростями
прохождения через них волн. Полученные при акустическом каротаже данные не содержат информации
об этом интервале, поэтому нужно как-то выделить
время отражения от поверхности земли до верхней
части зоны акустического каротажа и добавить его в
вертикальный годограф.
Акустический каротаж чувствителен к эрозии и
к другим проблемным участкам в стволе, поэтому
трудно точно определить скорость звука в породах
с малыми скоростями прохождения через них волн
(т.е. скорость звука меньше скорости звука в буровом
растворе).
Мы также сталкиваемся с проблемой, возникающей из-за несоответствия частот в данных акустического каротажа и 3D-сейсморазведки на поверхности
земли. Это связано не только с тем, что акустический
каротаж способен «видеть» только очень малые объемы породы по сравнению с поверхностной сейсмической волной, но также с хорошо известным фактом,
что скорость прохождения сейсмических волн в породах с порами, насыщенными флюидами, изменяется
12
с частотой. Это приводит к известной всем проблеме
из-за сложности пропорционального увеличения шкалы оценок (скейлинга вверх), которая включает модификацию регистрируемых измерений при акустическом каротаже для лучшего согласования скоростей
поверхностных длин волн, входящих в данные, получаемые при сейсморазведке на поверхности земли.
Для получения отсутствующей информации для
зоны около поверхности земли и для решения других
проблем при определении вертикального годографа
могут быть выполнены контрольные точечные исследования вместе с акустическим каротажем. При
контрольных точных исследованиях приемники размещаются по длине ствола редко, обычно в точках у
обсадной трубы или на границах основных геологических интервалов. При этом измеряется только первое
время прихода.
Можно сравнить все это с вертикальным сейсмическим профилированием, при котором геологический
профиль получается с использованием источника на
поверхности и приемников во многих точках по глубине скважины. Приемники регистрирует полностью
все сейсмические трассы для последующей их расшифровки и расстояния между приемниками, выбираемые с учетом эффекта пространственного наложения, обычно равны 3 м. Это дает много времени
пробега сейсмических волн от поверхности до точек
в земле. Метод VSP, рассматриваемый здесь, часто называется методом «нулевого смещения сейсмического
профиля от вертикали». Это означает, что используется единственный источник и что он находится, как
можно ближе к устью скважины. Есть также методы
VSP с несколькими смещениями и метод VSP, в которых используется множество источников в разных
положениях. Эти методы значительно более дорогие
и иногда они полезны для получения локальных изображений с высоким разрешением.
Метод VSP с нулевым смещением является самым
лучшим и наиболее прямым методом, позволяющим
точно связать данные 3D-сейсморазведки с геологическим горизонтом. Поскольку при этом частоты будут в
одном и том же диапазоне (209–200 Гц), как у поверхностных данных, поэтому волновое поле фактически
проходит через ту же область близко от поверхности и
на него не влияют проблемы в стволе скважины. И при
этом получаем ряд важных дополнительных преимуществ. В стандартной 3D-сейсморазведке мы используем различные способы сбора данных для выделения
Р-волн, но поскольку земля фактически обладает упругими свойствами и все типы поперечных волн (S) и волн
с преобразуемыми модами многократно отражаются
при перемещении вниз, что приводит к трудностям при
расшифровке данных. VSP-метод уникален из-за своей
способности отличать волну, перемещающуюся вверх
от перемещающейся вниз, S-волну от P-волны и от волн
с преобразуемыми модами и первичные отражения от
многократных отражений.
Последнее является крайне важным. Вся техника
получения сейсмических изображений базируется
на первичных явлениях, в которых отражение происходит только один раз. За последние 50 лет разработали множество методов для обнаружения и удаления
№7• июль 2010
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
многократных отражений из всех данных сейсморазведки на поверхности земли. Но даже с учетом этого
наши возможности ограничены из-за самой природы
сейсмических данных. VSP-данные коренным образом
отличаются и можно прямо видеть эти многократные
отражения (и не P-волны).
Не нужно сотню раз выполнять VSP-профилирование исследуемой области, но этот метод не без
недостатков по сравнению с конкурирующими методами, по крайней мере, одного.
Christofer Liner (Кристофер Лайнер), профессор
Университета г. Хьюстон, занимается сейсмологическими исследованиями месторождений углеводородов и утилизации CO2. Г-н Лайнер раньше
был редактором журнала Geophysics. Г-н Лайнер
автор учебника Elements of 3D Seismology, изданного в 2004 г., и член SEG, AAPG, AGU обществ
и Европейской Академии Наук. Christofer Liner
(Кристофер Лайнер), профессор Университета г.
Хьюстон, занимается сейсмологическими исследованиями месторождений углеводородов и утилизации CO2. Г-н Лайнер раньше был редактором журнала Geophysics.
Г-н Лайнер автор учебника Elements of 3D Seismology, изданного в 2004 г.,
и член SEG, AAPG, AGU обществ и Европейской Академии Наук.
НОВОСТИ ДОБЫЧИ
D. М. Cohen, управляющий редактор WO
ИЗРАИЛЬ: ПРИРОДНЫЙ ГАЗ
«Позвольте мне рассказать вам, почему израильтяне не довольны Моисеем. Он водил их сорок лет по
пустыне, чтобы привести на окраину Ближнего Востока, где нет нефти!» - Голда Меир, 1973
И сегодня Израиль по-прежнему не имеет запасов нефти. Однако открыто гигантское морское месторождение природного газа Тамар. Месторождение было открыто в ноябре 2008 г. компанией Noble
Energy и израильскими партнерами Noble Energy and
Israeli Partners Isramco Negev, Delek Drilling, Avner
Oil Exploration and Dor Gas Exploration. По предварительным оценкам запасы природного газа составляют
6,3 трлн фут3. Месторождение расположено в восточной части Средиземного моря. По оценкам аналитиков
запасов месторождения хватит на 40 лет электроснабжения страны в соответствии с текущим спросом, или
15–20 лет в соответствии с прогнозируемым ростом
спроса. Следует учесть, что это второе по величине
запасов месторождение газа во всем мире, открытое
с 1 января 2008 г. (сразу после открытия компанией
Petrobras гигантского месторождения Юпитер в подсолевых структурах Бразилии). Вскоре после открытия запасов Тамар Noble Energy нашла дополнительные запасы 0,5 трлн фут3 на соседнем участке Далит.
Эти открытия обеспечили Израилю энергетическую безопасность и прочные торговые отношения.
«Нечасто результатом разведочных работ становятся
открытия, существенно меняющие энергетическую
политику и электроснабжение страны», - отметил в
статье, опубликованной в Oil and Gas Investor, Chuck
Davidson, главный исполнительный директор Noble
Energy.
План разработки. Планом разработки, затраты
на реализацию которого составят примерно 2,5–
3 млрд долл., предусмотрена подводная добыча и
транспортировка добытого газа по двум напорным
16-дюймовым трубопроводам на береговой распределительный терминал. Терминал будет расположен в
90 км от г. Дор, в 20 км к югу от Хайфы. Трубы подводного трубопровода будут выполнены их моноэтилнгликоля (monoethylene glycol – MEG).
Хотя компания Noble отказалась от комментариев
добыча на месторождении Далит, в конечном итоге,
будет привязана к той же системе, тем более что эти
№7 • июль 2010
открытия находятся рядом. Оба месторождения расположены примерно в 30 км от берега. Г-н Davidson
сказал, что первая добыча, которая составит примерно
750 млн фут3/сут, газа начнется в 2012 г. Это больше,
чем прогнозируемый годовой спрос в стране на 2010 г.
Официальные лица Израиля были менее оптимистичны, отметив, что не ожидают поставок газа с месторождения Тамар так быстро. Проект разработки
месторождения имеет ряд технических проблем. Подводная транспортировка газа с морского месторождения связана с определенными рисками. Строительство инфраструктуры, техническое обслуживание и
капитальный ремонт подводных трубопроводов составляют весомую статью расходов.
Согласно статье, опуликованной 17 марта 2010 г. в
израильской газете Haaretz, Noble планирует транспортировать газ по напорному трубопроводу с очень
высоким давлением (400–500 бар, 1 бар = 1 — 105 Па),
что намного выше, чем существующие напорные газопроводы в Израиле, где давление составляет 80–
100 бар. Транспортировка газа по высоконапорному
трубопроводу снижает себестоимость продукции, обеспечивая большую гибкость с точки зрения добычи
и устраняя необходимость размещения подводного
компрессора.
Тем не менее, эксперты израильского министерства инфраструктуры выразили беспокойство относительно безопасности транспортировки при таком
высоком давлении.
Результаты. Месторождение Тамар может быть
ответом на молитвы Израиля об энергоресурсах.
Потребление в стране природного газа значительно
расширилось в связи с развитием электроэнергетики
следующего поколения с нуля до 2003 г. до примерно
40 % совокупного электроснабжения на сегодняшний
день.
Израиль имеет только два источника поставок природного газа: месторождение Мари-B в Средиземном
море и импорт по трубопроводу из Египта. Запасы месторождения Мари-B, которое также было открыто
Noble в 2000 г. составляли 1 трлн фут3 и, будут исчерпаны через несколько лет.
Египет поставляет газ с 2005 г., но эти поставки
связаны с постоянно возникающими юридическими
проблемами в этой стране, в том числе запретом на
продажу газа Израилю, который был отменен не так
давно.
13
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
Израиль искал возможности поставок газа из России или СПГ, но открытие месторождений Тамара и
Далит кардинальным образом изменили перспективы
Израиля с точки зрения энергетической независимости. Разработаны масштабные развития сектора
газа. Израиль инвестирует примерно 1 млрд долл. в
строительство газораспределительных сетей, которые покроют 90 % территории страны к 2013 г., чтобы
удовлетворить прогнозируемое увеличение годового
спроса на 350–420 млрд фут3 к 2016 г., с примерно
140 млрд фут3 в настоящее время.
Благодаря новым месторождениям обеспечены в
долгосрочной перспективе местные поставки природного газа, что снижает зависимость Израиля от
импорта нефти. Калифорнийская компания Better
Place в настоящее время расширяет поставки в Израиль автомобилей с электродвигателями.
Первые станции зарядки на автостоянках и в кинотеатрах были открыты в 2008 г. в Тель-Авиве, Хайфе, Кефар Саве, Холоне и Иерусалиме. В этой стране с такой
богатой библейской историей пропорций, легко отметить
эпическую роль разведки и добычи природного газа.
Связаться с главным реактором WO г-ном D. Cohen
(Д. Кохен) можно по адресу: David.Cohen@worldoil.
com
НЕФТЬ И ГАЗ В СТОЛИЦАХ
Ø. Noreng, редактор-консультант WO
ПРИРОДНЫЙ ГАЗ:
СКОЛЬКО, ОТКУДА, ПО КАКОЙ ЦЕНЕ?
Перспективы развития европейского рынка газа
быстро меняются. Обычный прогноз спроса заключается в том, что из-за уменьшения внутренней добычи и роста потребления, Европа будет вынуждена
увеличить импорт. Это может быть связано с риском
ограничения числа поставщиков и увеличения цен. С
акцентом на энергосбережение, возобновляемые источники энергии и атомную энергетику, потребности
в газе в Европе могут стать гораздо более умеренными, чем до недавнего времени.
Что касается поставок, возникает обеспокоенность относительно транспортировки. Со строительством новых трубопроводов станут возможными
поставки из Каспийского региона и даже Центральной Азии. Диверсификация повышает надежность
энергоснабжения и укрепляет договорные позиции
покупателей, благодаря чему сокращаются ценовые
риски.
Активизация разработки сланцевого газа США
вызвала цепную реакцию на глобальном рынке газа.
Всего лишь пять лет назад, было достигнуто соглашение, что Северная Америка становится основным
СПГ-импортером. Это создало перспективы для США
инвестиций в разработку газовых месторождений,
строительство экспортных СПГ-терминалов и танкеров.
Российский проект Shtokman в Баренцевом море
также ориентировался на рынок США, так же как
проекты СПГ в Анголе, Катаре и других странах. Единодушно было решено, что рост импорта в США будет
влиять на увеличение цен на газ, так что в долгосрочной перспективе, как СПГ, так и трубопроводный газ
будет дороже.
Такие перспективы стали предметом озабоченности в Европе, так как предрекали зависимость от
импорта газа и быстрого роста цен. Повторные нарушения поставок газа из России через Украину стали
14
дополнительным напоминанием о зыбкой безопасности транзита через третьи страны.
Внезапный скачок цен на газ, отчасти из-за индексации цен на нефть, продемонстрировал зависимость
от небольшого числа внешних поставщиков. Исходя
из этого, Европейская Комиссия разработала обширную программу, называемую «20–20 к 2020 г.», смысл
которой заключается в 20 %-ном снижении энергоемкости экономики ЕС и 20 %-ной доле возобновляемых
источников энергии.
Политические инструменты регулирования и
субсидирования, например, коммунальные услуги
в Германии, вынуждены включать в свои портфели
определенную долю возобновляемых источников.
Правительство будет инвестировать в развитие энергии ветра и солнца.
Изменения в политике влияют на изменения в экономике. Проекты СПГ, относящиеся к США, занимаются поиском портов в Европе и Китае. Трубопроводы
новых поставщиков пролегают по территории Ливии и Азербайджана. При всем этом проект Nabucco
(транспортировки каспийского газа в Европу является
слишком дорогостоящим и могут возникнуть финансовые затруднения). Потенциальным поставщиком
может стать Турция. Могут улучшиться отношения с
Ираном; Катаром является вторым крупным регионом
в мире по доказанным запасам газа. Следовательно, у
Европы очень больший выбор поставщиков газа.
Разработка Европейских запасов сланцевого газа
затянется, по крайней мере, на десятилетия, с учетом
потребности в инвестициях, инфраструктуре, а также
экологических проблем. Но ресурсы есть, и перспективы достаточно привлекательны.
Зависимость от импорта топлива выглядит менее
угрожающей при наличии множества поставщиков.
Однако финансовый кризис, экономический спад в
Европе и тяжкое бремя долгов отразилось на эффективности реализации программы «20–20 к 2020 г.».
Застой в экономике, безработица и сокращение бюджетов сократили аппетит правительств к реализации
дорогостоящей энергетической программы, а частный
№7• июль 2010
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
капитал в энергетических проектах не так велик. Исходя из этого, политики, вероятно, сходятся на наиболее рентабельных решениях, которые, вероятно,
будут означать, значительные объемы газа для отопления и производства электроэнергии. Структура
Европейского газового рынка может значительно
измениться. Увеличение числа поставщиков и конкуренция обеспечат убедительные доводы в пользу
открытого доступа к инфраструктуре и клиентам.
Историческая монополия европейской торговли
газа обусловлена необходимостью инвестирования
в инфраструктуру и небольшим числом продавцов.
Однако ситуация меняется, инфраструктура создана и
продавцов много. Поставки газа в Европу, будь то СПГ
или трубопроводный газ, расширят объем рынка, но
и усилят конкуренцию, скорее всего, сохранив рост
цен в течение длительного времени.
Спотовая торговля может заменить долгосрочные
договоренности, а индексация цен на нефть будет
неустойчивой. Проект Shtokman будет завершен не
скоро, и перспектива Nabucco довольно неопределенная. Таким образом, в краткосрочной и среднесрочной перспективе преимущества потребителя могут
создать ряд проблем поставщикам. Таким образом,
обстоятельства изменились в сторону повышения конкурентоспособности природного газа на европейском
рынке, поэтому поставщики должны пересмотреть
свои стратегии.
Норвегия является самым близким поставщиком
газа и имеет надежную репутацию, но Норвегии
следует быть более гибкой. Российским экспортерам следует доказать свою надежность. Основным
преимуществом России является то, что это обширный рынок для Европы товаров и имеет потенциал
для дальнейшего роста. В долгосрочной перспективе
Россия может иметь преимущества на европейском
рынке, и стать сильным конкурентом.
Øystein Noreng (К. Норенг), профессор Норвежской
Школы менеджмента. Он также служил советником
и консультантом в таких организациях как таких, как
International Monetary Fund и World Bank. Он был также членом наблюдательного совета RWE Dea.
НОВЫЕ ОТКРЫТИЯ
АФРИКА – БЛИЖНИЙ ВОСТОК
Разведочно-эксплуатационная
скважиной, пробуренной компанией Anadarko в неисследованной
области басс. Ровуна на шельфе
Мозамбика был обнаружен пригодный для промышленной разработки продуктивный горизонт
природного газа толщиной более
489 фут в высококачественном газоносном коллекторе с суммарной
высотой газоносных пластов более
1200 фут. Компания предполагает
пробурить еще 1491 фут для получения дополнительной геологической информации до достижения
полной проектной глубины скважины.
Компания Petroleum Development Oman (PDO) открыла три
новых нефтяных месторождения,
а также газовое месторождение
с потенциальными большими запасами в Южной части района
Эль Габар около месторождений
Эль Габар и Кворн Элам в Омане.
Запасы нефти в месторождениях могут превышать 1 млрд брл.
Потенциально большие запасы газа
были обнаружены на глубинах более 4101 фут при очень больших
температурах в коллекторах, сложенных очень плотными породами
с низкой проницаемостью.
Компания Pluspetrol обнаружила пласт углеводородов при бурении разведочно-эксплуатационной
скважины. Скважина была пробурена до глубины 11 155 фут
в (Южном блоке на шельфе Кабинды, Ангола). Был обнаружен пласт
углеводородов с суммарной толщиной около 49 фут между отметками
7263 и 7312 фут в солевой структуре. В результате опробования пласта
была обнаружена нефть (плотностью 33“ API) в этом интервале, после чего выполнена подготовка для
пробной эксплуатации скважины.
Компания Pluspetrol Angola является
оператором этого блока с долей 45 %.
Другими ее партнерами являются
компании Force Petroleum de Angola,
Sanangol P&P, Lacula Oil (дочерняя
компания компании Roc Oil) и Cuba
Petroleo.
СЕВЕРНАЯ И ЮЖНАЯ АМЕРИКА
Brooks Range Petroleum Corp.
выполнила обсаживание только
что пробуренной разведочноэксплуатационной скважины Sak
River-1A в море Бофорта, Аляска,
испытала ее на приток и приступила к ее пробной эксплуатации. Эта
скважина была пробурена на буровой Набор 16E, которая находится на ледовом береговом припае,
до отметки забоя на TD глубине
№7 • июль 2010
12 726 фут или до фактической вертикальной глубины (TVD) 9350 фут
от дна моря. Потенциальная производительность скважины будет известна после завершения пробной
эксплуатации.
Компания Pemex открыла новое
морское нефтяное месторождение
в зал. Кампече в секторе Мексики
в Мексиканском заливе. Новое месторождение располагается около
побережья шт. Кампече и по оценкам содержит 900 млн брл малосернистой легкой сырой нефти. Компания Pemex сообщила, что новое
месторождение может быть быстро
освоено и его промышленная эксплуатация может начаться приблизительно через два года с начальной
добычей около 150 000 брл/сут.
Компания New Standart Energy
забурила разведочно-эксплуатационную скважину, первую из шести скважин, бурение которых запланировано в графстве Колорадо,
Техас, по проекту компании. Планируется бурение второй скважины,
целью которой является достижение
более глубокой и значительно более
крупной структуры уилкокс, по контракту бурения еще трех скважин.
Компания New South является оператором проекта с долей в 32,5 %.
15
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
ОТС 2010:
ДОЛГОСРОЧНАЯ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ СТРАТЕГИЯ
N. L. Benton, редактор-консультант WO
На ОТС 2010 обсуждались различные темы: от инициатив, связанных с изменением климата
до тектоники соляных отложений
ОТС 2010 традиционно представила последние достижения нефтегазовой отрасли. Как и в предыдущие годы, конференция проходила
в комплексе Reliant Park (Хьюстон,
Техас). Это знаменательное событие привлекло 67 750 специалистов,
представляющих более 120 разных
стран. Впечатляющий показатель,
принимая во внимание мировой
экономический кризис и волнения
относительно свиного гриппа. По
масштабам это стала вторая крупнейшая выставка за 40-летнюю
историю ОТС, собравшая более
2500 компаний-экспонентов из более чем 38 стран.
НАГРАЖДЕНИЯ
Премией Distinguished Achievement Award for Individuals был награжден Hubert L. (Hugh) Elkins,
бывший директор по развитию
бизнеса National Oilwell Varco,
который проработал в компании
более 20 лет. Компании Anadarko
Petroleum и Enterprise Field Services вручат награды Distinguished
Achievement Award различным
компаниям, организациям и институтам.
С основным докладом выступил
Charles D. (Chuck) Davidson, председатель правления и главный исполнительный директор Noble Energy.
Г-н Elkins также получил награду
за свой вклад в развитие морской
нефтяной отрасли, в которой он
проработал более 53 лет. Он разработал промышленный стандарт
для системы подводного райзера и
противовыбросового превентора,
который обеспечивает взаимозаменяемость подводного оборудования, и является первым шагом к
разработке инновационной технологии подводного бурения нового
поколения. Anadarko Petroleum и
Enterprise Field Services получили
премию за разработку прогрессивной технологии Independence Hub
и инновационное сотрудничество в
создании скоординированной инфраструктуры, которая обеспечивает доступ к сверхглубоководным
запасам, что ранее было экономически нецелесообразно. В результате этого сотрудничества, добыча
Hubert L. (Hugh) Elkins, бывший
директор по развитию бизнеса
National Oilwell Varco
Charles D. (Chuck) Davidson, председатель правления и главный исполнительный директор Noble Energy
16
природного газа в Мексиканском
заливе увеличится на 10 %.
Премии SAFE. Управление США
по природным ресурсам (Mineral
Management Service – MMS) представило лауреатов национальной
премии SAFE. Эта престижная награда вручается в рамках самой
долгосрочной федеральной программы награждений с 1983 г.
Особенно можно отметить награды SAFE за разработку надежных технологий, предотвращающих загрязнение моря в районах
расположения месторождений
нефти и газа. Награды были присвоены по четырем категориям:
буровым подрядчикам, добывающим компаниям, операторам, осуществляющим операции с высокой
и средней активностью. Выбор лауреатов происходил в соответствии
с объективной оценкой эффективности и проверки данных об инцидентах. MMS представила Corporate Leadership Awards выдающимся
представителям отрасли, которые
достигли достижений в области
обеспечения безопасности, улучшения охраны окружающей среды,
интенсификации добычи ресурсов
и наиболее эффективных инновационных решений.
Тематические круглые столы. В
2010 г. тематические круглые столы
охватывали широкий диапазон тем,
позволив, тем самым, услышать
ведущих специалистов и участвовать в обсуждении задач, стоящих
в настоящее время перед отраслью.
Среди обсуждаемых тем можно отметить глубоководные разработки,
морские возобновляемые ресурсы,
программы секвестрации углерода,
ураганы и геологические науки. В
рамках конференции проводились
круглые столы по следующим темам: «Геологи без границ», «Разра-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 • июль 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
ботка глубоководных месторождений Мексиканского залива Тюндер
Хорс и Атлантис», Энергетические
мифы и реалии», «Технологии
разработки месторождений Saudi
Aramco: проблемы и планы» и многие другие.
Отраслевые доклады. Министерство торговли США организовало обзор новых проектов,
интересных для нефтегазовой
отрасли. В 2010 г. внимание фокусировалось на Колумбии, Египте
и шельфе Австралии и Новой Зеландии. Обсуждение в основном
касалось политики стран в отношении нефтегазовой отрасли и
перспектив ее развития. Обсуждались вопросы развития морского сектора нефтегазовой отрасли
Новой Зеландии и Западной Австралии, инвестиции и возможности. Программа развития «Этика
бизнеса, профессиональная честь
правила проведения международных операций на шельфе» была
представлена Chip Gill, президентом Международной ассоциации
подрядчиков-геофизиков (International Association of Geophysical
Contractors – IAGC) и Amos Holt,
президентом ASME.
Генеральная сессия. В 2010 г.
внимание ОТС фокусируется на
теме: «Операции и экономика: проблема рабочих мест, эффективной
экономики и влияния потребителей в нефтегазовой отрасли». Для
обсуждения проблемы взаимодействия и устойчивого развития
энергетики и экономики на этом
мероприятии собрались частные
лица, компании поставщики энергии и официальные представители
правительства.
На заседании, возглавляемом
David Holt, представителем Consumer Energy и Sandeep Khurana,
представителем Devon Energy Corp.
обсуждалась важность энергии для
развития государственных и национальных экономик и стимулирования мероприятий по защите
окружающей среды.
На заседании, проводимом по
теме: «Что такое правильный глобальный энергобаланс? Переход к
недорогой и безопасной энергии»,
возглавляемом Ahmed Hashmi,
представляющим BP и Gamal Hassan, представляющим Baker Hughes,
обсуждались проблемы эффективной энергии и обеспечение мира
ботки многолучевого обратного сигнала;
š новые возможности FPSO;
š получение информации о солевых структурах;
š мощности бурения и эксплуатации сверхглубоководного
месторождения Пердидо.
Рис. 1. Электродвигатель с водяным охлаждением компании Rapp Hydema
доступными и безопасными энергоресурсами с низким содержанием углерода. Кроме того, участники дискуссии обсудили ситуацию,
связанную с мировым финансовым
кризисом, сопровождающимся
краткосрочным значительным
сокращением спроса на энергию
и вследствие этого сокращением
предложения. Все это может иметь
долгосрочные последствия. На повестке дня также стоял вопрос изменения климата и более жесткое
регулирование природоохранного
законодательства.
В рамках генеральной сессии
проводилось заседание на тему:
«Решение социальных и экологических показателей рисков в
международных проектах развития», возглавляемое Chris Ross,
представляющим Charles River Associates International. экспертом International Finance Corp. в области
менеджмента. На заседании обсуждались проблемы разработки
высоких технологий контроля.
Программы «новой волны». Это
событие проводилось для специалистов сектора «апстрим». Основное
внимание уделялось долгосрочным
целям сектора, геополитическим
задачам и квалификации кадров и
другим.
Техническая программа. На
конференции было представлено
более 300 технических докладов по
различной тематике, включая:
š СПГ и СНГ морские операции;
š морские геориски и ГИС;
š прогнозирование ураганов,
циклонов и тропических штормов;
š достижения в области визуализации морского дна и обра-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
ОБЗОР НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ
В 2010 г. было представлено
13 технологий, разработанных
12 компаниями: Aker Solutions;
Bredero Shaw; Expro; FMC Technologies; Halliburton Sperry Drilling; MacDermid Offshore Solutions;
Rapp Marine; Reelwell, Schlumberger;
TSGroup; Wanner Engineering и
WFS Technologies. Победители подразделялись на пять категорий.
Во-первых, технология должна
быть новой, т.е., появившейся на
рынке (или рекламированной) менее 2 лет назад.
Во-вторых, технология должна быть полностью инновационным, оригинальным, новаторским
E&P-решением. Например, технология повышения эффективности
существующих двигателей не будет
соответствовать этим требованиям,
если коренным образом не повлияет на улучшение его работы.
В-третьих, инновационность и
эффективность технологии должны быть доказаны либо полномасштабным использованием, либо
успешными испытаниями.
В-четвертых, технология должна быть интересна для представителей отрасли.
И последнее, технология должна обеспечивать существенные
преимущества по сравнению с существующими решениями.
Компания Rapp Marine была награждена за разработку Rapp Hydema, электродвигателя с водяным
охлаждением (рис. 1). Технология
представляет собой электродвигатель со специально разработанной коробкой передач с частотнорегулируемым преобразователем,
предназначенным для глубоководных условий. Охлаждение двигателя происходит по принципу «водяной рубашки» – циркуляции
воды через вращающиеся узлы
двигателя. Двигатель может работать в компоновке с одной или
двумя коробками передач. Отвод
внутреннего тепла производится
при помощи специального тепло-
17
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
Рис. 4. Система телеметрии в реальном
времени компании Reelwel
Рис. 2. Многофазный расходомер компании.
FMC Technologies
обменника размещенного внутри
конструкции. Новый двигатель в
несколько раз мощнее и эффективнее, чем аналогичные системы
с воздушным охлаждением.
Компания FMC Technologies получила награду за разработку многофазных расходомеров (рис. 2),
которые используются в торнографических технологиях для значительного повышения надежности
и точности измерений (на поверхности и под водой). От обычных
расходомеров технологию отличает возможность самокалибровки.
Эта возможность была достигнута при помощи комбинации ряда
функций. Система предназначена
для многофазных измерений и измерений жирного газа с обводненностью 0–100 %. Для определения
как именно жидкости и газ распределяются в трубопроводе, а также
точного расхода нефти, газа или
воды используются широкополосные 3D-технологии. Для выявления
режимов течения в промежутке
межу многофазным режимом и
измерением расхода жирного газа
расходомеры (примерно 5 раз в
секунду) автоматически переключаются. Системы были использованы в квалификационном процессе
Det Norske Veritas RP-203 при давлении 15,000-psi и рабочей температуре 480 °F. Разработана также
версия системы для использования
в глубоководных условиях (более
11 500 фут).
Компания TSGroup была награждена за разработку высокоэффек-
18
Рис. 3. Компактная плавучая система компании TSGroup
тивной технологии TST (рис. 3) –
компактной плавучей системы (compact floating unit – CFU). CFU –
вертикальная система сепарации
под давлением, предназначенная
для отделения нефти, газа или воды
от примесей (перед утилизацией или
повторным нагнетанием в скважины
попутной воды). Технология основана на принципе флотации. Внутри
резервуара образуются пузырьки
газа, связанные с мелкими каплями
нефти. Эти пузырьки поднимаются
на поверхность резервуара, отделяясь, таким образом, оп попутной
воды. Процесс флотации поддерживается при помощи растворенного
в жидкости или дополнительно нагнетаемого газа. Смешение пузырьков газа и капель нефти происходит
благодаря низкой плотности смеси,
что облегчает отделение нефти от
воды. Специальная конструкция
внутренней поверхности резервуара
обеспечивает возможность повторения процесса столько раз, сколько
будет необходимо.
Компания Reelwel получила награду за разработку системы телеметрии (рис. 4). Эта технология
является инновационной системой
телеметрии в реальном времени,
обеспечивающей высокоскоростное получение MWD/LWD-данных.
Технология обладает также возможностью передачи скважинным
приборам большого количества
электроэнергии. Первоначально
система была разработана в сочетании с методом Reelwell Drilling
Method (RDM), использующимся
при бурении двух скважин. Однако
эта система эффективна и при традиционном бурении. Технология
представляет собой двуконцентрическую эксплуатационную колонну со стыковочным соединителем,
который закрепляется внутри эксплуатационной трубы; в технологии используется инновационная
методика приема или передачи
данных. Стыковочное соединение
выполняет три важные функции:
электроизоляцию, высоконапорное уплотнение и электроконтакт
с низком сопротивлением. Для
оптимизации передачи сигналов
приемно-передающее устройство
адаптировано к обработке цифровых сигналов. Это влияет на сокращение периода чередования
и дублирования сигналов и, соответственно, делает систему более
устойчивой к шумам. Хорошая
пропускная способность позволяет
сочетать систему с любыми скважинными датчиками. Качество
передачи данных новой системы в
значительной степени превосходит
качество передачи существующих
систем.
Компания Expro получила награду за разработку инновационного предохранительного клапана
Flow-CAT (рис. 5). Разработанная
с участием Petrowell Ltd. Система
представляет собой надежный предохранительный клапан с беспроводным контролем, размещаемый в
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 • июль 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
Рис. 7. Система контроля условий в кольцевом
пространстве компании Schlumberger
Рис. 5. Инновационный предохранительный
клапан Flow-CAT компании Expro
скважине при помощи традиционного оборудования. Управляемая с
поверхности отказоустойчивая закрытая конструкция обеспечивает
безопасность и имеет функциональные преимущества по сравнению с
существующими управляемыми с
поверхности предохранительными
клапанами (subsurface-controlled
safety valves – SSCSV).
Schlumberger: награды Spotlight
за разработку подводных технологий. Одну из наград компания
Schlumberger получила за разработку SenTURIAN (рис. 6) – подводной
электрогидравлической операционной системы спуска обсадной колонны, управляемой с динамически
позиционируемого судна. Система
SenTURIAN разработана для глубоководных и НТНР-условий. Технологические преимущества SenTURIAN
включают более короткую и более
гибкую модульную систему, обеспечивающую эффективное, безопасное и надежное размещение обсадной колонны, а также ее очистку
и испытание. Операциями можно
управлять с судна, заякоренного на
глубине до 15 000 фут. Это первая система, размещаемая внутри колонны;
сертифицирована в соответствии со
стандартом International Electrotechnical Commission (IEC) 61508 SIL 2
надежности и безопасности систем.
Конструкция также соответствует
стандартам проведения подводных
операций ISO 13628. технология
SenTURIAN – первая подводная
система спуска обсадной колонны,
обеспечивающая размещение сменных фильтров и систем балансиро-
Рис. 6. Подводная электрогидравлическая
операционная система SenTURIAN
спуска обсадной колонны, управляемая
с динамически позиционируемого судна,
разработанная компанией Schlumberger
вания давления. Благодаря этому
подводные системы управления и
аккумуляторы могут быть выполнены в единой сборке.
Еще одну награду компания
Schlumberger получила за разработку subC-racs – системы контроля
условий в кольцевом пространстве
(рис. 7). Эта технология представляет собой автоматизированную
систему контроля и оценки целостности стояков. Основные функции
этой системы заключаются в измерении свободного (сухого) объема
кольцевого пространства и потоков
газа и водяного пара. Система обеспечивает непрерывное наблюдение за выходящим потоком, и легко
совмещается с вентиляционными
системами на поверхности. Измерение свободного объема, расхода
и состава потока обеспечивает
получение необходимой информации для оценки целостности
стояка. Основные данные включают высокие концентрации рас-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
Рис. 8. Инновационный датчик InSite GeoTap
IDS компании Halliburton Sperry Drilling
творенного СО2 или H2S в потоке
флюидов в кольцевом пространстве, а также интенсификацию потока вследствие суровых условий
окружающей среды, связанных с
повышением температуры, резкого
перепада давления или попадания
морской воды. Система subC-racs
обеспечивает непрерывный всеобъемлющий мониторинг условий в
кольцевом пространстве и быструю
идентификацию данных, что помогает предотвратить повреждение
стояка или обсадной колонны.
Оптимизация отбора проб флюидов благодаря инновационной
технологии LWD. Компания Halliburton Sperry Drilling была награждена за разработку инновационного
датчика InSite GeoTap IDS (рис. 8).
Новый инструмент позволяет производить отбор образцов пластовой
жидкости с помощью технологии
LWD. Технология обеспечивает
своевременный отбор и идентификацию многочисленных образцов
пластовых флюидов с минимальным загрязнением. При помощи
19
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
Рис. 9. Трехцилиндровый (без уплотнений)
мембранный насос Hydra-Cell T80 компании
Wanner Engineering
инновационного инструмента в
течение нескольких часов можно
взять несколько образцов пластовых флюидов; с использованием
традиционных методов на проведение этой операции потребовалось
бы несколько дней. В таких сложных операциях как, например, бурение глубоководных разведочных
скважин, очень важен отбор проб.
Однако отобранные образцы могут
быть загрязнены буровым раствором, поэтому чистота проб также
очень важна. Исследование более
чистых проб дает более точные результаты и позволяет быстрее принять окончательное решение.
Решение проблем благодаря
новому трехцилиндровому насосу. Компания Wanner Engineering
была награждена за разработку Hydra-Cell T80 трехцилиндровому (без
уплотнений) мембранному насосу,
который был разработан как альтернативное решение плунжерного насоса (рис. 9). Насосы серии T80
характеризуются нулевой утечкой,
минимальными повреждениями, могут работать с закрытой или заблокированной приемной линией и могут
эффективно перекачивать флюиды
с абразивными примесями. T8045 –
первый из этой серии имеет пропускную способность 1500 брл/сут
при давлении в 3000 psi. В ближайшее время будут разработаны новые версии – T80100 (3200 брл/сут,
1440 psi) и T8030 (1000 брл/сут,
4500 psi). При использовании этих
насосов не возникает проблем с износом плунжера, утечкой, внешней
смазкой и других, характерных для
плунжерных насосов. Системы не
требуют специального кожуха. Все
это позволяет сократить затраты на
эксплуатацию и обслуживание системы по сравнению с аналогами.
Насосы использовать асинхронные,
20
Рис. 10. Система контроля флюидов Oceanic
XT900 компании MacDermid Offshore Solutions
Рис. 11. Система подводной термоизоляции
Thermotite Ultra компании Bredero Shaw
гидравлически сбалансированные
мембраны с запатентованной системой клапанов, что обеспечивает
движение поршней без механических усилий.
Компания MacDermid Offshore
Solutions получила награду за разработку подводной гидравлической
системы контроля флюидов Oceanic
XT900 (рис. 10). система может осуществлять контроль флюидов при
температуре 430 °F. Контроль добываемых флюидов жидкости позволяет регулировать работу скважинных предохранительных клапанов
и корректировать потоки нефти
и газа из пласта, что способствует
повышению надежности и безопасности операций. Система прошла
шестимесячные промысловые испытания (осуществлялся контроль
флюидов при температуре 430 °F) и
была классифицирована в соответствии со стандартами системы подводного контроля ISO 13628-6 Annex
C. Oceanic XT900 – биологически
устойчивая система, позволяющая
осуществлять операции контроля в
условиях сверх высоких температур
и в труднодоступных из-за критических условий пластах. Эта технология направлена на значительное
облегчение бурения сверхглубоких
Рис. 12. Верхний привод MH MDDM 1000
компании Aker Solutions
НТНР-скважин и способствует повышению надежности и безопасности операций.
Составы на основе стирола для
подводной термоизоляции. Компания Bredero Shaw получила награду за разработку системы подводной термоизоляции Thermotite
Ultra (рис. 11). Термопластичный
материал на основе стирола может
использоваться в качестве изоляционного материала на протяжении
нескольких лет благодаря низкой
теплопроводности. Инновационная технология характеризуется
высокой пористостью, пластичностью, хорошей ударопрочностью и
уникальными теплоизоляционными
свойствами. В 2007 г. была принята программа разработки систем
изоляции морских трубопроводов.
Цель программы заключалась в
разработке изоляционных материалов с высокой термоизоляцией,
которые могли бы использоваться в
морской среде. Программой также
предусматривалась разработка систем соединения.
Верхний привод шестого поколения. Компания Aker Solutions
получила награду за разработку
верхнего привода MH MDDM 1000
(рис. 12). Этот привод был разработан для системы Modular Derrick
Drilling Machine (MDDM) и соответствует самым строгим требованиям,
предъявляемым к системам шестого
поколения. Система предназначена
для работы в любых условиях. Модульная концепция облегчает замену деталей или узлов, что влияет
на сокращение времени простоя по
причине технического обслуживания или замены вышедших из строя
деталей с нескольких часов до нескольких минут.
Перевел Г. Кочетков
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 • июль 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
БУРЕНИЕ СЛОЖНОЙ НТНР-СКВАЖИНЫ
С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ
МОДЕЛИРОВАНИЯ
И ДИАГНОСТИКИ
В РЕАЛЬНОМ ВРЕМЕНИ
R. Rommetveit, S. Inge Ødegård, C. Nordstrand, eDrilling Solutions
K. S. Bjørkevoll, P. Cerasi, H. Martin Helset, Sintef Petroleum Research
M. Fjeldheim, S. T. Håvardstein, Total E&P Norge
Опыт бурения с небольшой разницей между поровым давлением и давлением гидроразрыва доказал
эффективность контроля эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора и раннего
выявления выбросов
Месторождение газа Хилд-Ист
с высоким пластовым давлением
расположено в центральной части
Северного моря на лицензионных
участках Р040 (блоки 29/9 и 30/7)
и Р043 (блоки 29/6 и 30/4). Глубина воды колеблется в пределах
100–130 м.
С 1975 г. на площади было пробурено одиннадцать разведочных
скважин, (шесть из которых стали
скважинами-открывательницами)
пробуренных на газоконденсатные залежи с высокими пластовыми давлениями. Первую из
них, проведенную на третичные
отложения, пробурили в 1975 г.
Остальные пять скважин, проведенных на верхнюю юру, пробурили в 1977–1983 гг.
Месторождение Хилд-Ист представляет собой основную горстовую структуру из нескольких
сбросовых образований, ограничивающих западное крыло грабена
викинг. В 2003 г. 3D-сейсмическая
съемка подтвердила, что на площади имеются многочисленные
сбросы. Эти сбросы в сочетании с
высокими давлениями осложняют
разработку газовых и конденсатных залежей.
Компания Total E&P Norge AS,
эксплуатирующая лицензионный
участок Р043 совместно с компаниями Statoil ASA и Petoro, в настоящее время готовит несколько
альтернативных планов разработки всего месторождения.
На месторождении была пробурена очень сложная скважина
с высоким давлением и температурой (high pressure, high temperature – HTHP) с использованием
современной системы регулирования эквивалентной плотности
циркулирующего бурового раствора (equivalent circulating density –
ECD), включая раннюю диагностику возможных осложнений и моделирование в реальном времени
с использованием современных
моделей. Проблемы, связанные с
бурением этой скважины, включали очень небольшую разницу
между поровым давлением и давлением гидроразрыва пласта, что
увеличивало вероятность нарушения устойчивости. Моделирование
устойчивости в реальном времени в
процессе бурения нейтрализовало
эту опасность. Кроме того, в реальном времени проводилось моделирование ECD с помощью гидравлической и тепловой модели ствола, а
расчеты порового давления обновлялись в процессе бурения. Опыт
бурения доказал эффективность
контроля и диагностики.
СКВАЖИНА И ОСЛОЖНЕНИЯ
ПРИ БУРЕНИИ
Для оценки структуры Хилд-Ист
планируется пробурить скважину
30/4-D1 AH. Предусматривалось бурение S-образного направляющего
ствола и горизонтального участка,
который пересечет два новых интер-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
вала. При бурении на газ скважина
будет заканчиваться как эксплуатационная, а затем опробоваться. Протяженность горизонтального участка составит примерно 750 м.
На проектной глубине направляющего ствола температура составляла примерно 140 °С с погрешностью ±5 °С. Максимальное поровое
давление в 150-метровом интервале (до кровли средней-поздней
юры группы брент) было эквивалентно плотности 2,00 г/см3 с быстрым увеличением на 0,48 г/см3.
Давление гидроразрыва в нижних
формациях шетленд эквивалентно
плотности 2,10 г/см3, что составляет очень небольшую разницу с поровым давлением.
Выброс газа в горизонтальном
участке скважины трудно обнаружить на ранней стадии. Бороться
с ним также будет трудно, так как
большой расход бурового раствора приведет к гидроразрыву более
слабых пластов выше залежи.
Ввиду небольшой разницы между поровым давлением и давлением
гидроразрыва и проблемами, связанными с установлением контроля над скважиной в этих условиях,
очень важен для данной скважины
контроль ECD и раннее выявление
выброса.
КОНТРОЛЬ ECD
В РЕАЛЬНОМ ВРЕМЕНИ
Система контроля ECD и поддержки решений в реальном
21
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
времени, предоставленš динамический эффект
ная компанией eDrilling
разрушения геля и
Solutions для этой пилотвлияние температуры
ной скважины, осуществи давления на устойчиляет автоматический
вость ствола скважиконтроль основных элены.
ментов процесса буреВ процессе вытеснения
Поперечный поток
ния. Для отслеживания
также учитывается циркускважинных условий и
ляция различных флюидов
Дренирование глинистого сланца
выдачи рекомендаций
с разными и независимыСжатие глинистого сланца
по оптимизации бурения
ми свойствами.
используются поступаюЦементация кварца
Автоматический мощие в реальном времени
дуль, в котором используГидравлическая утечка
данные бурения (на поется гидродинамическая
верхности и в скважине) Рис. 1. Различные процессы, имитируемые в модуле моделирования и тепловая модель, непрев сочетании с моделиро- давления
рывно вычисляет ожидаеванием в реальном времый профиль ECD в сквамени. Визуализация этих данных данные вместе с установочными жине для следующего интервала
в реальном времени осуществля- данными по скважине вводятся в бурения и данного производственется в графическом интерфейсе систему с помощью работающего ного случая. Для создания плана
пользователя.
(в реальном времени) интерфей- действий и метода проб и ошибок
Ядром системы является интег- са из системы газового каротажа. пользователь может отключить гирированный имитатор бурения, спо- При этом, чтобы обеспечить их дродинамическую модель от сиссобный моделировать в реальном воспроизведение, все результаты темы и выполнить перспективный
времени различные операции бу- регистрируются. Инфраструкту- расчет для предпочтительного слурения и их взаимодействие. Комп- ра также позволяет вести расчеты чая или плана.
лект современных динамических методом проб и ошибок на основе
Предварительное моделиромоделей рассчитывает условия в обновляемых в реальном времени вание устойчивости скважины.
скважине на основе имеющихся моделей.
Расчет зависимости интервала
данных.
В графическом интерфейсе плотности бурового раствора от
Помимо расчета важных пара- пользователя (graphical user in- измеренной глубины ведется с исметров, таких как давление, ECD и terface – GUI) имеются выходы пользованием модели устойчивости
крутящий момент, система также 3D и 2D. 3D GUI позволяет орга- ствола PSI (Predicting Shale Instabilможет проводить диагностику, и, низовать виртуальный просмотр ity), разработанной в компании Sinнапример, выдавать предупрежде- в реальном времени процесса бу- tef Petroleum Research. Исходные
ние пользователю в случае опас- рения вместе с диагностическими данные для моделирования полуности выброса или поглощения. сообщениями и консультативны- чают на выходе модуля порового
Очевидно, что для того, чтобы эти ми подсказками. При этом поль- давления, а другие необходимые
предупреждения отражали усло- зователь может выбирать между параметры получают с помощью
вия в скважине, очень важно, что- режимами реального времени, лабораторных исследований по
бы эти данные были надежными и воспроизведением и методом аналогичным пластам, интерпреоперативными.
проб и ошибок. 2D GUI представ- тированных данных из ближайших
Одним из главных модулей ляет собой техническое и адми- скважин и других источников. В
системы контроля ECD является нистративное средство, дающее ходе рабочего процесса интерпреуниверсальное средство модели- возможность пользователю ис- тируются, главным образом, имеюрования давления под названием правлять входные данные и про- щиеся данные и преобразуются во
Pressim. Разработанное компанией водить анализ выходных данных входные параметры для программSintef Petroleum Research, оно мо- из системы.
ного обеспечения.
делирует все значительные проК основным факторам, влияюНаличие неопределенности в
цессы, относящиеся к созданию и щим на контроль ECD во время бу- основных параметрах приводит к
потере давления (рис. 1). Для рас- рения, спускоподъемных операций повторному прогону программы,
чета роста и снижения давления в и циркуляции, относится:
в которой эти параметры изменегеологическом временном масштаš содержание бурового шлама; ны. Тем самым подчеркивается их
бе в осадочных бассейнах был разš неустановившиеся тепловые влияние на полученный интервал
работан имитатор.
эффекты (осевая теплопровод- плотности бурового раствора. В
Поток данных и инфраструкность и радиальная конвек- результате, перед бурением интертура. Инфраструктура системы
ция);
вала проводится оценка плотности
дает возможность работать в трех
š влияние температуры и давле- бурового раствора в зависимости
режимах: реальное время, воспрония на реологию и плотность; от глубины. Кроме того, модель
изведение и метод проб и ошибок.
š динамическая пульсация и устойчивости можно прогнать для
Поступающие в реальном времени
свабирующий эффект;
выбранных глубин и определить
22
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 • июль 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ
МОДЕЛИРОВАНИЕ И
МОДЕЛИРОВАНИЕ ECD
Для 17 1/2-дюймового интервала скважины 30/4-D1 AH было
выполнено моделирование гидравлических данных и сравнение с реальными измеренными
значениями. При одном и том же
расходе разница между показателями давления в стояке оказалась
очень незначительной (рис. 2). Что
же касается ECD, то налицо явная
разница (рис. 3а).
Частично это вызвано использованием при моделировании
данных о типовом буровом растворе, так как для этой скважины
отсутствовали данные о реальном
буровом растворе. Однако в эквиваленте измеренное значение ECD
зачастую не превышает показатель
Объемный расход
Глубина, м
Давление в стояке
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Модель
Давление, бар
Замер
Глубина, м
Рис. 2. Сравнение значений расхода, использованных в качестве входных данных в модели,
с измеренными значениями расхода (а). Сравнение полученного на модели давления
в стояке с измеренным давлением (b)
Интервал 17 1/2•
Замер
ECD, г/см3
Модель
Глубина, м
Необсаженный интервал, 12 1/4•
Модель
Замер
Глубина, м
Рис. 3. Сравнение полученных на модели значений ECD с замеренными значениями для
17 1/2-дюймового интервала (а) и 12 1/4-дюймового необсаженного интервала (b)
1,3 г/см3, что свидетельствует либо
о неудовлетворительном контроле
свойств бурового раствора в процессе бурения, либо о неправильной калибровке регистрирующих
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Модель
Расход, л/мин
Замер
ECD, г/см3
динамику интервала плотности во
времени.
По мере того как поступают данные каротажа в процессе бурения
и данные бурения, в реальном времени проводится обновление прогноза до начала бурения следующего интервала. При прогоне модели
с последними данными о давлении
получают обновленное значение
порового давления, которое используют при оценке интервала
плотности бурового раствора.
Предварительное моделирование порового давления. Расчет порового давления на модели
предусматривает установку и запуск базовой модели перед началом
бурения. Просчитывается большое
число моделей с использованием
метода Монте-Карло; в них меняются важные входные параметры.
В результате, перед бурением получают наиболее вероятную зависимость порового давления от
глубины с интервалами неопределенности.
По мере того как поступают
данные каротажа в процессе бурения и данные бурения, в реальном
времени проводится обновление
прогноза до начала бурения следующего интервала. Чтобы обеспечить в реальном времени прогноз
порового давления перед началом
бурения, проводится статистический анализ результатов моделирования методом Монте-Карло.
№7 • июль 2010
приборов. Когда гидродинамическое моделирование осуществляется
в реальном времени с автоматическим обновлением свойств потока
и бурового раствора, можно опре23
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
поддержке принятия решений в реальном
времени и контролю в процессе бурения.
Имеет степень магистра по физике, полученную в Университете г. Тронхейм
(Норвегия) и степень кандидата наук по
прикладной математике, полученную в
Университете г. Берген (Норвегия).
Необсаженный интервал, 12 1/4•
4
6
1
3
ECD, г/см3
2
Sven Inge Ødegård (С. И. Эдегор), руководитель отдела развития бизнеса в eDrilling Solutions. Имеет 15-летний опыт работы в сфере контроля бурения и информационных
систем, начиная от крупных самых современных и заканчивая небольшими модернизированными системами контрольноизмерительных приборов в бурении.
Имеет степень магистра по кибернетике,
полученную в Университете г. Ставангер
(Норвегия).
5
Глубина, м
Необсаженный интервал, 8 1/2•
Christine Nordstrand (К. Нордстранд),
инженер-буровик в eDrilling Solutions. Специализируется в области механики и оптимизации бурения. Работает в компании с
мая 2009 г. Имеет степень кандидата наук
по нефтяной геофизике и геологии, полученную в Университете г. Берген.
6
1
4
ECD, г/см3
2
3
5
Глубина, м
Рис. 4. Полученная на модели величина ECD для 12 1/4-дюймового интервала (а)
и 8 1/2-дюймового интервала (b). Графики построены для различных граничных пределов
на основе моделирования, проведенного до начала бурения и на основе данных, собранных
в процессе бурения:
1 – полученная на модели ECD; 2 – полученное на модели поровое давление; 3 – замеренное
поровое давление; 4 – замеренное давление гидроразрыва; 5 – полученный на модели нижний
предел для устойчивой скважины; 6 – полученный на модели верхний предел для устойчивой
скважины
делить причину такого расхождения результатов. Также в процессе бурения возможно получение обновленных точных данных о
значении ECD на башмаке колонны или в других слабых выбранных
пластах.
Для 12 1/4-дюймового необсаженного интервала полученные
на модели значения ECD намного
ближе к измеренным значениям;
в данном случае это связано с вводом в модель более точных данных
о свойствах бурового раствора
(рис. 3b).
Моделирование перед началом бурения было выполнено для
12 1/4-дюймового и 8 1/2-дюймового интервалов направляющего ствола. На рис. 4 показана
зависимость ECD вместе с прогнозированными профилями порового
давления и давления гидроразрыва.
Результаты моделирования показывают, что в процессе бурения
скважина не выходила за пределы
устойчивости ствола.
24
В дальнейшем программой бурения предусматривается отбор
керна на некоторых интервалах залежи с помощью керноотборника.
Он имеет небольшой зазор и в нем
отсутствует манометр для измерения ECD. В связи с этим, наличие
обновляемых в реальном времени
результатов моделирования ECD
будет иметь большое значение для
этой скважины.
Перевел С. Сорокин
Knut S. Bjørkevoll (К. С. Бьеркеволл), занимает с 2004 г. должности старшего ученого, руководителя проекта и директора
по исследованиям в Sintef Petroleum Research. В 1992–2004 гг. Работал старшим
ученым в Rogaland Research. Добился
больших успехов в разработке интегрированных математических моделей для
буровых работ, анализе данных бурения,
основанных на моделях систем принятия
решений в реальном времени и автоматизации бурения.
Pierre Cerasi (П. Р. Сераси), старший
ученый-исследователь в отделе физики
пласта компании Sintef Petroleum Research.
Возглавляет проекты, связанные с поступлением песка, борьбой с песком и повреждением пласта. Работает в компании с сентября 2000 г. Имеет степень кандидата наук
по физике.
Hans Martin Helset (Х. М. Хелсет), старший ученый-исследователь в группе моделирования бассейнов в Sintef Petroleum
Research. Имеет 15-летний опыт исследований и разработок в нефтяной отрасли.
Основные направления его работы связаны с моделированием течения флюидов и
давления в осадочных бассейнах, физикой
горных пород и петрофизикой. Специализируется в разработке новых моделей
и методов, применяемых в разведке и бурении. Имеет степень магистра по физике,
полученную в Норвежском университете
науки и технологии, и степень кандидата
наук по физике, полученную в Университете г. Берген.
Mikkel Fjeldheim (М. Фьёлдхейм), инженербуровик в Total E&P Norge AS. Имеет
18-летний опыт работы в бурении и добыче.
Получил степень магистра в Университете
г. Тронхейм.
Rolv Rommetveit (Р. Ромметвейт), управляющий директор eDrilling Solutions.
Имеет более чем 20-летний
опыт работы в области исследований и разработки
технологий бурения скважин. Основное внимание
уделяет гидравлике бурения, контролю над скважиной, бурению с регулируемым давлением, автоматизированной
Stein T. Håvardstein (С. Т. Ховардстейн),
старший инженер-буровик в Nexen
Exploration Norge AS. Имеет 12-летний опыт
работы на промыслах, специализируется
на системах поддержки принятия решений
и позиционировании стволов скважин.
До прихода в Nexen работал в Total E&P.
Получил степень магистра по технологии добычи нефти в Университете г. Ставангер.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 • июль 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ТЕХНОЛОГИИ RMOTC
ИЗВЛЕКАЕМЫЙ НА КАНАТЕ
ЧЕЛНОЧНЫЙ ПОГРУЖНОЙ ЭЛЕКТРОНАСОС
F. Ingham, RMOTC
Испытание в промысловых условиях продемонстрировало простоту извлечения челночной системы
погружного электронасоса по сравнению с традиционным скважинным насосом
Погружные электронасосы (electric submersible
pumps – ESP) представляют собой универсальное
средство механизированной эксплуатации нефтяных
и водозаборных скважин. Недостатком установки погружного электронасоса является сложность операции, которая требует значительных затрат времени,
много оборудования и внушительное число рабочих.
Когда необходимы подъем, ремонт или замена насоса,
требуются те же самые подходы. При традиционном
методе необходима установка для ремонта скважин и
бригада рабочих для подъема и спуска колонны НКТ;
барабан для электрокабеля; бригада и оборудование
для демонтажа. Помимо затрат времени и средств, возникают проблемы безопасности и рисков при работе
с колонной НКТ и кабелем.
Компания Zeitecs Inc. разработала систему, состоящую из постоянного узла, устанавливаемого в нижней
части колонны НКТ (электрический кабель спускается
как часть постоянно устанавливаемого узла и соединяется с контрольно-измерительной аппаратурой на
поверхности), и извлекаемого узла. Насос, уплотнение
и электродвигатель погружного электронасоса объединены с электрической стыковочной и механической
замковой системой, образующей челнок насоса, который устанавливается последним с помощью каната.
Челнок можно установить, извлечь и вновь установить
через колонну НКТ (рис. 1–3).
Компания и Испытательный центр RMOTC (Rocky
mountain oilfield testing center) совместно испытали
новую систему на испытательной площадке RMOTC
Кабель насоса
Обсадная колонна, 9 5/8•
Извлекаемые узлы
Постоянно устанавливаемые узлы
Посадочный ниппель
Уплотнение
Профиль G-stop
Манжетная камера
Запорно-храповый
узел
НКТ
Регулируемая соединительная муфта
Насос
Уплотнение
Электродвигатель
Крышка стыковочного
переводника
Клапан лубрикатора
Направляющие устройства
для повторного спуска
Соединитель
электродвигателя
Соединители
Рис. 1. Конструкция челночной системы погружного электронасоса
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
на нефтяном месторождении Типот-Доум в 35 милях
(1 миля = 1,609 км) к северу от г. Каспер, шт. Вайоминг. Челночную систему погружного электронасоса
бригада RMOTC разместила в скважине с помощью
установки для ремонта скважин; в операциях использовалось оборудование и был привлечен персонал
компаний Zeitecs и Wood Group. Сначала запустили
погружной электронасос, дали ему поработать в течение некоторого времени и затем выключили. Для спуска защелкивающего механизма через колонну НКТ и
извлечения насоса использовали канатную установку.
Серия из 15-дюймовых соединений и разъемов электрического соединения на протяжении испытания
(около двух недель) подтвердила прочность влажного
стыковочного соединения. Насос подняли на поверхность и затем вновь спустили в колонну НКТ, где его
состыковали и запустили. Вся операция подъема и
спуска продолжалась 2 ч 40 мин.
Для улучшения системы были получены данные и
производственные памятки. Испытание было проведено достаточно успешно, поэтому приняли решение
о демонстрационном испытании заказчикам.
ВВЕДЕНИЕ
Челночная система погружного электронасоса
была изготовлена для размещения в 7-дюймовой колонне НКТ и предназначена для скважины с минимальной производительностью 1500 брл/сут жидкости. У RMOTC имелась скважина с 9 5/8-дюймовой
обсадной колонной, т.е. с минимальным диаметром,
Узел крышки
стыковочного
переводника
Соединители
Ориентация Противовращение
Кабель
Зажим
Стыковочные
переводники
Проход спускаемого
на канате инструмента
Доступ
к пласту
спускаемого
на канате
инструмента,
11 1/16 •
Посадочные
заплечики
Отклонитель
частиц
Рис. 2. Постоянно устанавливаемые узлы, закрепляемые к нижней
части колонны НКТ
25
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ТЕХНОЛОГИИ RMOTC
Собачки
Храповик
Противовращение
Манжетная
камера
Вертлюжок
НКТ
Посадочные
заплечики
Посадочный
заплечик
Ориентация
Труболовка
Соединители
Противовращение
Рис. 3. Извлекаемые узлы, к которым относятся насос и электродвигатель с электрическими соединителями, стыковочными и
запорными механизмами, образующими челнок
Расходомер
Термометр
Манометр
Задвижка
Штуцер
Устье
Амбар
Клапан
для сброса
давления
Переходной
ниппель
Резервуархранилище
Сточная линия
Резервуархранилище
Устье RMOTC
Обсадная колонна
Центробежный
насос
Рис. 4. Замкнутая система регулирования потока
который можно было использовать, но не оказалось
скважин как с требуемой производительностью, так с
требуемым диаметром обсадной колонны. В скважине
61-2 Tp-X-15 обсадная колонна диаметром 9 5/8• была
затампонирована до глубины 2895 фут, и в ней не было
перфорационных отверстий. По существу, эта скважина является большой пробиркой. Было предложено
разработать замкнутую систему регулирования потока, так чтобы погружной электронасос мог перекачивать воду из скважины в резервуар-хранилище и с помощью наземного насоса обратно в скважину, чтобы
обеспечить непрерывную циркуляцию, как это требовалось. Вода перекачивается погружным электронасосом вверх по колонне НКТ в резервуары-хранилища,
которые уравновешиваются гибкими шлангами, подсоединенными на уровне дна резервуаров. Центробежный насос перекачивает воду из резервуаров
через штуцерный клапан в кольцевое пространство
между колонной НКТ и обсадной колонной, где она
циркулирует в замкнутом пространстве. Клапан для
сброса давления подсоединен к линии, отводящей воду
в амбар. Тройник и задвижка обеспечивают при необходимости отвод воды с выкида центробежного насоса
в резервуар-хранилище (рис. 4).
ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ
Подготовка к испытанию началась в июне
2009 г. Колонна НКТ состояла из 7-дюймовых труб
26
26# P110 Hyd 521 с гладкопроходными соединениями.
Ввиду небольшого кольцевого пространства между
7-дюймовой колонной НКТ и 9 5/8-дюймовой обсадной
колонной и необходимости размещения в нем электрокабеля и прохождения достаточных объемов воды,
были спущены долото и скребок и проведена циркуляция воды в амбар, что обеспечило очистку обсадной колонны. Забой был отмечен на глубине 2895 фут,
и скважину опрессовали на давление 500 фунт/дюйм2
в течение 15 мин для проверки целостности обсадной
колонны и пробки.
На каждой стороне устья Ларкина смонтировали
две 2-дюймовые полнопроходные шаровые задвижки.
Сняли крышку и установили предоставленный RMOTC
навинчиваемый переходник на 3000 фунт/дюйм2,
чтобы обеспечить крепление устьевого оборудования в скважине. Систему регулирования потока
установили по отвесу, чтобы обеспечить циркуляцию
со стороны колонны НКТ в резервуары и обратно в
скважину. Установили расходомеры, манометры и
термометры.
На месторождение доставили трубы НКТ диаметром 7•, и местная компания провела их очистку и проверку шаблоном. Также на площадку было доставлено
и затем установлено устьевое оборудование. Поставлен смонтированный на трейлере трансформатор/
частотно регулируемый привод для подсоединения
к генератору до установки челночного погружного
электронасоса.
Промысловые испытания начались 13 июля 2009 г.
В связи с тем, что было принято решение узел крышки
стыковочного переводника, который входит в нижнюю часть колонны НКТ, собрать в г. Каспер, а не
на испытательной площадке (в качестве меры предосторожности) произошла небольшая задержка (последующая модернизация устранила необходимость
в таких операциях). К полудню приподняли нижнее
соединение НКТ вместе с узлом крышки стыковочного
переводника и прикрепили фильтр с щелевидными
отверстиями. Кабель срастили с концом стыковочного узла и спустили в скважину первую свечу. На ночь
узел оставили в клиньях и элеваторах.
На следующий день оставшиеся трубы НКТ и кабель спустили до глубины 2385 м. Соединения кабеля
были выполнены ниже подвески НКТ с добавочной
опорой, которая проходила через подвеску НКТ. Подвеску установили на месте и прикрутили болтами. Бригаду по спуску обсадной колонны расформировали,
установку для ремонта скважин демонтировали и вывезли с площадки. Установили распределительную коробку и выполнили соединения с наземным кабелем.
Затем площадку покинули на ночь.
На следующее утро на площадку доставили подъемник скважинного насоса. Узлы челночного погружного
электронасоса (соединитель, электродвигатель, уплотнение, насос и запорно-храповый узел) приподнимали
каждый отдельно, последовательно собирали и спускали в скважину до тех пор, пока верхнюю часть узла
не посадили на устье. Затем с крюка крана подвесили
шкив для канатной установки и подняли над устьем. К
верхней части челночного узла прикрепили комплект
ясов, челнок спустили до забоя и состыковали. Ясы ис-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 • июль 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ТЕХНОЛОГИИ RMOTC
пользовали для освобождения защелкивающего инструмента. Затем их подняли из скважины.
Распределительный щит установили на место и
выполнили электрические соединения. Запустили погружной электронасос и наземный насос; началась циркуляция. Начальные расходы составили 3250 брл/сут
воды при перекачке от погружного электронасоса
в резервуары и 2850 брл/сут воды при перекачке из
резервуаров. В процессе проведения операций были
зарегистрированы следующие давления:
š выкид насоса – 165 фунт/дюйм2;
š вход расходомера – 145 фунт/дюйм2;
š выход расходомера – 87 фунт/дюйм2.
Штуцер был установлен в положение 65 %.
Помимо наземных манометров и термометров вместе с постоянными узлами челночной системы были
установлены скважинные манометры и термометры
для контроля давления на входе насоса и скважинной
температуры.
Циркуляция продолжалась примерно один час до
остановки насосов. Для того чтобы приподнять насос с
места посадки использовали канат. После нескольких
циклов посадки и приподъема с места посадки и электрических измерений персонал убедился, что система
работает правильно.
На следующее утро челнок подняли из скважины
с помощью каната. При разборке узлов были обнаружены значительные скопления частиц; эти частицы
оказались чешуйками железа от колонны НКТ или
обсадной колонны. Дальнейшее расследование показало, что колонну НКТ использовали до ее размещения в опытной скважине. Бригада по очистке, которая
очищала и проверяла шаблоном трубы НКТ за две-три
недели до спуска, не смогла удалить все частицы. Прибывшая автоцистерна с водой промыла до чистой воды
забой скважины; колонну НКТ промыли в запасном
амбаре. После первоначального изменения цвета поток очистился, и никаких частиц обнаружено не было.
Челночное оборудование очистили и промыли водой.
Насос также очистили и разобрали. Оборудование
вновь установили и успешно опрессовали. В выходные
операции не проводились.
Утром в понедельник работы продолжились. Компания Zeitecs пригласила заказчиков для наблюдения за
испытанием. Запустили насосы и проводили откачку/
циркуляцию в течение некоторого периода времени.
Затем насосы выключили, а для съема челночной системы использовали канатную установку. Была продемонстрирована возможность подключать и отключать электрические соединения, и систему подняли из
скважины. Задействовали запорно-храповый узел, и
челнок вновь спустили и разместили в скважине. Испытание успешно завершили к середине дня.
РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ
Челночная система погружного электронасоса
оказалась надежной в эксплуатационных условиях и
работала, как ожидалось. При установке и двух циклах
извлечения/повторной установки были уточнены некоторые детали, однако никаких серьезных поломок
не произошло. Такую систему впервые успешно разместили в США, и только второй раз в мире. В дальнейшем система использовалась в промышленных
масштабах.
Испытание показало многочисленные потенциальные преимущества использования данной системы.
Если для погружного электронасоса требуется техническое обслуживание, очевидна экономия времени и затрат. Кроме того, снижается время простоя и
потеря дохода от добычи. К другим преимуществам
относятся изменения представлений об организации
работ с насосом. В случае возникновения проблем
с погружным электронасосом компании-оператору
больше не приходилось затрачивать крупные суммы
из-за неоптимальной работы и подъемных операций.
Профилактическое техническое обслуживание может
быть выполнено более эффективно, что, следовательно, приведет к продлению срока службы оборудования. Если продуктивность пласта быстро меняется,
погружной электронасос можно оптимизировать для
различных стадий вместо того, чтобы устанавливать
оптимальный ориентировочный режим на ожидаемый
срок эксплуатации между подъемными операциями.
Перевел С. Сорокин
Frank Ingham (Ф. Ингхэм) более 30 лет работает в отрасли и имеет опыт интерпретации и анализа геологической, геофизической и пластовой информации. До
сотрудничеством с RMOTC работал в Howthorn Oil Co.,
Gulf/Chevron и Shell. Имеет степень бакалавра по электротехнике, полученную в Университете штата НьюМексико, и закончил курсовую работу по технологии
добычи нефти, бурению, геологии и гидрогеологии.
НОВЫЕ ОТКРЫТИЯ
АЗИЯ
Компания Reliance Indusrties сообщает о том, что обнаружила признаки наличия большого коллектора
природного газа на шельфе Орисса,
Индия, в басс. Маханади. Оценочная скважина AJ-6 была пробурена
компанией в блоке NEC-OSN-97/2 в
Бенгальском заливе, после того как
бурение трех предыдущих скважин
показало присутствие углеводородсодержащих песчаников. Четыре
скважины были пробурены в мелководном секторе этого блока и
они обнаружили углеводородный
коллектор в интервале от 8150 и до
8186 фут. Компания Reliance, которая проводит кампанию бурения в
этом блоке, имеет долю в нем равную 90 %, а компания Niko владеет
оставшейся 10%-ной долей.
Компания Сairn Energy объявила о своем плане проведения
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
шестимесячных исследований
блока KG-ONN-2003/1 в бассейне Кришна-Годавари на шельфе
восточного побережья Индии.
Компания Сairn планирует начать
программу бурения в мае и будут
пробурены три скважины на ее
концессионном участке площадью
1270 миль2. Компания Cairn работает в этом блоке с долей 49% вместе со своим партером-компанией
ONGC с оставшейся долей 51%.
27
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ГЛУБОКОВОДНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
ЭКОНОМИЧЕСКИ
ЭФФЕКТИВНЫЕ РЕШЕНИЯ
ДЛЯ УЛУЧШЕНИЯ ХАРАКТЕРИСТИК
СТАЛЬНЫХ МОРСКИХ СТОЯКОВ
K. Haverty, T. Wang, Y. Zhou, J. Zeng, Magne Nygård, Aker Solutions
Исследования показывают важность комплексного подхода при проектировании полупогружных
платформ с глубокой осадкой и подводных скважин, связанных с сетью стальных морских стояков
Полупогружные плавучие буровые установки работают на морских месторождениях на протяжении
десятилетий и позразделяются на:
š плавучие морские буровые установки (mobile
offshore drilling unit – MODU);
š плавучие сервисные системы многоцелевого назначения (multi-service vessel – MSV);
š плавучие эксплуатационные платформы (floating
production unit – FPU).
Первой специально спроектированной полупогружной буровой установкой стала Ocean Driller,
которая была построена в 1963 г. К декабрю 2009 г.
во всем мире использовалось уже 168 полупогружных буровых установок, размещенных на различных
глубинах моря (от нескольких сотен до нескольких
тысяч футов).
Первое использование полупогружных буровых
установок в качестве FPU-платформ приходится на
1975 г., когда MODU-платформа была модернзиирована в FPU-платформу для разработки месторождения
Аргилл в Северном море на глубине около 250 фут
(1 фут = 0,3048 м). Первой специально построенной
полупогружной FPU-платформой была платформа Balmoral, с помощью которой в 1986 г. началась добыча
нефти в Северном море на глубинах около 500 фут.
Подводные скважины были связаны с FPU Balmoral
гибкими морскими стояками. Впервые полупогружные FPU, связанные с морскими скважинами с помощью сети морских стояков (steel catenary risers –
SCR), использовались на шельфе Бразилии в 1998 г.
В рамках проекта разработки месторождения Марлин в Бассейне Кампос компания Petrobras установила
10-дюймовый SCR-морской стояк на глубине 2895 фут,
где условия окружающей среды могли рассматриваться как умеренные.
В Мексиканском заливе в настоящее время эксплуатируются шесть таких полупогружных FPUплат-форм и еще несколько проектируются. Все
шесть полупогружных FPU-платформ эксплуатируют
морские месторождения на глубинах моря от 6000 до
8000 фут и каждая имеет скважины, соединенные с
платформами с помощью SCR-стояков в дополнение к
SCR-стоякам для экспорта продукции. Очевидно,
что полупогружная платформа с SCR-стояком – это
хорошо проверенная концепция для сверхбольших
28
глубин в Мексиканском заливе. Но что можно сказать
об использовании SCR-морских стояков на глубинах
моря в диапазоне от 3000 до 6000 фут? Целью этой
статьи является исследование возможностей выбора варианта разработки месторождения с полупогружной FPU-платформой и SCR-стояками для этого
диапазона глубин моря и обеспечение экономически
эффективных решений.
ПОЛУПОГРУЖНЫЕ ПЛАТФОРМЫ
С ГЛУБОКОЙ ОСАДКОЙ
Вернемся к истории на десять лет назад, когда
операторы впервые начали исследовать возможность
использования полупогружных буровых установок
для освоения месторождения. Исходные данные для
проектирования часто фокусировали внимание только на предварительных оценках полезной нагрузки
и некоторых ограничениях на ускорение судна и находящегося на палубах оборудования для заданной
точки расположения платформы в Мексиканском
заливе. Во многих случаях эти исходные данные
проектирования предоставлялись в ответ на запрос
о стоимости строительства (request for quotation
– RFQ) как часть главной концепции технического проекта освоения конкретного месторождения.
Операторы обычно пользуются услугами специализированных компаний-проектировщиков морских
стояков для оценки каждой предлагаемой концепции
плавучей платформы. При таком подходе не учитываются все потенциальные возможности платформ,
поэтому проектировщики полупогружных буровых
установок специально начали применять комплексный подход при проектировании, в котором главное сооружение проектируется как целая система, в
противоположность разработке проектов отдельных
элементов.
При применении в процессе строительства полупогружной буровой установки с глубокой осадкой
(deep-draft semisubmersible – DDS) такого подхода к
определению характеристик движения характеристики морских стояков стали ключевым фактором
(рис.1). Для разработки экономически эффективного
проекта DDS-платформы с SCR и предназначенной
для эксплуатации в экстремальных природных условиях, компания Aker Solutions использовала большой
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 • июль 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ГЛУБОКОВОДНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
Проектные параметры и их влияние на экстремальные
характеристики TDZ-зоны SCR
Ключевые параметры
Низкая
Низкочастотное движение
Отношение дрейфа к устойчивости при
шторме (якорная система удержания)
Коэффициент сопротивления
Вес покрытия/Вес куста
Угол отклонения
Вертикальная качка
Место подвешивания стояка*
Твердость морского дна
Внешние условия, 100-летний шторм
Значимость
Средняя
Высокая
Х
Х
Х
Х
Х
Х
Х
Х
Х
Х
Х
*Зависит от размеров полупогружной буровой установки, наружного диаметра морского стояка и метацентрической высоты этой точки
Рис. 1. Полупогружная платформа с глубокой осадкой
объем опытных данных, полученных в ходе масштабных исследований более чем 50 буровых и эксплуатационных полупогружных буровых установок. Эти
работы выполнялись с целью исследования регулируемых проектных параметров DDS-плавучей системы. Полученная информация помогла и облегчила
проектирование, строительство и переброску DDSплатформы на месторождение Блайнд Фейс (компании Chevron), которое успешно начали разрабатывать
в 2008 г. При проектировании DDS-платформы были
сформулированы основные принципы, которыми
нужно руководствоваться при разработке таких проектов, включая:
š обеспечение безопасности при эксплуатации,
приспособляемость и простоту;
š максимальное обеспечение целостности плавучей
системы, ее эффективность и надежность;
š проектирование FPU-платформы как единого сооружения с палубами, корпусом, якорной системой позиционирования и морскими стояками;
š ограничение движений плавучего корпуса платформы для обеспечения требуемых характеристик морских стояков;
š оптимизацию размеров плавучего корпуса платформы, чтобы в процессе строительства можно
было объединить в одно целое палубы и корпуса
на причальных сооружениях;
š обеспечение соответствующей требованиям плавучести и устойчивости в процессе строительства
и эксплуатации.
Хотя главной привлекательной особенностью полупогружных FPU-платформ с SCR является их простота, одной из важнейших задач стало обеспечение
в расчетных пределах экстремальных и усталостных
характеристик в зоне нижней спускающейся части
(touchdown zone – TDZ) SCR.
Экстремальные характеристики определялись с
учетом того, как морской стояк реагирует на суровые
внешние условия (например, во время ураганов, когда
на морской стояк действуют самые высокие нагрузки). Усталостные характеристики, которые рассматриваются в этой статье, определяются скоростью, с
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
которой накапливаются усталостные повреждения
из-за различных источников циклического нагружения.
Максимальные напряжения и скорости усталостных разрушений исследуются для двух различных
участков SCR: TDZ-зоны и верхней зоны подвески.
На последнем участке экстремальные и усталостные
характеристики могут контролироваться за счет включения в него гибких сочленений или напряженных соединений. В последние годы в зоне подвески морского
стояка используются напряженные соединения из титана (благодаря его повышенной прочности, гибкости
и лучших усталостных свойств).
Контроль экстремальных и усталостных напряжений в TDZ-зоне морского стояка с помощью механических средств не может быть таким же простым и
легким, как в зоне подвески стояка, из-за значительно
большего размера TDZ-зоны. Вместо этого воспользовались подходом, позволяющим обеспечить достаточное соответствие проектных параметров всего
интегрированного в одно целое сооружения, при котором экстремальные и усталостные характеристики в
TDZ-зоне морского стояка остаются в заданных пределах. При этих условиях термин «проектирование
системы» означает проектирование корпуса платформы, якорной системы позиционирования и морских
стояков как единого сооружения, а не отдельно проектирование морских стояков.
ЭКОНОМИЧЕСКИ
ЭФФЕКТИВНЫЕ РЕШЕНИЯ
Для решения при разработке проектных проблем
и для использования указанных выше принципов проектирования компания провела ряд исследований с
целью разработки технологии. При этом главной
целью этих исследований было получение данных,
позволяющих лучше узнать и понять наиболее важные параметры, влияющие на разработку проектов
DDS-платформ, размещаемых в Мексиканском заливе
на глубинах моря около 3000 фут и более. В этих исследованиях, главным образом, рассматривались экстремальные и усталостные характеристики TDZ-зоны
SCR (в выбранном диапазоне глубин моря), связанной
с DDS-платформой с правильно спроектированным
корпусом и якорной системой швартовки. В таблице
29
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ГЛУБОКОВОДНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
30
его движений при вертикальной качке, то не только
повышается стоимость проекта, но также это влияет
на его выполнение, когда производится сборка и объединение в одно целое корпуса и палуб платформы
на причальных сооружениях. Короче говоря, длина
колонн увеличивается как для увеличения среднего
дрейфа корпуса, так и для обеспечения требуемой
высоты палуб платформы над поверхностью моря
при размещении платформы на месторождении. Таким образом, когда платформа находится у стенки
причала сложность сопряжения палуб и выполнения монтажных работ на сборочной верфи дополнительно возрастает из-за увеличения высоты подъема
конструкций. Помимо этого, может потребоваться
обеспечение дополнительной временной плавучести
корпуса с помощью обеспечения требуемой устойчивости при буксировании платформы от причальных
сооружений.
К счастью, проведенные компанией исследования
позволили установить, что нет такого важного проектного параметра, влияющего на характеристики
TDZ-зоны морского стояка, приводящего к увеличению дрейфа корпуса за те границы, которые могут в
настоящее время допускаться для уже размещенных в
Мексиканском заливе платформ. Таким образом, как
показали эти исследования, DDS-платформа обладает
высокой устойчивостью и надежными эксплуатационными характеристиками (не ограниченными условиями причальных сооружений сборочной верфи в
Мексиканском заливе) с учетом характеристик SCR.
Третий важный проектный параметр связан с регулированием веса самих морских стояков. Компания Aker Solutions рекомендовала использовать этот
параметр, а также конструкции титановых SCR для
возможного экспорта газа из скважин на глубине
моря около 1000 фут на полупогружную платформу
Ǻsgard-B, установленную в 1999 г. Этот проект не был
реализован, но принципы были позднее успешно пименены в проектах SCR-платформ.
Исследования компании показывают, что увеличение веса находящейся в воде нижней части SCR может
повлиять на значительное уменьшение напряжения в
случае ураганов. Один из рассмотренных вариантов
включал применение изоляции увеличенной плотности для эксплуатационных морских стояков со смаМаксимальное напряжение фон Мисеса, МПа
суммировано несколько проектных параметров и указана относительная важность их влияния на экстремальные характеристики TDZ-зоны.
Главный вывод, который можно сделать из анализа
этих данных, это то, что они в значительной степени
влияют на экстремальные характеристики (т.е. возможность уменьшения максимальных напряжений на
10 % и более) и то, что в какой-то степени они могут
служить элементом контроля для проектировщика.
Были найдены три проектных параметра, возможный
вклад которых в улучшение экстремальных характеристик TDZ-зоны SCR был самым значительным:
š вертикальная качка плавучей платформы;
š местоположение выносной площадки для присоединения подвешиваемой части SCR;
š весовой тюнинг изгибающейся провисающей части стояка.
Наиболее важным проектным параметром является
вертикальная качка плавучей платформы. Говоря точнее, амплитуда и скорость вертикального перемещения в месте расположения подвешиваемой части SCR,
на который влияет крен плавучего корпуса. У полупогружных платформ больших размеров (т.е. с полезной
нагрузкой на верхние палубы более 20 000 т) влияние
крена на вертикальное перемещение подвешиваемой
части SCR может более заметно и больше влиять на
экстремальные характеристики TDZ-зоны морского
стояка, чем у полупогружных платформ меньших размеров. Таким образом, на более крупных полупогружных платформах очень полезно размещать выносные
площадки для присоединения морских стояков на внутренних сторонах понтонов.
Как следует из таблицы, условия окружающей среды на месторождении представляют собой очень важный параметр. Особенно в Мексиканском заливе, где
метеоусловия за последнее десятилетие стали более
суровыми, кроме того, отмечаются значительны различия в метеоусловиях в восточной и западной частях.
Хотя эти факторы могут быть учтены при проектировании DDS-платформы, тем не менее, их влияние на
плавучую систему будет сказываться при выборе ее
размеров, а также стоимости.
Как говорилось выше, один из принципов проектирования заключается в обеспечении возможности
в процессе строительства объединения в одно целое
палуб и корпуса платформы на причальных сооружениях. Это одна из наиболее полезных особенностей полупогружных FPU-платформ, использование которой
исключает необходимость дорогостоящей компоновки
отдельных частей платформы в море и снижает планируемые риски из-за воздействия неблагоприятных
морских погодных условий. Для платформ, предназначенных для использования в Мексиканском заливе,
типичная схема строительства включает изготовление
корпуса на верфях в других странах с последующей
транспортировкой по суше на сборочную верфь в
Мексиканском заливе. Соответственно при строительстве платформ должны учитываться предельные
глубины моря у причальных сооружений и размеры
канала на участке сборки.
Заслуживает внимания то, что как только дрейф
корпуса платформы увеличивается для уменьшения
5250 фут
3500 фут
Допускаемое = 358,5 МПа
Базовое
Дрейф
На месте
Вес покрытия Комбинированное
Рис.2. Чувствительность эксплуатационного морского стояка при
экстремальных условиях
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 • июль 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Базовый случай
Уменьшение вертик. качки, 30 %
Протяженность морского стояка, м
Усталостное разрушение, число событий в год
Усталостное разрушение, число событий в год
World Oil: ГЛУБОКОВОДНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
Допускаемое разрушение = 0,004
5250 фут
3500 фут
Эксплуатационный
стояк
Стояк
для экспорта нефти
Стояк
для экспорта газа
Рис. 3. Влияние уменьшения вертикальной качки на усталостные
разрушения в течение длительного времени TDZ-зоны эксплуатационного морского стояка
Рис. 4. Усталостные разрушения (трех типах морских стояков)
в зависимости от глубин моря
чиваемой изоляцией и покрытие с распределенным
весом для импортных и экспортных неизолированных
морских стояков. Полученные результаты, приведенные на рис. 2, характеризуют 10-дюймовый эксплуатационный морской стояк со статическим давлением
на поверхности при закрытом устье скважины около
10 000 фунт/дюйм2 (1 фунт/дюйм2 = 6,9 кПа). Рассматривались две глубины моря: 5250 и 3500 фут.
Этот пример показывает, что самым эффективным
проектным параметром является дрейф плавучей платформы. Увеличение ее дрейфа на 20 фут приводит в
результате к уменьшению максимального напряжения
в TDZ-зоне SCR на 24 и 18 % для глубин моря 5250 и
3500 фут, соответственно. Влияние этого параметра на
экстремальные характеристики TDZ-зоны SCR изменяется. Однако улучшение характеристик TDZ-зоны за
счет подвешивания SCR к внутренним поверхностям
понтонов не является только функцией размеров платформы. Необходимо отметить, что амплитуды перемещений платформы при низкочастотном крене и килевой качке также зависят от метацентрической высоты
(metacentric height – GM), которая представляет собой
расстояние между центром тяжести полупогружной
платформы и ее метацентром. У конструкций платформ с адекватными, но более низкими значениями
GM можно отметить сравнительно большие различия
в значениях характеристик TDZ-зоны SCR (т.е. более
10 %) у конструкций платформы с расположением подвешиваемых частей SCR на внутренних или на наружных сторонах понтонов.
Помимо улучшения характеристик за счет подвешивания SCR к выступающим площадкам на внутренних сторонах понтонов дополнительные преимущества могут быть получены во время реализации
проекта. Например, снижены риски за счет предварительного монтажа и прокладки морских стояков
до установки платформы на месте. Присоединение
стояков к платформе может производиться с помощью бортовой системы подъема морских стояков, за
счет чего устраняется необходимость использования
дорогих крановых судов большой грузоподъемности
и уменьшаются риски, связанные с доступностью таких судов для выполнения этих работ и погодными
условиями.
В рассматриваемом примере эксплуатационных
морских стояков с дополнительным весом покрытия,
если плотность изоляции на 750-футовом участке нижней части SCR увеличивается вдвое, то максимальное
напряжение в TDZ-зоне уменьшается на 14 и 12 % для
глубин моря 5250 и 3500 фут, соответственно.
Комбинация всех трех проектных параметров
(дрейф плавучего корпуса, место подвешивания сточка и вес покрытия) дает уменьшение максимального
напряжения в TDZ-зоне на 36 и 30 % для глубин моря
5250 и 3500 фут, соответственно.
Картина, подобная той, которая описывалась выше,
также наблюдалась для неизолированных экспортных
и импортных морских стояков. В рассматриваемом
примере вес участка протяженностью около 800 фут
в нижней части SCR был увеличен. Суммарный дополнительный вес колебался в диапазоне 40–60 т.
Можно видеть, что увеличение веса провисающей и
изгибающейся части SCR больше пользы приносит в
случае легких стояков, таких как стояки для экспорта
добываемого газа.
Что касается усталостного разрушения TDZ-зон
стояков, то основное влияние на усталостное разрушение за длительный период времени оказывает:
š перемещений первого и второго порядка плавучего корпуса из-за воздействия ветра и волн;
š перемещение корпуса из-за воздействия морских
течений (current-induced motions of the hull –
VIM);%
š перемещение морских стояков из-за воздействия
морских течений (current-induced motions of the
riser – VIV).
Влияние VIV-перемещений обычно сводится к минимуму за счет использования на всей подвешиваемой
длине стояка трехзаходных спиральных поясов. Вообще говоря, явление VIV не зависит от характеристик
плавучей части платформы.
Точно также как в случае экстремальных характеристик TDZ-зоны SCR, увеличение дрейфа плавучего корпуса также приводит к уменьшению скорости
усталостных разрушений из-за воздействия ветра и
волн. Как можно видеть на рис. 3, уменьшение на 30 %
перемещений при вертикальной качке приводит к
уменьшению почти на 60 % скорости усталостных
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
31
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Нормализованное усталостное разрушение,
число событий в год
World Oil: ГЛУБОКОВОДНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
Базовый случай:
без весового тюнинга
С весовым тюнингом
Протяженность морского стояка, м
Рис. 5. Влияние в течение длительного времени весового тюнинга
на усталостные разрушения TDZ-зоны эксплуатационного морского
стояка в Мексиканском заливе при глубине моря 5250 фут
разрушений (т.е. больше чем вдвое увеличивается
усталостная долговечность) для эксплуатационного
морского стояка при глубине моря 5250 фут.
На рис. 4 показано суммарное усталостное разрушение трех видов причин (вызывающих усталостных
напряжения) для трех типов морских стояков и двух
глубин моря (5250 и 3500 фут) в Мексиканском заливе. В этом случае при увеличении параметра только
одного дрейфа получаем адекватную усталостную
долговечность для всех трех типов морских стояков
при сроке эксплуатации месторождения 25 лет для
глубин моря около 3500 фут. Дрейф плавучего корпуса почти точно соответствует предельным значениям,
которые могут быть обеспечены на существующих в
районе Мексиканского залива верфях для изготовления и строительства платформ. Большие предельные
значения могут быть обеспечены за счет подбора и
регулировки веса провисающей и изгибающейся части морского стояка и периодического перемещения
платформы или за счет дополнительного увеличения
дрейфа.
Оценка весового тюнинга провисающей и изгибающейся части SCR была успешно проведена на
платформах в Мексиканском заливе. Весовой тюнинг
может быть реализован за счет применения покрытий
различной плотности. На рис. 5 можно видеть уменьшение на 40 % скоростей усталостных разрушений для
случая с 8-дюймовой эксплуатационной колонной и
глубиной моря 5250 фут.
Периодическое перемещение плавучего корпуса
платформы это другой экономически эффективный
способ уменьшения усталостных разрушений. Он
наиболее подходит для платформ небольших размеров с ограниченным числом морских стояков; эти
перемещения могут осуществляться в плоскости морских стояков. Например, возьмем 10-дюймовый эксплуатационный морской стояк на глубине 5250 фут.
Одно перемещение плавучего корпуса платформы в
среднем приблизительно на 100 фут за срок эксплуатации месторождения (например, после 10 лет эксплуатации при 20-летнем расчетном сроке) приводит
к смещению номинальной точки в TDZ-зоне и в итоге
к уменьшению на 44 % усталостного разрушения (или
к 78 %-ному увеличению усталостной долговечности).
32
Если будут обеспечены два перемещения плавучего
корпуса платформы через одинаковые интервалы времени за срок эксплуатации месторождения, то уменьшение усталостного разрушения достигнет 60 % (что
эквивалентно 150 %-ному увеличению усталостной
долговечности). Это является привлекательной особенностью полупогружных платформ, которая может
быть легко и с экономическим эффектом реализована
в проекте.
ВЫВОДЫ
Проведенные исследования показали, что может
быть спроектирована и построена полупогружная
платформа с глубокой осадкой для FPU-системы, которая подходит для большого диапазона глубин моря
в Мексиканском заливе. Она может устанавливаться на глубинах моря от 3500 фут и до сверхбольших
глубин (около 10 000 фут и более). Подчеркивается
важность использования комплексного подхода при
проектировании DDS-платформ, соединенных с SCR.
Доказано, что разработано несколько проверенных в
условиях месторождений экономически эффективных решений улучшения характеристик SCR. Наиболее значимым проектным параметром является дрейф
плавучего корпуса платформы. Увеличение только
дрейфа плавучего корпуса платформы до значений в
тех границах, которые могут быть обеспечены на верфях, существующих в зоне Мексиканского залива,
будет достаточно для поддержания в расчетных границах экстремальных и усталостных характеристик
TDZ-зоны SCR в Мексиканском заливе для глубин
около 3500 фут и более.
Перевел В. Клепинин
Kevin Haverty (Кевин Хэверти), руководитель группы
морских стояков и шлангокабелей в отделении Aker
Field Development в Хьюстоне. М-р Хэверти 28 лет работает на морских месторождениях, занимается строительством стационарных и плавучих платформ, а также
стальных и гибких морских стояков и систем шлангокабелей. Недавний опыт проектирования морских стояков
м-ра Хэверти, включает участие в разработке предварительных технических проектов компании Chevron.
Tao Wang (Т. Вон), главный архитектор по строительству морских сооружений в компании Aker Solutions с большим опытом проектирования
напрягаемых элементов конструкций, якорных систем удержания и морских стояков для морских плавучих систем. Он занимал ряд руководящих
должностей при разработке крупных проектов морских платформ в Мексиканском заливе, Западной Африке и Юго-Восточной Азии, включая
FEED-проекты платформ с растянутыми опорами (TLP).
Yan Zhou (Дж. Жоу), старший архитектор по строительству морских
сооружений в компании Aker Solutions, с опытом проектировании и расчета морских стояков, шлангокабелей, морских стояков для бурения, напрягаемых элементов для TLP-платформ, якорных систем удержания и
строительных конструкций.
Jack Zeng (Дж. Зен), технический директор в компании Aker Solutions,
руководит группой плавучих платформ и глубоководных решений в отделении компании Energy Development & Services в Хьюстоне. Д-р Зен руководил проектированием корпуса и якорной системы позиционирования,
а также занимался концептуальным проектированием и разработкой
FEED-систем для множества глубоководных проектов. Д-р Зен аттестованный инженер-специалист и профессиональный руководитель проектов.
Magne Nygård (М. Нигард), вице-президент подразделения арктических
и глубоководных конструкций отвечает за проектирование и строительство плавучих платформ, морских стояков и конструкций из бетона.
М-р Нигард имеет 30-летний опыт работы в области освоения морских
месторождений, последние 12 лет работает в компании Aker Solutions
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 • июль 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
ОБЗОР ЕВРОПЕЙСКИХ ТЕХНОЛОГИЙ
ВЕЛИКОБРИТАНИЯ:
МЕРЫ ПО ПОВЫШЕНИЮ ДОБЫЧИ
M. Webb, ассоциация Oil & Gas UK
Нефтегазовая ассоциация Великобритании Oil & Gas UK является
ведущим органом морской нефтегазовой промышленности страны.
Эта некоммерческая организация
была основана в апреле 2007 г., но
ее действительная история насчитывает 30 лет. Цель группы заключается в укреплении долгосрочных
перспектив морской нефтегазовой
промышленности на основе тесного взаимодействия с компаниями
сектора, правительством и другими заинтересованными сторонами в решении вопросов, которые
влияют на развитие отрасли. Глава
Ассоциации Malcolm Webb, рассматривает ряд вопросов, в том
числе проблему снижения добычи
нефти и газа на шельфе Великобритании, поощрение расширения
разработки и привлечение инвестиций в операции на Континентальном шельфе (UK continental
shelf – UKCS.
Вопрос. Каковы перспективы
нефтегазовой отрасли в ближайшие несколько лет?
Ответ. В 2009 г. наша промышленность добывала в среднем 2480 тыс.
брл/сут нефти и газа, что на
6 % меньше, чем в 2008 г. В 2010 г.
этот показатель, скорее всего,
так же составит 6 %, что отражает снижение капитальных вложений в отрасль, начиная с 2006 г.
Более того, если не поддержать
отрасль инвестированием, в дальнейшем этот показатель будет
расти. Если инвестиции будут
стабильными (7,5 млрд долл/год),
на UKCS еще можно будет добыть
до 2020 г. 1,5 млн брл/сут нефти
и газа. Этого будет достаточно, чтобы удовлетворить половину совокупного спроса Великобритании.
Это также имеет стратегическое
значение для экономики, так как
правительство прогнозирует, что
страна на 70 % будет полагаться
на своих поставщиков на нефти
и газа.
Вопрос. Независимые компании, как показывает опрос, более
оптимистичны относительно перспектив отрасли, чем интегрированные ведущие операторы, не только
в Великобритании, но и в других
крупных регионах. Как Вы считаете, может это быть результатом
того, что независимые компании
вытесняют основных операторов,
как в инвестировании, так и в E&Pактивности?
Ответ. Совсем недавно один
из представителей крупной компании поднимал эту тему, заявив,
что крупные операторы не намерены покидать UKCS в ближайшее время. За последние четыре
десятилетия они внесли значительные инвестиции в развитие
инфраструктуры и разработку
месторождений, и будут инвестировать в реализацию проектов в
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
перспективе. Следует учесть, что
компании, работающие на UKCS,
в том числе мелкие, которые разрабатывают участки, не привлекательные для крупных операторов, очень важны для отрасли,
если мы хотим максимального извлечения ресурсов. В то же время
Правительство разработало меры,
чтобы привлечь международных
инвесторов.
Вопрос. Какие из наиболее важных проектов реализуются сегодня
в Великобритании?
Ответ. Из 25 млрд брл нефти и
газа UKCS (доказанных, вероятных и возможных) на сегодняшний день разработано 11,1 млрд
брл. Оставшиеся запасы UKCS залегают в нескольких регионах, но
в основном к западу от Шетландских о-вов и в центральной части
Северного моря. Однако беспокоит тот факт, что доказанный объем
этих запасов не соответствует оценочным данным, другими словами,
этот показатель меньше. В 2009 г.
этот показатель был снижен до
5,25 млрд брл с 6,1 млрд брл в 2008 г.
Это вероятные и возможные запасы, которые могут быть извлечены только при наличии новых
инвестиций.
Вопрос. Какие шаги следует
предпринять Правительству, чтобы помочь стимулировать добычу
на шельфе?
Ответ. За последний год правительство предприняло ряд шагов,
чтобы помочь в решении проблем
привлечения инвестиций. Введение
новых статей в бюджет на 2009 г.
и их последующее расширение в
предварительном бюджете, опубликованном в начале 2010 г., получило признание операторов. Было
33
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
отмечено, что незначительное сокращение ставки налога может
создать преимущества для инвестиций в увеличение добычи, хотя
для оценки этих данных все равно
потребуется время. Например,
разработка отдаленного, дорогостоящего месторождения газа
Лагган-Тормор, расположенного
к западу от Шетландских о-вов,
будет более жизнеспособной с
введением этих мер. Обеспечение
всех возможностей очень важно
для энергоснабжения Великобритании и потребует дальнейших
действий отрасли и правительства
по двум ключевым направлениям.
Во-первых, необходима разработка
эффективных программ по сокращению расходов, чтобы облегчить
разработку и снизить эксплуатационные затраты и налоги на добычу. Также необходимо выполнение
нормативных требований Великобритании и ЕС. Во-вторых, следует
решить вопрос о наличии налоговых льгот на вывод из эксплуатации устаревшей инфраструктуры.
Крупные инвесторы, такие как
наша промышленность, хотят,
прежде всего, уверенности в финансах и нормативах, прежде
чем вносить миллиарды фунтов в
экономику. Осталась некоторая
неопределенность относительно
обеспечения правительством налоговых льгот на вывод из эксплуатации устаревших мощностей.
Именно этот фактор влияет на
сокращение инвестиций. В обоих
секторах Oil & Gas UK стремится
проводить работу в тесном сотрудничестве с правительством, чтобы
найти оптимальный путь извлечения запасов.
Вопрос. Как Oil & Gas UK привлекает инвестиции в морские разработки?
Ответ. Oil & Gas UK ведет переговоры с компаниями, которые
являются основными работодателями и инвесторами, что облегчает реализацию нормативных законодательных изменений. Мы
активно контактируем с представителями государственного
управления всех уровней в Вестминстере, Холируде (Шотландия)
и ЕС, а также взаимодействуем
с правительственными учреж34
дениями, профессиональными
ассоциациями основных отраслей, профсоюзами, неправительственными организациями и представителями средств массовой
информации, во всех его формах.
Действуя посредством всех этих
каналов, мы имеем возможность
добиться значительного прогресса в повышении добычи нефти
и газа, безопасности энергоснабжения и вносим значительный экономического вклад в экономический сектор Великобритании.
Вопрос. Наблюдаются ли какиелибо признаки восстановления отрасли?
Ответ. В 2009 г. влияние мирового экономического кризиса сказалось и на нашей отрасли, посредством обрушения цен на нефть и
газ и развала финансовых рынков.
Несомненно, все сектора отрасли,
компании, занимающиеся разведкой и добычей, подрядчики и поставщики пострадали от кризиса.
Но по мере восстановления цен и
стабилизации финансовых рынков
наметились положительные перспективы. Это нашло отражение в
индексе Q4 2009 Oil & Gas UK, который обеспечивает ежеквартальные меры доверия рынка. Наше
последнее исследование планов
компаний раскрывает серьезные
проблемы, с которыми мы сталкиваемся в процессе добычи, и в то
же время освещает заманчивые
перспективы. Как я уже говорил
раньше, в соответствии с планами компаний совокупные запасы
увеличиваются, но при этом, большая их часть попадает в категорию
«вероятные» и «возможные», а не
«доказанные».
Позитивной новостью является
возможное увеличение инвестиций свыше 7,5 млрд долл. США в
2010 г. Однако реальные потребности компаний подразумевают
значительно больший вклад в отрасль – 90 млрд долл. в ближайшей перспективе, из них 37,5 млрд
долл. в ближайшие пять лет. Эти
инвестиции позволят добыть дополнительно 11 млрд брл, но еще
14 млрд брл оставшихся запасов
потребуют масштабной разведки и оценки, прежде чем начать
их разработку. К сожалению, это
никак несовместимо с 40%-ным
падением активности поисковоразведочного бурения, которое
было зарегистрировано в 2009 г.
Этот сектор будет опираться на
расширяющиеся возможности своей цепочки поставок. Промышленность должна сотрудничать с этим
сектором на разных уровнях –
государственном, национальном,
региональном и местном для разработки новых технологий, улучшения методов работы, повышения эффективности и снижения
затрат. Это будет способствовать
расширению цепочки поставок и
обеспечит Великобритании сравнительные преимущества на мировом рынке.
Если сделать все правильно,
Великобритания по-прежнему
будет важной нефтегазовой провинцией до 2020 г. с обширной
сетью поставщиков. Если этого
не сделать, запасы нефти и газа
Великобритании к 2020 г. быстро
сократятся, при этом снизится
число высокотехнологичных рабочих мест, сократятся налоговые
поступления, увеличится импорт
энергии, что связано с различными рисками для безопасности
энергоснабжения и т.д. Для получения успешного результата
имеются все предпосылки, включая стабильный климат, развитые
контакты и поддержку.
Malcolm Webb (М. Уэбб), глава Ассоциации
Oil & Gas UK. Г-н Webb, окончил Университет Ливерпуля, по профессии адвокат, имеет
богатый опыт руководящей работы на всех
уровнях нефтегазовой отрасли, как в Великобритании, так и за рубежом. Г-н Webb начал свою карьеру в нефтегазовой отрасли в
1974 г. в компании Burmah Oil и занимал ряд
руководящих должностей в British National
Oil Corporation, Charterhouse Petroleum Plc и
PetroFina SA. До прихода в Oil & Gas UK (прежде UK Offshore Operators Association) в 2004 г.
он на протяжении трех лет работал руководителем UK Petroleum Industry Association, представляя сектор нефтепереработки и маркетинга. В
Oil & Gas UK, он возглавлял реализацию двух
основных морских нефтегазовых программ.
Г-н Webb является членом PILOT, правительственно промышленным форумом, который
призван обеспечить долгосрочные перспективы
добывающей отрасли, членом Энергетического
консультативного совета Шотландии. Он также возглавляет OPITO (Oil & Gas Academy) и
Common Data Access Limited.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 • июль 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
НОРВЕГИЯ:
ТЕНДЕНЦИИ НОВЫХ ПРОЕКТОВ
B. Nyland, Norwegian Petroleum Directorate
тилетний период, т. е. примерно
до 3,1 млрд брл или на 1 млрд брл
меньше, чем в предыдущий пятилетний период. Кроме того, 99 %
совокупного объема нефти в течение этого периода будет добыто
на уже открытых или «законсервированных» месторождениях.
На некоторых месторождениях
будут проведены операции по повышению нефтеотдачи.
Добыча нефти в Норвегии снижается, в то время как добыча газа
растет. По данным Bente Nyland,
руководителя норвежского нефтяного директората (Norwegian
Petroleum Directorate – NPD), несмотря на то, что 2009 г. отмечен
бурением рекордного числа разведочных скважин, в 2010 г. этот
показатель снизится. Директорат
осуществляет управление ресурсами нефти и газа и занимается вопросами, связанными с налогообложением выбросов СО2. В своем
интервью г-жа Nyland рассматривает проблему повышения добычи
на шельфе Норвегии и анализирует ряд крупных проектов, запланированных к сдаче в краткосрочной
перспективе.
Вопрос. Как изменится динамика добычи на норвежском континентальном шельфе в краткосрочной перспективе?
Ответ. Добыча нефти снижается, добыча газа растет – общая
тенденция заключается в том, что
добыча нефти на протяжении
следующего десятилетия будет
оставаться на сегодняшнем уровне. В 2010–2014 гг. сокращение
добычи нефти будет равноценно
ее снижению за предыдущий пя-
Вопрос. Пожалуйста, расскажите о некоторых из крупных
проектов на норвежском шельфе,
планируемых к сдаче в ближайшей
перспективе?
Ответ. Новые месторождения, на которых в ближайшей
перспективе начнется добыча,
менее крупные, чем открытые
ранее, но они характеризуются
достаточно высокой активностью
операторов. Такая тенденция характерна и для повторно разрабатываемых месторождений. Инвестиции в ближайшие несколько
лет будут достаточно высокие,
также как и в 2009 г., но они будут в различной степени влиять
на развитие секторов. В 2010 г.
на утверждение будет направлено, по меньшей мере, семь новых
планов развития отрасли. В 2009 г.
были утверждены проекты развития и эксплуатации (plans for
development and operation – PDO)
Eni, управляющей нефтяным месторождением Голиаф, первым
проектом в Баренцевом море. Лицензиаты планируют начать добычу на месторождении в 2013 г.
Добыча будет осуществляться с
помощью плавучих системы добычи, хранения и отгрузки (floating
process, store and offloading –
FPSO). Особенность проекта заключается в том, что энергия будет частично подаваться с побережья. Кроме того, в 2009 г. был
утвержден PDO-проект месторождения нефти и газа Оселвар в Северном море. Оператором проек-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
та выступает компания Dong E&P
Norge AS. Месторождение будет
разрабатываться тремя эксплуатационными скважинами; нефть
и газ будут транспортироваться
по трубопроводу на перерабатывающую платформу Ula. Начало
добычи запланировано на ноябрь
2011 г. Третий одобренный PDOпроект включает строительство
трубопровода для транспортировки природного газа с месторождения Тролль А на перерабатывающую платформу Kollsnes, а также
для закачки газа с месторождения
Тролль В. Эти два проекта направлены на продление жизненного
цикла месторождения Тролль.
PDO-проект месторождения Гудрун был одобрен уже в феврале
2010 г. Извлекаемые запасы углеводородов на месторождении,
по оценкам, составляют 70 млрд
брл нефти и 6,6 млрд м3 газа. По
данным NOK инвестиции в проект должны составить примерно
21 млрд долл. Лицензиаты планируют разрабатывать месторождение с независимой платформы,
и транспортировать продукцию
с использованием мощностей
Sleipner на Kеrstш. Разработан
ряд экологических решений для
месторождения Гудрун, включая
отделение СО2 и его обратную закачку в пласт уитсира месторождения Слейпнер.
Вопрос. Какие технологические
барьеры приходится преодолевать,
чтобы увеличить добычу глубоководных NCS-запасов?
Ответ. В краткосрочной перспективе, для восстановления
добычи важно бурить более дешевые и эффективные скважины. Обслуживание скважин, как
с точки зрения добычи, так и с
точки зрения нагнетания также достаточно важно. В долгосрочной перспективе, следует
фокусировать внимание на расширении нагнетания обратно в
35
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
скважины газа, в том числе СО2,
а также химических реагентов.
NPD обеспокоен применением
методов нагнетания в процессе
реализации пилотных проектов и
планирует проводить регулярные
проверки.
Вопрос. Как NPD поощряет инициативы операторов увеличения
добычи из морских скважин?
Ответ. Налоговая системы
Норвегии подразумевает, что государство и компании делят как
риски, так и прибыль. Это стимулирует операторов прикладывать
все усилия к повышению добычи
после одобрения PDO-планов.
Кроме того, NPD контролирует
лицензирование для обеспечения
оптимальной стратегии разработки запасов. Если NPD не довольно
операциями, мы доводим это до руководства компании. Кроме того,
компании должны с максимальной
эффективностью осуществлять
операции в рамках выданной лицензии.
Вопрос. Согласно данным NPD,
в 2009 г. было пробурено рекордное
число разведочных скважин (65),
72 разведочные скважины закончены; в Северном море было сделано
21 открытие; в Норвежском море –
7. Как Вы считаете, продлится ли
подобная тенденция в 2010 г.?
Ответ. Даже если этот показатель в 2010 г. немного снизится и
составит 40–50 разведочных скважин – это все равно будет очень
высокий уровень. Разработка
схемы АРА (Awards in Predefined
Areas) позволила поддерживать
достаточно высокий уровень разведочной активности. Достаточно
большое число разведочных скважин будет пробурено, как в АРАобласти, так и в других открытых
регионах шельфа. NPD считает,
что разведочная активность останется на высоком уровне до тех
пор, пока цены на нефть будут достаточно высоки как в настоящее
время.
Вопрос. Как система ЕС торговли квотами на выбросы парниковых
газов и норвежская система налогов на СО2 влияют на E&P-операции? Будут ли влиять более высо36
кие капитальные затраты на стоимость углеводородов?
Ответ. Еще в 1991 г., Норвегия
ввела налог на выбросы СО2 в процессе добычи нефти и газа. Этот
налог несколько выше, чем квота
ЕС. Таким образом, торговая схема ЕС не влияет на E&P-операции. В настоящее время стоимость выбросов 1 т СО2 составляет
40 евро.
Вопрос. Какие методы помощи
или поощрения операторов, сокращающих выбросы парниковых газов, разработал NPD?
Ответ. NPD принял участие в
Правительственной программе
Climate Cure 2020. Введение налога на СО2 в 1991 г. заставило компаний уделять больше внимания
энергоэффективным операциям.
В результате введения этого налога выбросы СО 2 были значительно сокращены. Сокращение
сжигания на факеле газа и модернизация турбин можно привести
в качестве результата, оказавшего серьезный положительный
эффект. В дополнение к этому, в
1996 г. норвежский национальный законодательный комитет
(Storting) решил, что новые месторождения должны быть электрифицированы.
Вопрос. Пожалуйста, расскажите о программе Climate Cure 2020
и ее реализации в настоящее время?
Ответ. Climate Cure 2020 изучила возможности снижения нефтегазовой отраслью Норвегии
выбросов парниковых газов до
5,5 млн т (в эквиваленте СО2). В
совокупности это означает экономию в 400–4000 норвежских
крон. Конечно, пока не определены сметы расходов и технологическое развитие. Оценки показывают, что снижение до 3 млн т СО2
может быть достигнуто к 2020 г.
посредством повышения энергоэффективности, электрификации
и улавливания и хранения углерода.
Вопрос. Что Вы думаете о некоторых новых технологиях, которые
будут способствовать сокращению
CCS-расходов?
Ответ. Современные концепции выведения углерода из отходящих газов зависят от пространства и веса. Отрасль сталкивается
с большими проблемами, когда
речь заходит об улавливании углерода в морских условиях. Размещение установки по улавливанию
углерода потребует быстрой его
реализации из-за сокращения
добычи. Новые методы и технологии, например, использование мембран, что может способствовать уменьшению размера и
веса установки, могут изменить
ситуацию. Это лишь одна из задач,
решаемых норвежским научноисследовательским институтом
Sintef в рамках проекта BIGCCS.
Вопрос. Какова норвежская
философия при взаимодействии с
правительствами других стран, касающаяся иностранных инвестиций и налоговой политики?
Ответ. Правительство Норвегии
создало инициативный комитет Oil
for Development Initiative. В функции комитета входит оказание помощи развивающимся странам (по
их просьбе) в управлении нефтяными ресурсами с целью увеличения
экономического роста, повышения
благосостояния населения в целом
и стабилизации состояния окружающей среды. Важной частью этой
работы является оказание помощи
на правовой и договорной основе, что обеспечивает сохранность
ресурсов, отражает перспективы
развития нефтегазовой отрасли и
экономические условия в стране.
Проводятся переговоры с целью
налогообложения, защиты долгосрочных проектов, управления
ресурсами и создание совместного
координационного центра.
Bente Nyland (Б. Найленд), геолог по специальности, окончила Университет Осло. Г-жа Nyland
начала свою карьеру в области разведочной
геологии в компании Statoil, где она работала
на протяжении 5 лет. В 1984 г. она перешла работать в норвежский нефтяной директорат в
качестве старшего геолога. В 1989 г. она была
назначена на руководящую должность. С 2000 г.
г-жа Nyland занимает высшие руководящие
должности и в конце 2007 г. была назначена Генеральным директором NPD. Г-жа Nyland занимает ряд должностей в правлении, в том числе
является директором Norwegian Geotechnical
Institute, Institute for Energy Technology и возглавляет университетский фонд при University
of Stavanger.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 • июль 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
ВЕНГРИЯ:
УСПЕХИ MOL НА ФОНЕ СНИЖЕНИЯ ДОБЫЧИ В СТРАНЕ
Z. Áldott, Exploration and Production, MOL
и проведение 3D-сейсморазведки,
с тем, чтобы повысить шансы успешного бурения.
Magyar Olaj-es Gazipari (MOL) –
ведущая международная, интегрированная нефтегазовая компания
(штаб-квартира в Будапеште, Венгрия), осуществляющая операции
в Европе, на Ближнем Востоке, в
Центральной Азии, Африке и государствах, входивших в СНГ.
Zoltán Áldott исполнительный вицепрезидент Exploration and Production
MOL согласился обсудить усилия и
успехи компании в различных регионах, а также проблемы, связанные
со снижением добычи в стране.
Вопрос. Какие программы разведки и разработки (exploration and
development – E&D) компания наметила реализовать в 2010 г. в Венгрии и за ее пределами?
Ответ. В 2010 и 2011 гг. MOL запланировала реализовать программы в Центральной и Восточной
Европе, а также проекты, фокусирующие внимание на сокращении
добычи в стране. Это будет осуществляться посредством интенсификации добычи на нескольких месторождениях и, в то же время началом
добычи на недавно открытых месторождениях. Проекты включают бурение и/или тестирование от 8 до
12 разведочных скважин ежегодно с
целью расширения ресурсной базы,
Вопрос. Как Вы считаете, небольшие запасы Венгрии являются
следствием геологических особенностей или потенциала региона?
И есть ли возможность увеличить
извлекаемые запасы?
Ответ. Действительно, геологическая структура и нефтегазоносная система региона достаточно сложная. За прошедшие 80 лет,
большинство территорий страны
было изучено. Крупнейшие нефтяные и газовые месторождения
страны имеют извлекаемые запасы свыше 100 млн брл (нефтяного эквивалента) и были открыты в период между 50-ми и
80-ми годами. Эти месторождения
уже зрелые и нуждаются в методологиях повышения добычи, некоторые из них имеют более низкий
ресурсный потенциал. Однако, с
разработкой современных методов
в ближайшей перспективе возможно
увеличение экономически извлекаемых запасов. По данным масштабной
разведки, в 2005 г. в регионе находится ряд небольших месторождений с
почти 70%-ными извлекаемыми запасами. Кроме того, Венгрия обладает
значительным потенциалом нетрадиционных запасов углеводородов
(по сравнению с потенциалом традиционных ресурсов в пяти основных
бассейнах). На некоторых участках
мы уже приступили к реализации нескольких пилотных проектов тестирования потенциала, на основании
которого в ближайшие десять лет
можно планировать добычу.
Вопрос. Какие технические проблемы необходимо преодолеть для
увеличения потенциала углеводородов?
Ответ. Из-за того, что большее
число месторождений региона зрелые и геологическая структура басс.
Паннониан достаточно сложна, в последние годы наиболее острая проб-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
лема заключается в распространении
опыта, накопленного в процессе исследований и реализации проектов
увеличения добычи и методов разработки сложных геологических
структур, применении комплексной
сейсмической оценки и моделирования пористости. Мы создали методику комплексного моделирования
поверхности и подземных систем,
а также оценки характеристик пласта с целью оптимального проектирования скважин. В 2007 г. MOL
создала подробную модель EOR and
EGR (enhanced oil and gas recovery),
на основе которой создается проект
восстановления добычи в регионе,
цель которого – управление запасами, стимулирование добычи, повышение оптимизации операций и т.д.
Вопрос. Как правительство
Венгрии относится к проведению
E&P-операций?
Ответ. В Венгрии разработаны
природоохранные нормативы, которые распространяются и на добычу полезных ископаемых. Разработка ресурсов осуществляется
полностью в соответствии с законодательством и требованиями ЕС.
В последние годы некоторые позиции нормативов были изменены в
связи с разработкой геотермальных
скважин, а также, для регулирования капитальных вложений.
Вопрос. Каковы на Ваш взгляд
перспективы развития нефтегазовой отрасли региона в ближайшие
пять лет?
Ответ. В соответствии с последним прогнозом, большинство нефтегазовых месторождений, разрабатываемых MOL, находятся в фазе
зрелости, с естественным спадом
добычи в результате истощения
запасов. По оценкам специалистов,
добыча сырой нефти и природного
газа (доказанных запасов) к 2010 г.
сократится на две трети. Тем не
менее, мы прилагаем значительные усилия, чтобы предотвратить
этот спад, включая расширение
37
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
масштабов разведки, применения
инновационных технологий увеличения добычи и т.д.
Вопрос. В настоящее время MOL
реализует ряд E&P-программ в России, Казахстане и Пакистане. Вы не
расскажете об этих проектах?
Ответ. В России MOL проводит
операции в двух регионах (в ВолгоУральском бассейне и Западной
Сибири), выступая оператором
трех проектов Baitugan, Surgut-7 и
Matjushkinsky в лице 100 %-ных дочерних компаний. MOL создал совместное предприятие с компанией
Russneft, владеющей лицензией на
добычу на месторождении Западный
Малобалык. Компания приобрела
50 %-ную долю активов месторождения в 2002 г. В настоящее время добыча составляет 13 тыс. брл/сут нефти. В последние годы мы приобрели
ценный технический опыт, который
применяем во всех E&P-операциях в
России. После проведения разведки
на участке Байтуган в 2006 г., расположенном в Волго-Уральском бассейне, была разработана и реализована
интенсивная восстановительная программа, результатом которой стало
бурение 52 скважин. На сегодняшний день, добыча увеличена с 1800 до
4400 брл/сут. Реализуя активные восстановительные программы мы планируем увеличить добычу до более
10 тыс. брл/сут. На участке Матюшкинский, расположенном в Западной
Сибири, в результате нашей успешной разведочной работы в 2008 г.
было открыто два месторождения.
Добыча углеводородов увеличилась
почти в три раза до 3000 брл/сут.
Успешно были проведены операции и на участке Сургут-7, с двумя
успешными разведочными скважинами. MOL нашла нефть в пластах
юрского возраста.
В Пакистане, MOL осуществляет операции десятый год подряд.
2009 г. стал для компании особенно успешным: из14 скважин, пробуренных на сегодняшний день, в
10 были найдены запасы углеводородов. Компанией было сделано четыре самостоятельных открытия –
месторождения Манзалай, Макори, Мамихел и Марамзай в блоке
Таль. На месторождении Манзалай в ноябре 2009 г. была сдана в
эксплуатацию централизованная
перерабатывающая установка,
38
обеспечивающая переработку газа
в размере 6 % от совокупного объема Пакистана. В дальнейшем планируется инвестирование разработок трех других блоков – Маргала,
Северного и Карак. Это обеспечит
значительное увеличение запасов
углеводородов региона.
В казахстанском блоке Федоровское, который находится к западу
от гигантского месторождения Карачаганак, MOL владеет 27,5 %-ной
долей активов. После открытия,
сделанного MOL в 2008., в 2009 г.
была проведена успешная первоначальная оценка запасов, доказав
наличие значительного потенциала природного газа и конденсата.
В ближайшее время планируется
провести пробную добычу с целью
более точной оценки потенциала.
Вопрос. Каковы перспективы
MOL по проведению E&P-операций
в других регионах?
Ответ. MOL планирует проведение разведочных операций, а
также разработку и добычу в Центральной и Восточной Европе, на
Ближнем Востоке, в Центральной
Азии, а также в северной и западной частях Африки. В настоящее
время MOL осуществляет добычу
в Венгрии, Хорватии, России, Сирии, Египте и Пакистане, проводя
разведочные работы в пятнадцати
странах. MOL постоянно проводит
разведочные работы и в своем регионе. Мы реализуем ряд проектов по
оценке потенциала, основываясь на
75-летнем опыте проведения разведки с помощью гибкого финансирования, структурирования, разработки альтернативных решений и т. д.
В 2009 г. компанией совместно с
Wood-Mackenzie было сделано одно
из 10 крупнейших открытий в мире.
В Курдистане (Ирак), в блоке Шайхан было открыто месторождение
тяжелой и легкой нефти, конденсата и газа. На этом участке было
найдено четыре продуктивных пласта с добычей нефти 7000 брл/сут,
газа 21 млн фут3/сут и конденсата
6000 брл/сут. Кроме того, в декабре
2009 г. мы приступили к бурению
разведочной скважины Bijell-1 в
блоке Акри-Биджел. В мае 2009 г.,
MOL приобрела 10 %-ную долю
активов Pearl Petroleum Limited,
которая ведет операции на месторождениях газа и газоконденсата
Хор Мор и Чемчемал. MOL Group
также осуществляет операции в
Сирии, Египте, Анголе, Намибии,
Камеруне, Омане, Индии, Йемене
и Иране, реализуя ряд проектов разведки и добычи.
Вопрос. С какими техническими проблемами сталкивается
компания в процессе реализации
E&P-проектов и добычи в Венгрии
и других регионах?
Ответ. В Венгрии основные проблемы связаны со сложной геологической структурой региона, в частности бассейна Паннониан, включая
НТНР-условия на большой глубине,
которые требуют комплексного
подхода к планированию бурения
и применению каротажа, газового
каротажа, а также специальных буровых растворов. Ключом к успеху
является тесное сотрудничество
между MOL и сервисными компаниями и использование новейших
технологий. Еще одной проблемой
является нагнетание СО2 в глубокие
газоконденсатные месторождения, в
рамках проектов CCS. В результате
масштабного и комплексного моделирования определяются дополнительные возможности повышения
нефтеотдачи пластов, применения
методов EOR и EGR. В международной практике, MOL сталкивалась с различными геологическими
условиями практически в каждом
регионе, в котором осуществляет
операции. В Пакистане, мы столкнулись с проблемой низкого качества
сейсмических журналов из-за сложной геологии и местности, которая
может быть решена путем проведения более точных исследований,
применения широкоазимутальной
разведки, инновационных технологий обработки результатов, таких
как мульти-фокусировка.
В России, мы сталкивались с
проблемой, связанной с суровыми климатическими условиями,
такими как низкие температуры,
толстый снежный покров зимой и
слякоть, болотистая почва в летний,
весенний и осенний периоды. Все
это требует применения особых
технологий и методов, а также времени. Кроме того, возникла проблема со связью в труднодоступных
пластах, где необходимо было применить горизонтальное бурение,
стимулирование (в частности, ГРП)
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 • июль 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
и закачку воды в пласт с целью увеличения добычи.
В Казахстане из-за высокого содержания в добываемом газе сероводорода приходилось разрабатывать
технически адекватные решения
для обработки отходов серы.
Вопрос. Почему MOL осуществляет так много операций (по сравнению с другими международными
компаниями) в странах бывшего
СНГ?
Ответ. В нашем регионе мы располагаем лишь незначительными
возможностями увеличения запасов. MOL стремится обеспечить
максимальную отдачу от своей деятельности. Чтобы осуществлять
разработку и добычу запасов нефти
и газа, нам приходится реализовывать проекты во многих регионах,
принимая во внимание не только
потенциал, но и риски.
Zoltán Áldott (З. Элдотт), вице-президент отделения Exploration and Production компании
MOL. В период 1990–1991 гг. и в 1992–1995 гг.
он работал менеджером Creditum Financial
Consulting Ltd. и Eurocorp Financial Consulting Ltd.
В 1995–1997 г. он занимал должность менеджера Privatization Department MOL. В 1997–1999 гг.
г-н Бldott был назначен на должность руководителя Capital Markets затем Strategy and Business
Development. В начале 2010 г. он был назначен
на пост Председателя Правления Совета INA d.d,
хорватского отделения MOL.
ДАНИЯ: ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ПЛАНЫ MAERSK O&G
M. Kelstrup, Maersk Oil & Gas
ных скважин и нагнетания СО2 как с
целью повышения добычи, так и снижения выбросов углекислого газа.
Maersk Oil & Gas осуществляет
добычу в Дании, Катаре, Великобритании, Алжире и Казахстане. Компания также проводит в этих регионах
геологоразведочные работы, а также
в других областях, таких как Ангола,
Бразилия, Норвегия, Оман и Мексиканский залив. Недавно компания
приобрела 25%-ную долю активов
Devon Energy на участке Джек в
Мексиканском заливе, а также владеет различными долями активов
на других участках региона. Morten
Kelstrup, вице-президент и руководитель по вопросам стратегии и экономики Maersk Oil & Gas, обсуждает
перспективные E&P-стратегии компании в Мексиканском заливе и других регионах. Он также рассматривает различные технические решения
повышения добычи в Европейском
регионе, в том числе в долгосрочной
перспективе, бурения горизонталь-
Вопрос. Планирует ли Maersk
приобретать доли активов Devon
Energy в разработке проекта Джек
в Мексиканском заливе?
Ответ. Мексиканский залив является одним из приоритетных регионов для Maersk Oil & Gas. С приобретением доли активов Devon в
проекте Джек и на участке Бакскин,
мы планируем расширять нашу активность в глубоководных регионах.
Мы по-прежнему ищем новые возможности в этой области, в качестве
оператора или участника проекта. В
дополнение к недавно приобретенной доле активов в проекте Джек и
проведении оценочных операций на
участке Бакскин центральной части
Залива, мы также имеем интересы в
ряде разведочных лицензий в центральной и западной части Мексиканского залива. Мы считаем, Мексиканский залив основным регионом
увеличения потенциала, поэтому
планируем расширять операции и в
дальнейшем. В настоящее время рассматриваются возможности увеличения активности компании в Мексиканском заливе, и, безусловно, мы
будем этого добиваться. Maersk Oil
& Gas является частью Группы AP
Moller-Maersk Group, и располагает
значительной финансовой базой для
долгосрочных инвестиций.
Вопрос. С какими проблемами
Вы можете столкнуться в процессе
разведки и добычи в глубоководной
части Мексиканского залива?
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
Ответ. Многие из этих проблем,
как и других регионах, где проводятся E&P-операции, связаны с
правильным пониманием характеристик пластов. Затраты всегда вызывают беспокойство, так же как и
период от открытия запасов до начала добычи. Но с использованием
наших интегрированных технических решений и опыта управления
проектами, мы сможем управлять и
глубоководными проектами; стать
опытными партнерами или операторами, что очень важно, учитывая
довольно жесткую конкуренцию в
Мексиканском заливе. В этом аспекте мы также надеемся стать оператором ряда глубоководных проектов
в Анголе, где в настоящее время
проводим оценку месторождения
Чиссонга, открытого в 2009 г.
Вопрос. Какие наиболее важные
E&P-проекты реализует или планирует Maersk Oil в ближайшей перспективе Северном море?
Ответ. Maersk Oil осуществляет
операции в Дании, Великобритании и Норвегии. В Великобритании,
мы сделали несколько важных открытий, таких, как месторождения
Калзен, Голден Игл, Пинк, Хобби
и Флайндр. В 2010 г. мы планируем начать бурение двух оценочных
скважин на месторождении Калзен.
Кроме того, мы работаем над планом комбинированной разработки
месторождений Голден Игл, Хобби
и Пинк, который должен быть готов
к концу 2010 г. Мы также планируем в течение года подготовить программу разработки месторождения
Флайндр. Наша активность в евро39
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
пейском регионе достаточно высока.
В Дании основная задача состоит в
замедлении спада добычи, связанного со зрелостью месторождений. С
помощью наших технических и оперативных возможностей нам удалось
достигнуть скорости восстановления
на 30 % и более в некоторых из этих
регионов. И мы намерены достигнуть
лучших результатов. Анализируя
наши инновационные решения, мы
считаем, что сможем осуществлять
добычу нефти еще на протяжении
многих лет. В Норвегии мы приобрели 70 % активов по лицензии PL431, в
том числе на месторождении T-Рекс.
Наша задача в этом регионе заключается в применении технологий повышения добычи благодаря проведению разведочных операций. В общей
сложности, мы имеем интересы примерно в 10 норвежских разведочных
лицензиях. Мы видим, какие усилия
прилагает Норвегия для повышения
добычи и готовы применить свои
технологии, чтобы помочь решить
эту задачу. В целом, мы видим много
возможностей для компании в Северном море.
Вопрос. Столкнулась ли компания Maersk с проблемой спада
добычи в Северном море, и какие
усилия прилагаются для решения
этой проблемы?
Ответ. Некоторые из наших месторождений в Дании разрабатываются на протяжении более 30 лет, и
сейчас мы сталкиваемся с проблемой
естественного снижения добычи в
этих регионах. Однако мы прилагаем все усилия, чтобы затормозить
сокращение добычи и продлить жизненный цикл этих месторождений,
например, применяя инновационные
технологии стимулирования добычи
и заканчивания скважин, а также исследования возможностей повышения нефтеотдачи пластов благодаря
нагнетанию СО2. Мы заключили
соглашение с финской компанией
Fortum and Teollisuuden Voima (TVO)
о проведении предварительных исследований возможности нагнетания
СО2 в пласты. Мы находимся еще на
ранней стадии исследований, но уже
многие политические и финансовые
круги поднимают вопрос об улавливании углерода и секвестрации СО2 в
промышленных масштабах, поэтому,
я считаю, что этот проект вполне может стать реальностью. Мы считаем,
что это перспективная технология
для повышения отдачи на зрелых месторождениях с целью продления их
жизненного цикла.
Вопрос. Maersk Oil в Северном
море и Катаре имеет дело в основном с пластами с низкой проницаемостью, меловыми отложениями
высокой пористости мела и известняком. Применение передовых
сейсмических методов обработки,
бурение протяженных горизонтального скважин (до 12 км) и технологии заканчивания скважин и
стимулирования добычи являются
ключом к техническому успеху. Будут ли эти технологии применяться
в США при бурении Мексиканского залива и в других регионах, где
Maersk осуществляет операции?
Ответ. Наш опыт, накопленный
в Северном море, и возможности
открыли нам дорогу к проведению
операций в Катаре. На протяжении
многих лет, мы занимаемся дальнейшим развитием и усовершенствованием наших передовых технологий
обработки сейсмических данных,
сверхпротяженного горизонтального бурения, заканчивания скважин
и стимулирования добычи. Это в
значительной степени помогло при
разработке технологий восстановления добычи углеводородов. Забегая
вперед, мы также ориентированы
на глубоководные операции, например, в Анголе и США. В Мексиканском заливе наш опыт будут очень
важны в сочетании с конкретными
задачами.
Morten Kelstrup (М. Келструп), вице-президент и
руководитель отделения Strategy and Economics
Maersk Oil & Gas. До назначения на эту должность
в 2007 г. в период с 2001 по 2007 гг. он занимал
должность руководителя коммерческого отдела.
Сотрудничать с компанией Maersk Oil & Gas в качестве менеджера по продажам в коммерческом
отделе г-н Kelstrup начал в 1998 г. До прихода в
Maersk Oil & Gas, он занимал должность менеджера по развитию бизнеса в Тexaco Gas and Power в
Лондоне и Хьюстоне. В период с 1997 по 1998 гг.
г-н Kelstrup работал в Danish Oil and Natural Gas
(DONG). Г-н Kelstrup имеет степень бакалавра и
магистра по экономике и управлению бизнесом,
полученные в Aarhus Business School в Дании, а
также степень магистра по деловому администрированию в University of Chicago Graduate School
of Business.
ПРИБОР ДЛЯ КОНТРОЛЯ КОРРОЗИИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
P. Grouzen, D. Bax, Shell Global Solutions
T. Rea, I. Taylor, Shell UK E&P
Северное море представляет собой давно разрабатываемый регион
с хорошо развитой инфраструктурой, где требуются значительные
инвестиции для максимального увеличения экономически оправданной
добычи нефти и газа. Существенная
часть этих инвестиций необходима
для продления срока эксплуатации
морских сооружений и береговых
установок, и во многих случаях для
того, чтобы обеспечить безопасную
и эффективную эксплуатацию на
более длительный период, чем это
40
первоначально предусматривалось
в 70-ые годы.
Помимо того, что в целях безопасности и продолжения добычи
приходится контролировать состояние активов и оборудования
сотен скважин региона, также необходимо соблюдать требования защиты окружающей среды. По мере
воздействия на конструкции или
оборудование неблагоприятных
условий, их состояние постепенно
ухудшается. Например, обсадные
колонны могут корродировать, что
при наихудшем варианте может
привести к их выходу из строя. В
связи с этим в течение последних
нескольких лет компания Shell
Global Solutions тесно работает с
Shell UK E&P над программой контроля и оценки целостности большинства своих скважин.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРУДНОСТИ
Контроль обсадных колонн представляет собой серьезную техническую проблему, поскольку коррозия
в морских скважинах происходит
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 • июль 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
Скважина со значительным уменьшением
толщины стенки
Уменьшение
толщины стенки
Толщина стенки, мм
Толщина стенки, мм
Скважина без уменьшения толщины стенки
Расстояние от верхней части направления, м
Расстояние от верхней части направления, м
Рис. 1. Примеры данных РЕС: а) направление без уменьшения толщины стенки; b) сильная
коррозия направления. Самый высокий астрономический прилив (highest astronomical tide –
HAT) и самый низкий астрономический прилив (lowest astronomical tide – LAT) показаны
пунктирными линиями
в первую очередь на интервале в
море между двумя вертикальными
колоннами: кондукторной обсадной
колонной (кондуктором) и внешней
направляющей обсадной колонной
(направлением). Они являются ответственными узлами скважины.
Направление защищает водоотделяющую колонну от поперечных сил,
вызываемых морскими течениями и
волнами, а кондуктор воспринимает
нагрузку устьевого оборудования,
подводной фонтанной арматуры и
внутренних обсадных колонн. Пространство между кондуктором и направлением называется кольцевым
пространством D и обычно заполнено рассолом или морской водой.
В кольцевом пространстве граница
раздела между водой и воздухом
представляет собой область, наиболее склонную к коррозии. Сильная
коррозия ослабляет направление
так, что оно уже больше не может
нести свою расчетную нагрузку и
сминается. Передача дополнительной нагрузки направлению может
привести к его оседанию, поскольку
оно не предназначено для восприятия этой нагрузки. Более того, выкидные линии скважин могут разрушаться, что приводит к выпуску газа
при оседании устья скважины.
Доступ к этому месту для контроля без прекращения эксплуатации скважины чрезвычайно
затруднен, особенно при использовании зондов. До начала 2000-ых
годов системы для оценки коррозии и уменьшения толщины стенки в узком кольцевом пространстве
скважины не существовало. Компания Shell UK E&P рассмотрела
несколько методов контроля: ультразвуковой, радиографический,
электромагнитный объемный и
импульсный вихревой ток (pulsed
eddy current – PEC). Предпочтение
было отдано технологии контроля
РЕС, поскольку у всех остальных
методов были ограничения для применения в скважине.
ТЕХНОЛОГИЯ D-PEC
Было ясно, что для масштаба
работы по контролю обсадных колонн необходим прибор, который
мог выполнить свое назначение с
минимальными перебоями в добыче и ограничениями работ на платформе при приемлемых затратах,
учитывая число скважин, подлежащих обследованию.
Технология РЕС хорошо отработана для обнаружения коррозии
на незаглубленных трубопроводах
и других конструкциях. Для возбуждения вихревых токов в обследуемой стали в ней применяется
импульсное магнитное поле. Технология РЕС определяет толщину
стенки трубы путем измерения затухания вихревых токов (рис. 1).
Инженеры по контролю могут применять эту технологию даже тогда,
когда трубы покрыты грязью, окалиной, отложениями или продуктами коррозии.
Работая с компанией Shell
Global Solutions, Shell UK E&P разработала метод контроля скважины
D-PEC, который основан на технологии РЕС и дает возможность
компаниям-операторам оценить
кольцевое пространство D на предмет коррозии без прекращения
эксплуатации скважины. Адаптация технологии РЕС для контроля
скважины включала в себя минимизацию размеров зондов прибора,
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
разработку метода контроля положения прибора и определение метода контроля прибора при слепом
размещении в заполненном флюидами кольцевом пространстве.
При использовании традиционных методов контроля коррозии
скважины возникают проблемы,
связанные с шероховатой поверхность стали в связи с отложениями
продуктов коррозии и/или соли.
При использовании технологии РЕС,
которая может измерять толщину
стенки через отложения без контакта датчика с поверхностью стали
проблем зафиксировано не было. В
технологии РЕС для возбуждения
сигнала в стали на расстоянии от нее
50 мм применяется сильный электрический ток. Время затухания этого
сигнала используется для определения толщины оставшейся стали.
Прибор РЕС, спроектированный
для размещения в кольцевом пространстве D, полностью отвечает
требованиям контроля обсадной
колонны. Бригада из двух человек
проводит обследование РЕС с использованием портативной установки, при этом доступ к кольцевому пространству относительно
легок (рис. 2). Обследование может
быть выполнено в течение шести
часов, а достоверность результатов проверена прямо на месте.
Если имеется какая-то неопределенность в отношении результатов,
может быть выполнено повторное
обследование, но до сих пор в этом
не было необходимости, поскольку
качество данных всегда было высокое. При этом скважина постоянно
оставалась в эксплуатации.
Технология РЕС обеспечивает точные данные об уменьшении
толщины стенок даже тогда, когда
оборудование относительно стенок
идеально не отцентрировано. Как и
в любом методе неразрушающего
контроля было важно подтвердить
результаты РЕС. На некоторых месторождениях направляющие колонны извлекали на поверхность во
время ликвидации скважин, чтобы
дать возможность измерить толщину стенки ультразвуковым методом для сравнения с результатами
РЕС. Результаты измерений РЕС,
полученные на месторождениях в
море, соответствовали результатам
ультразвуковых измерений в пределах ±10 % для кондуктора и ±15 %
41
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
Устье
Прибор РЕС
Направление
Кондуктор
Промежуточная
обсадная колонна
Эксплуатационная
обсадная колонна
НКТ
Прибор РЕС
Зонд РЕС в кольцевом
пространстве D
Окно доступа, 4•
Доступ в верхней части
Контроллер для телекамеры
Рис. 2. Контроль кольцевого пространства D с помощью специального прибора РЕС
для направления (два стандартных
отклонения).
РЕЗУЛЬТАТЫ
В программе контроля было четко определено, где требуются исправительные меры, и где в них нет
необходимости. Места уменьшения
толщины стенок, обнаруженные
на корродированных кондукторных колоннах, обычно находились
вблизи поверхностей раздела флюидов в кольцевом пространстве D.
В большинстве случаев они соответствовали области между самым
высоким и самым низким астрономическим приливом. Коррозию
было наглядно видно на интервале,
рассоложенном на глубине 0,6–
3 м, и она была равномерно распределена по окружности.
Обследование показало, что
было невозможно прогнозировать,
какие скважины будут подвергаться коррозии, а какие нет. Коррозия,
по-видимому, не зависела напрямую от возраста скважины или других факторов, например, рабочей
температурой или сообщением с
морской водой.
МЕРЫ ПО НЕЙТРАЛИЗАЦИИ
КОРРОЗИИ
Существуют различные способы борьбы с угрозой кислородной
коррозии кондуктора, такие, например, как ингибирование влияния
рассола в кольцевом пространстве
D или увеличение уровня цементирования в кольцевом пространстве
D от уровня дна моря до верхней
части направления.
42
Еще одной контрмерой является заполнение до верха кольцевого
пространства D биоцидным рапсовым маслом. Рапсовое масло плавает на поверхности морской воды и
покрывает наружную поверхность
кондуктора и внутреннюю поверхность направления и ограничивает
или предотвращает дальнейшую
коррозию.
Кроме того, контроль различных
интервалов вблизи устья скважины
может осуществляться непосредственно на месте, что позволяет получить информацию о возникновении коррозии на ранних стадиях.
ВАРИАНТ С КОЛЬЦЕВЫМ
ПРОСТРАНСТВОМ
Помимо обсадной и направляющей колонн коррозии также подвергаются внутренние направляющие или центраторы в кольцевом
пространстве D. Иногда они могут
подвергаться сильной коррозии до
степени разрушения в результате
изменяющихся поперечных нагрузок. Разрушенные компоненты
могут скапливаться на верхней части и блокировать кольцевое пространство D.
Группа контроля обнаружила, что в некоторых случаях доступ к кольцевому пространству
D осложнился. Это обстоятельство
побудило группу разработать модифицированную систему контроля
РЕС, которая могла обеспечить доступ к кольцевому пространству
С в качестве альтернативы и при
этом способна обеспечить доступ
к кондуктору. В этом случае зонд
вводится с помощью лубрикатора
через открытый клапан кольцевого
пространства С. Дело осложняется еще и тем, что оборудование для
контроля кольцевого пространства
С не только необходимо вводить
под действием силы тяжести в обход препятствий, но также работать
безопасно в содержащем углеводороды кольцевом пространстве С.
Поэтому была предусмотрена
минимизация размеров исходного
датчика РЕС, чтобы он был чувствителен к ориентации и безопасен.
Кроме того, разработали метод борьбы с препятствиями при размещении датчика на стальной поверхности. Для этого была спроектирована
конструкция, аналогичная зонтику.
В закрытом состоянии датчик спускается в кольцевое пространство
С, минуя любые препятствия, до
нужной высотной отметки. Затем он
открывается в требуемом положении. Проводятся измерения, датчик
закрывается и буксируется в другое
выбранное положение.
Сверхтонкий прибор состоит из
цепи длиной 500 мм, соединенной
с зонтиком длиной 50 м, который
вводится в скважину с помощью
лубрикаторной системы. Цепь содержит два миниатюрных зонда
РЕС и механическую систему позиционирования («выталкиватели»
и «усы»). Конструкция цепи дает
возможность зонду РЕС соединяться и следовать 90-градусному повороту в кольцевое пространство С.
Открывающий механизм системы
позиционирования запускается с
помощью миниатюрного химического таймера.
Зонд С-РЕС представляет собой
хорошую альтернативу зонду для
кольцевого пространства D тогда,
когда это пространство блокировано или когда оператор не хочет
сверлить боковые окна доступа в
стенке направления, верхняя часть
которого контактирует с устьем.
Зонд для кольцевого пространства С
также дает дополнительную информацию о целостности промежуточной обсадной колонны в результате
применения параллельных зондов
позиционирования.
В методе РЕС для кольцевого
пространства С применяются два
зонда (параллельно), и следовательно он может одновременно
контролировать кондуктор и про-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 • июль 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
Клапан в кольцевом
пространстве С, открыт
Лубрикатор, 600 мм
Лубрикатор, 600 мм
Шлангокабель
зонда РЕС
Прибор РЕС
Прибор РЕС
Зонд РЕС внутри
кольцевого пространства С
Рис. 3. Контроль РЕС через кольцевое пространство С
межуточную обсадную колонну.
Применение этого зонда является более сложной операцией
ввиду необходимости вводить его
в пространство с повышенным
давлением. Хотя на практике при
проведении обследования давление в кольцевом пространстве С
стравливают до нуля (до сих пор
существует требование иметь оборудование для полного контроля
давления с целью его поддержания). Бригадам, работающим с
лубрикатором, необходимо подсоединять специально спроектированный лубрикатор (с ручным
управлением) к клапану в кольцевом пространстве С (рис. 3).
Зонд РЕС в кольцевом пространстве С дал возможность
контролировать скважины, которые в противном случае не могли
контролировать через кольцевое
пространство D. Компания Shell
UK E&P в феврале 2008 г. успешно
завершила программу контроля
кольцевого пространства D на более чем 340 скважинах в северной
части Северного моря. Затем в течение 2008 г. был разработан зонд
для кольцевого пространства С и в
2009 г. были проведены дополнительные измерения РЕС в кольцевом пространстве С.
ВЫВОДЫ
Возможность для компанийоператоров активно и легко контролировать коррозию обсадных
колонн без прекращения эксплуатации скважин приносит значительную коммерческую выгоду.
Информация о сохранности скважин позволяет лучше планировать
их остановку и более точно прогнозировать добычу.
К преиуществам можно отнести
сэкономленную добычу и предупреждение неоправданных дорогостоящих исправительных мер на
некорродированных скважинах.
Регулярные проверки состояния
скважин с точки зрения коррозии
также помогают компаниям планировать более нацеленные и экономически эффективные программы
капитального ремонта и сосредоточиться на тех скважинах, которые требуют срочного внимания
и ремонта. Помимо значительной
потенциальной экономии затрат
существенно сокращаются риски,
связанные с охраной труда, безопасностью и охраной окружающей
среды.
Paul Crouzen (П. Кроузен) имеет степень кандидата наук по ядерной физике, полученную в
Университете Гронинген в Нидерландах. Последние 10 лет является руководителем группы
по разработке технологии РЕС для добывающей
и перерабатывающей отрасли. Работает в Shell
с 1987 г. в исследовательском центре в Амстердаме.
Diederick Bax (Д. Бакс) получил степень магистра
по технологии добычи нефти в Делфтском технологическом университете и степень бакалавра
в Международном институте по развитию менеджмента в Лозанне, Швейцария. В Shell Global
Solutions возглавляет группу по развитию бизнеса для заказчиков, не входящих в Shell.
Trevor Rea (Т. Реа) имеет степень бакалавра по
гражданскому строительству, полученную в
Абердинском университете и степень магистра
по технологии добычи нефти, полученную в
Университете Хериот-Уатт в Эдинбурге, Великобритания. Работает в Shell UK E&P с 2001 г.
Ian Taylor (Ян Тейлор) получил степень магистра
по химическим технологиям в Кембриджском
университете. Работает в Shell UK E&P с 1986 г.
Последние два года является руководителем
группы по сохранности скважин в Европе и Великобритании.
РАЗРАБОТКА «ЗЕЛЕНЫХ» ИНГИБИТОРОВ КОРРОЗИИ
ДЛЯ СЕВЕРНОГО МОРЯ
G. Nelson, A. MacDonald, Clariant Oil Services
Применение химических ингибиторов является эффективным
методом борьбы с коррозией в нефтегазовой отрасли. Важную роль
играют не только характеристики
ингибиторов коррозии, но и ряд
дополнительных параметров, а
именно тенденция к образованию
эмульсии, тенденция к пенообразованию и воздействие на окружающую среду.
Выполнение и превышение недавно разработанных и как никог-
да более строгих требований природоохранного законодательства
продолжает оставаться проблемой
для химических сервисных компаний. В прошлом часто происходило
ухудшение характеристик тогда,
когда основа ингибиторов коррозии становилась более «зеленой»
путем введения компонентов с
большим биохимическим разложением. Проблема заключалась в
разработке продуктов, обеспечивающих высокое биохимическое
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
разложение и низкую токсичность,
а также характеристики ингибиторов коррозии, сопоставимые с традиционными ингибиторами.
Во всех странах, предоставляющих лицензии на эксплуатацию в
Северном море (Великобритания,
Норвегия, Дания и Нидерланды),
имеются надзорные органы, которые требуют экологического испытания и регистрации всех химических реагентов, используемых в
море, включая ингибиторы корро43
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
зии. Ряд испытаний должны быть
выполнены на исходном сырье для
ингибиторов для того, чтобы оценить способность к биохимическому
разложению, токсичность и биоаккумулирование. Однако надзорные
органы по-разному интерпретируют результаты испытания и, следовательно, по-разному определяют
средства ранжирования. Разработка
новых продуктов должна учитывать
законодательный контроль во всех
странах, чтобы обеспечить возможности их широкого применения. Помимо ведомственных нормативных
актов компании-операторы могут
иметь свои собственные требования
к продуктам.
Еще одной важной проблемой,
требующей внимания с точки зрения всех новых и применяемых химических реагентов, являются нормы Европейской комиссии REACH
(регистрация, оценка, разрешение
и ограничение химических реагентов). Основными целями норм является защита здоровья человека и
окружающей среды от рисков, которые могут представлять химические
реагенты, внедрение альтернативных методов испытания, свободное
обращение субстанций на внутреннем рынке, повышение конкурентоспособности и инновации.
Введение норм повысило ответственность отрасли за оценку и
управление рисками, которые представляют химические реагенты, и за
предоставление потребителям соответствующей информации о безопасности. Нормы затрагивают все
субстанции, поступающие на рынок
ЕС. Нормы также касаются компаний в странах, не входящих в ЕС,
при экспорте субстанций в ЕС или
при покупке химических реагентов
у дистрибьюторов, находящихся в
ЕС. Компания Clariant поддерживает цели и внедрение этих норм.
В статье описывается разработка новых, экологически безвредных
ингибиторов коррозии, созданных
на основе аминокислотного ингибитора коррозии. Новые продукты
прошли обстоятельную оценку и
показали сопоставимые характеристики по сравнению с экологически
приемлемым продуктом прежнего
поколения и по сравнению с общепринятым продуктом, успешно применявшимся в течение более 17 лет
в Северном море.
44
МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДЫ
Была проведена оценка четырех
химических реагентов. Два продукта (А и В) относятся к классу
Gold с незаменимыми компонентами к классу Yellow в соответствии
с британскими/голландскими и
норвежскими/датскими нормами соответственно на основе нынешних норм этих стран. Третий
испытанный продукт для сравнения (С) относится к классу Red
в соответствии с норвежскими/
датскими нормами и классу Gold
с незаменимыми компонентами в
соответствии с британскими/голландскими нормами. Этот продукт
представляет собой «зеленый» ингибитор коррозии прежнего поколения, который только недавно
получил статус альтернативного
благодаря изменениям в британских нормах. Четвертый испытанный продукт (D) представляет
собой традиционный ингибитор
коррозии, который применяется
в Северном море в течение более
17 лет. Этот продукт относится к
классу Red в Норвегии и к классу
Silver с незаменимыми компонентами в Великобритании. Кроме
того, согласно внутренней классификации компании в Северном
море продукты А и В будут классифицированы соответственно как
Yellow (Y1) и Yellow (без классификации Y). Продукт В относится
к категории сложных составов.
ОЦЕНКА ХАРАКТЕРИСТИК
Оценка ингибиторов коррозии
проводилась в электрохимической
лаборатории с помощью целого
ряда тестов:
š водное линейное поляризационное сопротивление (linear
polarization resistance – LPR);
š LPR с разделением;
š вращающийся цилиндрический электрод (rotating cylinder
electrode – RCE) с предварительным разделением;
š сварочный тест с предварительным разделением.
Тесты проводились при температуре около 80 °С, при этом все
продукты дозировались в концентрации 50 млн–1. Тесты с разделением проводились с соотношением
вода/нефть 50/50.
Первый тест. Метод LPR часто
используют для отбора и ранжирования ингибиторов коррозии. В
данном случае для оценки общих
характеристик всех ингибиторов
тесты проводились только с использованием рассола. Результаты
показывают, что новые экологически приемлемые продукты А и В
показали сопоставимые характеристики с продуктами С и D, причем
все продукты показали более чем
98 %-ное ингибирование (табл. 1).
Второй тест. В этом тесте оценивается способность ингибиторов
отделяться от нефти в водную фазу
в трубопроводах с низкой турбулентностью и малой скоростью, как
это происходит в экспортных трубопроводах. Протоколы тестов ничем не отличаются от первого теста
с рассолом, однако поверх рассола
добавляется слой нефти, и ингибитор вводится в эту нефтяную фазу.
Новые экологически приемлемые
ингибиторы (продукты А и В) превзошли по своим характеристикам
продукт С. Продукт А показал защиту от коррозии очень близкую к традиционному ингибитору (продукт
D). В целом, характеристики можно
ранжировать как D > A > B > C.
Таблица 1. Результаты трех электрохимических тестов
Тест
Продукт
1
А
В
С
D
А
В
С
D
А
В
С
D
2
3
Средняя исходная коррозия, мм/год Средняя ингибированная Процент ингибирования, %
коррозия, мм/год
3,48
3,37
3,29
3,24
2,04
1,93
1,68
1,85
5,59
5,59
5,59
5,59
0,07
0,07
0,03
0,05
0,01
0,06
0,16
0,003
0,04
0,10
0,09
0,03
98,0
98,0
99,0
98,0
99,4
96,7
90,3
99,9
99,3
98,1
98,4
99,5
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 • июль 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
Таблица 2. Результаты четвертого теста
Продукт
Сварной шов
Пленка
А
В
С
D
0,0798
0,0007
0,0022
0,0042
0,0005
Гальванический ток, мА/см2
HAZ
Сегмент 1
–0,0124
–0,0025
–0,0024
–0,0105
–0,0006
Третий тест. В этом тесте исследуются результаты и выдаются
данные о стойкости пленки ингибитора коррозии. Тест проводился с
предварительным разделением, при
котором воду и нефть сильно встряхивали, и водную фазу отводили от
нефтяной фазы с рассолом. Как и в
предыдущем случае, продукт А показал сопоставимые характеристики с продуктом D. Продукт В показал сопоставимые характеристики
с «зеленым» ингибитором коррозии
предыдущего поколения. В целом,
характеристики в этом тесте были
A = D > B = C.
Четвертый тест. В этом тесте
измеряются скорости коррозии
LPR и плотности гальванического
тока между сегментами сварного
электрода. Основным объектом
наблюдения в этом тесте является
относительная полярность гальванических токов, особенно сварного гальванического тока. Если
сегменты сварного шва/зоны термического влияния (heat-affected
zone – HAZ) заимствуют катодный
ток или если этот ток небольшой, то
–0,0274
–0,0016
–0,0010
–0,0003
–0,0020
Сегмент 2
0,0187
0,0024
0,0014
0,0015
0,0025
опасность коррозии сварного шва
невелика.
В этом тесте для подготовки
сварного электрода использовался
сварочный материал с содержанием
1 % никеля. В тесте снова проводилось предварительное разделение;
нефть и вода встряхивались вместе
с ингибитором коррозии до проведения теста только с водной фазой.
Как и в предыдущем случае это позволяло оценить способность ингибиторов разделяться между нефтяной и водной фазами (табл. 2).
Продукты А и В оба превзошли по
своим характеристикам продукт С,
причем продукт А вновь показал сопоставимые характеристики с продуктом D.
ВЫВОДЫ
Компания Clariant Oil Services
разработала новые экологически
приемлемые ингибиторы коррозии на основе нового аминокислотного ингибитора со значительно улучшенными экологическими
характеристиками. В первом и во
втором тестах оба «зеленых» про-
дукта нового поколения превзошли
по своим характеристикам «зеленый» продукт старого поколения.
В более всесторонних третьем и
четвертом тестах продукт А показал сопоставимые характеристики
с традиционным ингибитором коррозии.
Два новых продукта классифицируются как Gold для Великобритании/Нидерландов и Yellow
для Норвегии/Дании. Продукт А,
в частности, показывает явно приемлемые высокие характеристики;
он является экологически приемлемой альтернативой традиционным
ингибитором коррозии. Основа для
новых ингибиторов производится
компанией Clariant, и будет иметь
полную REACH и нормативную
поддержку.
Andrew MacDonald (Э. Макдональд) работает в компании
Clariant в течение более 13 лет
на различных должностях.
Получив степень бакалавра с
отличием в Абердине, работал
в TR Oil Services химиком в
лаборатории гидратов. Затем
в отделе продаж химических
реагентов в крупной нефтяной компании в британском секторе Северного моря. В настоящее время руководит группой Integrity and Hydrocarbons в лаборатории
Application Development в Абердине.
Graham Nelson (Г. Нельсон) работает в компании
Clariant в течение более 4 лет. Получив степень
бакалавра с отличием в Абердине, до прихода в
Clariant Oil Services в 2006 г. работал в консалтинговой компании. В настоящее время работает старшим химиком в группе в лаборатории
Application Development компании в Абердине.
ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ПЕРСОНАЛА
НА ПЛАТФОРМАХ СТАТФЬОРД
S. Thorsen, Statoil
D. Woodbridge, S3 ID
Месторождение Статфьорд компании Statoil расположено примерно в 80 милях ( 1 миля = 1,609 км)от
побережья Норвегии и представляет
собой крупное, вытянутое в трансмедианном направлении нефтегазовое месторождение, что означает,
что оно пересекает границу между
норвежским и британским секторами в Северном море. При этом около
15 % месторождения расположено
в водах британского континентального шельфа. Это одно из крупнейших месторождений в этом секторе;
максимальная добыча на месторождении превышала 700 000 брл/сут.
Нефть загружается в море и отправляется непосредственно на НПЗ, а
газ транспортируется по трубопроводу Statpipe в материковую Норвегию и через месторождение Брент в
Великобританию.
Месторождение Статфьорд
разрабатывается с помощью трех
стационарных бетонных эксплуатационных платформ Condeep, а
именно Statfjord A, B и C. Вес каждой платформы включает 250 000 т
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
бетона и около 40 000 т палубных
конструкций, также имеются производственные помещения для
более чем для 1000 человек. Располагая такой крупной морской
инфраструктурой и беспокоясь о
безопасности и здоровье персонала, компания Statoil решила в
2006 г., что для повышения готовности к чрезвычайной ситуации
на месторождении ей необходима
электронная система регистрации
персонала (personnel registration
system – PRS).
45
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
ГОТОВНОСТЬ
К ЧРЕЗВЫЧАЙНОЙ СИТУАЦИИ
Компания Statoil планировала
разработать оптимальный и эффективный способ регистрации персонала при эвакуации, а также поддерживать людей на платформах в
состоянии постоянной готовности
к чрезвычайной ситуации и полностью информированной в реальном
времени. Для выполнения норвежских норм безопасности можно
было использовать общепринятые
методы переклички, которые требуют, чтобы весь персонал отчитался
в течение 20 мин, однако выполнение этого требования может быть
затруднено в критическом случае.
Компания Statoil стремилась
предотвратить риск человеческой
ошибки при перекличке, что может
снизить безопасность людей в критический момент из-за недостатков
отчетности. Задача заключалась в
том, чтобы улучшенная регистрация
персонала позволяла быстрее найти
пропавших работников и в то же время исключить неоправданные поисковые операции спасательных групп
в опасной зоне тех людей, которые
ошибочно числились пропавшими.
Предпочтение было отдано электронной PRS в связи с тем, что эта система не подвержена человеческой
ошибке в случае стресса, а также
потому, что надежный учет персонала мог быть получен в реальном
времени. Еще одним ожидаемым
преимуществом электронной PRS
стало то, что применение этой системы могло значительно сократить
время и, следовательно, затраты, связанные с возращением платформы в
эксплуатацию после переклички при
чрезвычайной ситуации.
Еще одним недостатком ручных
способов переклички на основе документов является время, потраченное на организацию переклички, и
создание после нее отчетов. При-
менение PRS приводит к экономии
времени благодаря сохранению
всех данных и автоматическому
созданию отчетов.
ЭЛЕКТРОННАЯ РЕГИСТРАЦИЯ
Компания Statoil выбрала PRS,
поставляемую компанией S3 ID, которая автоматически регистрирует
работников во время переклички с
помощью индивидуальных, работающих в радиодиапазоне идентификационных активных ответчиков,
которые выделяются всему персоналу. Ответчик носят при себе постоянно для того, чтобы работники,
прибывающие на свой выделенный
пункт переклички, могли быть обнаружены при прохождении антенн пункта переклички PRS.
Ответчик, используемый на месторождении Статфьорд, закрепляется на запястье и напоминает по
своим размерам и форме часы. Однако для членов бригад, которые не
могут носить такой ответчик, предусмотрен ряд бирок в виде карты.
Члены бригад получают ответчик на береговой вертолетной
площадке. PRS регистрирует уникальный идентификационный код
ответчика каждого работника. Когда на платформе начинается перекличка, член бригады регистрируется системой PRS всякий раз,
когда ответчик регистрируется на
выделенном пункте переклички.
В PRS применяются серверы
персональных компьютеров с конфигурацией двойного резервирования аппаратного обеспечения,
которые ведут запись базы данных
для всего процесса переклички на
платформе. Данные о перекличке
собираются с расположенных в
пунктах переклички считывающих
устройств ответчиков.
Ряд рабочих станций PRS, расположенных на платформах и береговой вертолетной площадке,
имеют доступ к информационным
экранам PRS. Экран показывает
сводные данные о перекличке, а
число отчетов сопоставляется с текущими или прошлыми данными. В
случае какого-либо происшествия
индивидуальные списки переклички или подробности происшествия
будут получены с помощью экрана
PRS и распечаток отчета.
На береговой вертолетной площадке имеются персональные
компьютеры с рабочей станцией
PRS, оснащенные программамираспределителями бирок ответчиков. Это позволяет сотрудникам
платформ получать ответчик и регистрироваться в PRS по прибытии
на вертолетную площадку. При возращении на берег система снимает
с регистрации каждого работника, и
ему вручается бирка. Чтобы обеспечить при необходимости распределение ответчиков, также предусмотрены персональный компьютер
рабочей станции и резервная система распределения бирок.
Система PRS компании S3 ID
работает на месторождении Статфьорд в составе системы готовности к чрезвычайной ситуации
компании Statoil в течение более
трех лет.
Svein Thorsen (С. Торсен) работает главным инженером в
Statoil и занимается связью
на эксплуатационных платформах Statfjord A, B и C.
Он участвовал во внедрении
электронной PRS и занимался
монтажом и вводом в эксплуатацию. Имеет богатый опыт
работы в нефтегазовом секторе, работая как на береговых, так и на морских
объектах.
Doug Woodbridge (Д. Вудбридж) работает руководителем группы сбыта и маркетинга в S3 ID. Он также
оказывает заказчикам экспертные консультационные
и технические услуги.
ИННОВАЦИОННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ОЧИСТКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ
I. Whyte, B. Coll, M-I Swaco
Один из операторов Северного моря планировал пробурить с
платформы скважину с большим
отклонением от вертикали, в которой в процессе бурения могли
46
возникнуть проблемы с очисткой
ствола скважины, а также потерей циркуляции в пласте и выше
пласта. Результаты исследования
успешного опыта использования
приводимого в действие шаром
клапана убедили компанию рассмотреть применение клапана
Well Commander компании M-I
Swaco.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 • июль 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ
ВОЗМОЖНОСТИ ИНСТРУМЕНТА
Клапан помогает удалять слои
шлама в сильно-отклоненных или
горизонтальных скважинах во время бурения. В открытом состоянии
он сбрасывает давление циркуляции выше инструментов небольшого диаметра в компоновке низа
бурильной колонны (КНБК) и в
ограничивающем поток оборудовании, таком, например, как гидравлический забойный двигатель
После циркуляции и увеличения
скорости в кольцевом пространстве
для удаления слоев шлама инструмент закрывается и бурение возобновляется до следующего раза,
когда это необходимо.
Клапан применяется для улучшения очистки ствола во время расширения скважины; размещения
материала для борьбы с поглощениями или жидкости для глушения
скважины; кондиционирования или
вытеснения скважинных флюидов
при больших расходах. При бурении горизонтальных скважин, бурении с отрицательным перепадом
давления в системе «скважинапласт» и бурении с регулированием давления инструмент дает
возможность размещать и удалять
жидкость для глушения скважины
в вертикальном участке ствола до
начала спускоподъемных операций
или дополнительного бурения.
Отверстия клапана способствуют ускорению промывки полостей
противовыбросового превентора
при больших расходах и правильном позиционировании. Наконец,
клапан можно использовать в качестве спуско-наливного переводника
в бурильной колонне, чтобы избежать свабирования или пульсации
в необсаженном стволе.
Расход и скорость в кольцевом
пространстве КНБК могут быть
ограничены, что препятствует эффективной очистке ствола скважины в процессе бурения или вытеснения скважинных флюидов.
Размер КНБК и концентрация материала для борьбы с поглощениями или материала для укрепления
ствола скважины, которые могут
закачиваться в проблемные интервалы, также могут быть ограничены. Клапан позволяет выполнить
необходимые операции путем байпасирования проходного сечения с
Рис. 4. Приводимый в действие шаром
клапан облегчает очистку ствола скважины
и другие буровые операции
помощью семи циклов открытия/
закрытия в одну спускоподъемную
операцию.
Большие расходы, возможные
при наличии больших отверстий инструмента, экономят время и деньги
при закачке материала для борьбы
с поглощениями/материала для
укрепления ствола скважины или
жидкости для глушения скважины
и сокращают время циркуляции при
вытеснении. Инструмент дает возможность легко спускать жидкость
в спусковых колоннах малого диаметра во время спускоподъемной
операции путем байпасирования
элементов КНБК. Кроме того, этот
инструмент обеспечивает проведение операций в наклонных скважинах и способствует экономии бурового раствора и соблюдению норм
экологической безопасности. Закачивать растворы и интенсифицировать циркуляцию можно именно
там, где хочет компания, без всякого
воздействия на КНБК, каротажные
приборы или долото.
Приводимый в действие шаром
клапан размещают выше чувствительных элементов КНБК, т.е. выше
приборов MWD и LWD, керноотборников или гидравлических забойных двигателей. Клапан позволяет организовать альтернативный
метод циркуляции для повышения
скорости в кольцевом пространстве
во время бурения или заканчивания
скважины. Это обычно делается для
того, чтобы предотвратить скопление шлама или его удаления, улучшения вытеснения флюидов или
упрощения обратной циркуляции.
Целесообразно также размещать
инструмент выше других инструментов с падающим шаром, например, выше расширителя.
Клапан также можно использовать для заполнения или опорожнения бурильной колонны во
время спускоподъемных операций
для того чтобы подавлять давление пульсации и свабирования и
ускорять спускоподъемные опера-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
ции путем минимизации выпуска
флюидов.
Инструмент можно спускать в
скважину или поднимать из нее
с закрытыми или открытыми отверстиями. Отверстия остаются в
одном и том же положении до тех
пор, пока инструмент не приводится в действие сбрасыванием шара
и подъема давления для смещения
циркуляционного отверстия. Для
открытия и закрытия отверстий в
инструменте используется рабочий
шар одного и того же диаметра, при
этом единственным ограничением
является емкость ловушки для шаров (14 шаров или семь циклов). Для
предотвращения потока флюидов
или отложения твердых частиц в
верхней части КНБК можно сбрасывать шар для перекрытия КНБК
меньшего диаметра. Этот шар вытесняется следующим рабочим
шаром.
Рабочие шары и шары для перекрытия КНБК собираются в ловушке для шаров, устанавливаемой
ниже инструмента. Перепускная
ловушка для шаров захватывает
шары на одной стороне внутреннего диаметра для облегчения позиционирования других инструментов
со сбрасываемым шаром ниже нее.
Это позволяет шарам меньшего
диаметра проходить через клапан
и ловушку для шаров.
Оригинальное устройство седла шарового клапана дает возможность шарам одного и того же
диаметра открывать и закрывать
инструмент, устраняя риск сбрасывания шара неправильного диаметра. Для открытия и закрытия
инструмента не требуется каких-то
специальных действий. Кроме того,
высокие скорости циркуляции не
приводят к преждевременному срабатыванию инструмента.
Клапан обычно спускают в
скважину в закрытом положении,
и он остается в недействующем состоянии в случае штатных буровых
работ. Когда возникает необходимость в циркуляции, сбрасывается
шар и насосом продавливается до
клапана. Когда рабочий шар садится в седло и создается давление, инструмент открывается. Повышенное давление продвигает шар через
седло шарового клапана, и наблюдается падение давления. Рабочий
шар вытесняется в ловушку для ша47
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
ров, и инструмент продвигается в
открытое положение.
При открытых циркуляционных
отверстиях можно затем увеличить
скорость нагнетания для того, чтобы вести промывку с большими
скоростями в кольцевом пространстве через открытые отверстия. В
открытом положении по-прежнему
происходит небольшая циркуляция
флюидов вокруг КНБК, обеспечивая его смазку. В этом положении
инструмент можно использовать для
нагнетания материала для борьбы
с поглощением или материала для
укрепления ствола скважины. Если
в результате нагнетания материалов
возникает опасность повреждения
каких-либо элементов КНБК, поток
к долоту можно перекрыть сбрасыванием шара для перекрытия КНБК
меньшего диаметра и окрашенного
в другой цвет. Этот же шар также
можно использовать для перекрытия потока к долоту.
Чтобы закрыть инструмент и
вновь восстановить поток через
КНБК, сбрасывается еще один рабочий шар и продавливается к седлу
шарового клапана. Когда шар садится в седло и создается давление, инструмент закрывается. Повышенное
давление продвигает шар через седло шарового клапана; наблюдается
падение давления. Как рабочий шар,
так и шар для перекрытия КНБК вытесняются в ловушку для шаров, а
клапан возвращается в свое первоначальное закрытое положение.
Перед возобновлением операций
необходимо некоторое время подождать, пока не снизится давление.
При бурении с регулированием
давления или бурении с отрицательным перепадом давления в системе
«скважина-пласт» инструмент можно открыть для вытеснения жидкости для глушения скважины перед
спускоподъемными операциями с
целью упрощения работ. Во время
спускоподъемных операций клапан может оставаться открытым для
того, чтобы не допустить свабирования. Он также может оставаться
открытым во время спускоподъемных операций для того, чтобы не
допустить пульсации и обеспечить
легкое заполнение колонны. Рабочий шар можно продавить насосом
для закрытия клапана и начала операций. Циклы открытия и закрытия
можно повторять в одном рейсе до
тех пор, пока ловушка для шаров не
будет заполнена. Ловушку можно
опорожнить на поверхности во время каждого рейса, а шары (если они
по-прежнему в исправном состоянии) можно повторно использовать в
последующих рейсах. Клапан можно
спускать в нескольких рейсах.
ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ
НА МЕСТОРОЖДЕНИИ
СЕВЕРНОГО МОРЯ
На одном из месторождений одна
компания сбросила в общей сложности в пяти рейсах 28 шаров, включая
сброшенные на поверхности шары
для функциональной проверки
инструмента при его спуске в скважину. 15 шаров сбросили в основной
инструмент в двух рейсах, а 13 были
сброшены в резервный инструмент
в трех последующих рейсах.
Оба инструмента использовали
главным образом для заполнения
колонны при спуске в скважину,
опорожнения колонны при ее подъеме из скважины или увеличения
скорости в кольцевом пространстве (когда это было необходимо).
Во время проведения операций не
было зафиксировано никаких серьезных проблем.
Клапан показал себя надежным
и функциональным инструментом
при его использовании в процессе
бурения с буровым раствором средней плотности. Было сэкономлено
почти трое суток, и затраты на буровой раствор также значительно
снизились.
Iain Whyte (Й. Уайт) старший
менеджер отдела развития
бизнеса в отделе специализированных инструментов
компании M-I Swaco. Закончил с отличием Университет
Глазго в Шотландии. Начинал
свою карьеру на Ближнем
Востоке в NL Baroid и занимал руководящие должности в Дании и Великобритании. Затем работал
в Anchor Drilling Fluids. В 1993 г. стал работать
в Milchem Drilling Fluids в Абердине, которая
позже стала Baker Hughes Inteq. Также работал
в Tetra Technologies, директором отдела продуктивности скважин и менеджером по развитию
бизнеса в SPS International в Абердине.
Brian Coll (Б. Колл) менеджер
отдела развития бизнеса в
отделе специализированных
инструментов компании M-I
Swaco. Работает в нефтяной
отрасли с 1996 г., начинал
инженером по скважинным
гироскопическим исследованиям в Gyrodata UK. В
2006 г. начал работать в SPS
International до слияния с M-I Swaco. Работает
в Абердине.
УЛУЧШЕННАЯ ОЧИСТКА СТВОЛА СКВАЖИНЫ
С БОЛЬШИМ УГЛОМ ОТКЛОНЕНИЯ
M. Adam, D. Coul, Omega Completion Technology
Клапан, приводимый в действие
по команде «sandface» (commandactivated sandface valve – CA-SFV),
обладает более высокой производительностью и обеспечивает улучшенную очистку ствола скважины,
прежде всего в скважинах с большим углом отклонения и в необсаженных стволах. На месторождении Клэр компании ВР в настоящее
48
время установлено 35 таких клапанов, при этом доля успешных попыток составила 1. Разработка клапана
от его проектирования до установки заняла пять месяцев, включая
технический анализ компании.
Клапан был разработан таким образом, чтобы удовлетворять требованиям компании ВР при минимальных временных затратах в процессе
селективной очистки/фонтанирования части пласта. Основным назначением клапана стало обеспечение
последовательной очистки части
пласта по всей длине скважины без
проведения ремонта или увеличения
времени бурения. Клапан приводится в действие сигналом распознавания давления; это также необходимо
для обеспечения работоспособно-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 • июль 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
сти раздвижной боковой дверцы
для возможности перекрытия в
будущем водоносных горизонтов в
стволе. В клапане имеется апробированный в промысловых условиях
механизм срабатывания таймера,
преобразователь и стандартная раздвижная втулка. В результате был
создан инструмент, являющийся
основой для нового метода заканчивания, который может применяться
в скважинах с большим углом отклонения на самых разных нефтяных
месторождениях.
ОБЗОР СКВАЖИН
Ранее на месторождении Клэр
скважины заканчивали с необсаженным стволом с хвостовиком,
устанавливаемым в нижней продуктивной зоне. Верхние две продуктивные зоны перекрывали пакерами и двумя раздвижными боковыми
дверцами (sliding side door – SSD),
спускаемыми открытыми, чтобы
обеспечить добычу и перекрытие в
будущем водоносных горизонтов.
Чтобы упростить каротажные исследования в необсаженном стволе, хвостовик устанавливали во
всей части пласта. Ранее было выяснено, что добыча из этих скважин
ограничивалась небольшими зонами. В скважинах с большим углом
отклонения наибольшая депрессия
обычно создается в самой нижней
секции (источник основной добычи). Усовершенствования в пуске
скважины увеличивают добычу.
И, что еще более важно, они обеспечивают доступ к запасам в зонах
месторождения, вскрытых скважинами, но из которых нефть не вытесняется в связи со вскрытием непродуктивной части в скважине.
Управление клапаном упрощено
и осуществляется одной функцией
открытия. Возможно также механическое открытие и закрытие. Ранее
в скважинах применяли только клапаны «sandface» со срабатыванием
от таймера. Компании же требовалась большая гибкость с точки зрения длительности открытия этого
клапана и обеспечения очистки. Для
приведения в действие нового клапана к нему посылается сигнал давления, который программируется
для распознавания. Под действием
этого сигнала скважина закрывается. Это достигалось путем повышения давления против электронного
башмака хвостовика (electronic liner
shoe – ELS), спускаемого на конце
колонны для заканчивания. Система ELS разрабатывалась одновременно с клапаном «sandface». ELS
спускается в открытом положении,
что обеспечивает циркуляцию в
хвостовике. Она программируется для запуска обратного отсчета
таймера и закрывается, как только
достигается запрограммированное значение гидростатического
давления в скважине. Клапаны
программируются для открытия
со ступенчатым временем открытия. Скважина вводится в эксплуатацию в самой нижней секции,
и затем через некоторое время для
периода очистки. После еще одного заранее запрограммированного
интервала времени открываются
нижние клапаны SFV, обеспечивая
очистку средней зоны. После еще
одного интервала времени открываются верхние клапаны SFV, обеспечивая очистку верхней зоны и
полную добычу из скважины.
РАЗРАБОТКА КЛАПАНА
Стимулом для разработки CASFV стали три фактора:
š ненадежность измерения времени пуска скважины и, следовательно, трудность в установке таймера SFV;
š необходимость в конструкции,
в которой можно исключить
применение стопорного клапана (это означает, что SFV должен открываться по уникальной команде с поверхности);
š необходимость исключить
скважинный стопорный клапан, чтобы можно было проводить очистку нижнего интервала и необсаженной части
ствола в одном рейсе, экономя
1–2 дня бурения скважины.
К возможностям клапана относится: открытие по команде, возможность механического открытия
в чрезвычайной ситуации, апробированный надежный способ дистанционного открытия, апробированная надежная конструкция при
длительной добыче и возможность
механического открытия и закрытия клапана на протяжении всего
срока эксплуатации скважины.
При отборе первоначальной
конструкции скважины были исключены две конструкции клапана:
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
клапан, приводимый в действие по
линии управления из-за двухстадийной конструкции заканчивания
скважины и клапан, приводимый в
действие давлением с поверхности. Последняя конструкция была
исключена в связи с тем, что скважина будет эксплуатироваться во
время открытия клапана; следовательно, пласт будет необсажен.
КОНСТРУКЦИЯ КЛАПАНА
Клапан конструктивно состоит
из трех основных частей: электронной секции, исполнительного механизма и SSD. Секция таймера состоит из двух независимых комплектов
электроники, что обеспечивает приведение в действие устройства. Две
независимых электронных секции
обеспечивают 100 %-ное резервирование клапана. Клапан программируется на поверхности перед
установкой в скважине с помощью
простой компьютерной программы.
Пользователь имеет возможность
установить время распознавания
давления клапана.
Электроника работает в паре с
исполнительным механизмом; при
приведении в действие она инициирует открытие внутреннего отверстия клапана, при этом давление
в скважине приводит в действие
поршень и перемещает секцию
SSD в открытое положение. В секции SSD размещаются отверстия
клапана. После приведения в действие SSD отсоединяется от секции
поршня клапана и возвращается к
размещенной отдельно SSD; любое
дальнейшее перемещение втулки
требует механических усилий. Технические характеристики клапана
приведены в табл. 3.
ПРОМЫСЛОВОЕ ИСПЫТАНИЕ А
Промысловое испытание было
проведено в январе 2009 г. Конструктивная схема заканчивания скважины была выполнена за два рейса,
спуск проводился в необсаженную
скважину с открытым концом. В
каждой зоне в нижнем интервале
были установлены стандартные системы и CA-SFV. Все клапаны установили в закрытом положении.
Для разобщения продуктивных
зон в необсаженном стволе использовались набухаемые пакеры. Чтобы
обеспечить промывку хвостовика, на
нижнем конце колонны для заканчи49
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
новая конструктивная схема заканчивания скважины экономит 1–
2 сут времени бурения по сравнению со стандартной конструктивной
схемой.
Таблица 3. Техническая характеристика CA-SFV
Размеры инструмента
Концевые соединения, ”
Материал
Наружный диаметр, ”
Внутренний диаметр, ”
2
Проходное сечение, дюйм
Длина, ”
Номинальное растягивающее усилие,
фунт
Номинальное сжимающее усилие,
фунт
CA-SFV, 4 1/2”
4 1/2
13% Cr/Super 13% Cr или AISI 4140
18-22Rc
6,260(макс)
3,313 (мин)
8,620
128
288 000
CA-SFV, 5 1/2”
5 1/2
13% Cr или AISI 4140 18-22Rc
288 000
318 000
5000
5000
9885
11 600
Номинальное рабочее давление,
фунт/дюйм2
Усилие срабатывания
на 1000 фунт/дюйм2, фунт
7,578 (макс)
4,313 (мин)
14,610
136
397 000
Объект А, SFV закрыт
Объект А, SFV закрыт
Объект А,
SFV закрыт
на обратном отсчете
Объект В, SFV закрыт
Объект В, SFV закрыт
Объект В,
SFV закрыт
на обратном отсчете
Объект С, приводимый
в действие по команде
«sandface» клапан
закрыт
Объект С, приводимый
в действие по команде
«sandface» клапан
закрыт
Объект С, приводимый
в действие по команде
«sandface» клапан
открыт
Шаровой клапан/
башмак хвостовика
открыт
Шаровой клапан/
башмак хвостовика
закрыт
Шаровой клапан/
башмак хвостовика
закрыт
Циркуляция
в хвостовике
Очистка ствола/верхняя
схема заканчивания
ПРОМЫСЛОВОЕ ИСПЫТАНИЕ
ВИС
В двух последующих промысловых испытаниях были установлены
приводимые в действие по команде
и приводимые в действие таймером
клапаны с долей успешных попыток 1.
ВЫВОДЫ
В ответ на потребности компании
был спроектирован приводимый в
действие по команде «sandface» клапан с дистанционным управлением,
который обеспечивает селективную очистку и добычу из скважин
с одновременной разработкой нескольких пластов, который к тому
же осуществляет дополнительный
контроль. Новое техническое решение для обычной на месторождении проблемы, связанной с плохой очисткой скважины, является
менее сложным и более экономически эффективным. Основными
целями стали обеспечение контроля
при открытии клапана и улучшение
очистки ствола, что приводит к увеличению добычи и доступ к запасам.
Приводимые в действие таймером и
по команде клапаны ликвидируют
разрыв между сложными и дорогостоящими «интеллектуальными»
схемами заканчивания и стандартными техническими решениями.
Данную технологию можно использовать во многих скважинах с
большим углом отклонения или проблемами с очисткой скважины.
Перевели Д. Баранаев и С. Сорокин
Пуск скважины
Набухаемый пакер
Рис. 5. Последовательность очистки ствола скважины
вания спустили ELS в открытом положении. Этот башмак хвостовика проектировали одновременно с CA-SFV.
На нужной глубине установили и
опрессовали подвеску хвостовика,
ELS закрыли, создав закрытую систему хвостовика; затем провели
опрессовку хвостовика. По завершении этих операций по команде
открыли нижний комплект CA-SFV,
обеспечив очистку скважины. Вторые комплекты CA-SFV привели в
50
действие по той же самой команде,
но их открыли с другой задержкой
времени. В остальных двух зонах
установили и открыли стандартные
SFV с задержкой времени согласно
расчету, исходя из программированной выдержки времени. Последовательность открытия для скважины
показана на рис. 5. Ступенчатая промывка скважины прошла успешно.
Раньше для очистки необсаженного
ствола требовался отдельный рейс;
Malcolm Adam (М. Адам) работает в нефтегазовой отрасли в течение 23 лет и является менеджером по развитию
бизнеса в Omega Completion
Technology, где отвечает за
сбыт и производственную
деятельность по всему миру.
Начинал свою карьеру в
Otis Montrose и перешел в
Petroline Wellsystems, которую затем приобрела Weatherford.
David Coul (Д. Коул) пришел в Omega из
Weatherford Asia Pacific (Куала-Лумпур, Малайзия), где он занимал должность менеджера.
Работал в Weatherford Petroline, где был специалистом по ловильным работам. Приобрел первоначальный промысловый опыт в Halliburton; до
этого работал руководителем работ на канате в
Великобритании.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 • июль 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
ОТРАСЛЕВАЯ СТАТИСТИКА
В начале апреля 2010 г. фьючерсные цены на сырую
нефть достигли максимального показателя. По прогнозам
многих отраслевых аналитиков, это означает постепенное
«оздоровление» после кризиса финансовых и товарных
рынков. Однако вызывало беспокойство, что цены на нефть
марки WTI и Брент колебались в пределах 85 долл/брл.
В марте 2010 г. добыча сырой нефти в странах ОПЕК
сократилась на 190 тыс. брл/сут до 29,0 млн брл/сут. Это
составило 10 %-ное снижение. В этот период почти во всех
странах, входящих в ОПЕК (за исключением Ирака), добы-
ча сырой нефти сократилась. В Ираке добыча нефти возросла на 30 тыс. брл/сут.
Число буровых установок США вращательного бурения и буровых установок, предназначенных для капитального ремонта, незначительно повысилось на 5 и 2 %
соответственно. За пределами США число буровых установок вращательного бурения сократилось на 9 % с 1692 до
1528 единиц. Наибольшее сокращение численности парка
буровых установок было зарегистрировано в Канаде и составило 177 единиц.
Добыча нефти в США****, тыс. брл/сут
Добыча нефти и конденсата в мире, млн брл/сут
Штат, регион
Март 2010 г.*
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
18,0
688,0
16,0
638,0
70,0
2,0
25,0
107,0
9,0
1581,0
16,0
65,0
75,0
6,0
174,0
244,0
16,0
182,0
1373,0
65,0
136,0
26,0
5532,0
4844,0
Средняя дневная добыча за месяц
Март 2009 г.**
Разница, %
21,0
220,0
17,0
617,0
64,0
2,0
27,0
107,0
5,0
1338,0
17,0
62,0
79,0
6,0
172,0
195,0
16,0
178,0
1365,0
64,0
132,0
20,0
4724,0
4504,0
Страна, регион
Февраль 2010 г.*
–14,3
212,7
–5,9
3,4
9,4
0,0
–7,4
0,0
80,0
18,2
–5,9
4,8
–5,1
0,0
1,2
25,1
0,0
2,2
0,6
1,6
3,0
30,0
17,1
7,5
18,0
681,0
17,0
644,0
68,0
2,0
25,0
105,0
9,0
1549,0
16,0
64,0
79,0
6,0
173,0
241,0
16,0
181,0
1378,0
67,0
149,0
25,0
5513,0
4832,0
* 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
Март
2010 г.
Февраль
2010 г.
Январь
2010 г.
Март
2009 г.
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
137
108
71
34
340
479
265
321
1755
400
137
105
56
39
325
477
265
322
1726
539
134
101
58
40
341
454
269
309
1706
514
150
129
59
46
342
494
242
363
1825
385
Изменение, %
По месяцам По годам
0,0
2,9
26,8
–12,8
4,6
0,4
0,0
4,2
1,7
–25,8
Источник: Cameron.
Цены на природный газ, долл/тыс. фут3
12 месяцев
Действит. данные
Источник:
The Gas Price Report
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
–8,7
–16,3
20,3
–26,1
–0,6
–3,0
9,5
–11,6
–3,8
3,9
Март 2010 г.
Февраль 2010 г. Август 2009 г. Август 2008 г.
Страны ОПЕК*
Саудовская Аравия
8,0
7,9
7,92
Иран
3,69
3,74
3,74
Ирак
2,25
2,54
2,45
ОАЭ
2,28
2,29
2,59
Кувейт
2,03
2,03
2,31
Нейтральная зона
0,50
0,52
0,54
Катар
0,82
0,82
0,77
Ангола
1,92
1,95
1,77
Нигерия
2,01
1,98
1,82
Ливия
1,53
1,53
1,55
Алжир
1,24
1,25
1,25
Эквадор
0,47
0,47
0,47
Венесуэла
2,25
2,23
2,16
Природный газоконденсат и конденсат
5,13
5,13
4,65
Всего в ОПЕК
34,12
34,37
33,99
Страны, входящие в организацию экономического содружества**
США
8,27
8,27
8,07
Мексика
2,98
2,99
2,97
Канада
3,27
3,34
3,22
Великобритания
1,50
1,46
4,52
Норвегия
2,32
2,37
1,47
Европа – другие
0,66
0,66
0,66
Австралия
0,57
0,55
0,55
Страны тихоокеанского бассейна
0,11
0,10
0,10
Всего
19,68
19,74
21,56
Страны, не входящие в ОПЕК*
Страны бывшего СССР
13,61
13,58
13,27
Китай
3,92
3,95
3,79
Малайзия
0,73
0,73
0,74
Индия
0,83
0,82
0,80
Индонезия
0,99
0,99
1,00
Азия – другие
1,13
1,09
1,10
Европа
0,13
0,13
0,13
Бразилия
2,63
2,63
2,49
Аргентина
0,72
0,71
0,72
Колумбия
0,76
0,76
0,67
Латинская Америка – другие
0,45
0,45
0,43
Оман
0,86
0,85
0,81
Сирия
0,36
0,37
0,38
Йемен
0,28
0,28
0,30
Египет
0,68
0,68
0,69
Габон
0,25
0,25
0,23
Африка/Ближний Восток – другие
1,63
1,63
1,64
Всего
29,96
29,91
29,19
Прирост***
2,20
2,20
2,29
Итого
85,96
86,22
87,03
8,90
3,90
2,38
2,27
2,01
0,57
0,85
1,85
1,95
1,72
1,38
0,50
2,35
4,40
35,01
7,52
3,16
3,25
4,75
1,56
0,72
0,55
0,10
21,61
12,82
3,79
0,77
0,81
0,98
1,08
0,14
2,37
0,75
0,59
0,42
0,75
0,39
0,30
0,70
0,21
1,68
29,55
2,24
87,41
Источник: International Energy Agency.
* Данные по Анголе должны быть включены в страны ОПЕК.
** Включая сырую нефть, конденсат, природный конденсат и нетрадиционные ресурсы.
*** За исключением стран бывшего СССР, Китая и европейских стран, не входящих в организацию экономического содружества.
Примечание. Позиции Итого и Всего могут не совпадать в связи с округлением.
Цены на сырую нефть, долл/брл
Западно-техасская
Смесь Брент
Арабская легкая
Источник:DOE
51
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Число буровых установок для капитального
ремонта
Число буровых установок вращательного
бурения в мире в целом
Источник: Baker Hughes Inc. и M-I-SWACO.
Источник: Cameron.
Число буровых установок вращательного бурения в мире в целом
Страна, регион
Канада
Европа
Германия
Италия
Нидерланды
Норвегия
Польша
Великобритания
Другие
Ближний Восток*
Абу-Даби
Иран
Оман
Саудовская Аравия
Сирия
Турция
Другие
Африка
Алжир
Египет
Ливия
Нигерия
Судан
Другие
Латинская Америка
Аргентина
Бразилия
Колумбия
Мексика
Венесуэла
Другие
Дальний Восток
Австралия
Китай, шельф
Индия
Индонезия
Малайзия
Мьянма
Пакистан
Таиланд
Вьетнам
Другие
Всего
Март 2010 г.
Наземные Морские
383
24
4
3
2
0
3
1
11
229
8
54
47
56
18
9
37
116
29
39
14
6
21
7
302
71
35
32
86
54
24
168
3
0
84
46
0
3
18
3
0
11
1222
4
47
1
1
4
25
0
15
1
38
4
14
0
12
0
1
7
35
0
13
2
5
1
14
72
0
33
0
24
11
4
110
10
32
22
12
11
2
1
9
8
3
306
Февраль 2010 г.
Наземные Морские
560
23
4
3
2
0
3
1
10
217
8
56
44
55
18
7
29
117
22
45
16
4
21
9
308
65
33
33
98
55
24
161
4
0
75
45
0
3
18
3
0
13
1386
4
43
1
1
4
19
0
14
4
31
4
14
0
12
0
0
1
40
0
13
4
8
0
15
71
0
31
0
22
13
5
117
11
29
30
11
13
2
1
9
8
3
306
Март 2009 г.
Наземные Морские
195
30
10
3
0
0
3
2
12
221
8
59
53
57
20
2
22
118
25
45
13
5
27
3
283
54
30
30
96
52
21
151
11
0
50
53
0
3
20
4
0
10
998
1
55
2
1
2
24
0
20
6
38
4
10
0
12
0
3
9
17
0
5
1
3
0
8
74
1
30
0
30
11
2
105
10
23
23
15
13
1
0
9
7
4
290
Источник: Baker Hughes Inc. и M-I-SWACO.
* Нет данных по Ираку.
Морские буровые установки в мире в целом
Март 2010 г.
Мексиканский залив Европа/Средиземное
В мире в целом
море
Мобильные Платформы Мобильные Платформы* Мобильные Платформы*
Всего буровых установок
122
2009 г.
117
Аренда по контракту
77
2009 г.
75
Коэффициент использования 62,7
буровых установок, %
2009 г.
63,7
54
54
24
32
44,4
104
105
92
100
88,9
107
107
104
104
97,2
755
716
589
599
78,1
298
296
239
252
80,2
59,3
95,5
97,2
83,7
85,1
Источник: Offshore Data Services, Weekly Mobile Offshore Rig Count.
* Корректированные данные.
Скалистые горы
Центральный район
Юго-запад
Мексиканский залив
Морские участки
Другие
Всего
Источник: HIS Energy.
52
Апрель 2010 г.
11
13
8
7
13
14
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
Март 2010 г.
10
12
8
7
13
12
64
Апрель 2009 г.
8
16
13
9
8
10
54
Март
2010 г.
Февраль
2010 г.
Март
2009 г.
5
4
0
1
11
10
1
42
27
26
1
51
2
19
7
209
137
14
16
42
0
12
7
2
6
52
1
92
7
114
73
0
1
593
5
0
30
22
37
55
79
72
9
56
123
29
34
44
24
22
37
5
50
1421
4
4
0
0
10
9
1
42
25
24
1
50
1
19
8
205
136
13
18
39
0
10
7
2
4
56
2
80
7
114
67
0
1
549
4
0
23
19
38
47
77
72
9
53
111
20
33
45
24
25
38
3
45
1363
2
1
0
1
10
10
0
47
22
21
1
59
0
19
11
134
71
6
18
40
0
12
2
0
5
41
3
50
7
113
27
0
4
445
4
1
10
18
40
41
105
83
11
18
45
14
19
37
21
23
44
8
46
1109
Разница, %,
Февраль 2009 г. Февраль 2010 г.
150,0
300,0
…
…
10,0
…
…
–10,6
22,7
23,8
…
–13,6
…
…
–36,4
56,0
93,0
133,3
–11,1
5,0
…
…
250,0
…
20,0
26,8
–66,7
84,0
…
0,9
170,4
…
–75,0
33,3
25,0
…
200,0
22,2
–7,5
34,1
–24,8
–13.3
–18,2
211,1
173,3
107,1
78,9
18,9
14,3
–4,3
–15,9
–37,5
8,7
28,1
Источник: Baker Hughes Inc.
Примечание. Позиции Итого и Всего могут не совпадать в связи с округлением.
Геофизическая активность в мире в целом
Регионы
Геофизическая активность в США
Регионы
Число буровых установок вращательного
бурения в США
Африка
Канада
Страны бывшего СССР
Европа
Дальний Восток*
Ближний Восток
Латинская Америка
США
Всего
Апрель 2010 г.
Март 2010 г.
71
4
45
29
68
33
36
66
353
Апрель 2009 г.
73
16
46
32
70
34
35
62
369
72
6
47
35
71
34
36
64
365
Источник: HIS Energy.
* Включая Китай.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 • июль 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
G. J. Yen, Saudi Aramco, Dhahran, Saudi Arabia
IMPROVE USAGE OF REGENERATED REFINING CATALYSTS
M. Stockle, T. Knight, Foster Wheeler, Reading, Berkshire, UK
DEALING WITH DIESELIZATION
K. Schlögl, L. Xu, A. Dǖker, W. Kaltner, Süd-Chemie AG, Munich,
Germany
CATALYTIC TECHNOLOGY:
OPTIONS FOR BETTER HYDROGEN PRODUCTION
C. Baker, Anadarko Pinnacle Gas Treating, Inc., East Central Texas;
T. Barnette, Merichem Chemicals and Refinery Services LLC,
Schaumburg, Illinois
A UNIQUE NATURAL GAS PROCESSING SUCCESS STORY
S. A. Bedell, The Dow Chemical Company, Freeport, Texas
EQUILIBRIUM CONSIDERATIONS IN CHOOSING A
GAS TREATING AMINE
F.-F. Salimi, ADEPP Academy, France
REQUIREMENT ENGINEERING
AND MANAGEMENT PERFORMANCE STANDARDS DEVELOPMENT.
PART 2
S. Mitschke, Fieldbus Foundation, Austin, Texas
FIELDBUS DIAGNOSTICS:
LATEST ADVANCEMENTS OPTIMIZE PLANT ASSET MANAGEMENT
M. Spampinato, ERG Raffinerie Meditterranee S.p.A., Priolo, Italy;
F. Nicolò, TEFEN Venture Consulting Italy, Rome, Italy
DESIGN AND IMPLEMENT AN EFFECTIVE EQUIPMENT INTEGRITY
MANAGEMENT SYSTEM
T. Sofronas, Consulting Engineer, Houston, Texas
CASE 55: EFFECT OF A SUDDEN TEMPERATURE CHANGE
IN A GEARBOX
Publisher Bill Wageneck
EDITORIAL
Editor Les A. Kane
Senior Process Editor Stephany Romanow
Process Editor Tricia Crossey
Reliability/Equipment Editor Heinz P. Bloch
News Editor Billy Thinnes
European Editor Tim Lloyd Wright
Contributing Editor Loraine A. Huchler
Contributing Editor William M. Goble
Contributing Editor Y. Zak Friedman
Contributing Editor ARC Advisory Group (various)
MAGAZINE PRODUCTION
Director—Editorial Production Sheryl Stone
Manager— Editorial Production Chris Valdez
Artist/Illustrator David Weeks
Manager—Advertising Production Cheryl Willis
CIRCULATION +1 (713) 520-4440
Director—Circulation Suzanne McGehee
E-mail: circulation@gulfpub.com
SUBSCRIPTIONS
Subscription price
(includes both print and digital versions):
United States and Canada, one year $140,
two years $230, three years $315.
Outside USA and Canada, one year $195,
two years $340, three
years $460, digital format one year $140.
Airmail rate outside North
America $175 additional a year.
Single copies $25, prepaid.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
HYDROCARBON PROCESSING
КОРОТКО О РАЗНОМ
B. Thinnes, редактор НР
IEC: ОДОБРЕНИЕ МЕЖДУНАРОДНОГО СТАНДАРТА
Международная электротехническая комиссия
(International Electrotechnical Comission – IEC),
имеющая представительства в 28 странах, 26 марта 2010 г. одобрила спецификацию WireHart как
всеобъемлющий международный стандарт (IEC
625911Ed.1.0). Международная комиссия IEC единодушно проголосовала за принятие стандарта
WireHart, тем самым, подтвердив его использование как международного стандарта беспроводных
коммуникаций в автоматизации процессов.
«Подаются запросы пользователей на стандарты международных беспроводных коммуникаций,
которые поддержаны основными поставщиками
систем автоматизации, – сказал директор Hart
Communication Foundation Executive Ron Helson.
– Технология подтверждена пользователями и
поставщиками как надежная и безопасная система беспроводных коммуникаций в автоматизации
процессов». Реализованная в сентябре 2007 г., технология WireHart является открытой, надежной,
применяемой в промышленных процессах в режиме реального времени.
ПGENERAL MOTORS:
СОЗДАНИЕ ЭЛЕКТРОМОБИЛЯ
Администрация Обамы объявила о планах покупки первых ста электромобилей, производимых
General Motors. Президент Обама призвал свою администрацию к экономии чистой энергии. «В конце 2009 г. мы закупили сто автомобилей, чтобы поддержать американскую линию сборки», – сказал
представитель Белого Дома. Поскольку правительство США является наиболее крупным инвестором,
оно считает, что должно быть и первым покупателем.
Другие федеральные агентства также следуют примеру администрации Обамы, считают, что вполне
выгодна «покупка «гибрида» вместо традиционных
автомобилей и грузовиков, которые потребляют
больше топлива. Маленькие размеры автомобилей
способствуют предельной быстроходности; станции
зарядки электромобилей оснащены новым оборудованием и всевозможными средствами модификации».
ТАИЛАНД: ПОДДЕРЖАНИЕ
ПРОИЗВОДСТВА БИОЭНЕРГИИ
Производство биоэнергии снизилось, когда обнаружили, что компания AT Biopower аннулировала
проект установки по сжиганию биомассы вследствие дефицита сырья. Согласно информации, предоставленной компанией, установке в Pichit (Таиланд)
требуется, по меньшей мере, 500 т/сут рисовой шелухи. Без достаточного снабжения установка работать не будет, поэтому компания выбрала другое
направление для получения энергии. В настоящее
54
время рассматривается перспектива инвестирования в небольшой «солнечный» проект, реализация
которого позволит получить 2 – 3 МВт с каждого
объекта. Из-за «головоломки» с биомассовым сырьем Таиланд может повысить тарифы на энергию, полученную из биомассы. К 2030 г. Таиланд планирует
производство электроэнергии из биомассы в размере 3000 МВт. Текущее производство электроэнергии
оценивается в пределах 700–1000 МВт.
SHELL: АФРИКАНСКИЕ ПЕРСПЕКТИВЫ
В настоящее время Shell выбирает, в какой из
стран Африки проводить операции. Хотя некоторые возможности обсуждаются, предпочтительной является продажа бензина в рамках текущих
интересов, темы для успешных переговоров, а
также необходимость регулирования переговоров
и окончательное одобрение компании. Топлива
Shell, смазочные материалы и интенсивность переработки в Южной Африке не рассматриваются.
Исследование компании, ведение бизнеса, заинтересованность в получении сжиженного природного
газа и наибольшая активность торговли в Африке –
также вне рамок переговоров. «Эти решения являются частью нашего развития, чтобы сосредоточить
свое влияние на международных малых и больших
рынках», – говорит Xavier le Mintier, вице-президент компании Shell Oil Products Africa.
СИНГАПУР: ПРОЕКТ КРЕКИНГА ЭТИЛЕНА
Проект производства крекинг этилена успешно
был введен в эксплуатацию. Производство этилена и пропилена осуществляется в соответствии с
техническими требованиями. Крекинг-установка
производительностью 800 000 т/г увеличила производство сингапурского этилена на 40 %, в то время
как пропилена производится до 450 000 т/г, бензола
230 000 т/г и бутадиена 155 000 т/г. Крекинг этилена осуществляется по запатентованной технологии
Lummis Technology, установка экстракции бутадиена работает по запатентованной технологии BASF/
Lummis Technology.
АВАРИЯ TESORO: ВЫПАДЕНИЕ ВРЕДНЫХ ОСАДКОВ
Tesoro Corp. временно приостановила функционирование некоторых установок на своем заводе
Anacortes (Вашингтон) путем закрытия системы очистки сырья, где произошел взрыв и пожар. Установка
была закрыта в середине апреля 2010 г. В результате
взрыва 2 апреля шесть рабочих погибли. Авария произошла рано утром в теплообменнике установки гидроочистки нафты. Производительность завода составляет
115 000 брл/сут нефти. На период закрытия установки
Tesoro возложит обязательства снабжения нефтяными
продуктами на свои другие заводы, а также создаст условия для покупки нефтепродуктов на рынках наличного товара. В связи с инцидентом завод производит
незаконченные промежуточные продукты, которые не
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 • июль 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
могут быть доведены до необходимого качества, пока
данная установка не будет возвращена в эксплуатацию
или пока не разработают какие-либо альтернативные
решения.
Исследовательская группа Совета по надежности химических предприятий (Chemical Safety Board
– CSB) США, состоящая из четырех его членов рассмотрела сценарий взрыва и пожара на заводе. Члены
группы отметили, что они способны создать «цепь
случайностей», приведших к тотальному взрыву и пожару в пределах трех-шести недель. Представители
CSB заявили в официальной форме, что ни проводили
исследования взрыва на заводе BP в Техасе в течение
двух лет. Для исследования этого инцидента, вероятно, потребуется более длительный срок.
«CSB уже исследовала 18 серьезных аварии, – сказал председатель CSB John Bresland, – Семь из них
произошли в США. Это важное и существенное направление, которое необходимо для нефтеперерабатывающей промышленности».
М-р Bresland назвал крупномасштабные операции
в Вашингтоне, где необходимо завершить довольно сложные исследования, включая пожар нефтяного терминала в Карибском море около Сан-Хуана
(Пуэрто-Рико); выход в атмосферу фтористого водорода на заводе CITGO и пожар в Корпус Кристи
(Техас); разрыв теплообменника Goodyear и выход
аммония в атмосферу в Хьюстоне (Техас); выход в атмосферу фтористого водорода на заводе ExxonMobil
в Джульетт (Иллинойс).
НАДЕЖНОСТЬ
H.P. Bloch, редактор по надежности оборудования
СИСТЕМЫ С ДЕФЕКТАМИ:
КАК ДОРОГО ОНИ ОБХОДЯТСЯ?
Как-то в одном из американских технических журналов заметили, что «успешное внедрение зависит от надежности оборудования, чтобы
своевременно предотвратить катастрофические
последствия. При этом увеличится производительность, уменьшится время простоя/технического
обслуживания и оптимизируются результаты. Это
высказывание вполне логично. Другими словами:
«Мы хотим максимально увеличить время безопасной работы оборудования, не иметь инцидентов,
негативно влияющих на окружающую среду, получать прибыль и при этом быть абсолютно счастливыми». Проблема состоит в том, что мы не знаем,
как этого достичь.
Существует большая пропасть между тем, что
сказано и тем, что делается на самом деле в области технического обслуживания и его надежности,
и мы не знаем, как ликвидировать эту пропасть.
Самая честная оценка фактов давно убедила нас в
том, что многие упущения, отсутствие отчетности
на различных уровнях не позволяют руководителям достигнуть реальных результатов по надежности оборудования.
Безусловно, не все руководители пренебрегают возникающими ситуациями, и многие из них
честно прикладывают усилия для предотвращения
ущерба производству. Мы (редакция НР) пытаемся активно и в то же время уместно использовать
средства массовой информации, материалы конференций, обратную связь с читателями, а также
презентации и посещение заводов для освещения в
печати в дальнейшем полезного опыта.
Роль технического обслуживания любого оборудования велика. Для технического обслуживания
требуется определенная квалификация компетент-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
ного обслуживающего персонала и мотивация, чтобы предприятие успешно работало.
Существует мнение некоторых специалистов,
которые рекомендуют выдавать свидетельства
«профессионалов по надежности» обучающему
персоналу или представлять персонал в ассоциацию по надежности как полноправных ее членов.
Мы рассматриваем эти и другие стремления, как
доказательство того, что люди, затратив какое-то
время на обучение, хотят получить признание на
производстве. Это, конечно, заслуживает одобрения. Но вызывает сомнение тот факт, что эти профессиональные ассоциации могут дать глубокие
знания, необходимые для обеспечения надежности
на производстве. Например, большинство членов
профессиональных организаций изучили повторяющиеся повреждения оборудования и направляют
свое внимание только к искоренению этих недостатков. Другие на протяжении десятилетий поглощены компьютеризацией элементарных статистических данных («подшипник заменить», «подшипник поврежден» и т.д.) без установления причин в
случае частичного повреждения или необходимости замены какой-либо детали.
Кроме того, функция надежности работы оборудования определяется дисциплинированностью
инженерного состава; если руководство понимает проблему, и настроено на то, чтобы позволить
некоторым экспертам участвовать в экспертизах.
Безусловно, такие работники должны поощряться на основании результатов работы и их вклада.
Член ассоциации, имеющий свидетельство, но без
мотивации, оценивается гораздо ниже, чем работник, который читает, выполняет и применяет, хотя
не является членом профессиональной ассоциации.
Этот аргумент неоспорим.
Мы осведомлены о практике, принятой в одной
из ведущих многонациональных корпораций нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности. Каждый год эта корпорация опла55
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
чивает за двух своих сотрудников вступительные
взносы для получения членства в профессиональной ассоциации.
Ожидается, что эта акция станет катализатором
для профессионального роста, однако такой рост не
всегда имеет место. В корпорации также рассчитывают, что профессионалы поделятся своими знаниями путем проведения занятий или собеседований
с потенциальными коллегами соответствующих
специальностей, но это не всегда получается.
Учитывая вышеизложенное, руководителям
предприятий следует помнить, что нельзя избежать
многомиллионных затрат на исправление ошибок
путем поверхностного осмотра поврежденных
участков. Некоторые организации не только проводят плановое техническое обслуживание, но и
модернизируют оборудование, чтобы избежать
повторения ошибок. И что более важно, руководители этих организаций готовят профессионалов, и
являются их наставниками. Наконец, руководители поощряют тех менеджеров, которые заинтересованы в искоренении повторения ошибок, вместо
того, чтобы оказывать поддержку в росте производительных показателей.
Heinz P. Bloch (Х. П. Блох), редактор Hydrocarbon
Processing по надежности оборудования, а также член Совета ASME. Инженер-практик, занимающийся исследованиями более 50 лет, в
настоящее время м-р Блох консультирует специалистов по вопросам снижения затрат на обслуживание технологических установок и повышения качества их ремонта. Учебники м-ра
Блоха по надежности оборудования (16-й и 17-й
выпуски) были опубликованы в 2006 и 2009 гг. По вопросам надежности консультации м-ра Блоха можно найти по электронному адресу: HB@HydrocarbonProcessing.com.
КОНТРОЛЬ
A. Kern, гость рубрики
и DSS имеют границы восприятия прогресса процесса управления. Между тем возможности «базового уровня» (base-layer-BL) – области, SIS и DCS
– были ограничены определенными функциями и
включали только «проверку», а не какие-то другие
функции, требующее серьезного внимания. Сегодня
все иначе. MPC и DSS оказались полностью адаптивными технологиями, поддерживающими любое программное обеспечение домена. Между тем функции
BL продолжают оставаться важными, так же как и
MPC и другие приложения. Все чаще признается необходимость модернизации BL и его возможностей.
Чтобы исследовать возможности BL, следует пересмотреть его природу, которая представляет собой не просто микросхемы, клавиши и системы настройки, а сложную систему нескольких действительных ресурсов, в том числе систему непредвиденного поведения процесса, процессоры, которые
часто требует осторожного обращения с конфигурацией системы управления.
НАЗАД В БУДУЩЕЕ: КОНТРОЛЬ 2010
Сколько средств будет вложено в 2010 г. в системы контроля? Эти системы (рис. 1) включают
инструменты и системы безопасности (instruments,
safety systems – SIS), системы модернизации контроля (control system upgrades – DCS), системы многовариантного прогнозного контроля (multivariable
predictive control – MPC) и приложения для поддержки принятия решений (decision-support system
applications – DSS).
Во всех случаях добиться надлежащего качества
процесса контроля достаточно сложно. Могут быть
реализованы различные инновационные решения,
но какие именно уровни наиболее актуальны и перспективны – тема многочисленных дискуссий.
Мы вступаем в новое десятилетие, и это хорошее
время для того, чтобы решить эту головоломку, поскольку есть уроки прошлого и опыт. А для новаторов, желающих максимально улучшить систему,
найдутся четкие формулировки.
• Поддержка
Например, мы знаем, что системы подде- мониторинг
ржки принятия решений требуют тщательной
- панель инструментов управление
сигналами
связи между IT и операциями, а не IT и автоматизацией. Также мы знаем, что оптимальные
эксплуатационные характеристики МРС не
• Многовариантный прогнозный контроль
обязательно означают высокий коэффициент
использования. Кроме того, обновление DCS –
• Система контроля распределения
это одно, а модернизация, такая как эффектив• Система контроля надежности
практика
ные оперативные графики, наилучшая практи• Практика
Основа
ка регулирования и контроля и рациональная
конфигурация сигнализации – это совсем
• Процесс
Область
• Оборудование
другое.
• Инструменты
Два десятилетия активных исследований и
разработок породили много интересных идей,
но четкая их формулировка формируется достаточно медленно. Для многих поколений MPC Рис. 1. Традиционная система автоматизации
56
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 • июль 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Несмотря на автономный режим, оперативное
принятие решений отслеживается также и в текущем режиме, и в режиме реального времени. Когда
эти действия не соответствуют автоматизированному плану, они рассматриваются в соответствии
с разработанной цепочкой команд. Это помогает
реализовать огромный потенциал, и добиться того,
что контроль BL существенно улучшается. Полная
проверка и отчеты об инцидентах регулярно фиксируют недостатки оперативного графика, системы
сигналов и других. Становится очевидным, что многие процессы могут быть модернизированы, независимо от МРС. Объяснить сложно, но люди часто не
обращают внимания на контроль BL при решении
проблем, по-видимому, потому что надеются на новейшее оборудование последнего поколения, DCS и
МРС. По мнению многих, с добавлением этих приложений система контроля способна на многое. Но
это совершенно неправильно [1]. Необходимо знать
возможности BL. Зачастую игнорируется также
очень важный пункт – MPC зависит от стабильности BL.
Хорошей новостью можно считать то, что обновление стратегии BL не потребует больших затрат.
При этом опыт работы, кончено, важен, но в первую
очередь он необходим, когда имеешь дело с программным обеспечением DCS (в некоторых случаях SIS).
Однако, кто имеет достаточно современную платформу DCS в 2010 г. может ограничиться попросту
привлечением специалистов, а не денег. Но следует
быть острожными, пытаясь решить вопрос заключением новых контрактов или приобретением приложений. Скорее всего, это не будет оптимальным решением, но потребует больших затрат. Кроме того,
это может негативно отразиться на вашей системе,
изменив производительность BL. С мониторингом
эффективности сейчас не разобраться, по крайней
мере, не в этом десятилетии.
Alan Kern (А. Керн), имеет 30-летний опыт управления процессом, в том числе более десяти
лет руководит группой МРС на крупном НПЗ
на Ближнем Востоке. Г-н Керн является автором многочисленных статей по эффективности
процесса управления. Он является профессиональным инженером. Выпускник университета
штата Вайоминг и один из членов ISA.
Связаться с г-ном Керн можно по адресу: kernag@yahoo.com
ТОЧКА ЗРЕНИЯ
S. M. Özmen, вице-президент Shell Global Solutions
International B.V.
ПЕРЕРАБОТКА: НЕОПРЕДЕЛЕННОСТЬ РЫНКА
Хотя в конце 2009 г. в СМИ много говорилось о
«зеленых побегах» и возможных признаках выхода из глобального экономического кризиса, правда заключается в том, что мы все еще находимся
в периоде неопределенности. Переработчикам
всего мира, еще не ясно, как сложится ситуация
в секторе в 2010 г. Будет ли подъем? Будет ли
дальнейший спад? Или мы видим первые признаки подъема, перед еще более глубоким падением?
При такой неуверенности неудивительно, что многие переработчики пытаются как можно быстрее
реализовать долгосрочные решения.
Однако, несмотря на кризис, несколько фактов действительно имеют место. Во-первых, спрос
на энергию растет в долгосрочной перспективе,
особенно в странах с развивающейся экономикой, таких, как Китай и Индии. Следовательно, в
какой-то степени можно быть уверенными, что
поставки будут соответствовать спросу. Хотя в
нефтяном секторе ситуация иная – все сложнее
получить сырую нефть для переработки. Таким
образом, эта проблема будет все более обостряться.
Серный парадокс. Рассмотрим тенденцию, которую в Shell называют «серный парадокс». В на-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
стоящее время увеличиваются поставки тяжелой
сернистой нефти, переработка которой сложнее.
Тем не менее, природоохранные нормы и законодательства требуют сокращения содержания серы
в топливе. Это в сочетании с ограничениями, связанными с двуокисью углерода (CO2), что особенно проблематично в этом случае, поскольку удаление серы достаточно энергоемкий процесс.
Обдумать и подготовиться к переработке тяжелой нефти – достаточно сложная задача для
инженеров и планировщиков. Хотя мы не знаем,
когда начнется подъем, мы должны быть к этому
готовы. Будут необходимы новые нефтеперерабатывающие мощности. В настоящее время строятся
новые заводы в отдаленных регионах, таких как
Россия и Китай. Ужесточение ограничений также,
несомненно, продолжится, при этом развивающиеся страны вынуждены будут затормозить развитие экономики или выполнять более строгие нормы выбросов. Это задача, которую переработчикам необходимо решать в первую очередь, чтобы
разработать технологии, которые могут оказать
помощь для удовлетворения этих норм.
В секторе переработки, например, многие активы устаревают. Многие заводы Европы работают
более 25 лет. Что касается США, хотя многие НПЗ
модернизированы и построили новые установки,
но новые заводы не строились уже достаточно
давно. Отчасти, причиной является спрос на про57
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
дукцию НПЗ, который последние два года почти
не возрастает, по этой причине сложно утвердить
финансирование новых проектов. Следовательно,
хорошо подготовленные, полностью спланированные проекты чрезвычайно важны для нефтепереработки, чтобы обеспечить банковское финансирование.
Ситуация усугубляется и неэффективностью
существующих НПЗ в годы «бума». Когда все было
хорошо и производство было рентабельным (прибыль составляла 10 долл/брл), для некоторых переработчиков гораздо важнее эффективности была
отдача устаревающего оборудования и прибыль. В
нынешних условиях, когда рентабельность производства значительно снизилась (прибыль составляет 2 долл/брл в лучшем случае), переработчики поняли, что если вы сможете сохранить свои активы
то и сможете получить какую-то прибыль.
Достичь большего меньшими средствами. Для
достижения этой цели существует целый ряд мер.
Наиболее простая из них, небольшие капитальные
затраты и повышение эксплуатационной эффективности и надежности. Это включает оптимизацию цепочек поставки углеводородного сырья,
повышение эффективности рабочего процесса и
повышение энергоэффективности, и оптимизация
операций.
Экономия может быть настолько значительной,
что повлияет на существенное увеличение прибыли. Нефтеперерабатывающие предприятия также
должны изучить ряд доступных технических решений, которые можно реализовать менее чем за
20 млн долл.
Например, преобразование гидроочистки вакуумного газойля с мягким гидрокрекингом. Катализаторы также могут стать статьей экономии и
путем повышения эффективности и производительности завода. Нефтеперерабатывающие предприятия также должны выполнять предварительную техническую подготовку, которая также отра-
зиться на сокращении затрат. Приняв эти меры и
высвободив часть капитала, можно задуматься и о
модернизации.
Если необходимо инвестировать в проекты с высокими капитальными затратами, следует рассмотреть диапазон производимых продуктов. Многие
из вакуумных установок в настоящее время могут
быть использованы для производства более чем одного вида продукта.
Спрос не исчез. Несмотря на нынешнюю ситуацию и неопределенность, переработчикам не
следует думать долгосрочной перспективе. Спрос
еще существует. Потребители есть, они по-прежнему потребляют продукты переработки. И, кажется, спрос будет увеличиваться. Выполнены
исследования, которые подтверждают, что сектор переработки может удовлетворить этот спрос.
Нефтеперерабатывающие предприятиям необходимо тщательно подготовить проекты и быть готовыми. Они должны оценить свои финансовые
возможности и определить, во что они могут инвестировать в будущем. Несмотря на неопределенность, сохраняется необходимость вкладывать
средства и во время экономического спада, чтобы
избежать сожаления об упущенных возможностях
в будущем. Проще говоря, вы имеете право готовить проект или имеете право не готовить проект,
но упустите свой шанс.
Süleyman M. Özmen (С. М. Озмен) вице-президент по переработке и лицензированию Shell
Global Solutions International B.V. Г-н Özmen
имеет более чем 34-летний опыт работы в нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности. Г-н Özmen сотрудничает с Shell
Global Solutions International с 2006 г. В настоящее время он работает в Гааге, чтобы возглавить Всемирную организацию лицензирования. Г-н Özmen имеет
степень бакалавра в области физической химии, полученную в
Парижском университете и диплом инженера-химика, полученную в ENSPM (Франция). Также он имеет степень магистра, полученную в Университете в Чикаго (США).
ФАКТОРЫ ВЛИЯНИЯ
B. Thinnes, редактор
СПРОС НА ВОДОРОД ПОВЫШАЕТСЯ
В соответствии с прогнозом до 2013 г. мировой спрос на водород будет повышаться на 3,4 % в
год, что составит 475 млрд м3. Об этом говорится в
новом исследовании The Freedonia Group (www.
freedoniagroup.com). Повышение спроса будет
иметь свои преимущества, например, глобальное
потребление НПЗ больших объемов водорода для
производства продуктов с низким содержанием
серы. По прогнозам спрос на водород повысится и
в химической отрасли, производстве полупровод58
ников, листового стекла, металлических деталей и
продуктов питания. Нефтеперерабатывающие заводы являются крупнейшими потребителями водорода; на их долю приходилось почти 90 % мирового
потребления в 2008 г.
Исторически, большинство НПЗ потребляют
водород в процессе нефтепереработки. Тем не менее, производство чистого топлива с низким содержанием серы требует значительных количеств
водорода для гидроочистки нефтяных дистиллятов.
Ожидается, что к 2013 г. мировой спрос на водород
увеличится на 73 млрд м3. увеличить прогнозируемых до 2013 года, что эквивалентно 84 % объемов,
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 • июль 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Переработка в странах OECD
Регион
Производительность, тыс. брл/сут
2009 г.
США
Коэффициент использования, %
2010 г.
Декабрь
Январь
Февраль
2009 г.
Фев/Янв
Декабрь
2010 г.
Январь
Февраль
Фев/Янв
14,20
13,74
13,89
0,14
80,3
79,1
80,5
1,3
Франция
1,52
1,51
1,48
–0,03
81,8
81,7
81,5
–0,2
Германия
1,88
1,84
1,87
0,03
85,2
84,9
85,0
0,2
Италия
1,65
1,61
1,63
0,02
76,9
76,7
76,8
0,1
Великобритания
Европа-16
Япония
1,46
1,45
1,34
–0,11
77,6
76,9
76,7
–0,2
10,76
10,78
10,81
0,03
81,9
81,4
81,6
0,3
3,87
3,87
4,10
0,23
85,4
85,5
88,1
2,6
Sources: OPEC statistics; Argus; Euroilstock Inventory Report; IEA
WTI
Тяжелая
Источник: ОПЕК
(Роттердам)
(Сингапур)
Рис. 2. Динамика изменения цен на сырую нефть в США,
Европе и Азии
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
ситуации в переработке. Сезонные обороты НПЗ
также внесли свой вклад в позитивные изменения
на товарных рынках», – отметили на заседании
ОПЕК. «С приближением конца зимнего сезона и
отсутствием надежного спроса на основные продукты, на товарном рынке не планировалось существенных улучшений в ближайшей перспективе. Эта
ситуация может заставить заводы продолжать политику значительного снижения производительности
и оказать давление на рынки сырой нефти». С точки зрения европейской переработки, ОПЕК увидел
стимулы повышения производительности в феврале 2010 г., что объясняется увеличением экспорта
в США и Западную Африку. В этот период минимальная стоимость нефти марки Brent в Роттердаме
(Нидерланды) повысилась на 1,58 долл/брл по сравнению с январем (рис. 2).
Между тем, в январе 2010 г. стоимость западнотехасской сырой нефти (west Texas Index – WTI)
на южном побережье США снизилась на 12 центов.
По всей Азии, минимальная стоимость продуктов
переработки повысилась впервые с октября 2009 г.,
благодаря повышению спроса в регионе и возможностям экспорта на другие рынки. Китайские переработчики продолжали работать с максимальным
потенциалом (рис. 3), и японские НПЗ также увелиКоэффициент использования, %
Стоимость, долл/брл
потребляемых НПЗ. Поставщики будут обеспечивать 55 % объема увеличения спроса на водород
НПЗ. Производство и другие области применения
(не переработка) водорода составили в 2008 г. 11 %
или 45 млрд м3. На химическое производство (без
аммиака и метанола) приходится 6 % мирового
потребления, а оставшиеся 5 % приходятся на другие области производства.
В 2008 г. Северная Америка лидировала в мире
по потреблению водорода. Азиатско-Тихоокеанский
регион занял второе место. Быстрое развитие экономики Китая, Индии и других стран АзиатскоТихоокеанского региона вскоре сделает его лидером
по потреблению водорода задолго до 2013 г. Западная
Европа занимает третье место в мире среди потребителей водорода. Среди других развивающихся регионов, в которых в ближайшей перспективе повысится спрос на водород, следует отметить Латинскую
Америку, Восточную Европу и Африку.
Перспективы ОПЕК в переработке. Исследуем
некоторые точки зрения на то, какие из НПЗ будут наиболее успешными в 2010 г.? В марте 2010 г.
ОПЕК опубликовал доклад о перспективах развития переработки. «Продолжительное похолодание
во Франции плюс снижение цен на сырую нефть в
феврале должны были способствовать улучшению
Источник: ОПЕК
Сингапур
США
ЕС-16
Япония
Рис. 3. Производственные мощности переработки в 2009 2010 гг. в США, ЕС, Японии и Сингапуре
59
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
чили производительность, в результате чего коэффициент использования
НПЗ Японии увеличился на 2,6 %.
Вернемся опять к США и Европе,
переработчики в этих регионах не
видят необходимости изменять консервативную политику. 2010 г. принес
увеличение запасов бензина в США,
но ОПЕК ожидал начала автомобильного сезона и признаков изменения
рынка бензина. «Продолжение холодной погоды наряду со снижением
производительности НПЗ усугубили
сложившуюся диспропорцию рынка
США среднего дистиллята, но все-таки
отмечается незначительное снижение Рис. 4. Резервуар TEPPCO McRae Terminal, в ктором находился бензин после
взрыва
спроса на дизельное топливо», – отметили на заседании ОПЕК.
В феврале 2010 г. товарный рынок
Европы пострадал от забастовок на
заводах. В то время ОПЕК выполнял
роль хрустального шара для предсказания будущего. По мнению ОПЕК,
европейский топливный рынок может
и в будущем потерять прибыль с наступлением теплой зимы и увеличения
объема поставок из России. В то же
время азиатский рынок нафты останется достаточно сильным в предстоящие месяцы.
Все эти данные приведены в таблице, которая отражает все операции переработки.
Высокотемпературные операции.
При выполнении высокотемпературных операций в максимальной степени должны учитываться соображения безопасности. Американское
управление по химической безопас- Рис. 5. Кабина водителя бензовоза после взрыва
ности и исследованиям рисков US
Chemical Safety and Hazard Investigation Board
ратурным операциям должно проводиться с пись(CSB) с начала 1990-х годов выражает беспокойс- менного разрешения и под пристальным наблюдетво относительно осуществления высокотемпе- нием подрядчиков. В бюллетене CSB разбирает 11
ратурных операций в связи с рядом инцидентов,
несчастных случаев. Также опубликованы фотопроизошедших на НПЗ.
графии с мест аварии (рис. 4 и 5) и иллюстрации.
В результате взрывов и пожаров за этот пеОдна из таких аварий произошла на терминале
риод погибло 60 человек. CSB недавно выпустил
TEPPCO McRae Terminal в Гарнер (шт. Арканзас)
бюллетень по безопасности, в котором подчер- 12 мая 2009 г. «Три рабочих подрядчика произвокивается 7 ключевых факторов, применяемых в
дили газовую резку на резервуара, в котором нахоусловиях проведения высокотемпературных опе- дилось с 67 тыс. брл бензина. От случайной искры
раций. Бюллетень выступает за эффективный
произошел взрыв. Все три рабочих погибли.
CSB завершает свой бюллетень, комментируя,
контроль рисков оценку и надлежащий контроль
концентрации в воздухе потенциально огнеопас- что высокотемпературные работы являются одной из самых распространенных причин смерти
ных веществ. Если это вообще возможно, следует
рассматривать альтернативные высокотемпера- в результате несчастных случаев на производстве.
Также подчеркивается, что CSB не единственная
турным операциям решения. Тщательная оценка
организация, осознающая необходимость газориска имеет решающее значение. До и во время
проведения высокотемпературных операций в
вого контроля. National Fire Protection Association,
процессе мониторинга атмосферы должны ис- American Petroleum Institute и FM Global также пубпользоваться правильно калиброванные датчики
ликуют материалы по этой тематике.
горючих газов. Это должно быть обязательным
Перевели А. Степанов, Д. Баранаев
условием. Обучение сотрудников высокотемпе60
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 • июль 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
ОПТИМИЗАЦИЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
РЕГЕНЕРИРОВАННЫХ КАТАЛИЗАТОРОВ
ПРОЦЕССОВ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ
G. J. Yeh, Saudi Aramco, г. Дахран, Саудовская Аравия
Общепринятые правила описывают, когда лучше повторно использовать катализатор
Различные типы катализаторов используются в
таких каталитических процессах нефтепереработки как: гидроочистка, гидрокрекинг, изомеризация
бензиновых фракций, крекинг с флюидизированным
катализатором (FCC), реформинг нафты, гетерогенное алкилирование, генерация водорода и т.д.
Катализаторы играют важную роль в нефтепереработке. Катализаторы ускоряют реакции так, что
они, в случае необходимости, могут происходить
при более низких температурах и давлении, чем это
требуется для некаталитических процессов. При
этом катализаторы во время прохождения реакции
дезактивируются и должны быть регенерированы
или заменены после остановки цикла.
Ежегодно, нефтепереработчики во всем мире тратят миллиарды долларов на покупку катализаторов.
Некоторые отработанные катализаторы могут быть
регенерированы с восстановлением их активности,
и повторно использованы в тех же самых установках
нефтепереработки, либо в установках с более мягкими процессами. Если регенерированный катализатор
сможет удовлетворять техническим требованиям,
то его использование позволит повысить текущую
прибыль нефтеперерабатывающих предприятий.
Это обычная практика - использовать регенерированный катализатор.
Крупная ближневосточная нефтяная компания
использует регенерированные катализаторы гидрокрекинга до трех регенераций вне реактора («ex-situ»)
и регенерированные катализаторы полурегенеративного реформинга нафты, до 10 регенераций в реакторе («in-situ»). Использование регенерированных
катализаторов гидроочистки было рекомендовано
для в менее тяжелых условий эксплуатации, то есть в
установках гидроочистки бензина и керосина, но так
и не было введено в эксплуатацию компанией. Мы
будем исследовать общепринятую практику применения регенерированных катализаторов процессов
гидроочистки, гидрокрекинга, полурегенеративного реформинга нафты в нефтеперерабатывающей
промышленности. Представленные рекомендации
по регенерированным катализаторам демонстрируют, как нефтепереработчики могут сэкономить
средства, используя регенерированные катализаторы, или увеличить статьи доходов, используя новые
катализаторы.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
КАТАЛИЗАТОРЫ ГИДРООЧИСТКИ
На НПЗ используются различные конструкции установок гидроочистки такие как: установки гидроочистки
бензина легкой фракции прямой перегонки, установки
гидроочистки нафты, пост-очистки флюид-каталического крекинга бензина, установки гидроочистки керосиновых фракций, гидроочистки дизельного топлива,
комплекс гидроочистки вакуумного газойля (vacuum
gasoil – VGO), десульфураторы продуктов отгонки (без
крекинга) (atmospheric residue desulfurizers – ARD), и
десульфураторы остатков вакуумной перегонки (vacuum
residue desulfurizers – VRD). В процессах гидроочистки
в качестве катализатора обычно применяют молибдаты
никеля и кобальта (CoMo), (NiMo), и в редких случаях
используют вольфрамат никеля NiW, на носителе, в качестве которого применяют гамма-оксид алюминия.
Катализаторы процессов гидроочистки должны
быть сульфидированы для того, чтобы быть активными при удалении металлов, серы и азота, и при насыщении олефинов и ароматических углеводородов. В
процессе эксплуатации катализаторы претерпевают
физико-химические изменения, приводящие к потере
их каталитической активности, то есть катализаторы
подвергаются необратимой дезактивации. Дезактивация
обуславливается коксованием, отравлением катализатора металлами, сокращением активных металлов
и спеканием. В конце своего жизненного цикла, отработанный катализатор может быть регенерирован, и
после восстановления каталитической активности он
может использоваться в этой же самой технологической
установке или в другой с менее тяжелыми условиями
эксплуатации.
Как следует из производственного опыта, регенерированные катализаторы гидроочистки пригодные
для многократного использования должны иметь, по
крайней мере, 80–85 % свободной удельной поверхности катализатора и иметь низкий уровень металлических примесей. Отработанные катализаторы с
высоким содержанием металла не могут быть регенерированы и использованы повторно, как, например,
катализаторы гидроочистки, используемые в ARD,
VRD, гидрокрекинге с предварительной гидроочисткой, комплексах гидроочистки вакуумного газойля,
и гидроочистки исходного сырья нафты и газойля.
Металлические загрязнители, остающиеся на катализаторе гидроочистки после регенерации, при61
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
водят к снижению активности катализатора из-за
мало восстановленной удельной поверхности. Чтобы
использовать регенерированный катализатор с металлическим загрязнителем, наружный слой катализатора должен быть подвергнут вакуумной обработке и
удален. Табл. 1 суммирует общие металлические загрязнители и их критические уровни. Катализаторы,
в которых металлические загрязнители выше допустимой нормы, считаются не регенерируемыми и
повторное их использование не рентабельно. Однако
всегда лучше связаться с предприятием-поставщиком,
чтобы уточнить критические уровни металлических
примесей для их катализаторов.
В большинстве установок гидроочистки, в верхней части реактора используется защитный слой
для снижения перепада давления и защиты главного катализатора гидроочистки от загрязнения.
Восстанавливать защитный слой катализатора считается экономически невыгодным.
Катализаторы гидроочистки со значительной
потерей удельной поверхности не регенерируются. Катализаторы, используемые в установках гидроочистки бензина легкой фракции прямой гонки,
установок гидроочистки бензина, установках FCC
пост-очистки бензина, гидроочистки керосиновых
фракций, гидроочистки дизельного топлива и комплекса гидроочистки вакуумного газойля, могут быть
регенерированы и использованы повторно.
Чтобы оправдать использование регенерированных катализаторов гидроочистки, регенерированные катализаторы должны иметь хороший предел
прочности при сжатии, длину частиц и достаточную
активность и стабильность для обеспечения нормального эксплуатационного ресурса.
Промышленная практика. Катализаторы гидроочистки обычно регенерируются один или два раза и
повторно используются в тех же самых установках
или в подходящих установках с менее тяжелыми
условиями эксплуатации. Большинство регенераций
проводятся в «ex-situ», так как регенерация «ex-situ»
обеспечивает лучшую регенерацию, чем «in-situ».
Некоторые нефтеперерабатывающие заводы регенерируют катализаторы гидроочистки «in-situ»,
если у них нет регенерационных установок. Для
«in-situ» регенерации невозможно контролировать
температуру процесса и получить нужный результат.
Следовательно, может произойти спекание и агломерация металлов, приводящая к значительной потере
активности. Регенерированные катализаторы могут
быть повторно использованы в той же установке
или могут быть выведены на каскад менее жестких
установок. Это хорошая синергия – использовать
новые катализаторы гидроочистки в тяжелых условиях эксплуатации, в таких как: установки дизельного топлива со сверхнизким содержанием серы
(ultra-low-sulfur diesel – ULSD) и т.д., и использовать
регенерированные катализаторы в менее тяжелых
условиях эксплуатации, таких как установки гидроочистки бензина, очистки керосиновых фракций,
гидроочистки дизельного топлива и т.д.
Регенерированный катализатор гидроочистки.
При полном восстановлении катализатора гидроочистки, эффекты каждой «ex-situ» регенерации
приведены в табл. 2. Новые поколения катализаторов
гидроочистки с активными центрами типа II требуют дополнительного этапа восстановления, помимо
сжигания кокса, для восстановления большей части
активности до 90 %; в обычных этапах регенерации
будет восстановлено только около 70 % активности
катализаторов гидроочистки нового поколения. Этот
дополнительный этап может быть дорогостоящим, и
только с помощью экономического анализа можно
решить продолжать ли этот дополнительный этап
восстановления.
Экономическое обоснование. Стоит ли использовать регенерированный или новый катализатор
– на этот вопрос ответит экономическое заключение. Главные факторы для принятия решения следующие:
• стоимость процесса регенерации;
• стоимость нового катализатора;
• влияние короткого производственного цикла
на стоимость технического обслуживания и производственных затрат;
• преимущества новых катализаторов.
Когда регенерированный катализатор используется в менее жестких условиях эксплуатации,
экономическое обоснование будет благоприятным
до тех пор, пока регенерированные катализаторы
могут соответствовать необходимым техническим
характеристикам. Если регенерированный катализатор используется в такой же производственной
установке, то должны быть приняты во внимание
экономическое влияние более короткого производственного цикла и возможные выгоды новых и
качественных (лучших) катализаторов.
Примеры гидроочистки. Один из нефтеперерабатывающих заводов имел на своем товарном складе
примерно 70 т использованного катализатора гидроочистки дизельного топлива. Эта партия катализатора использовалась в течение пяти лет только для
гидроочистки дизельного топлива, никогда не была
Таблица 1. Критические уровни стандартных металлических
загрязнителей
Таблица 2. Эффект каждой регенерации на свойства
и показатели катализатора гидроочистки
Загрязнители
Натрий
Кремний
Никель + Ванадий
Критические уровни, мас. %
0,2
1
1
Мышьяк
0,1
Железо
1
62
Фактор
Потери, %
Площадь поверхности
Активность
Продолжительность цикла
Предел прочности при сжатии
Выход готового продукта
~10
~10
~10
Незначительные
Незначительные
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 июль • 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
Таблица 3. Стоимость покупки «свежего катализатора»1
Описание
Стоимость, долл/кг
Стоимость катализатора
Расходы на транспортировку2
Выгоды потенциальной продажи3
Итого
1
2
3
19,14
0,35
–0,40
19,09
Исходя из 70 т катализатора
От обычной производственной площадки в Европе или западного побережья США
Если продано для восстановления металлов
регенерирована и повторно использована в других
производственных установках. Аналитические данные показывают, что регенерированный катализатор
возвращает 85–90 % площади удельной поверхности
свежего катализатора, обладает хорошим пределом
прочности при сжатии, при низкой металлической
загрязненности. Эта партия катализатора может быть
регенерирована и использована повторно в процессах
бензиновой и керосиновой гидроочистки, удовлетворяя техническим условиям типового процесса. Что
и было соответственно рекомендовано.
Была определена экономическая эффективность
использования этой партии регенерированного катализатора. Классификация затрат для стоимости
нового катализатора и регенерированного катализатора суммирована соответственно в табл. 3 и 4.
Допуская 5%-ную потерю во время процесса регенерации, общая сумма экономии использования
этой партии регенерированного катализатора гидроочистки в менее тяжелых условиях эксплуатации,
по имеющимся оценкам превышает 1 млн долл.
КАТАЛИЗАТОРЫ ГИДРОКРЕКИНГА
Установки гидрокрекинга обычно включают секции
гидроочистки и гидрокрекинга. Катализаторы гидроочистки используются в аппарате предварительной
очистки для удаления азота, металлических и серных
примесей из исходного сырья. Азотные соединения
являются временными ядами, для нисходящего потока
катализаторов гидрокрекинга и могут ингибировать
реакции гидрокрекинга. Таким образом, соединения
азота должны быть удалены в аппарате предварительной
очистки гидрокрекинга.
Катализаторы гидроочистки нефтяного сырья, используемые в аппарате предварительной очистки гидрокрекинга основаны на универсальной композиции NiMo
либо NiW на носителе, в качестве которого применяют
Таблица 4. Затраты на регенерированный катализатор*
Описание
Стоимость регенерированного
катализатора
Удаление поверхностного слоя
Просеивание
Сортировка по длине
Транспортные расходы
Итого
Затрата, долл/кг
1,60
0,4
0,15
0,30
0,12
2,57
*Исходя из 70 т катализатора
гамма-оксид алюминия. В состав катализаторов гидрокрекинга входят NiMo и NiW, основанные на аморфном
крекирующем компоненте, таком как алюмосиликат,
и на цеолитном крекирующем компоненте. Для максимальной эффективности и катализаторы предварительной очистки и катализаторы гидрокрекинга должны
быть сульфидированы. Во время этого процесса катализаторы предварительной очистки и гидрокрекинга могут
быть необратимо дезактивированы коксообразованием,
отравлением металлами, сокращением каталитически
активных металлов и спеканием. Тем не менее, отработанные катализаторы гидрокрекинга и предварительной
очистки, могут быть регенерированы с восстановлением
их активности и использованы повторно. Для полной
регенерации, уровень металлических загрязнителей на
восстановленном катализаторе не должен превышать
критический уровень, как показано в табл. 1.
Промышленная практика. Катализаторы предварительной обработки гидрокрекингом обычно
регенерируются один раз или никогда. Если катализатор предварительной очистки надо восстановить, верхний слой катализатора может быть снят
и затем удален из-за высокого содержания металла.
Активность катализатора предварительной очистки
обычно является «помехой» в установке гидрокрекинга. Регенерированный катализатор предварительной
очистки обычно используется в менее тяжелых условиях эксплуатации вместо возврата для эксплуатации
в установках гидрокрекинга.
Новое поколение катализаторов гидрокрекинга и
предварительной очистки с активными центрами типа
II требует дополнительный этап восстановления, чтобы
вернуть 90 % свой активности. Этот дополнительный
этап может потребовать высоких затрат. Принять ре-
Таблица 5. Влияние регенерации на свойства и работу катализатора гидрокрекинга
Фактор
Удельная поверхность
Активность
Продолжительность цикла
Потери, %
15–30*
10
10–15
Прочность при сжатии
Выход продукта
Незначительные
1–2 % объема для среднего дистиллята
0,5–1 % объема для С5+ жидкость
Высота некоптящего пламени реактивного топлива (1–2 мм)
Цетановое число дизельного топлива (1–2)
Качество продукта
*Потери удельной поверхности на цеолитсодержащий катализатор гидрокрекинга после регенерации может быть столь же высоким как 30 %
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
63
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
шение о реализации дополнительного этапа можно
только проведя экономический анализ.
Несколько нефтеперерабатывающих заводов регенерировали свой катализатор гидрокрекинга только один
раз. Немногие НПЗ регенерировали катализатор более
одного раза. Большинство переработчиков даже и не
регенерировали катализатор, а сразу покупали новый,
в силу экономических причин – издержки вследствие
сокращения производительности выше, чем цена нового
катализатора.
По сравнению с цеолитсодержащими катализаторами гидрокрекинга, аморфные катализаторы имеют
меньшую активность и более высокую селективность
для дистиллятов. При регенерации катализатора гидрокрекинга, происходит разрушение кислотных центров.
Как правило, цеолитсодержащие катализаторы имеют
намного больше кислотных центров по сравнению с
катализаторами аморфного типа. Поэтому, цеолитсодержащие катализаторы несут более низкую потерю активности, чем аморфные катализаторы во время процесса
регенерации.
Если отложение кокса чрезвычайно высоко, как принято для установок с жесткими режимами эксплуатации,
то бывает сложно контролировать температуру горения
во время процесса регенерации. Это может привести
к агломерации металлов, и уменьшению гидрирования
продуктов. Этот феномен следует рассматривать в установках, где качество продукта является ключевым
эксплуатационным параметром, т.е. в установках производящих реактивное топливо международного стандарта
Jet-A-1. Большинство регенераций проводятся «ex-situ».
Согласно исследованию, и NiMo- и NiW- катализаторы
гидрокрекинга могут быть регенерированы.
Регенерированные катализаторы гидрокрекинга.
Табл. 5 суммирует влияние тщательно регенерированного катализатора гидроочистки.
Экономическое обоснование. Использование регенерированного или свежего катализатора гидрокрекинга
зависит от экономического анализа. Главные факторы
для принятия решения следующие:
• стоимость регенерации и состав катализатора;
• стоимость свежего катализатора;
• влияние короткого производственного цикла на
стоимость технического обслуживания и производственные затраты;
Таблица 6. Выходы продукта и сравнение объема*
Продукт
C1, мас. %
C2, мас. %
LPG
LN
HN
Kero
LDO
HDO
Bleed
*
Свежий
катализатор, об. %
0,61
0,66
9
15
40
17
17
16
0,61
Один раз
регенерированный
катализатор, об. %
2,76
2,91
9
16
41
16
12
15
1
Исходя из скорости подачи установки гидрокрекинга 29 500 брл/сут
64
• стоимость уменьшенного выхода готового продукта и качество благодаря регенерации;
• выгоды от использования нового катализатора
гидрокрекинга благодаря более длинному эксплуатационному циклу и высокому выходу продукта.
Затраты или выгоды для каждого фактора определяются спецификой того или иного нефтеперерабатывающего комплекса и соответственно должна
быть оценена экономическая эффективность.
Пример гидрокрекинга. Один из нефтеперерабатывающих заводов использовал регенерированный
катализатор гидрокрекинга в своих установках для
гидрокрекинга. При одинаковом конверсионном
цикле в 99 %, продолжительность эксплуатации катализатора составила 19 мес, регулируя скорость
подачи деасфальтированной нефти (deasphalted oil
– DAO). Скорость подачи DAO была уменьшена
приблизительно до 700 брл/сут для катализаторного
цикла первой регенерации по сравнению с производственным циклом свежего катализатора. Обычный
выход продуктов для цикла свежего катализатора и
цикла катализатора первой регенерации показаны
в табл. 6.
Чтобы сравнить экономические показатели использования цикла свежего катализатора гидрокрекинга с катализаторным циклом первой регенерации была произведена экономическая оценка.
Рассматриваемые экономические факторы включали
стоимость свежего катализатора, регенерацию, состав катализатора, наряду с ценностью продукта и издержками переработки DAO. Экономическая оценка
показала, что свежий катализатор гидрокрекинга
превосходит по своим эксплуатационным качествам
регенерированный один раз катализатор, с экономией в миллионы долларов в течение 19-месячного
эксплуатационного ресурса. В этом случае, вместо
регенерированного катализатора должен быть использован свежий катализатор.
КАТАЛИЗАТОРЫ РЕФОРМИНГА НАФТЫ
Катализаторы полурегенеративного реформинга
нафты содержат хлорированные платину и рений
(Pt и Re) или несколько хлорированных металлов
содержащих (Pt и Re) в качестве активных компонентов на гамма-оксиде алюминия. Во время процесса реформинга, эти катализаторы могут быть
необратимо дезактивированы коксообразованием,
Таблица 7. Влияние каждой регенерации на свойства
и производительность катализаторов полурегенеративного
реформинга нафты
Фактор
Потери, %
Удельная поверхность
Активность
Продолжительность цикла
Прочность при сжатии
Выход продукта реформинга и
гидрогенизации1
<5 %
<1 °С
Незначительные
Незначительные
Незначительные
1
Изменение выхода продуктов реформинга и гидрогенизации незначительно,
пока SA выше требуемого минимума
№7 июль • 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
Конец цикла катализатора
Удовлетворяет ли SA
регенерированного
катализатора техническим
требованиям уровня
металлических загрязнений
и прочности при сжатии?
Нет
Восстановите Pt катализатора
полурегенеративного реформинга
нафты или продайте отработанный
катализатор для металлического
восстановления. Используйте
свежий катализатор.
Нет
Да
Экономическая
оценка
благоприятна для
регенерированного
катализатора?
Да
Регенерируйте
отработанный
катализатор
для повторного
использования
Диаграмма процесса принятия решения для использования
регенерированного катализатора
агломерацией активных металлов, образовывающимся спеканием, либо отравлением металлами.
Катализаторы полурегенеративного реформинга
нафты могут быть полностью регенерированы для
восстановления их активности. Это является обычной практикой, когда катализатор регенерируется
«in-situ», и может быть повторно использован в нескольких производственных циклах. Регенерация
происходит с целью удаления кокса, повторного
диспергирования Pt и Re и определения нужного
баланса хлорида для восстановления активности и
стабильности. На сегодняшний день не существует
«ex-situ»-регенерационных установок для восстановления использованного катализатора полурегенеративного реформинга нафты.
Промышленная практика. Число регенераций, которые нефтеперерабатывающая промышленность проводит на катализаторах полурегенеративного реформинга
нафты, варьируется от 3 до 28, со средним значением
10–12. Рекомендуется, чтобы нефтепереработчики,
сбрасывали, просеивали и перегружали катализатор
каждую третью регенерацию. Все регенерации проводятся «in-situ», и все катализаторы полурегенеративного
реформинга нафты (содержащие два или три металла) могут быть успешно восстановлены. Эмпирически
определено, что катализаторы полурегенеративного
реформинга нафты должны иметь минимальную удельную поверхность (surface area – SA) для экономичного
повторного использования. Минимальная SA, необходимая для хорошей дисперсии металлов и удержания
хлорида, составляет 120–150 м2/г, в зависимости от
происхождения.
Эффект регенерированного катализатора. Если
катализатор соответствующим образом восстановлен,
эффекты каждой регенерации будут такими, как показано в табл. 7.
Примите к сведенью, что сокращение SA после каждой регенерации не линейно. Первоначально, сокращение SA достаточно высоко, но сглаживается по мере
возрастания числа регенераций. Активность катализатора может продолжаться до тех пор, пока площадь поверхности катализатора выше минимума, необходимого
для обеспечения хорошей дисперсии Pt и Re.
Экономическое обоснование. Использовать или нет
регенерированный или свежий катализатор полурегенеративного реформинга нафты зависит от экономического решения. Главные факторы для принятия
решения следующие:
• стоимость свежего катализатора;
• затраты на использование драгоценных металлов
во время процессов восстановления;
• эксплуатационные потери из-за процесса регенерации;
• влияние короткого эксплуатационного цикла на
стоимость технического обслуживания и производственных затрат;
• стоимость сокращенных продуктов реформинга
и деструктивной гидрогенизации;
• преимущества нового катализатора полурегенеративного реформинга нафты благодаря более длинному эксплуатационному циклу и высокому выходу
продукта.
Большинство нефтепереработчиков заменяют свои
полурегенеративные катализаторы, когда катализатор
не в состоянии обеспечить необходимый уровень работы, в основном потому, что SA катализатора ниже
минимального требования сохранения нормальной
активности, или был разработан новый катализатор,
который может обеспечить большую эффективность,
чем уже существующий.
Общепринятые методы работы и пример метода
работы в частной компании. Табл. 8 суммирует методы эксплуатации регенерированных катализаторов
процессов нефтепереработки, нефтеперерабатыва-
Таблица 8. Сравнение частоты проведения обычной регенерации
Тип катализатора
Гидроочистка
Предварительная очистка для установки
гидрокрекинга
Гидрокрекинг
Полурегенеративный риформинг
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
Нефтеперерабатывающая
промышленность
Крупная ближневосточная
нефтяная компания
Один или два раза
Ноль
Ноль или один раз в условия
эксплуатации с более мягкими
режимами
От нуля до одного раза
Ноль
До трех раз
10–12 раз
До 10 раз
65
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
ющей промышленности в целом и крупной ближневосточной нефтяной компании в частности.
Компания поддерживает общемировую практику
использования катализатора полурегенеративного реформинга нафты. Однако компания не использует регенерированный катализатор гидроочистки, как это делает
большинство НПЗ. Компания регенерирует катализатор
гидрокрекинга до трех раз, в сравнении с одноразовой
регенерацией принятой в нефтяной промышленности.
Процесс принятия решений. Технологическая схема
процесса принятия решения для использования регенерированного катализатора показана на рис. В конце
катализаторного цикла, если свойств катализатора, такие как площадь поверхности, уровень металлических
загрязнений и прочность при сжатии могут соответствовать требованиям подрядчика (поставщика), проводится экономическая оценка, чтобы определить какой
катализатор необходимо использовать – свежий или
регенерированный. В противном случае используйте
свежий катализатор и восстановите Pt катализатора полурегенеративного реформинга нафты или продайте
отработанные катализаторы процессов гидропереработки
для восстановления металла.
Если экономическая оценка для использования регенерированного катализатора положительна, регенерируйте отработанный катализатор для повторного его
использования в будущем. Если нет, используйте свежий
катализатор и восстановите Pt катализатора полурегенеративного реформинга нафты или реализуйте отработанные
катализаторы процессов гидропереработки.
РЕКОМЕНДАЦИИ
Сравнение практических методик нефтеперерабатывающей промышленности и крупной ближневосточной
нефтяной компанией, показывает, что компания могла
бы использовать регенерированный катализатор гидроочистки и, возможно, катализаторы предварительной
очистки и гидрокрекинга, в менее тяжелых условиях
эксплуатации и регенерировать катализатор гидрокрекинга до одного раза. Оптимальное число регенераций
каждого катализатора процессов нефтепереработки,
должно быть определено полноценной экономической
оценкой, которая рассматривает определенные ситуации
для каждого нефтеперерабатывающего комплекса.
Так как за последние годы цены на металл – основу катализатора (Co, Ni, W и Mo) только повышались,
специалисты заинтересованы в покупке отработанных
катализаторов гидроочистки и гидрокрекинга для восстановления металлов. Для защиты окружающей среды
рекомендуется, чтобы нефтеперерабатывающие заводы
проводили продажу отработанных катализаторов гидроочистки и гидрокрекинга специалистам по восстановлению металлов или производителям катализаторов для
регенерации или их утилизации, если эти катализаторы
не пригодны для повторного использования в установках
нефтепереработки.
Условные обозначения
Co – кобальт
Mo – молибден
Ni – никель
Pt – платина
W – вольфрам
Re – рений
Перевела В. Залесская
Dr. Gene J. Yeh (Дж. Дж. Йе), дипломированный инженер, имеющий
право заниматься профессиональной деятельностью в шт. Луизиана.
Имеет степень бакалавра в области химического машиностроения и
степень магистра и доктора в области химических технологий и технологий снабжения горючим. Д-р Gene J. Yeh имеет более чем 22-летний
опыт работы в области нефтепереработки, производства катализаторов и научно-исследовательской работы в области охраны окружающей среды. В настоящее время г-н Gene J. Yeh работает на должности
технического специалиста отдела автоматизации систем управления
технологическими процессами в компании Saudi Aramco в г. Дахран,
Саудовская Аравия. Его сфера деятельности включает выбор катализаторов и абсорбентов, производственные установки для получения
водорода, процессы гидрообработки и реформинга нафты.
РЕГИОНАЛЬНЫЕ НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
БЛИЖНИЙ ВОСТОК
Holding Sonatrach Raffinage et Chimie, SPA и Total
Petrochemicals Arzew SAS выбрали для своего совместного предприятия в Арзу (Алжир) технологию
производства моноэтиленгликоля (monoethylene
glycol – MEG), разработанную Scientific Design Co.
(SD). Производительная мощность завода составит
550 тыс. т/год. Проект включает лицензирование технологии, разработку процесса, техническую поддержку, ввод в эксплуатацию и первоначальное производство.
Ras Laffan Liquefied Natural Gas Co., Ltd. (3) объявила о завершении этапа 7 проекта Ras Laffan Industrial
City в Катаре. Ras Laffan 3 Этап 7 – это четвертая установка по сжижению природного газа с производительной мощностью 7,8 млн т/год. Проект был реализован
совместным предприятием, созданным Qatar Petroleum
и ExxonMobil за 12 месяцев. Производственная мощ66
ность новой установки аналогична Ras Laffan 3 Этап 6,
которая была сдана в эксплуатацию в октябре 2009 г.
Газ на обе установки будет поставляться с месторождения Норт-Филд, запасы которого оцениваются в 900
трлн фут3 природного газа.
ЮЖНАЯ АМЕРИКА
Braskem и Novozymes объявили о заключении партнерских соглашений с целью производства полипропилена из сахарного тростника. Компании планируют
производить биотопливо на основе технологии брожения, разработанной Novozymes и экспериментальной
химической технологии Braskem. В настоящее время
Braskem производит из сахарного тростника примерно 200 тыс. т/год полиэтилена (на заводе в Бразилии). В
качестве биологического сырья Novozymes производит
ферменты, которые затем перерабатываются в акриловую кислоту.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 июль • 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
ПЕРЕХОД НА ДИЗЕЛЬНОЕ
ТОПЛИВО
T. Stockle, T.Knight, Foster Wheeler, Рединг, Беркшир, Великобритания
Предлагается выбор технологий, обеспечивающих высокоэффективные пути увеличения
производства дизельного топлива и ограничения производства бензина
Наряду с потребностями в бензине использование
дизельного топлива продолжает расширяться. Поэтому
перед производителями ставится задача улучшить состав
дизельного топлива, поступающего с завода к потребителям.
Авторы статьи предлагают исследование нескольких
вариантов, чтобы продемонстрировать преимущества
некоторых технологий, связанных с расширением производства дизельного топлива по отношению к бензину.
Рассматриваются такие показатели, как выбор сырой
нефти, оптимизация границ кипения фракций, улучшение регенерации дизельного топлива с установки
вакуумной дистилляции (vacuum distillation unit – VDU),
модернизация установки каталитического крекинга
(fluid catalytic cracking – FCC), технологии для получения сжиженного нефтяного газа (liquefied petroleum
gas – LPG) и превращение бензина в нефтехимические
продукты. Будут проанализированы преимущества и
недостатки каждой технологической схемы, а также
включены вопросы капитальных и эксплуатационных
затрат, влияния на общий выход продукции и выбросов
углеводородов.
РЫНКИ БЕНЗИНА И ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА
На рис. 1 показана динамика развития европейских
рынков бензина и дизельного топлива с 1990 по 2005 гг.,
выполненная Wood Mackenzie. Чтобы проиллюстрировать влияние этих рынков на заводы, на рис. 2 отражено
соотношение объемов производства дизельного топлива
к бензину, имеющееся в Европе.
Несколько показателей, выявленных в процессе исследования, способствуют повышению производства
дизельного топлива (или уменьшению производства
бензина), в особенности, получению требуемого отношения дизельного топлива к бензину. Эти показатели
включают следующее:
• сырье и выбор границы кипения фракции;
• улучшенная регенерация дизельного топлива;
• целевое производство дизельного топлива на FCC;
• повышение качества остаточных продуктов;
• превращение LPG и нафты в дизельное топливо;
• превращение бензина в нефтехимические продукты.
Каждая из представленных позиций будет рассмотрена. Также будут исследованы параметры, которые
могут влиять на баланс завода и потенциал достижения
100%-ного выхода дизельного топлива.
СЫРЬЕ И ВЫБОР ГРАНИЦЫ КИПЕНИЯ ФРАКЦИИ
Сырье, очищенное на нефтеперерабатывающем заводе, и границы раздела фракций, используемые при
разделении фракций, могут оказывать значительное
влияние на производство дизельного топлива на заводе.
Дизельное топливо производится из двух видов сырья:
сырой нефти прямой перегонки (straight-run – SR) при
температуре 150–360 °C и дизельного топлива, полученного при облагораживании вакуумного газойля (vacuum
gasoil – VGO) или остатков. На рис. 3 проиллюстрировано влияние различного сырья на выход дизельного
топлива.
Из-за технических условий
Отношение дизельного топлива к бензину
Потребности в бензине и дизельном топливе в Европе
Бензин
Дорожное ДТ
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Отношение дорожного
дизельного топлива к бензину
Недорожное ДТ
Рис. 1. Европейский рынок дизельного топлива и бензина
(Источник: Wood Mackenzie, Zorg)
Т
Суммарное отношение
дизельного топлива к бензину
№7 • июль 2010
Рис. 2. Отношение дизельного топлива к бензину в Европе
(Источник: Wood Mackenzie – 2009)
67
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
Таблица 1. Влияние границы раздела фракций на выходы
бензина и дизельного топлива
Таблица 2. Влияние выхода бензина
Продукт
LPG
Бензин
Керосин
Дизельное топливо
Жидкое топливо
Дизельное топливо/бензин
Максимальный выход,
мас. % на сырье
Бензин
Дизельное
топливо
2,90
2,65
38,73
37,02
0
0
28,78
31,81
23,20
23,31
0,75
0,86
Максимизация выходов дизельного топлива путем
выбора правильных границ раздела фаз в пределах завода
является также важным моментом. В табл. 1 представлен
общий баланс массы для установки каталитического
крекинга, где изменения являются модифицированными
границами раздела фаз.
УЛУЧШЕНИЕ РЕГЕНЕРАЦИИ
ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА
На многих нефтеперерабатывающих заводах технические условия точки кипения конечного цикла ограничивают объем производства дизельного топлива.
Поскольку дизельное топливо является самой тяжелой
фракцией, производимой на установке сырой нефти,
достаточно сложно достигнуть хорошей сепарации
между дизельным топливом и остаточным погоном.
Переброс тяжелых остатков в дизельную фракцию
может ограничить регенерацию дизельного топливо
и уменьшить его выход.
Механизм системы установки таков, что сложно добиться хорошей сепарации между тяжелыми остатками
установки; допуская, что некоторое количество дизельного топлива «проскользнуло» в вакуумную установку
и, регенерируя легкий вакуумный газойль (light vacuum
gasoil – LVGO), можно достигнуть хорошей сепарации между LVGO и VGO, так как она осуществляется
в верхней части колонны. Большая часть дизельного
топлива регенерируется до того, как будет достигнуто
ограничение точки кипения.
Это может привести к получению 1–2%-ного регенерированного сырья в дизельном топливе вместо того,
чтобы поступать в установку облагораживания VGO.
Фактическое влияние сырья на отношение бензина к
дизельному топливу будет зависеть от характеристики
установки и от достаточного качества сепарации на
заводе.
ПРОИЗВОДСТВО ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА НА FCC
Внимание многих европейских нефтепереработчиков обращено на улучшение выхода дизельного
топлива с установки облагораживания VGO. Чаще
всего имеется ввиду легкий рецикловый газойль (light
cycle oil – LCO), который в смешении с дизельным
топливом дает не очень хороший результат. Такой
продукт часто имеет низкое цетановое число и высокую плотность.
Однако для большинства нефтепереработчиков
LCO имеет больше положительных качеств. В 2010 г.
68
LPG
Бензин
Керосин
Дизельное топливо
Жидкое топливо
Дизельное топливо/бензин
Максимальный выход,
мас. % на сырье
Бензин
Дизельное
топливо
2,90
38,73
0
28,78
23,20
0,75
6,45
27,19
0
37,73
22,37
1,39
особое внимание лицензиаров FCC уделяется этой
области и, в особенности, поискам идеального сочетания высокого пропилена и высокого LCO, которые
имеют тенденцию взаимно исключающих продуктов
на традиционной установке FCC.
Эта проблема освещается во многих публикациях и
не будет рассматриваться детально. Однако для иллюстрации возможного влияния оптимизированных выходов
FCC, в табл. 2 приведен суммарный баланс массы для
стандартной установки FCC, в которой процесс направлен на получение бензина и дистиллятов.
ОБЛАГОРАЖИВАНИЕ ОСТАТОЧНЫХ ПРОДУКТОВ
Чтобы увеличить выход дизельного топлива, следует
найти дополнительную мощность облагороженных остатков внутри завода. В число таких установок входят:
• FCC;
• гидрокрекинг;
• гидрокрекинг остаточных продуктов;
• коксование.
В табл. 3 приведены в сравнении сланцевые продукты, полученные в комбинации нескольких их приведенных облагороженных остаточных продуктов. На
многих нефтеперерабатывающих заводах основная
установка облагораживания VGO уже имеется, и в
настоящее время ставится вопрос выбора другой системы облагораживания, заключающейся в комбинации с установкой FCC. Комбинируя FCC с системой
Потенциальный выход дизельного топлива
Продукт
VGO
Дизельное топливо
тяжелое
легкое
легкое
Рис. 3. Точки кипения углеводородов
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 июль • 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
Таблица 3. Влияние облагороженных остаточных продуктов на выход дизельного топлива
Продукт
Выход, мас. % на сырье
Макс. бензин
FCC + VIS
HCK + VIS
FCC + COK
2,90
38,73
0
28,78
23,20
–
0,75
0
19,25
5,13
47,76
22,34
–
2,5
3,06
39,15
0
43,91
0
6,68
1,12
LPG
Бензин
Керосин
Дизельное топливо
Жидкое топливо
Кокс
Дизельное топливо/бензин
конверсии вакуумных остаточных продуктов, можно
значительно улучшить выход дизельного топлива и отношение дизельного топлива к бензину путем коксования
и гидрокрекинга остаточных продуктов (см. табл. 3).
В другом варианте можно добавить систему гидроочистки (hydrotreater – HDT) VGO. Если гидроочистка
VGO работает как мягкий гидрокрекинг, можно получить некоторое количество дизельного топлива и также
улучшить качество продукции FCC. Можно увеличить
выход VGO с завода путем добавления, например, установки коксования или установки деасфальтизации масел
селективными растворами (solvent deasphaling – SDA).
Тщательно сбалансированные дополнительные VGO и
конверсия VGO HDT позволят провести дополнительное облагораживание, хотя эти процессы в основном
выполняются на существующем оборудовании.
В табл. 4 приведены данные по выходам продукции
стандартной установки FCC в сочетании с установками VGO HDT и SDA/коксование может в дальнейшем
Таблица 4. Результаты работы с установкой SDA/коксование
Продукт
LPG
Бензин
Керосин
Дизельное топливо
Жидкое топливо
Дизельное топливо/бензин
Выход с установки,
мас. % на сырье
3,72
38,83
0
40,72
3,38
1,05
Точка кипения углеводородов
Точка кипения углеводородов, °C
n-Парафин
изо-Парафин
Нафтены
моно-Ароматика
поли-Ароматика
Олефины
Углеродное число
Рис. 4. Потенциальный выход дизельного топлива из сырья
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
FCC + RHCK
3,09
39,90
–
36,08
13,03
0,90
способствовать увеличению выхода дизельного топлива
на заводе.
Рассмотренные в данном разделе варианты потребуют
незначительных капитальных и относительно небольших
эксплуатационных затрат.
ПРОИЗВОДСТВО ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА
ИЗ LPG И БЕНЗИНА
На рис. 4 показаны пределы кипения некоторых
типичных углеводородов и потенциальной дизельной
продукции. Рассмотрены молекулы с атомами углерода
от 11 до 20, чтобы получить дизельное топливо. Также
необходимо предусмотреть технологии, при которых
C3–C10 превращаются в C11.
Несколько таких вариантов уже реализовано на заводах и в нефтехимической промышленности с целью
превращения LPG и ароматических углеводородов в
более тяжелые углеводороды. Внимание в основном
концентрируется на двух технологиях: олефиновой
олигомеризации/полимеризации и бензола/легкого
алкилирования ароматики.
Олигомеризация олефинов C3 и C4 для получения
смешанного бензина C6 или C8 является хорошо проверенной технологией. Вещества олефинового ряда требуют гидроочистки перед смешиванием с дизельным
топливом. Обработанный смешанный продукт имеет
высокое цетановое число и низкую плотность. В табл. 5
приведены сравнительные данные алкилирования и
олигомеризации для получения керосина и бензина.
Одним из основных ограничений этой технологии является то, что можно только преобразовывать олефины;
насыщенные продукты не поддаются конверсии.
При помощи этой технологии можно (доказано
промышленными испытаниями) получать олефины из
насыщенной продукции. Соединение их с процессом
олигомеризации позволит значительно увеличить глубину превращения LPG и выход дистиллятов.
Из промышленного опыта видно, что можно рециркулировать продукты C5–C8, полученные на установке
олигомеризации для производства керосина и, следовательно, можно использовать олефины C5–C8 как сырье,
полученное на другой установке завода, для увеличения
выхода продукции. Это создает некоторые проблемы,
так как технология олигомеризации чувствительна к
присутствующим примесям. Удаляя примеси до допустимого уровня, обычно стремятся насытить олефины.
Одним из вариантов может быть удаление примесей
и затем восстановление олефинов с применением тех69
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТыЕ ТОПЛИВа
нологии дегидрогенизации. Это обеспечивает потенциал
для увеличения выхода дистиллятов в дальнейшем, хотя
предлагаемая технология вызывает достаточно сомнений
и, кроме того, требует значительных затрат. На рис. 5–7
приведены варианты комбинаций олигомеризации и
дегидрогенизации с потоками FCC.
Вторым вариантом превращения LPG в керосин
является технология ароматического алкилирования.
Эта технология включает в себя несколько технологий,
основанных на алкилировании бензола (а также толуола и более тяжелых) с олефинами, что обеспечивает
потенциал для получения дистиллятов и бензинов.
Такие технологии включают процессы, применяемые
для снижения бензолов, чтобы получить алкилбензолы
с открытой цепью (linear alkyl benzene – LAB), а также
процессы для получения кумола. В то время, как эти
процессы используют для производства нефтехимической продукции, их можно рассматривать в различных
вариантах и при необходимости допустить «расстройку», чтобы максимизировать производство дистиллятов,
а не нефтехимических веществ высокой чистоты. На
рис. 8–9 показано традиционное производство кумола.
Такое производство может быть нацелено на максимальное получение дизельного топлива вместо того, чтобы
получать целевые химические продукты. Основные
изменения заключаются в следующем.
• Расширение пределов олефинового сырья.
Применение смеси LPG и даже олефинов с легкой
Таблица 5. Алкилирование в сравнении с олигомеризацией
Показатель
Выходы, мас. % на сырье
FCC
FCC и
алкилирование олигомеризация
LPG
2,90
4,41
38,73
33,04
0
0
Дизельное топливо
28,78
34,14
Жидкое топливо
23,20
22,20
0,75
1,03
Бензин
Керосин
Дизельное топливо/
бензин
нафтой; смеси олефинов и парафинов; смеси с ароматикой низкой чистоты, включая толуол и бензол.
• Допуск побочных продуктов и исключение их
конверсии. Устранение конверсии диизопропилбензола
(diisopropylbenzene – DIPB).
• Изменение отношения реагента для производства дизельного топлива высокого качества. Например,
повышение отношения олефинов к ароматике, с целью
увеличения количества производимого DIPB.
Водород
Легкая нафта
Дегидрогенизация
Насыщенный LPG
Дегидрогенизация
Насыщенный LPG
Ректификационная
колонна
Ректификационная колонна
Полимеры
Смешанный
LPG
Олигомеризация
Полимеры
Олигомеризация
Керосин
Керосин
Рис. 7. Олигомеризация с LPG и дегидрогенизацией легкой нафты
Рис. 5. Олигомеризация с рециркуляцией
Бензол
Водород
Дегидрогенизация
Ректификационная колонна
Насыщенный LPG
С3=
Кумол
Реактор
алкилирования
Полимеры
Смешанный
LPG
Олигомеризация
Ректификационная
колонна
Керосин
Рис. 6. Олигомеризация и дегидрогенизация LPG
70
DIPB
Реактор
Ректификационная колонна
Рис. 8. Традиционный процесс получения кумола
№7 июль • 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
Насыщенный LPG
DHD
AE
Ректификационная
колонна
Дизельное
топливо
Смешанная ароматика
Жидкое
топливо
Ректификационная
колонна
Реактор
алкилирования
Тяжелая ароматика
Жидкое
топливо
Смешанный LPG
AA
Кокс
Кокс в топливо
DHD
Рис. 9. Измененный процесс получения кумола
Если эти процессы будут модифицированы в процессы олефинов C5–C8 вместо того, чтобы использовать
LPG в качестве сырья, то станут возможны некоторые
интересные комбинации, касающиеся олигомеризации.
Например, легкая нафта и насыщенный LPG могут подаваться в установку дегидрогенизации; продукт смешивают
с олефиновым и направляют на установку олигомеризации.
Дистиллят с этой установки направляется на гидроочистку,
непрореагированный насыщенный рециркулируется в
установку дегидрогенизации, продукты C5–C8 частично
рециркулируют, а частично направляются на установку
алкилирования бензола, где взаимодействуют с бензолом,
толуолом и более тяжелыми ароматическими углеводородами, выделяемыми из продуктов реформинга. Если
произвести некоторые изменения в процессе то можно
количество бензина довести до нуля (рис. 10).
Технология, связанная с получением крайне небольшого объема бензина и конверсией LPG, несомненно, требует значительных капитальных затрат, но представляет
интерес для специалистов по своим целевым функциям.
Следует отметить, что, хотя практически получение бензина сводится к нулю, по представленной на рис. 10 схеме
можно получить водород с установки противоточной регенерации (undercurrent regeneration – CCR) и дополнительный водород с установки дегидрогенизации.
ПРЕВРАЩЕНИЕ БЕНЗИНА В АРОМАТИЧЕСКИЕ
ИЛИ НЕФТЕХИМИЧЕСКИЕ ПРОДУКТЫ
Окончательным вариантом изменения отношения
бензина к дизельного топливу является не увеличение
выхода дизельного топлива, а снижение выхода бензина.
Несомненный выбор в этом случае – использование нафты в системе получения бензольно-толуольно-ксилоловой
продукции (benzene-toluene-xylene – BTX) или в качестве
исходного сырья на крекинг-установке для получения
этилена и пропилена. Этот выбор требует значительных
вложений и диверсификации продукции (расширения
номенклатуры продукции), производимой заводом.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Рассмотрено достаточное число вариантов, соответствующих требованиям специалистов заводов. Многие из
нефтепереработчиков уже подобрали для себя определенный вариант. Чтобы гарантировать правильность выбора,
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
Рис. 10. Технологическая схема системы с нулевым выходом
бензина
DHD – дегидрогенизация; CCR – противоточная регенерация; AE –
увеличение ароматических углеводородов; AA – алкилирование
ароматических углеводородов; DHT – гидроочистка; HCK – гидрокрекинг; FCC – каталитический крекинг; Olig – олигомеризация;
VDU – установка вакуумной дистилляции; CDU – установка дистилляции с крекингом; NHT – подача нафты в установку DHD
соответствующего условиям завода, необходимо рассмотреть следующие факторы.
• Гарантировать, что стоимость выбранного проекта
реальна; получить обратную связь от проекта, чтобы
убедиться, что расчеты отражают текущие изменения
в стоимости, а также то, что в проекте предусмотрены
индивидуальные требования рынка.
•Подтвердить, что полученные рекомендации даны компанией, которая разбирается в рассматриваемой технологии,
и что мнение компании независимо и беспристрастно.
• Рассмотреть влияния любых изменений в системе
на другие системы завода, такие как утилизация и водородная система.
• Исследовать влияния всех изменений на выбросы
углеводородов.
Если определенная схема выбрана, и она соответствует требованиям конкурентоспособности, включающей и
наиболее экономичное решение, то можно значительно
увеличить выход дизельного топлива на заводе и даже
добиться стопроцентного выхода.
Перевел А. Степанов
Mike Stockle (М. Стокл), главный инженер Refining
Technology в насторящее время работает в Business
Solutions Group Foster Wheeler. В 1995 г. м-р Стокл
закончил университет в Ноттингеме и является
почетным инженером и членом IChemE. В компании Foster Wheeler занимается исследовательской
работой в сфере проектирования, модернизацией
оборудования, следит за изменениями на рынке
топлив и исполнением законодательства на заводах.
Tina Knight (Т. Найт), главный инженер-технолог в
Business Solutions Group (Рединг, Великобритания)
Foster Wheeler, занимается вопросами проектирования установок для нефтеперерабатывающих заводов,
линейным программированием и его внедрением на
заводах. В 2003 г. она получила степень магистра по
специальности химика-технолога, и с 2008 г. является
почетным инженером и членом IChemE.
71
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
КАТАЛИТИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА ВОДОРОДА
K. Schlögl, L. Xu, A. Düker, W. Kaltner, Süd-Chemie AG, Мюнхен, Германия
Приведены методы получения водорода
Водород есть и должен быть одним из наиболее
важных продуктов, применяемых на нефтеперерабатывающих заводах. Это не только увеличение спроса
на водород для различных хорошо известных целей.
Если смотреть глубже, то это постоянно увеличивающиеся потребности в водороде. То же справедливо
и для тяжелых высокосернистых нефтей. Поскольку
в целях минимизации капитальных затрат на новых
водородных установках должно быть размещено как
можно меньше оборудования, проектировать его
необходимо более компактно и с соответствующим
запасом прочности (рис. 1). В то же время требуется
более длительный цикл эксплуатации и более высокая
производительность.
Эти условия усугубляются необходимостью для
большинства нефтеперерабатывающих заводов работать при более низком запасе прочности и оптимизации таких процессов.
На таких установках катализатор является определяющим фактором для внедрения нововведений
поставщиками технологии. Поставщики технологии
для водородных установок обязаны оптимизировать
рабочие условия, определяемые окончательной схемой потоков процесса. Расчет окончательной схемы
процесса должен быть расширен за счет оптимальных
эксплуатационных параметров катализатора, который
определяет технологию водородной установки.
УГЛЕВОДОРОДЫ В ВОДОРОД
Конструкцией, представленной установки предусмотрены различные этапы производства от уг-
леводородов до водорода. Она рассчитана с учетом
основного внимания катализатору, непосредственно размещенному на установке. Особое внимание
уделено минимизации расхода водяного пара по
отношению к максимизации производства водорода. Все возможные схемы потоков анализируются,
рассчитывается выгода от каждого этапа.
Основное решение для паровой секции реформинга принимается независимо от того, предусмотрен ли предварительный реформинг, либо он
первоначально связан только с трубчатой печью.
Следующим нововведением является изменении
технологии, которая представляет конверсию с
высокотемпературным сдвигом (high temperature
shift – HTS) окиси углерода, либо конверсия HTS,
связанная с низкотемпературным сдвигом (low
temperature shift – LTS) окиси углерода, либо конверсия со среднетемпературным сдвигом (medium
temperature shift – MTS) окиси углерода. В случае
должен быть рассмотрен изотермический реактор.
СООТНОШЕНИЕ ЗАТРАТ
И ПРОИЗВОДСТВО ВОДОРОДА
Следует учитывать, что технологические схемы
потоков зависят от многих параметров, в том числе
затрат на сырье (в сравнении с затратами на газовое топливо). В случае дешевого углеводородного
сырья эффективность суммарной конверсии может
не быть такой высокой, так как не поддающиеся
превращению углеводороды применяют как газовое
топливо в основном реформинге. Эффективность,
связанная со стоимостью внутреннего (import) пара
по отношению с выгодами или отрицательными
сторонами вводимого извне (export) пара может
способствовать окончательному изменению схемы потока водородной установки; ее можно даже
Очистка
Рис. 1. Водородная установка в Neste Oil Oyi (Порво, Финляндия)
производительностью 155 000 м3/ч
72
Реформинг
HTS
PSA
Рис. 2. Общая диаграмма технологических потоков водородной
установки
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 июль • 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
Очистка
Реформинг
HTS
LTS
PSA
Рис. 3. Общая диаграмма технологических потоков для
водородной установки с реактором LTS
Реформинг
Очистка
MTS
PSA
Рис. 4. Общая диаграмма технологических потоков с реактором
MTS с секцией конверсии CO
Относительное производство водорода, %
PSA
HTS
Очистка
Предварительный Реформинг
реформинг
HTS
LTS
PSA
Рис. 8. Общая диаграмма технологических потоков с
предварительным реформигом и установками HTS и LTS
Предварительный Реформинг
реформинг
MTS
PSA
Рис. 9. Общая диаграмма технологических потоков с
предварительным реформингом и установкой MTS
HTS-LTS
MTS
Рис. 5. Относительное производство водорода
Рис. 6. Вид верхнего огневого обогрева основного реформинга
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Е
Предварительный Реформинг
реформинг
Рис. 7. Общая диаграмма технологических потоков с
предварительным реформингом и установкой HTS
Очистка
HTS
Т
Очистка
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
считать недействительной, что было основано на
минимальном числе оборудования или оптимальном
количестве вводимого извне пара.
Анализы схем некоторых различных потоков рассматриваются наряду с максимальной производительностью водорода и минимальным потреблением
пара. Исследуют схемы потоков с предварительным
реформингом и без него, с LTS и без него, с MTS и
без него. Преимущества и недостатки каждой системы должны обсуждаться.
Во всех случаях сырье является обессеренным
природным газом с одной и той же производительностью. Основной реформинг поддерживается
средним тепловым потоком с температурой на выходе 860 °C. Окончательная очистка во всех случаях
достигается абсорбцией при колебаниях давления
(pressure swing absorption – PSA).
СЛУЧАИ ИЗ ПРАКТИКИ
На рис. 2–4 представлены диаграммы потоков,
которые не включают предварительный реформинг, но с учетом основного реформинга. На рис.
2 показана одна из общих диаграмм для водородной установки с природным газом. Эта система
включает в себя основной реформинг, реактор
HTS и PSA. Диаграмма потока на рис. 3 добавляет
реактор LTS с нисходящим потоком установки
HTS. Секция конверсии CO на рис. 4 включает
реактор MTS.
73
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Относительное потребление пара, %
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
HTS
HTS-LTS
MTS
HTS
HTS-LTS
MTS
Предварительный реформинг
Относительное производство водорода, %
Рис. 10. Относительное потребление пара – все варианты
HTS
HTS-LTS
MTS
Относительное производство водорода, %
Рис. 11. Относительное производство водорода с использованием
предварительного реформинга
HTS
HTS-LTS
MTS
HTS
HTS-LTS
MTS
Предварительный реформинг
Рис. 12. Относительное производство водорода – все варианты
Первоочередной задачей является определение минимального количества пара, требуемое в процессе.
Ограничения для пара во всех трех случаях представляют минимальное отношение пар/углерод (steam/carbon
– S/C) на входе основного реформинга. Отношение
зависит от нескольких параметров, включая состав
сырья природного газа, средний тепловой поток печи,
рабочее давление, температуру на выходе и, конечно,
74
на катализаторе. При использовании современного
катализатора для реформинга отношение S/C может
составлять только 2,6–2,8 мол/мол. Если отношение
S/C ниже указанных пределов, то в трубах установки будет образовываться углерод, приводящий
к негативным последствиям, что хорошо известно
операторам, работающим на установке парового
реформинга.
Ограничения отношения S/C на входе в реформинг являются также обязательным правилом в
требованиях по минимальному количеству пара,
подаваемому к катализатору HTS. Все пригодные
с практической точки зрения катализаторы HTS
являются железо-хромо-окисными катализаторами,
которые сверх меры охлаждаются, когда значительно уменьшено отношение S/C, ниже возможных
пределов. Последствием такого «переохлаждения»
является образование более высоких углеводородов
и насыщение кислородом путем реакции FisherTropsh (FT). На входе в реформинг катализатор HTS
подавляет образование побочных продуктов через
«переохлаждение» при отношении S/C до 2,6 мол/
мол. В дальнейшем количество пара может быть
снижено без всякого негативного воздействия на
характеристику катализатора HTS.
Как показывают исследования, отношение S/C,
расход продукта и температура на выходе из реформинга сразу же фиксируются; производство
водорода зависит только от температуры на выходе
из реактора. Более низкая температура – более
выгодное равновесие по отношению к более низкой концентрации окиси углерода; таким образом,
производится больше водорода.
На рис. 5 приведены результаты расчетов.
Температура на выходе из реактора LTS приблизительно равна 80 °C, ниже чем из реактора MTS,
температура которого достигает 100 °C, но она
ниже температуры реактора HTS. Следовательно,
производство водорода максимально в последнем
реакторе с нисходящим потоком.
Чтобы в дальнейшем уменьшить необходимость
в подаче пара, предварительный реформинг можно объединить с секцией основного реформинга.
При этом снизятся требования к подаче пара на
входе основного реформинга, так как газ предварительного реформинга значительно легче, чтобы
функционировать в трубчатом реформинге, нагреваемым огнем (рис. 9).
Ограничения для минимального потребления
пара не устанавливаются в секции реформинга,
но они необходимы для катализатора. Даже лучший катализатор HTS не может работать при незначительном количестве пара, что возможно при
присоединении предварительного реформинга.
Этот недостаток объясняется присутствием железа,
которое является основой катализатора.
Катализаторы для конверсии углерода LTS и MTS
имеют медную основу и не ограничены требованиями к количеству пара. Однако это преимущество
не относится к установке HTS. Катализатор LTS с
нисходящим потоком реактора HTS способен работать при незначительном количестве пара. Однако
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 июль • 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
он является и катализатором HTS, что определяется
более высоким отношением S/C. Итак, установка
не будет влиять на требования к пару.
Диаграммы потоков на рис. 7–9 даются в сравнении с диаграммами рис. 2–4 с разницей в наличии
секции предварительного реформинга. Пара, поступающего в водородную установку, теперь требуется меньше, так как установка предварительного
реформинга может работать с сырьем природного
газа при отношении S/C до 0,5 мол/мол. На рис. 10
показаны результаты всех исследований. Подача
пара для случая с установкой HTS, в соответствии
с требованиями, должна составлять менее 25 %, в
случае с установкой MTS – менее 40 % в сравнении
с требованиями к работе системы без предварительного реформинга.
Экстремально низкое количество пара достигается только путем его разделения в индивидуальные
установки. Часть пара подается в предварительный
реформинг, остальная часть добавляется в качестве
восходящего потока в основной реформинг. Таким
образом, суммарное отношение S/C 1,6 мол/мол
может быть достигнуто на входе в основной реформинг. Такое низкое отношение S/C возможно
только при нисходящем потоке с катализатором
MTS на основе меди.
На рис. 7 и 8 в тех случаях, когда требования к
катализатору HTS ограничивают подачу пара, необходим дополнительный пар в установку HTS. Пар
подают в основной реформинг, чтобы достигнуть
S/C, равным 1,8 мол/мол.
На рис. 11 показана ситуация, когда в системе
с предварительным реформингом производство
водорода приблизительно составляет менее 20 % в
сравнении с системами, куда добавляется больше
пара.
На рис. 12 суммированы результаты для всех
случаев. Была поставлена задача найти систему
с абсолютным минимумом подачи пара. Это случай применения предварительного реформинга
и MTS.
Когда рассматривается потребление пара и сырья только как критерий, решение для применения
технологии принимается достаточно легко. Если
применяют более дешевое углеводородное сырье,
то процесс может быть менее эффективным, при
этом производится меньше водорода. Определенное
производство водорода требует приблизительно 20
% углеводородного сырья по диаграмме потоков
установки MTS по сравнению с диаграммой потоков, относящейся только к HTS. В то же время для
этого процесса требуется примерно менее 40 %
пара. Каждый блок характеризуется определенными
затратами пара и углеводородов; следовательно,
каждая система будет иметь различные результаты. Катализаторам необходимы определенные
оптимальные условия и разработанная методика,
которая будет влиять на выбор той или иной технологии.
На выбор технологии водородной установки
влияют многие факторы. Затраты на сырье, потребление пара и способ доставки пара должны быть
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
рассмотрены так же, как и затраты с учетом коэффициента сложности и надежности процесса или
гибкий подход к сырью. Абсолютно минимальное
потребление пара может быть достигнуто путем
введения в систему предварительного реформинга, основного реформинга и MTS. Максимальное
получение водорода достигается путем использования диаграммы потоков, охватывающей основной
реформинг и HTS. Большее потребление пара может быть компенсировано путем ввода пара извне.
Решения всех этих проблем получить достаточно
легко в любых проектах путем совместного сотрудничества поставщика технологии водородной установки, инженера-проектировщика-собственника
и поставщика технологии катализаторов.
Перевел А. Степанов
Kerstin Schlögl (К. Шлог), менеджер-технолог,
занимающаяся вопросами каталитической
технологии для компании Sьd-Chemie AG в
Мюнхене. Несколько лет она проводит исследования катализаторов в нефтеперерабатывающей и угольной отраслях. Д-р Шлог имеет
степень доктора по химии от Университета
Ульмы, Германии
Ling Xu, (Линг Ксу), менеджер-технолог, работает в области каталитической технологии для
компании Sьd-Chemie AG в Мюнхене. Она проводит исследования катализаторов для нефтеперерабатывающей и угольной отраслей. Д-р
Ксу занимается вопросами R&D, технического
обслуживания и продаж; имеет степень доктора
по химии от университета шт. Айова
Axel Düker (А. Дюкер), директор по продажам
каталитических технологий для нефтеперерабатывающей индустрии при компании Süd-Chemie
AG в Мюнхене. М-р Дюкер более восемнадцати
лет занимается проблемами катализаторов и его
профессиональная карьера связана с продажами
и техническим обслуживанием катализаторов, а
также с новым производством альтернативных
топлив синтеза Фишера-Тропша. Он имеет степень доктора от
Мюнхенского университета.
Wolfgang Kaltner (В. Катнер), работает в группе по продажам каталитических технологий в
компании Sьd-Chemie Ag в Мюнхене, а также
занимается проблемами проектирования водородных установок. Д-р Катнер имеет специальность
инженера-химика и получил степень доктора в
Мюнхенском университете.
75
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
УНИКАЛЬНАЯ ПЕРЕРАБОТКА
ПРИРОДНОГО ГАЗА
C. Baker, Anadarko Pinnacle Gas Treating Inc., Техас;
T. Barnette, Merichem Chemicals and Refinery Services LLC, Шаимбург, Иллинойс
Повышение эффективности затрат при высокой надежности процесса
За последнее десятилетие компания Anadarko
Petroleum эксплуатирует две системы удаления сероводорода в жидком окислительно-восстановительном
процессе переработки. Конечная цель – удаление серы
из аминового кислого газа вплоть до 40 тонн в сутки
(long tons per day – LTPD).
В 1996 г. Western Gas Resources применила процесс
жидкого окисления-восстановления для очистки аминокислотных газов. Первоначально Western Gas Resources
приобрела установку регенерации серы (sulfur recovery
unit – SRU) 2-LTPD на основе жидкого окисления-восстановления. Однако вскоре выяснилось, что потенциал
серы значительно превышен в процессе. И поэтому
компания Western Gas приобрела установку 7-LTPD.
Первоначально установка SRU 7-LTPD была разработана для очистки аминокислотных газов в условиях
процессапроцесса (табл. 1).
Как указано в табл. 1, SRU была спроектирована для
удаления H2S в жестком режиме 155:1 (для газа) и 45:1
(для концентрированной H2S).
Хотя установка была спроектирована на широкий
диапазон расхода жидкости и концентрации сероводорода, включая 7-LTPD серы, необходимо было поддерживать процесс с диапазоном изменения нагрузки
серы от 100 фунт/сут до проектной мощности.
Поскольку на газоперерабатывающем заводе требования по извлечению серы растут, завод добавил к
мощности SRU установку Клауса 40-LTPD. Цель этого
нововведения заключалась в том, чтобы использовать
окислительно-восстановительный процесс вплоть до
7-LTPD удаления серы и затем применить систему
Клауса, действующую как очиститель отходящих газов,
чтобы достигнуть требуемой высокой эффективности
извлечения серы. Ключевым моментом является гибкость системы, которая отражена в табл. 2.
С 1997 по 2000 гг. система переработки газа работала
исключительно для удаления сероводорода. В 2000 г.
была введена в эксплуатацию система Клауса, которая
состояла из следующих этапов.
• Обогащение кислых газов (acid gas enrichment –
AGE) для достижения концентрации 2–3 % H2S до 25 %
минимальной концентрации сырья системы Клауса.
• SRU Клауса 40-LTPD.
• Гидроочистка отходящих газов для превращения
всех серных соединений в сероводород.
• Охлаждение.
• Подача отходящих газов в существующую установку жидкого окисления-восстановления, выполняющую
функцию устройства для очистки отходящих газов.
При эксплуатации системы были выявлены некоторые проблемы, связанные с системой гидроочистки и
установкой Клауса.
Что касается проблем, то они относятся к вышеупомянутому перебросу нагрузки, которая в данной системе
недопустима. После года сложной эксплуатации системы компания Anadarko Pinnacle Gas Treating решила
остановить ряд процессов AGE/Клаус/гидроочистка
и начать применение системы окислительно-восстановительной переработки исключительно для SRU.
Это решение создало проблему, так как были жестоко
ограничены возможности компании для дальнейшего
расширения переработки природного газа и также ограничено производство сырья.
С 2001 по 2005 гг. компания сосредоточила свое
внимание на оптимизации существующего окислительно-восстановительного процесса переработки и
на поддержание процесса в режиме реального времени. В 2005 г., однако, Anadarko начала переговоры с
добытчиками газа, которые потенциально выдвинули
требования по поводу производительности существующей установки жидкого окислительно-восстановительного процесса. На протяжении следующего года
расширение требований привело к увеличению производительности от 10- до 15-LTPD и окончательно к
Таблица 1. Условия процесса для очистки аминового газа
Таблица 2. Рабочая схема для оборудования
Показатель
Вариант 1
Вариант 2
Газ
Аминокислотный газ
Расход, млн фут3/сут
9,3
H2S в кислотном газе, %
Эффективность удаления
Выход H2S, фунт/ч
Сера LTDP
76
Содержание серы
<2-LTPD
Окислительно-восстановительная
установка 2-LTPD
2-LTPD–7-LTPD
Окислительно-восстановительная
установка 7-LTPD
>7-LTPD
Установка Клауса, AGE/гидролиз/
переработка TGU
0,06
2
90,0
99,99+%
99+%
<2
<2
7
7
Процесс
№7 июль • 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
увеличению суммарной производительности 40-LTPD.
Было рассмотрено несколько вариантов, некоторые из
которых затем исключили, так как увеличилась суммарная нагрузка серы, а кроме того, возникли сложности с
переоборудованием и восстановлением системы Клауса
(демонтаж и вывоз установки AGE). В 2007 г. пришли к
выводу, что следует оставить два варианта.
• Введение дополнительной системы жидкого окислительно-восстановительного процесса переработки.
• Непосредственное окисление с существующим
процессом окисления-восстановления, модифицированным и работающим как установка очистки отходящих
газов (tail gas clean up unit – TGCU).
Установка отработанного кислого газа первоначально
предназначалась для прямого окисления (direct oxidation
– DO), так как сернистый газ обычно имел низкую концентрацию H2S (2–4 об. %). Дальнейшие исследования
потенциальных эксплуатационных условий показали, что
уровень H2S может достичь 8 % на длительный период и
периодически достигать 16 %. Процесс отработанного
кислого газа может «не выдержать» такие отклонения,
поэтому этот вариант был исключен из рассмотрения.
Успешные промышленные исследования, проведенные
компанией Anadarko Pinnacle Gas Treating, Inc., работа
в режиме реального времени и «легкость», при которой
установка работает с переменной нагрузкой серы, делает
систему очень восприимчивой к добавлению модульных
последовательных агрегатов, обеспечивающих больший
объем системы окислительно-восстановительного процесса переработки. Эти системы работали параллельно
с существующей установкой 7-LTPD и продолжают работать в настоящее время.
В систему с суммарной производительностью 40-LTPD
включили установку 7-LTPD как часть общей системы
и, кроме того, три блока производительностью 11-LTPD
каждый, причем первая система 11-LTPD была запущена
в сентябре 2007 г. Такая система удовлетворяла нуждам
завода благодаря производителям, предусмотревшим в
июне 2008 г. эксплуатацию ее в режиме реального времени. Свое будущее производители газа связывают с заводом
Pinnacle; с запуском второго блока 11-LTPD потребуется
дополнительная система очистки кислого газа.
Система потоков в окислительно-восстановительном
процессе представлена на рис. 1.
Кислый газ из аминовой установки проходит через
ловушку для удаления сконденсированных жидкостей
и/или переброса амина. Затем кислый газ поступает на
установку автоциркуляции (окисления-восстановления
жидкости). На установке автоциркуляции сернистый
газ барботирует через раствор растворенного хелатного
железа в секции абсорбера. Внутри абсорбера H2S абсорбируется (реакция A) и превращаеся в элементарную
серу (реакция B) в следующем виде.
H2S (газ) + H2O → H+ + HS– + H2O
HS– + 2Fe+++ → H+ + SO + 2Fe+++
(А)
(В)
Затем раствор двухвалентного железа поступает в
аппарат для окисления, где воздух барботирует через
раствор, чтобы «переокислить» хелатное железо до первоначального состояния трехвалентного железа (Fe+++)
в соответствии с реакцией С.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
Выход газа
Фильтр
Воздуходувка
Отстойник серы
Сернистый
газ
Ловушка
Автоциркуляция
(абсорбер,
окислитель)
На
сепарацию
серы
Сырьевой насос
Рис. 1. Технологическая схема обработки «мокрого» газа с
использованием новейших абсорбентов
Рис. 2. Общий вид установки жидкого окислительно-восстановительного процесса 7-LTPD
1/2O2 + H2O + 2Fe++ → 2OH– + 2Fe+++(C)
Благодаря оригинальному расположению перегородок сливного отверстия и заслонок в аппарате автоциркуляции циркуляция жидкости между секциями абсорбера
и окислителя поддерживается пневмоподъемниками,
так что в системе не требуется циркуляционный насос.
Потоки воздуха и кислого газа, очищенного от активных
соединений серы, попадают в свободное пространство
емкости автоциркуляции и направляются либо в печь
для прокаливания, либо непосредственно в атмосферу.
Общий вид установки представлен на рис. 2.
Перевел А. Степанов
T. Barnette (Т. Барнетт), менеджер-технолог компании Merichem Chemicals and Refinery Services
LLC (MCRS), шт. Иллинойс. Барнетт более 20 лет
занимается вопросами продуктов технологии
газов. В Основное внимание м-р Барнетт уделяет процессам десульфуризации. М-р Барнетт
получил степень бакалавра по химической технологии в Высшей школе по разработке недр и
технологий (Южная Дакота).
77
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
ВОПРОСЫ РАВНОВЕСИЯ
ПРИ ВЫБОРЕ АМИНА
ДЛЯ ОЧИСТКИ ГАЗОВ
S.A. Bedell, The Dow Chemical Company, Фрипорт, Техас
Изучая растворимость, следуйте этим указаниям
В течение десятилетий растворители использовались для удаления кислых газов из разнообразных газовых потоков [1, 2]. Простейшим типом растворителя
является физический растворитель – обычно чистое
химическое соединение, которое растворяет кислые
газы посредством нереакционных взаимодействий. К
более широко распространенным системам растворителей относятся водные растворы аминов, называемые химическими растворителями. В дополнение к
проявлению некоторой физической растворимости
химические растворители (особенно амины) могут
также вступать в реакцию, образуя термически регенерируемые соли с кислыми газами.
Алкиламины – простейший тип амина.
Алканоламин – особый тип амина, который содержит
группы гидроксиэтилена или гидроксипропила вместо нескольких или всех алкильных групп. Введение
гидроксиалкильных групп считается достижением в
сравнении с алкильной группой, поскольку они повышают растворимость в воде, снижают испаряемость
амина и сокращают растворимость в углеводородах.
Однако гидроксиалкильные группы снижают также
основность амина (в сравнении с алкильными группами), что может быть неблагоприятно с точки зрения
равновесия.
ОГРАНИЧЕНИЯ ПО РАВНОВЕСИЮ
В основе понимания процессов очистки аминами
лежат ограничения по равновесию реакции между
растворенным кислым газом и амином. Кислотнощелочные взаимодействия амина (Am) и сопряженного
основания водных фаз кислых газов, X–, представлены
следующими равновесиями протонирования:
X– + H+ HX↔
Am + H+ AmH+↔
K1 = [HX]/[H+][X–]
(1)
K2 = [AmH+]/[H+][Am]
(2)
Константа равновесия для реакции растворения
амина и растворенного кислого газа может быть представлена как:
Keq = K2/K1
(3)
Дальнейшее обсуждение основано только на
свойствах раствора амина и растворенного кислого
газа. Разности концентраций газовой фазы (на входе
78
и желательно на выходе), связанные с разностями
физической растворимости сочетаний растворитель/
растворенное вещество, также будут влиять на работоспособность растворителя для определения положения фактического равновесия. Такой анализ может
быть использован для расчета парциальных давлений
кислых газов под аминными растворами различных
загрузок кислого газа.
На рис. 1 показаны константы протонирования для
двух типичных аминов, используемых в очистке газов,
метилдиэтаноламина (methyl diethanol amine – MDEA),
моноэтаноламина (mono-ethanol amine – MEA), вместе с несколькими кислыми газами. Представленные
константы протонирования относятся к соединениям, образованным растворением кислых газов в воде.
Большая величина константы протонирования представляет более высокое сродст-во молекулы и протона. Так,
молекулы кислот, показанных в нижней части рисунка,
значительно легче отдадут свои протоны находящимся
под ними аминам. Температурный диапазон представляет условия в адсорбере (слева) и обычные условия в
отпарной секции (справа).
Рис. 1 может быть использован для иллюстрации
некоторых аспектов взаимодействия аминов с кислыми газами. Константы кислотного и щелочного протонирования взяты из базы данных Государственного
института стандартов и технологии (National Institute
of Standards and Technology – NIST) [3]. Величины
теплоты протонирования были использованы для
вычисления констант из уравнения Ван Гоффа:
ln (KT2/KT1) = ΔH/R(1/T1 – 1/T2)
(4)
Пример 1. Реакция MDEA c CO2 показывает разницу величин logK при 40 °C. Так константа равновесия для реакции MDEA и CO2 в условиях адсорбера
равна примерно 102 или 100. В условиях отпарной
секции та же самая константа равновесия падает до
10. Это снижение константы равновесия в сочетании
с понижением парциального давления CO2 отпарным
газом, облегчает выделение CO2 из раствора. Кривая
для H2S аналогична кривой CO2, что объясняет использование MDEA для обоих видов кислых газов.
Этот анализ принимает в расчет только равновесные
ограничения реакций: кинетические ограничения
для реакции CO2 с водой могут быть использованы
для селективного удаления H2S.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 июль • 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
LogK-протонирование
Относительная растворимость N2O
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
Температура, °C
Моли CO2/моль амина
Рис. 1. Сравнительные равновесия протонирования, использованные при выборе аминов для очистки газов
Рис. 2. Растворимость N2O в водном растворе аминов по
сравнению с водойу
Пример 2. Кривая равновесия протонирования для
метилмеркаптана (CH3SH) находится выше MDEA. Это
означает, что константа равновесия для их реакции
при 40 °C равна всего лишь 10–2; этим объясняется
строгое ограничение большинства алканоламинных
систем в отношении удаления меркаптанов. Следует
отметить, что использование растворов одного натра
(OH–) обеспечивает довольно высокую константу
равновесия (>103) для эффективного удаления, однако
он не подлежит восстановлению из-за высокой константы (>102) в условиях регенератора. Несмотря на
то, что MEA – более сильное основание, чем MDEA,
его кривая равновесия протонирования значительно
ниже CH3SH.
Пример 3. Рис. 1 предсказывает, что константа равновесия для реакции MDEA с SO2 в условиях адсорбера
равна примерно 106, т.е. намного больше, чем для H2S
и CO2. К сожалению, константа равновесия в условиях отпарной секции тоже очень высокая – более
104 – слишком высокая для эффективного удаления
SO2. Это типично для кислот, значительно более сильных, чем H2S и CO2, и соли, которые они образуют с
аминами (MDEA, MEA и DEA), не регенерируются в
стандартных конфигурациях отпарной секции. Эти
соли, так называемые термически стабильные соли
аминов, будут снижать объем аминного раствора, если
не использованы другие методы (вакуумная перегонка,
электродиализ или ионный обмен) для регенерации
амина.
Пример 4. В примере 3 показано, почему реакция
SO2 с MDEA по существу необратима на типичной
установке очистки газов. Рис. 1 может быть использован для «проектирования» амина, который мог
бы быть использован для реверсивной очистки от
SO2. Приняв за основу реакцию MDEA c H2S или с
CO2, надо найти амин с более слабой основностью,
так чтобы его кривая на рис. 1 была расположена
на таком же расстоянии выше кривой SO2. В принципе, это было сделано при разработке процессов
удаления SO2 [1].
Предыдущие примеры показывают только принятие в расчет констант равновесия. Фактические
количества нейтрализованного кислого газа будут
зависеть от концентрации газа на входе и выходе.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
РАВНОВЕСИЯ НЕПРОТОНИРОВАНИЯ
Общую растворимость кислых газов можно разделить на физическую и химическую, при этом химическая растворимость зависит от кислотно-щелочного
равновесия, а также от физической растворимости.
Таким образом, физическая растворимость действует
как ограничитель общего объема кислотных газов для
данного растворителя.
На рис. 2 показана относительная растворимость
закиси азота (N2O) в трех аминных растворах с одинаковой концентрацией воды. Закись азота часто используется как инертный газ для определения относительных физических растворимостей CO2 в водных
аминных растворах. Рис. 2 показывает.
1. Растворимость N2O снижается на 10–20 % (при
нулевой загрузке CO2) в результате замещения 30 %
воды амином. Этого следовало бы ожидать с CO2 и,
может быть, с H2S, но было отмечено, что физическая
растворимость метил-меркаптана увеличивается по
мере снижения содержания воды в растворах алканоламинов [4]. Вероятно, это обусловлено увеличением
сродства между более гидрофобным меркаптаном и
амином.
2. Физическая растворимость существенно снижается с увеличением загрузки кислого газа в результате
высаливания. Несмотря на то, что эффект высаливания кажется менее значительным для 30%-ной DEA,
данные того же источника при 20%-ной концентрации
амина показывают другую относительную работоспособность этих аминов.
До сих пор не были упомянуты равновесия, вовлеченные между CO2 и первичным или вторичным
амином для образования карбаматов. Несмотря на
то, что рис. 1 может дать хорошее представление о
реакциях MDEA с кислыми газами и реакциях MEA
79
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
млн-1 RSH в парах
млн–1 RSH в парах
с 10 % циклодекстрина (CD)
Моли RSH/L
Моль RSH/L
Рис. 3. График равновесия между паром и жидкостью (VLE)
для меркаптанов в воде при 40 °C
Рис. 4. График VLE в 10%-ном водном α-циклодекстрине при
40 °C
с H2S и SO2, способность MEA к образованию карбоматов с CO2 – тема более сложная и обсуждается
в другом литературном источнике [6]. Повышение
основности амина (Kпрот.) приводит к увеличению
степени образования карбомата, а также к ускорению
кинетики реакции с CO2.
Хотя пример 2 наглядно показывает, почему удаление меркаптанов аминами строго ограничено, могут
быть использованы другие, более благоприятные,
равновесия для увеличения удаления меркаптанов
аминными растворами. Самый распространенный
метод – подбор совместного растворителя с высокой физической растворимостью (например, смеси
воды, амина и физического растворителя называют
гибридными растворителями). Были показаны равновесия других реакций растворения для обеспечения
благоприятных характеристик абсорбции/десорбции,
включая добавки первого поколения для удаления
меркаптанов (mercaptan removal additives – MRA),
такие как циклодекстрины [7].
На рис. 3 и 4 показано влияние α-циклодекстрина на
равновесие между паром и жидкостью меркаптанов в
воде. Здесь не только повышается растворимость всех
меркаптанов, но и размер полостей циклодекстрина
лучше подходит для более крупного меркаптана, такого
как бутил (бутанэтиол). Обычно сочетание низкой
растворимости в воде и пониженной кислотности
затрудняет удаление высших меркаптанов водной
очисткой в скруббере. Дальнейшее совершенствование химизма MRA привело к созданию второго поколения, которое показывает более высокое сродство с
меркаптанами в алканоламинных растворах [8].
Эти обсуждения растворимости кислых газов
и аминных равновесий предназначены только для
лучшего понимания основополагающих принципов
очистки от кислых газов аминами. Многие другие
соображения – в том числе кинетика реакций, энергетические потребности, коррозия и деградация –
принимаются в расчет при выборе соответствующей
аминной системы для удаления кислых газов. Также
на практике для оптимизации работоспособности в
особых случаях применения часто выбирают смеси
аминов.
Перевела Н. Иванова
80
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Kohl, A. and R. Nielsen, Gas Purification, Fifth Edition, Gulf
Publishing Company, Houston, 1997.
2. Astarita, G., D. W. Savage and A. Bisio, Gas Treating with
Chemical Solvents, John Wiley, New York, 1983.
3. Martell, A. E., R. M. Smith and R. J. Motekaitis, NIST Critically
Selected Stability Constants of Metal Complexes Database, NIST
Standard Reference Database 46, Version 7, US Department of
Commerce, 2003.
4. Bedell, S. A. and M. Miller, Industrial and Engineering
Chemistry Research, p. 46, 2007.
5. Browning, G. J. and R. H. Weiland, Journal of Chemical and
Engineering Data, p. 39, 1994.
6. da Silva, E. F. and H. F. Svendsen, International Journal of
Greenhouse Gas Control, p. 151, 2007.
7. Bedell, S. A., «Improved control of organic sulfur», 12th
Annual Green Chemical Engineering Conference., Washington,
DC, 2008.
8. Bedell, S. A., L. L. Pirtle and J. M. Griffin, «Improve mercaptan
solubility in amine units», Hydrocarbon Processing, January 2007.
Steve Bedell (С. Беделл), научный сотрудник и
главный специалист Dow Oil and Gas. Автор более 50 публикаций и докладов, большинство из
которых посвящено процессам удаления кислых
газов. Имеет ученые степени бакалавра и доктора
в области химии.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 июль • 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ:
ЭЛЕМЕНТЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ
БЕЗОПАСНОСТЬ
Часть 2
F.-F. Salimi, Академия ADEPP, Франция
Эти принципы разработаны для определения элементов безопасности
Если проект связан с риском возникновения крупных аварий, современное трудовое законодательство
призывает к строгому подходу, определяющему критичные в отношении безопасности системы (safetycritical systems – SCS), подсистемы, элементы и связанные с ними задачи.
Требования к критичным в отношении безопасности системам, подсистемам, элементам и задачам
должны быть разработаны и доступны для корректировки в течение срока реализации проекта.
Определение требований руководства проекта
к многочисленным подрядчикам и субподрядчикам
также является одной из самых важных задач. Любое
недопонимание или недостающая информация/требование могут стать причиной больших расходов и
значительных задержек проекта.
В частиь 1 объяснялось, как подходы, основанные
на применении стандартов, таких как API 14С и API 581
могут использоваться в сочетании с подходами, основанными на оценке рисков, таких как оценка уровня
эксплуатационной пригодности и безопасности (safety
integrity level – SIL), описанная в IEC61508 и IEC61511
и позволяющая определить элементы безопасности
(SCE) и задачи.
В части 2 описывается, как критические в отношении безопасности системы и их технический уровень
могут управляться доступными online-инструментами,
такими как ADEPP-устройство.
ADEPP-устройство – это инструмент, обеспечивающий безопасность, надежность, эффективность
и простоту в эксплуатации для проектирования и
управления техническим уровнем критических в отношении безопасности систем, подсистем, элементов
и задач.
Этот подход применялся автором и коллегами с
1996 г. при реализации различных крупных проектов [1, 2].
ВВЕДЕНИЕ
В части 1 объяснялось, как определить критичные
в отношении безопасности системы, подсистемы и
элементы.
Объединение анализов от «дерева событий» и «дерева неисправностей» называется петлеобразным
(bow-tie) анализом. Это один из наиболее эффективных подходов для количественного и качественного
определения критичных в отношении безопасности
систем, подсистем и элементов.
Модели риска ADEPP предлагают инструменты для объединения «дерева событий» и
Таблица 1. Методика по технологической карте
«дерева неисправностей».
Соответствие
Требование
ADEPP-устройство обеспечивает сетевую
Да
Нет
Согласование/пометки/
комментарии
платформу для разработки технических условий и управления стандартами технических
Был ли проведен анализ
х
См. параграф (n)
характеристик в течение всего срока реалиопасностей технологического
основных принципов
процесса для определения
проектирования
зации проекта.
надежной работы положения
регулирующей арматуры во
время избирательного или
полного выхода из строя
(электропитание, воздух
системы КИПиА и т.д.)
Были ли установлены клапаны
отбора проб для высокого
давления, самовозгорающейся
или фатальной систем для
предотвращения продолжения
движения материалов,
если оператор оказался
нетрудоспособным?
системы аварийного
выключения, документ
№ (P-003)
х
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
Механизм: должен
быть рассмотрен в
разрезе процесса
изменения
локализации и
основного принципа
отбора проб, документ
№ (P-125).
СТАНДАРТЫ
ТЕХНИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК
Требования для определяющих безопасность
элементов разрабатываются в форме текстовых
логических обоснований. Обычные стандарты
технических характеристик включают следующее.
• Цель – что делает система.
• Область применения – ограничение пределов, в рамках которых применяется стандарт
технических характеристик.
81
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
• Функциональное назначение – что должна
делать система и показатели, которые должны быть
достигнуты.
• Доступность/надежность – как часто это будет
работать при необходимости.
• Устойчивость в использовании – требуемый
уровень функционирования системы после опасного
события.
• Зависимость/взаимодействия – под воздействием (или влияет на другие критические системы).
• Технологичность – какие показатели (меры,
критерии) должны быть рассмотрены во время строительства.
• Доступность – какие показатели должны быть
приняты во внимание для облегчения доступности к системе, если требуется проверка или обслуживание.
• Пригодность к ремонту – какие виды технического обслуживания, технологии технического обслуживания и права требуются для работы.
• Удобство использования – как выполняется обслуживание (в ручном режиме, дистанционное регулирование, автоматически и т.д.) и какие технологии
важны.
• Оценка критичности технических характеристик и дополнительного оснащения – что остается сохранным, последствия при эксплуатации и финансовые
последствия, если наблюдается отказ системы? Какой
расчетный коэффициент безопасности (конструктивный фактор) и сложность изготовления?
Для каждого параграфа стандартов технических
характеристик четко объясняется следующее:
• как эти пункты могут служить гарантией (письменная схема проверки);
• какие средства должны быть выбраны для проверки соответствия определяющих безопасность элементов установленным стандартам для их работы (схема
проверки).
Желательно, чтобы была разработана простая
прослеживаемая модель в форме технологической
Рис. 1. Многоуровневая полностью прослеживаемая модель
82
карты. Вопросы технологической карты имеют ответ
«да или нет».
Эти типы стандартов технических характеристик
легко проверяемы и управляемы. Пример этого подхода
показан в табл. 1.
Если требование более сложное и зависит более
чем от одной предпосылки, факта, результата анализа
и технические условия описаны более чем в одном документе, тогда простая и ясная форма технологической
карты «текстовых логических обоснований» является
недостаточной для отражения всех логических обоснований требования с помощью прослеживаемой и
проверяемой модели. Управление изменениями в этом
типе требования является сложным и трудным.
Для успешного решения этой проблемы следует использовать многоуровневую прослеживаемую модель
(рис. 1). В многоуровневой прослеживаемой модели
различают три типа входных данных.
• Системные требования – от программы, стандартов, нормативных документов и проектной документации, такой как основные положения и спецификации.
• Исходные данные.
• Знание проблемной области – из знания конкретного проекта, анализа и исследований, а также
данных, полученных от других проектов.
«Текстовые логические обоснования» основаны на
совокупности этих входных данных для удовлетворения требований клиента (или потребителя), которые
описаны в контракте.
Для понимания многоуровневой полностью прослеживаемой конструкции необходимо рассмотреть
как пример стандарты технических характеристик
устойчивости в области сжатия. Табл. 2 объединяет
логическое обоснование этого требования, а рис. 2
описывает это логическое обоснование интуитивно
понятным наглядным способом.
Если, например, проект связан с трудностями в
финансовой смете расходов для обеспечения требуемой пассивной пожарной защиты, тогда обращаются
к требуемой многоуровневой прослеживаемой
модели для определения того, какая часть логического обоснования может быть пересмотрена
и утверждена клиентом без риска опасности
уровня эксплуатационной пригодности и безопасности объекта. Проект может привлечь
внимание клиента тем, что критерий оценки
ущерба, предложенного API 2218, достаточно
жесткий.
Если имеется в наличии достаточное пространство, то можно предложить расширить
критерий оценки ущерба с 8 до 10 кВт/ч/м2 и
управлять риском нарушения факельного горения струи газа и теплового излучения наглядно
и с безопасного расстояния. Если новая альтернатива одобрена, тогда соответственно будут
изменены содержание табл. 2 и конфигурация
прослеживаемой модели.
Модель служит для отображений требований.
Любое логическое обоснование после внесений
изменения и принятия решения должно иметь
обратный ход, и может быть скорректировано в
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 июль • 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
любое время. Эффективная модель прослеживаемости
обеспечивает объективную позицию для:
• понимания текущих потребностей;
• понимания, почему изменились требования;
• документации с целью создания основы проверки;
• понимания, где технические требования встроены с систему;
• определение основ существующей системной
документации.
С понятной моделью прослеживаемости, контрольные действия в значительной степени упрощаются
и ведут к лучшей коммуникации и эффективному
принятию решений.
КОНТРОЛЬ ПРОЦЕССА И ПРОВЕРКА ИСПОЛНЕНИЯ
Во время разработки проекта разрабатываются требования и допущения (предположения) по стандартам
технических характеристик, и они могут меняться.
Важно идентифицировать, как и когда они меняются.
Например, если в проекте меняются технические
характеристики SCE от «А» до «В», то необходимо
ответить на вопросы, которые могут возникнуть у руководящей или проверяющей стороны.
• Были ли заинтересованные ответственные стороны информированы об этом изменении?
• Были ли откорректированы соответствующие
документы для перекрестных ссылок (например, тегирование, нумерация и т.д.)?
Ошибки в корректировке документов могут создать
большие недоразумения между членами проектной
группы и субподрядчиками.
Например, может быть наложен высокий штраф по
стоимости корректировок и задержек, если поставщик
не знает о возможных изменениях в спецификациях
и начнет изготавливать материалы по неправильным
техническим характеристикам, найденным в устаревшем варианте спецификации.
Рис. 3 иллюстрирует, как изменения могут затронуть
другие документы вертикально или горизонтально.
Корректировка и внесение изменений является
одним из существенных элементов системы управления проектом HSE.
Изменения стандартов технических характеристик
должны быть своевременными и полностью доступны-
Таблица 2. Правильный выбор стандарта технических характеристик для безотказности необходимых условий в области сжатия
Этап
Источник
Тип
Положение
1
Контракт
UR1
Проект HSEMS должен быть в соответствии с HSE планом
компании (Client-001) (мандат подготовки к продуктивной
эксплуатации)
2
План компании HSE док.(Client-001)
Пользователь TR1
Защитные барьеры должны быть разработаны с целью
ограничить возможность возникновения аварийной ситуации в
пожароопасных зонах и расширения системы в целом.
Показатель того что частота прямых потерь защитных барьеров
для обеспечения безопасности людей или система аварийной
защиты не должна превышать величину 1/10,000 год.
3
Проект плана HSE,
док. (проект-HSE-001)
Разработчик TR1
Необходимые условия эффективного процесса контроля опасных
факторов: Изучение пожаров и взрывов (док. проект HSE-003)
должен быть выполнен для идентификации прогнозируемых
ситуаций и определения их частоты и последствий.
4
Основные принципы проектирования HSE
док. (проект-HSE-002)
SR1
Критерии оценки ущербы API 2218 должны быть применены
для нанесения ущерба в результате пожара
5
Основные принципы проектирования
HSE-док. (проект-HSE-002)
ASS1
Барьеры безопасности будут спроектированы для одного пожара
6
API 2218
DK1
Показатель ухудшения:
Воздействие 8 kW/m2 тепловой радиации от самолета или
горящего разлития легковоспламеняющейся жидкости
7
API 2218
DK2
Если незащищенное оборудование подвергается воздействию
струйного горения (300 kW/m2), оно выйдет из строя через пять мин
8
Изучение пожаров и взрывов
док.(проект-HSE-003)
DK3
Продолжительность среднего струйного горения системы
трубопроводов в компрессорной установке – 25 мин. Этот
огонь мог повредить скрубберы в компрессорной установке
9
Стандарт технических характеристик
для системы пассивной противопожарной
защиты (PFP) в области сжатия.
Секция: состояние безотказной работы
док. (проект-HSE-PS-001)
9.1
Вариант 1
SR2
Оборудование и связанная с ним область сжатия системы
трубопроводов будет пассивно защищено что бы
препятствовать струйному горению или тепловому излучению
по крайней мере 30 минут
9.2
Вариант 2
SR3
Спаянная система трубопровода должна использоваться в
области сжатия и число фланцев и контрольно-измерительной
аппаратуры должны быть минимизированы.
Защита фланцев должна быть применена там где практично
безопасное направление струйного горения СПГ.
Примечание:
UR – требование пользователя,
TR – текстуальное логическое обоснование,
SR – требования к системе,
ASS- допущение,
DK – знание проблемной области
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
83
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
ми соответствующим подрядчикам, руководителям снабжения, строительства и работы, также контролирующим органам, чтобы избежать
недоразумений и конфликта между разными
организациями, департаментами и т.д..
1
Соблюдений
условий
контракта
2
3
СРЕДСТВО ДЛЯ ОТСЛЕЖИВАЕМОЙ
или
И ПРОВЕРЯЕМОЙ HSEMS
Варианты стандартов
Система HSEMS разрабатывается, чтобы
технических характеристик
продемонстрировать, что проект составлен и
определен таким образом, что:
• включены все SCE необходимые для беи
зопасной работы системы;
• все SCE подходят к предполагаемой для
них цели;
Проект,
• могут быть выполнены все действия, необправила,
исслеходимые для обеспечения целостности.
дования,
и
Сегодня используются различные независимые
ноу-хау
средства и пакеты программного обеспечения для
поддержания каждого элемента HSEMS. Создание
прочной связи и взаимодействия между этими
инструментами и программным обеспечением
очень трудная задача, если вообще выполнимая. Рис. 2. Иерархическая обширная прослеживаемость для примера треУстройство ADEPP является инновационным бований состояния безотказной работы в области сжатия:
средством, созданным для обеспечения эффек- 1 – требование использования (UR1); 2 – текстуальное логическое обоснование
использования (TR1); 3 – конструкторское текстуальное логическое
тивного, безопасного, работающего в режиме обоснование
online, регулирующего инструмента коррекции
для проекта. Он может включить все элементы
системы HSEMS на единой платформе.
Функциональный
Технический
Процедура проверки
Рис. 4 показывает, как оценка SCORE устройством
ADEPP связана с моделью проекта HSEMS.
Устройство ADEPP определяет список основных SCE
и основу для стандарта их технических характеристик.
Отраслевой кодекс, стандарты, руководящие принципы и
проверенная надлежащая инженерная практика используются, чтобы выработать требования этих основных
Аналогия дерева к дереву
стандартов технических характеристик, сэкономить
Соединения интерфейс
значительное количество времени и сократить объем
работ на ранней стадии проекта.
Горизонтальное соединение
Вертикальное соединение
Список SCE может быть скорректирован onlineпроектировщиками, операторами и проверяющей
Рис. 3. Использование перекрестных ссылок в документах
стороной для экспертизы и примечаний.
Устройство ADEPP обеспечивает безопасЛидерство и обязательство
ный общедоступный интерфейс базы данных
для компании, подрядчиков и проверяющих
Порядок и стратегические задачи
органов. Они могут принимать участие в разработке и улучшении стандартов технических
Аудит
характеристик, представляя свои материалы в
Предприятие и ресурсы
и SCORE
виде примечаний или приложенных файлов. Эти
оценка
файлы могут обеспечить (предоставить) руковоАнализ
устройством
и управление
дящие принципы, доказательства, логические
ADEPP
рисками
Управление
Контроль мер
обоснования, результаты обсуждений и встреч,
корректирующими
по устранению
действиями
неисправностей
удобство управления переменами, а также выПланировка,
стандарты
полнение поставленных задач.
и процедуры
Главные особенности устройства ADEPP
заключаются в следующем.
Устройство
Ввод
ADEPP
в эксплуатацию и
1. Обеспечить online-доступ к критически важным для безопасности задачам, графическим схеПроверка управленческой
мам и стандартам технических характеристик.
деятельности
Постоянное улучшение
2. Возможность добавлять, удалять или изменять в любое время идентификационный список,
любое требование или задачу.
Рис. 4. Оценка SCORE устройством ADEPP и моделью HSEMS
84
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 июль • 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
3. Возможность вести протокол работы и следить за
успехом любого направления работы или задачи. Это
могло также выполнять функцию реестра значения проекта HSE.
4. Возможность выделить критически важные задачи
графики для любых требований стандартов технических
характеристик без ограничений. Все изменения данных
задач доступны моментально.
5. Возможность соединения базы данных других релевантных проектов, таких как HAZID, FIREPRA и т.д. с
идентификационными аналитическими листами SCE.
6. Возможность соединения результатов (кривых, таблиц, текстов и изображений) важных подтверждающих
документов, таких как изучение пожаров и взрывов и динамическое моделирование для каждого требования.
7. Динамическая проектная информация и управление
на основе системы знаний включают:
• экспериментальные данные от результатов (кривые,
таблицы, тексты и изображения) важных подтверждающих документов, таких как изучение пожаров и
взрывов и динамическое моделирование;
• документы, процедуры и производственные инструкции, доступные в любой электронной форме в
интранете;
• документы, процедуры и производственные инструкции, доступные в любой электронной форме в
интернет-сети.
8. Эффективное управление изменениями.
Руководители будут информированы автоматически о
любых изменениях и необходимых задачах для усовершенствования соответствующих документов или процессов. Все действия, корректировки работы и ответы сохраняются и могут быть пересмотрены в любое время.
9. Прослеживаемое и проверяемое «текстуальное
логическое обоснование» имеет форму:
• контрольный список простых требований;
• многослойная модель прослеживаемости для более
сложных требований.
10. Объединение анализа «дерева событий» и «дерева ошибок» для определения SCE и оценки возможных
вариантов.
11. Экономичное решение для передачи информации
между сторонами, вовлеченными в проект.
Устройство ADEPP можно использовать для любой
аварийной ситуации на заводе, включая прибрежные и
морские сооружения, связанные с разведкой и добычей
нефти, трубопровод, нефтегазоперерабатывающие комплексы, нефтехимические заводы, электро- и атомные
станции, железнодорожные линии и авиацию.
Устройство ADEPP может быть также использовано
для контроля всех HSE – взаимосвязанных вопросов,
таких как HAZID, HAZOP, SIL, Bow-tie, и представления
online-случая HSE для проекта.
Чтобы оценить образец устройства ADEPP, можете
посетить сайт: http://www.adepp.webexone.com.
Перевела В. Залесская
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Roger, M. C., Bamforth, P., Salimi, A., Thomas, E. J., «Determination
of safety critical equipment, safety critical procedures and softwares
utilizing quantitative risk assessment data», Offshore structures hazards
& integrity management, International conference of ERA Technology,
London/UK, 4–5 December 1996.
2. Dr. Salimi Fabienne-Fariba, Mutiplan R&F, France and Martin C.
Rogers, Kvaerner Oil & Gas, UK, Use of Quantified Risk Assessment for
the determination of Safety Integrity Levels (SIL) utilised in the design
of offshore oil and gas installation, ERA Technology, Dec. 1999.
3. SINTEF REPORT No STF38 A04419, Safety barriers to prevent
release of hydrocarbons during production of oil and gas, 2004.
4. ISO 10418, Analysis, design, installation and testing of basic
surface safety systems for offshore production platforms. (Replaces
API RP14 C).
5. ISO 13702, Petroleum and natural gas industries–Control and
mitigation of fires and explosions on offshore production installations–
Requirements and guidelines.
6. IEC 61508, Functional Safety of Electrical/Programmable
Electronic Safety Related System, (all parts)
7. IEC-61511-3, Functional safety–Safety instrumented systems
for the process industry sector—Part 3: Guidance for the determination
of the required safety integrity levels, 2003.
8. Stevens, Richard and James Martin, «What is requirement
management», Quality System and Software Ltd. Jan. 1995.
9. Fitch, John, Requirement management workshop, Systems
Process Inc., Feb 1995.
Fabienne F. Salimi (Ф. Ф. Салими), старший консультант HSE, имеет более чем 20-летный опыт
работы в области разработки средств обеспечения
безопасности береговых и морских комплексов
нефтехимической и газовой промышленности.
Г-жа Ф. Салими имеет особые знания и опыт в
проектах с вероятностью возникновения аварий и идентификации критичной в отношении
безопасности системы. С марта 1994 г. доктор Ф. Салими занимала
должность руководителя проекта «Multiplan R&F», Франция, и позже
руководителя работ по проекту «ADEPP Academy», Великобритания.
В 1996 г. доктор Ф. Салими получила степень доктора наук в области
химического машиностроения от Парижского университета «Ecole
Centrale Paris». Д-р Фалими является членом Американского института инженеров-химиков (AICHE) и Международного общества
контрольно-измерительных систем (ISA)
РЕГИОНАЛЬНЫЕ НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
ЕВРОПА
CB&I подписала 50-милионный контракт с
Hyundai Heavy на оказание технической поддержки
в рамках проекта Goliat плавучей системы добычи,
хранения и отгрузки (floating production, storage and
offloading – FPSO). Этот проект является частью
крупного проекта в Северном море (норвежский
сектор). CB&I будет осуществлять детальное проектирование палубного оборудования и модулей.
Завершение проекта намечено на четвертый квартал 2010 г.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
Gassco AS подписала контракт с CB&I Lummus
B.V. на оказание предварительной технической поддержки проекта модернизации газового терминала в
Norsea на севере Германии. Предварительная техническая поддержка включает операции модернизации
с цклью продления срока службы терминала. Работа
будет также включать отдельные мелкие работы на
станции учета газа и газораспределительной станции Europipe. Стоимость контракта составит приблизительно 50 миллионов NOлн норвежских крон.
Завершение проекта намечено на конец 2010 г.
85
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
ОПТИМИЗАЦИЯ АКТИВОВ:
СПЕЦИАЛЬНЫЙ ОТЧЕТ
С. Mitschke, Fieldbus Foundation, Техас, Остин
Последние достижения в области оптимизации управления активами НПЗ и новые методы диагностики
принесут выгоду широкому кругу заинтересованных сторон
Разработка компанией Fieldbus Foundation непатентованной технологии Foundation Fieldbus
признана повсюду на рынках систем контроля и
измерительных приборов. Технология Foundation
становится доминирующей в решении цифрового
управления и процесса автоматизации и занимает сильные позиции на рынках Европы, Среднего
Востока и Африки.
С мая 2006 г. компания Fieldbus Foundation
(http://www.fieldbus .org) сотрудничает с компанией NAMUR (http://www. namur.de), ассоциацией конечных потребителей международной перерабатывающей промышленности, основанной в
Германии, по усовершенствованию представления о таких системах, как устройства диагностики,
идентифицированные обеими сторонами и требующие дальнейших разъяснений и рекомендаций
для пользователей.
Основной целью этого совместного проекта является унификация интеграции данных самоконтроля (самомониторинга) систем для обеспечения
доступности ценной информации по диагностике
устройств для персонала НПЗ. Достижения в области
диагностики поддерживают структурированный
метод управления активами, что упрощает задачи
операторов и повышает их уверенность в использовании диагностики оборудования и программного
обеспечения.
Методы новейшей диагностики будут полезны
широкому кругу заинтересованных сторон, включая производственных инженеров, технический
персонал и операторов. Эта технология будет оптимизировать программы управления заводскими
активами и способствовать повышению эффективности процесса, надежности, увеличению периода
безотказной работы и снижению эксплуатационных
расходов.
ПРЕДЫСТОРИЯ
Для оптимизации и повышения эффективности
промышленного оборудования все активы необходимо обслуживать через определенные промежутки
времени путем мониторинга, технического обслуживания, ремонта и замены. Управление заводскими
активами оказывает помощь в определении этих интервалов путем постоянного мониторинга, который
определяет период работы, осуществляет детализированную диагностику технического обслуживания
86
и поддерживающий системы планирования, а также
исполнения должностных обязанностей.
Целью управления является активное, а не реактивное техническое обслуживание, где это возможно. Мониторинг состояния системы фокусирует
внимание на оптимальных сроках обслуживания.
Стремится избегать непредвиденных поломок
оборудования, с одной стороны, (обслуживание
с запозданием) и излишнее обслуживание, с другой стороны (обслуживание раньше срока). Для
достижения этой цели отдельные активы требуют
либо встроенной автоматизированной системы,
либо специальных методов мониторинга условий
на более высоком уровне.
Из-за требований повышенной доступности и
работоспособности были разработаны различные
методы мониторинга заводских активов. Они включают в себя контрольное оборудование для мониторинга устройств (например, электропневматические
позиционеры для мониторинга контрольных клапанов, электроприводы для мониторинга конвейеров
и т.д.); установку специализированных датчиков,
измерительное и диагностическое оборудование;
и моделирование процесса при высоком уровне
системы.
Многие конечные пользователи настраивают свое
программное обеспечение по управлению активами
для прогнозирования технического обслуживания.
С помощью диагностических функций, встроенных
в автоматизированные системы, они отслеживают признаки возможной предстоящей поломки.
Некоторые приложения могут выдать уведомление, следующее в рабочем порядке, когда требуется
ремонт. Это намного экономичнее, чем кризисный
ремонт в результате поломки или ремонт оборудования в экстренном порядке.
ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ЗАДАЧИ
В настоящее время производители концентрируют внимание на снижении неопределенности процесса и повышении функциональности устройств
и диагностики, в целом обеспечивающей более интегрированные решения относительно мониторинга
требуемого процесса.
На протяжении многих лет заводские конструкторы и операторы стремились достичь двух целей:
понизить затраты на установку и оптимизировать
производственные условия. Это привело к широ-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 июль • 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
кому использованию автоматизированных систем
в процессах переработки и техническом обслуживании. Но, во многих случаях, задача экономии от
оптимизации систем автоматизации и коммуникаций
цифровых устройств уже исчерпала себя.
Концепции интеллектуального технического обслуживания, c другой стороны, все-таки представляют огромный потенциал. В настоящее время этот
потенциал должен быть использован. Вдобавок к
расширению стратегии повышения эффективности,
управляемой с помощью диагностики технического обслуживания, снижаются постоянные и переменные затраты на техническое обслуживание и
продлевается срок полезного использования актива
путем сокращения интервала между техническими
обслуживаниями. Это влияет на снижение затрат
на ликвидацию повреждений, и облегчают плановое
техническое обслуживание и сервисную работу.
С развитием интеллектуальных составляющих
автоматизации обширный объем данных будет генерироваться на всех уровнях иерархии автоматизации и в большей степени в самих системах (рис. 1).
Многие из этих составляющих обеспечивают опции
параметризации, а некоторые включают диагностические и аналитические функции, но обычно только
в патентованных форматах. Поэтому программное
обеспечение вендорной (продавца )специфики является часто необходимым условием для получения
доступа к этим функциям и информации.
Если современным методам технического обслуживания, превентивного или основанного на
условиях, следует получить более широкое признание, то имеющаяся информация должна быть
централизованно объединена, оценена и передана
лицам, обеспечивающим техническое обслуживание.
Системы управления активами или производственным циклом могут быть использованы постоянно и
эффективно только, если облегчен доступ к данным
параметризации, состоянию и диагностики.
ТРЕБОВАНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
Поскольку способность к самодиагностике
состояния и целостности устройств улучшается,
имеющаяся информация достаточно ценна, чтобы ее игнорировать. К примеру, опции измерения
стандартной температуры, представляющие избыток теплового резерва будут распространяться
в направлении сенсоров, прогнозирующих, когда
температурный датчик выйдет из строя. Датчики
давления в настоящее время определяют закупоренные импульсные линии и информируют оператора,
когда фактически не производятся качественные
измерения.
Диагностика контрольных клапанов и способность генерировать визирование клапанов для onlineдиагностики позволяют решать ряд проблем клапанов, легко исключить или устранить их без затрат,
связанных с выходом из строя тягового клапана и
необходимости его восстановления (рис. 2).
Все эти разработки в области диагностики устройств способствуют более эффективной работе
оборудования НПЗ и менее реактивному техни-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
Заводская
диагностика
Диагностика
рабочих
характеристик
Диагностика
устройств
Ступень 3
Ступень 2
Процессы и
оборудование
Приводы, элементы,
клапаны, cоединения
Диагностика
коммуникаций
Электроника
Ступень 1
Ступень 4
Управление
активами
Управление устройствами
Состояние устройств
Коммуникации
Система контроля
Рис. 1. С развитием интеллектуальных составляющих
автоматизации обширный объем данных будет генерироваться
на всех уровнях иерархии
Рис. 2. Диагностика устройств производственного оборудования
способствует проведению своевременного технического
обслуживания
ческому обслуживанию. Это сравнимо примерно
с 50 % работы, осуществляемой на большинстве
предприятий, и является профилактическим техническим обслуживанием, потенциальная экономия
средств от которого огромна.
Компания NAMUR опубликовала инструкции,
описывающие функции и характеристики, которые
должны быть обеспечены с помощью современных
систем [1] управления активами предприятия и
типами диагностических функций и отчетами о
состоянии, которые они должны представить [2].
Инструкция NE107 была разработана конечными
пользователями систем автоматизации, требующими большей последовательности в своих сетях.
Многие заводы используют различные технологии в зависимости от особенностей производства,
включая компании Foundation fieldbus, PROFIBUS
и HART. Однако, диагностическая информация
часто представляется среди этих сетей по-разному.
87
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
Категории состояния вендорной специфики
Стандартное состояние по NAMUR
Эрозия
Датчик загрязнения
Техническое обслуживание
Выход из строя датчика
Отказ электроники
Повреждение
Ролевая диагностика
Заводские
операторы
Контроль
за производством
Инженерный пункт
Управление активами
Техническое
обслуживание
Заводское
техническое
обслуживание
Контроль HSE-сети
Моделирующее устройство
Местное превышение
Функциональная проверка
Превышение температуры
выше диапазона
Из-за технических условий
Рис. 3. Указания NAMUR рекомендуют категоризацию
внутренней диагностики в виде одного из четырех
стандартных сигналов состояния
Они могут включать различные структуры данных,
различные названия параметров, и т.д. Даже в пределах одного и того же протокола, есть места, в
которые вендоры могут добавить дополнительную
диагностическую информацию, представленную в
различных форматах.
По части руководящих указаний NE107, представители компании NAMUR высказали потребность в общем наборе инструментов по управлению активами, для обеспечения важной информацией о состоянии устройств и рабочих условиях в
пределах завода. Далее, организация предложила
общую структуру для представления всей инструментальной диагностики. Это позволит разработчикам устройств так же хорошо, как и промышленным организациям таким, как компании Fieldbus
Foundation, Profibus Nutzerorganization and HART
Communications Foundation сформулировать технические требования,отображающие их частную
технологию в стандартизованной группе диагностических категорий.
Согласно документу NE107 результаты диагностики должны быть надежными и рассмотрены в контексте данного применения. Заводским операторам
следует только наблюдать за состоянием сигналов с
детальной информацией, предусмотренной разработчиками устройств. Руководящие указания компании
NAMUR в дальнейшем рекомендуют классификацию
внутренней диагностики в виде четырех сигналов
стандартного состояния, и предусматривают конфигурацию, которая должна быть свободной с момента
реакции до поломки устройства, которое может поразному зависеть от требований пользователя.
NE107 предлагает следующую идентификацию
диагностических сигналов/категорий.
Требуется техническое обслуживание.
Устройство еще способно обеспечивать правильный
сигнал на выходе, но вскоре потеряет функциональность в силу некоторых внешних производственных
условий. Техническое обслуживание необходимо
(кратковременное или периодическое).
Поломка. Инструмент дает неправильный сигнал на выходе из-за неисправности на уровне устройства.
88
Средства
контроля
Рис. 4. Ролевая диагностика означает, что доступ к информации
разрешается соответствующим пользователям
Проверить функцию. Устройство временно не
работает в результате технического вмешательства.
Из-за технических условий. Устройство действует вне указанного диапазона измерений.
Диагностика показывает неточность измерений,
внутренние проблемы в устройстве или влияние
некоторого процесса (кавитация, пустая труба и
др.)
NE107 далее рекомендует классификацию и ассоциацию диагностируемого события с одним из
четырех уровней диагностики, настраиваемых пользователем. Настройка будет зависеть от ограничения производственного процесса (т.е. , критичность
цикла) и роли адресата, такого как оператор, техник
по обслуживанию и др. (рис.3).
ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ
В ходе пресс-брифинга, прошедшего в рамках торговой выставки INTERKAMA в Ганновере,
Германия, компания Fieldbus Foundation объявила
о заключении сотрудничества с Рабочей группой
2.6 Fieldbus of NAMUR.
Ключом к сотрудничеству Foundation и NAMUR
стало исследование стандартных процессов работы
конечных пользователей с использованием устройств диагностики. Эта инициатива была важна для
обеспечения инструментами компании Foundation,
согласующимися с руководящими указаниями
NE107, требующими, чтобы устройства осуществляли диагностику для достижения оптимальной
работы оборудования НПЗ.
Рабочая группа Fieldbus Foundation/ NAMUR
проанализировала специфические требования для
диагностики устройств, разработав технические
условия профилей диагностики. К их числу относятся:
• общий вид инструментально-специфической
диагностики;
• общая конфигурация среды;
• растяжимость;
• способ достижения существующей push-технологии (т.е. оповещение и сигнализация);
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 июль • 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
• гибкая конфигурация;
• моделирование FAT/SAT;
• легкость понимания и исполнения;
• адаптация системы и инструментов.
Используя потенциал компании Foundation
fieldbus и рассматривая инструкции NE107 компании
NAMUR, были разработаны технические условия
профилей, повышающие организацию и интеграцию
диагностики устройств в пределах систем компании
Foundation fieldbus. Новые диагностические профили
включают стандартный и открытый интерфейс для
представления всех условий сигнализации устройств,
а также методов категоризации условий оповещения по степени тяжести. Технология облегчает путь
сигнализации к соответствующему пульту оператора, базирующемуся на выбранных пользователем
категориях тяжести. Кроме того, она предлагает
рекомендованные корректирующие действия и детальную помощь, так же как и показания общего
состояния устройства.
Технические условия диагностического профиля
(FF-912) компании Foundation fieldbus были определены для разрешения любого описания электронного устройства (electronic device description
– EDD), основанного системой для доступа и настройки диагностики в устройствах [3]. Профиль
диагностики не влияет на изменение множества
существующих технических условий Foundation
fieldbus и не вводит тип оповещения. Обновления
системы будут обеспечивать более широкие возможности экстенсивной интеграции (такие как,
мастера настройки), которые повысят эффективность диагностики.
Вместо внесения значительных изменений в
текущий протокол Foundation, технические условия для нового диагностического профиля основываются на существующих диагностических
возможностях оборудования Foundation fieldbus,
и в то же время, обладают большей организацией,
так что инструменты системы могут осуществлять
диагностику более последовательно.
Компания Foundation fieldbus всегда использовала диагностику типа «push», что позволяет потребителю получить оповещения намного быстрее,
вместо традиционного метода «polling», требующего диагностическую информацию от устройств. В
этом методе каждый функциональный блок имеет
параметр оповещения стандартного блока, обеспечивающий 16 стандартизованных диагностических
условий. Системы текущего контроля сканируют
устройства и могут получать диагностическую событийную информацию один раз в день. Этот процесс
требует значительного времени для сканирования
большого количества установленных инструментов.
С методом «push» диагностическая информация
получается в течение секунд вместо дней.
Технические условия диагностического профиля
Foundation fieldbus представляют собой названия
общих, видимых сетью параметров, которые направляются в блоки устройств. Все названия параметров
будут иметь определенные типы данных и определенный характер. Таким образом, поставщики уст-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
Рис. 5. Диагностика позволяет персоналу предприятия продлить
срок службы ценных активов
ройств смогут составить карту текущей диагностики
оборудования с общей структурой для представления
диагностической информации через систему главной ЭВМ и инструменты управления заводскими
активами.
Технические условия диагностического профиля
также обеспечивают общие инструменты и процедуры, связанные со снижением затрат и поставкой
нужной информации конечным пользователям.
В рамках диагностики, поставщики отдельных устройств будут определять какие виды действенны в их
инструменте с учетом конкретных производственных
требованиий. Каждое устройство будет поступать с
картой возможных неисправностей, разработанной
поставщиком, и условиями активной диагностики с
набором рекомендованных действий.
РОЛЕВАЯ ДИАГНОСТИКА
Технология диагностики согласно инструкции
NE107 предлагает надежное решение для реализации ролевой диагностики, означающее передачу
правильной информации соответствующим лицам,
когда они нуждаются в ней (рис. 4).
Эти устройства представляют большую ценность,
чем старые аналоговые устройства 4–20 mA, благодаря их способности показывать качество данных – т.е., сигналы сообщающиеся установочным
точкам, переменным процесса (process variables
– PV), и т.д., имеют хорошие, плохие или сомнительные качества. Это улучшает диагностику
проблем оборудования и способствует проверке
измерений и контрольных действий с помощью
инструмента.
Целесообразно думать о готовности диагностики
как о лампочке на автомобиле «проверь мотор».
Диагностические особенности Foundation fieldbus
обеспечивают определение неполадок в отдельном
устройстве так же хорошо, как стандартизованный метод для интерпретации и применения этой
информации с целью технического обслуживания
и ремонта.
После того, как предупреждение получено, первым шагом является определение природы ненормального условия. Далее диагностика обеспечи89
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
вает четко рекомендуемое действие. Третий шаг
представляет собой детализированный EDD-экран,
который позволяет создать резервную копию действия оператора. Диагностическая информация представлена через расширенные возможности языка
EDDL, такие как диаграммы и графики и облегчит
поиск неисправностей.
Диагностика усиливает контроль пользователей
и распределение сообщений между устройствами и
системами управления активами/главной ЭВМ. Это
позволяет сократить время отклика, поскольку каждое
сообщение сортируется в соответствии с критичностью, будь то сигнализация производственного процесса или технического обслуживания. Пользователи
могут наносить на карту (картировать)оповещения (в
соответствии с четырьмя категориями), основанные
на положении их отдельного устройства и важности
общей технологической линии. Это, в свою очередь,
выстраивает систему стандартизованной диагностики для всех видов устройств и создает общий путь к
структурированию, фильтрации и поставке диагностических данных контролерам.
При использовании этой технологии, промышленные устройства имеют возможность диагностировать наиболее важные для данной операции или
производства области. Они могут также определить
приоритетность диагностической информации и
идентифицировать всех надлежащих получателей
детальных данных.
К примеру, диагностика устройств ухудшения
работы термопары, отслеживания температуры и
статистического мониторинга процесса может быть
приоритетной и категорирована согласно инструкции NAMUR NE107.
В прошлом, операторы были часто перегружены ложными сигналами и оповещениями, которые
отвлекали их внимание от производственного процесса. Эта ситуация может привести к ненужным
остановкам или заставить операторов игнорировать инструменты управления активами в режиме
online, это, в свою очередь, ведет к тому, что действительные сигналы будут так же игнорироваться. Теперь, благодаря диагностике, заводы могут
избежать затрат на неуместные (нерелевантные)
методы и предпринять соответствующие действия
по контролю и техническому обслуживанию, когда
они действительно необходимы. Теперь заводской
персонал способен принять оптимальное решение в
кратчайший срок и удлинить срок службы ценных
активов (рис. 5).
ОКАЗАНИЕ ПОМОЩИ
РАЗРАБОТЧИКАМ УСТРОЙСТВ
Компания Fieldbus Foundation известна, как один
из немногих производителей систем автоматизации,
осуществляющих строгую регистрацию контрольного
оборудования. Foundation в настоящее время занимается усовершенствованием технологии диагностики
через NE107 путем разработки набора всеобъемлющих инструментов, который поможет в регистрации устройств, внедряющих новые диагностические
профили.
90
Тест Kit (ITK) 5.1 на совместимость Foundation
H1был обновлен в соответствии с профилями
диаг-ностики, повышающими организацию и интеграцию в пределах систем Foundation fieldbus.
Набор тестов верифицирует функциональность
устройства Н1 (31,25-кбит/с) и его соответствие
функциональному блоку и техническим условиям
блока преобразователя. Отличный инструмент для
поиска неисправностей и отладки устройств, набор тестов включает все аппаратное и программное
обеспечение, требуемое для достижения полной
совместимости оборудования от производителя,
как это рекомендовано процедурой официального
регистрационного тестирования.
С помощью H1 ITK 5.1, разработчики устройств
могут запускать тесты, идентичные тестам, используемым компанией Fieldbus Foundation перед отправкой их устройств на официальную регистрацию.
H1 ITK в настоящее время включает поддержку
для технических условий диагностического профиля
FF-912. Комплект также представляет собой набор
параметров источника для реализации профиля диагностики, а также различные другие усовершенствования программного обеспечения.
Перевела Т. Хутарева
БИБЛИОГРАФИЯ
NAMUR-Geschдftsstelle, NE107, «Requirements to SelfMonitoring and Diagnosis of Field Devices», October 2006.
Fieldbus Foundation, «Foundation System Technology», www.
fieldbus.org.
Ichtertz, F., «Device Diagnostics-Integration Concept for a Value»,
Multaqa, December 2006.
Smart, J. D., «Fieldbus improves control and asset management»,
Hydrocarbon Processing pp. 55–57, Jan. 2002.
Caro, D., «Fieldbus Improves Control System Reliability», Plant
Services Magazine, http://www.plantservices.com.
Berge, J., «Turning Up the Heat», Control Engineering Asia,
http://www.ceasiamag.com.
Stephen Mitschke (С. Мицке), менеджер по
продуктам компании Fieldbus Foundation,
(Остен, Техас, CША). Он отвечает за продукты
компании Foundation и обслуживание, включая технические условия, инструменты, cоответствие и совместимость испытаний, службу
регистрации продукта, сертификационную
подготовку и консалтинг. У него 13-летний
опыт проектирования, разработки, внедрения и поддержки
технологий компании FOUNDATION. Г-н Мицке является официальным представителем Проекта по интеграции оборудования
(FDI), предназначенного для решения общих интеграционных
задач в области устройств, основанных на технологиях EDDL и
FDT. Он написал множество статей по технологии FOUNDATION
и является автором нескольких ключевых технологических патентов. Он является старшим членом Международного Общества
Автоматизации (ISA). Г-н Мицке получил степень бакалавра по
электротехнике в Университете шт. Техас в Остине.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 июль • 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: КОНТРОЛЬ
ЭФФЕКТИВНАЯ СИСТЕМА КОНТРОЛЯ
ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ
ПРИГОДНОСТИ
M. Spampinato, ERG Raffinerie Meditterranee S.p.A., Приоло, Италия;
F. Nicolò, TEFEN Venture Consulting Italy, Рим, Италия
Обзор инновационной методологии «эксплуатационная пригодность-особенность-специфичность»
Что можно сказать о контроле эксплуатационной
пригодности (integrity management – IM) в нефтегазовой отрасли? Существуют ли какие-то инновационные подходы разработки систем контроля и их
применения?
Мы склонны думать, что прежде даже информированные опытные специалисты отвечали на эти вопросы
отрицательно. Тем не менее, эта статья дает почти
исчерпывающую информацию по теме.
Причина того, что контроль эксплуатационной
пригодности был одной из наиболее острых проблем
отрасли, особенно переработки, включая НПЗ и нефтехимические предприятия, заключалась в отсутствии
необходимой литературы и передового опыта. Однако
в настоящее время ведущие отраслевые компании
стремятся овладеть инновационными технологиями контроля, в частности IM, и внедрить их на своих
предприятиях.
Последние крупные аварии на НПЗ дают нам богатый материал для размышления о том, что предстоит еще масштабная работа по усовершенствованию
систем контроля. Анализ причин инцидентов и отчеты показывают, что усовершенствования должны
касаться, прежде всего, систем IM.
Программы модернизации систем IM считаются
трудными и долгосрочными, исходя из их ресурсов и
времени, затрачиваемых на их разработку. Поэтому
разумно задать следующий вопрос: «Существует ли
Границы контроля
эксплуатационной пригодности (ЭП)
Какие действия мы
контролируем и регулируем?
Подсистемы контроля
Как мы гарантируем контроль?
Периметр контроля ЭП-активов
Какие активы охватывает система контроля ЭП?
Рис. 1. Комплексная структура системы EIMS
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
способ систематизации применения IM на предприятиях отрасли?».
Этот вопрос стал основополагающим и привел к
концептуальной проработке системы взглядов, идей
и практических подходов, описанных в статье.
Системы IM обычно включают системы техникопрофилактического обслуживания и системы безопасности и надежности, также называемые системами
управления активами (Asset Management System –
AMS). Системы AMS охватывают основные работы на
НПЗ, включая финансы и временные и человеческие
ресурсы.
Однако эксплуатационная пригодность оборудования, так или иначе, является наиболее важной
проблемой, чем надежность. Это особенно важно для
уже не новых нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий не только из-за экономических
факторов, но также и из-за большей ответственности
с точки зрения более строгих требований к соблюдению различного рода ограничений.
Основываясь на этих данных, мы провели исследования и выполнили оценку, фокусируя внимание
на отраслевых особенностях. В результате было выявлено, что современные передовые предприятия
сосредотачивают внимание лишь на некоторых важных элементах IM, упуская из виду ряд важных факторов, которые, по нашему мнению, необходимы не
только для усовершенствования, но и для разработки
и успешного внедрения эффективных систем IM. С
нашей точки зрения для эффективной и длительной
эксплуатации и в сложных эксплуатационных условиях к разработке и внедрению систем IM необходим
комплексный подход.
На основании этих наблюдений мы создаем инновационные системы на основе новой методологии
«эксплуатационная пригодность-особенность-специфичность», обеспечивающей ключевые позиции и
минимальные требования к разработке системы.
Основным требованием контроля эксплуатационной пригодности является определение максимально
допустимого риска. Затем это требование применяют к «единой системе управления производством»,
включающей такие элементы как инспектирование
с учетом фактора риска (risk based inspection – RBI),
анализ характера и последствий отказов (failure mode
91
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: КОНТРОЛЬ
and effect analysis – FMEA) и анализ основных причин
(root cause analysis – RCA). Это способствует определению, согласованию и выгодному использованию
ресурсов предприятия при внедрении системы IM, а
также минимизации влияния на эффективность производственного процесса.
Инновационная методология была разработана и
испытана на одном из крупнейших европейских НПЗ
(ERG Raffinerie Mediterranee S.p.A.).
ОПРЕДЕЛЕНИЯ И КОНЦЕПЦИИ
Методология основывается на некоторых основных широко распространенных в отрасли концепциях, таких как эксплуатационная пригодность и
контроль эксплуатационной пригодности активов.
На основании этого мы сформулировали концепцию
контроля эксплуатационной пригодности оборудования, включающую три понятия.
Эксплуатационная пригодность. Это способность
оборудования эффективно и производительно выполнять предусмотренные операции (функции) с
учетом определенного риска.
Система контроля эксплуатационной пригодности активов (asset integrity management system
– AIMS). Это средства, обеспечивающие эксплуатационную пригодность активов (системы, процессы и
ресурсы) и специалисты и средства, осуществляющие
контроль на протяжении всего срока эксплуатации
активов.
Система контроля эксплуатационной пригодности оборудования (equipment integrity management
system – EIMS). Это средства, обеспечивающие эксплуатационную пригодность оборудования НПЗ. Она
охватывает всю территорию НПЗ (с учетом соответствующих отраслевых особенностей предприятия)
и способна определять, корректировать и снижать
риски возможной поломки оборудования.
ОСНОВА СИСТЕМЫ EIMS
В процессе разработки инновационной, четкой и
комплексной основы, внимание уделялось систематизации проектирования с целью наиболее эффективного внедрения компонентов системы на НПЗ.
Другими словами, возникла необходимость формулировки определения, что EIMS является системой,
которая контролирует определенное количество пригодного к эксплуатации оборудования, регулируя и
правильно корректируя операционные ограничения с
помощью данных и вспомогательных систем управления. Данная концепция отражена на рис. 1 и базируется
на трех элементах.
Площадь, охватываемая системой EIMS – это определенное количество оборудования, контроль которого
должен осуществляться системой EIMS на протяжении
всего срока его эксплуатации.
Основа операционного контроля. Включает в себя
все те операционные действия на НПЗ, которые будут
регулироваться и контролироваться, потому что они
Таблица 1. Критерии для определения площади, охватываемой системой EIMS
Пункты, включенные в систему EIMS
Оборудование и механизмы
Трубы
Резервуары
Оборудование
Системы механического управления (давлением,
температурой и при необходимости объемом)
Техническое обеспечение
Система управления транспортировкой
(departure control system – DCS)
Аварийное отключение (emergency shutdown – ESD)
Пункты, не включенные в систему EIMS
Системы выбросов
Управление процессом (автоматизация процесса,
исключение критических элементов, т.е. клапанов и задвижек)
Низкое давление (low pressure – LP)
Выполнение анализа
Лаборатории
Противопожарные системы
Система контроля качества окружающей среды
помещения (офисы, склады и др.)
Действия
Системы моделирования (sequential Gaussian simulation
– SGS) (334); системы учета расходов (selling, general and
administrative expenses – SGA), 626,
система отчетности по мерам безопасности
Причина
Все оборудование НПЗ (металлическое)
Элементы, влияющие
на эксплуатационную пригодность оборудования
Элементы, обеспечивающие эксплуатационную пригодность
оборудования
Причина
Элементы не контролируются НПЗ
Элементы, не влияющие на эксплуатационную пригодность
оборудования
Системы аварийной сигнализации срабатывают тогда,
когда инцидент уже произошел
Примечание: Площадь, охватываемая EIMS, определяется как количество оборудования, эксплуатационная пригодность которого контролируется.
Контроль подчиняется следующему правилу: «Предохранять все активы завода от любого непосредственного влияния или воздействия»:
• EIMS охватывает основное оборудование (установки, производственные линии и резервуары);
• EIMS охватывает активы, эксплуатационная пригодность которых непосредственно влияет на эксплуатационную пригодность основного оборудования;
• EIMS оснащен интерфейсом для с третьими сторонами, для дополнительной гарантии соблюдения целей контроля.
92
№7 июль • 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: КОНТРОЛЬ
Таблица 2. Концепция операционного контроля EIMS
Область действий
Функции системы
1. Оценка рисков и контроль:
• контроль коррозии;
Регулирование, определение и охват всех
измерений системы EIMS (организация, люди,
система управления данными и документами,
системы проверки и анализа)
• стратегия, учитывающая факторы риска
(risk-based inspection – RBI);
• контроль оборудования;
• анализ и исследование аварийных ситуаций (RCA и анализ характера и
последствий отказов - FMEA).
2. Эксплуатация и обслуживание со значимой интенсивностью:
• временная организация обслуживания оборудования.
3. Управление изменениями:
•подготовка карт и усовершенствование проекта или оборудования.
4. Управление документами со значимой интенсивностью:
•меры по предотвращению подготовки карт и усовершенствования;
• законы и предписания по подготовке карт и усовершенствованию;
• усовершенствование операций контроля.
5. Проверка и контроль:
• контроль ключевых показателей эффективности
(key performance indicator – KPI);
• контроль анализа.
6. Контроль операций оборудования
7. Контроль эксплуатации и обслуживания оборудования:
• требования контроля для специфических технических действий.
Примечание: Операционный контроль охватывает все операции, которые будут корректироваться и контролироваться вследствие их непосредственного
влияния на эксплуатационную пригодность оборудования (активов).
Основные понятия включают:
• вспомогательные системы EIMS;
• операционные границы, которые будут использоваться в качестве эталона для внедрения всех вспомогательных систем контроля.
влияют на эксплуатационную пригодность оборудования.
Вспомогательные системы контроля. Обеспечивают
эффективный контроль EIMS посредством определенной «операционной основы».
Эффективная и производительная система EIMS
подразумевает интегрирование и взаимодействие этих
трех элементов.
И хотя это может показаться всего лишь теоретическим подходом, эта концепция обеспечила нашу
работу исчерпывающими данными для разработки и
внедрения согласованной, комплексной и детальной
системы контроля.
ПЛОЩАДЬ, ОХВАТЫВАЕМАЯ СИСТЕМОЙ EIMS
Определение площади с точки зрения, что на ней
размещается, является важнейшим предварительным
действием, требующим четкого понимания контроля
и определения рисков (вероятности и результатов инцидентов, поломок, аварий и т.д.). Другими словами,
площадь, охватываемая системой EIMS, не является
абсолютным определением оборудования, наличие которого зависит от других факторов.
Понимание того, что не включено в
это
определение, по нашему мнению,
Руководящие принципы
Определение
и цели стратегии
является настолько же важным, посКонтроль вспомогательных систем
Набор стратегических
управления с целью обеспечения
кольку исключает путаницу и переи управляющих
эффективного контроля
принципов EIMS
на протяжении всего
сечение с другими требованиями или
срока эксплуатации активов
Организация,
люди
и
системами контроля.
Ключевые показатели
производственная культура
эффективности
Определение площади основываетЭлементы,
связанные
с
оргаНабор характеристик, эксплунизацией, производственной
атационных и управленческих
ся
на
точном анализе функций сущескультурой
и
людьми,
которые
данных, которые могут испозволяют осуществлять мопользоваться для эффективтвующей
системы контроля для обесдернизацию системы контроля
ного и длительного контроля и
непосредственно на НПЗ
печения оптимального соответствия с
Основные понятия
усовершенствования
всей системы
ней системы EIMS и их интеграции.
Гарантия самостоятельной
модернизации
Это предполагает, что не следует
Система контроля данных
Система
процедур
системы
контроля
и документации
Набор руководящих принципов
включать
в определение площади
Набор интегрированной
процедур, нацеленных на соблюинформации и система
дение операционных требований
такое
оборудование
как, например,
поддержки принятия решений
и ограничений, который гаранти(decision support system –
системы
обеспечения
безопасности
рует ЭП оборудования
DSS), который позволяет
эффективно управлять всеми
персонала, сигнализации и защиты
вспомогательными системами
или другие (которые относятся к закону Seveso 2, природоохранному
законодательству и т.д.). Это опредеРис. 2. Основы управления вспомогательными системами EIMS
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
93
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: КОНТРОЛЬ
вательно выполнять операционные
действия, которые позволят коррекp1 p2 p3 p4
Основные понятия
тировать риски.
Это подводит нас ко второй кон• Система KPI будет
разработана с учетом
цепции
основы – операционному
Оцениваемые
4 основных типов.
b1 b2 .... bn
c1 c2 .... cn
d1 d2 .... dn
единицы a1 a2 .... an
контролю, охватывающему все опе• Контроль будет
Мониторинг состояния контроля
рации на НПЗ. Цель операционного
предусматривать
Прошлое и будущее состояния KPI
эти 4 типа.
контроля – отслеживать и регулиKPI должен
ровать все операции вследствие их
KPI
будут
оценены
•
обеспечивать
KPI
KPI
KPI
по типам.
контроль текуСоответствие
Эффекпрямого воздействия на эксплуатаКорректировка
щего состояния
контроля данных и
тивность
контроля
и возможных
ционную пригодность активов.
Оценка рисков
документации
процедур
•
рисков
для 4 типов KPI
Точнее, операционный контроль
KPI следует
KPI должен
Система контроля
настроить для
гарантировать
данных
охватывает
все операции или параопределения
соответствие
и документации
фактического
должна постоянно
метры,
потенциально
влияющие на
соответствия
контролироваться
модели
эффективность работы оборудования, включая условия процесса, подход к эксплуатации и обслуживанию,
Соответствие KPI
Разработка, функционирование и усовершенствование
способы прогнозирования, предоосновных элементов системы контроля
твращение коррозии, управление
ключевым показателем эффективРис. 3. Основы контроля вспомогательными системами
ности (key performance indicator –
KPI) и другие.
ление относится только к системам контроля эксплуаОчень важно учитывать, что для эффективного
тационной пригодности оборудования и нацелено на
операционного контроля определяющим является
интеграцию всех этих систем.
сбалансированный подход к процессам или какимДругой концепцией, которой мы следовали при
либо измерениям. Опыт показывает, что, несмотря
определении площади, охватываемой EIMS, стал «пона эффективность метода, условия, выходящие за
этапный метод». Этот метод основан на определении
рамки процесса, могут в значительной степени ухуди классификации оборудования, которое срочно и в
шить качество контроля. Контроль условий процесса
первую очередь необходимо контролировать с целью
требует четкого понимания механизмов возможных
снижения потенциального риска нарушения эксплуповреждений, и в этом важнейшую роль играет корроатационной пригодности. Такой приоритетный подзия. НПЗ, не предусматривающие контроль коррозии,
ход предполагает также проверку финансового или
должны исключить из настроек системы контроль
человеческого факторов.
коррозии.
В табл. 1 приведен пример концепции определения
Кроме того, для эффективного контроля коррозии
площади, охватываемой системой EIMS.
рекомендуется создать техническую группу контроля,
включающую в себя инженеров-коррозионистов для
ОСНОВА ОПЕРАЦИОННОГО КОНТРОЛЯ EIMS
проверки процессов и оборудования. Численность
Определение площади, охватываемой EIMS, – это
технической группы контроля зависит от направлентолько первый этап внедрения эффективной систености НПЗ. Встречи членов группы следует проводить
мы контроля. Необходимо регулировать и последоежемесячно для обсуждения и анализа отчетов.
Необходимо создать и использовать базу данных, включающих
Роли и ответственность
наиболее важные условия процесса.
• Система контроля потребует перераспределения функций
Эта база может быть частью сущес• Система будет непосредственно влиять на характеристики работы персонала
• Пересмотренные характеристики работы потребуют новых компетенций и знаний,
твующей базы данных, при условии,
а также разработки обучающей программы
классификации данных контроля в
отдельную группу. Для систем аваГруппы контроля
рийной сигнализации также необДля обеспечения работы системы контроля следует создать три группы:
• руководящая;
ходимы соответствующие ключевые
• эксплуатационная;
показатели эффективности. В табл.
• техническая.
2 приведена концепция операционного контроля.
Ответственный за контроль
Изображение ЭП
Суммарный
показатель
риска
• Ответственным от TECPER будет специалист, координирующий работу
всех вспомогательных систем
Координатор
• Система контроля потребует введения новой организационной функции
персонала, как эксплуатационного, так и управленческого
Рис. 4. Влияние системы управления EIMS на существующие и новые показатели
94
ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ
СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ
Как достигнуть высокоэффективного контроля? Этот вопрос является
интересным предметом для обсуждения. Для достижения высокоэффективного контроля разработано
много подходов. С другой стороны,
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 июль • 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: КОНТРОЛЬ
должны быть предприняты все усилия для минимизации вспомогательных систем с целью упрощения проекта. В данном контексте и на основании опыта авторов
для успешного внедрения системы EIMS например,
на НПЗ необходимо спроектировать и внедрить пять
взаимосвязанных вспомогательных систем.
Здесь важно подчеркнуть, что большую роль играет производственная культура, особенно методы
последующей модернизации. Это необходимо для
разработки дальнейших изменений и усовершенствований. Это, безусловно, потребует значительных усилий в начале разработки проекта, однако дальнейшие
преимущества будут заключаться в том, что любые
методики и усовершенствования могут разрабатываться и планироваться специалистами предприятия
непосредственно на местах.
Требования контроля должны согласовываться с предприятием и соответствовать специфике.
Необходимо учитывать любые изменения на любом
уровне, начиная от оператора и заканчивая директором, которые отвечают за определенные типы рисков
(трудовых, финансовых и т.д.). На рис. 2 приведен
пример вспомогательной системы EIMS.
Все вспомогательные системы одинаково важны и
должны быть интегрированы. Две из них – система
«организации, людей и производственной культуры»
и система «ключевого показателя эффективности» –
разрабатываются на основе изучения и обсуждения
следующих вопросов.
• Насколько эффективно осуществляется контроль
площади, охватываемой EIMS?
• Как внедряется и интегрируется система EIMS
с уже существующими системами?
Далее изложены мнения по этим двум вопросам,
которые особенно важны с точки зрения эффективности EIMS.
КЛЮЧЕВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМЫ EIMS
Определение ключевых показателей эффективности EIMS основано на передовом отраслевом опыте. Основные характеристики KPI эффективности
системы EIMS включают следующее.
• Индексацию рисков эксплуатационной целостности;
• Классификацию рисков эксплуатационной целостности по двум типам:
– интеграция всех операций (контроль текущего состояния и предупреждение о возможных рисках),
– соответствие KPI (определение фактического
значения и его соответствия общепринятому в отношении эффективности методики, квалификации специалистов, производственной культуры, подготовки
документации и т.д.).
• Анализ KPI (KPI бесполезны, если не соответствуют основополагающим данным).
На рис. 3 мы привели пример KPI системы EIMS.
ОРГАНИЗАЦИОННАЯ МОДЕЛЬ EIMS
Одна из основных идей нашего подхода заключает
в том, что систему EIMS следует внедрять и интегриро-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2010
вать с существующими системами в основном потому,
что она является самомодернизируемой системой,
которую можно адаптировать к любым условиям и
конфигурациям.
Как правило, системы IM очень хорошо спроектированы и построены в соответствии с инновационными принципами эффективности. Однако зачастую в
таких системах отсутствует один или несколько необходимых условий. При исследовании таких систем
мы столкнулись и с масштабными, не имеющими себе
равных проектами, на разработку и внедрение которых потребовались огромные ресурсы.
По нашему мнению, такие системы могут стать
причиной возникновения ряда проблем для НПЗ, где
организации строго оптимизированы и нацелены на
ограничение ресурсов.
Мы нацелены на разработку исчерпывающего
интегрированного подхода, который может быть
внедрен с учетом существующего оборудования и
использоваться на протяжении длительного периода
благодаря возможности модернизации силами НПЗ.
На рис. 4 представлена такая простая, гибкая, ориентированная система контроля.
ПЛАН СИСТЕМЫ EIMS
Проект и разработка системы EIMS – это непростая задача. Определение основы и модели, даже
согласованным и детальным способом, – это всего
лишь начало, которое определяет направление и цель,
но не способ достижения.
Чтобы преобразовать систему контроля, необходимо определить и разработать четкий, продуманный
и долгосрочный план.
Это должен быть простой план, в котором на первом
этапе предусмотрено выполнение основных действий
и стратегий, а также средства для их реализации.
Точная разработка плана является ключевым фактором успеха всего проекта.
Перевела И. Аммосова
Martino Spampinato (М. Спампинато), технический директор ERG Raffinerie Meditterranee S.p.A.
(Италия). Его опыт связан с операциями на НПЗ,
производством ароматики, планированием, оперативным управлением и технологическими процессами. Г-н Spampinato – инженер-химик. Он
окончил университет Padua University, г. Падуя,
Италия.
Fabio Nicolò (Ф. Николо), директор TEFEN Venture
Consulting Italy (управленческой консалтинговой
компании, известной во всем мире и предоставляющей свои услуги ведущим мировым компаниям
в различных отраслях промышленности), Рим,
Италия. Он окончил La Sapienza University в Риме
и работает инженером-электриком.
95
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: СЛУЧАЙ ИЗ ПРАКТИКИ
ВЛИЯНИЕ ВНЕЗАПНОГО ИЗМЕНЕНИЯ
ТЕМПЕРАТУРЫ НА КОРОБКУ ПЕРЕДАЧ
T. Sofronas, инженер-консультант, Хьюстон, Техас
Простые решения могут быть вполне эффективными
5 фут
Ось y
Коробка передач
3 фут
Масло
Масло
Ось x
Фундамент
Рис. 1. Схема коробки передач
96
Хотя уровень
вибрации не изменялся, коробка
передач, показанная на рис. 1, подвергалась временному повышению
температуры, поскольку регулятор
Минуты
охлаждения масла
работал с перебоями. Температура Рис. 2. Изменение осевой линии опоры
коробки передач
масла в коробке
передач за четверть часа менялась от 76,6 до 148,9 °C. При
максимальной температуре внутренний зазор подшипника составлял 5 мил (1 мил = 0,025 мм). Из-за неработающего охладителя масла охлаждение осуществлялось
только в окружающую среду. Исследовательская группа
хотела выяснить, способствовало ли повышение температуры осевой центральной опоры перемещению оси
через вертикальный зазор. Если это так, то подшипники
могли быть временно перегружены, так как центральная
опора могла отклониться от оси. Нагрузка, воздействующая на подшипники, суммировалась с нормальной рабочей нагрузкой.
Чтобы увидеть положение внутреннего зазора, необходимо было выполнить анализ, определяющий движение
точек A и B в течение одной четверти часа. На рис. 2 показано, как точка центральной опоры стремится к точке B
стенки коробки передач с увеличением температуры.
Модель FEA не рассматривает опору коробки передач
или потери тепла через фундамент. Фактическое движение в системе (A-B) будет меньше, чем рассчитанное.
Поскольку (A-B) за 15 мин составляет менее 5 мил,
можно сделать вывод, что подшипники за этот период
времени не перегружаются. В целях предосторожности
проверяют и заменяют масляный фильтр, так же, как и
масло; при этом возможны потери масла.
Коробка передач работает без повреждений, если ее
проверяют не позднее запланированного времени простоя,
и уровень вибрации остается при этом неизменным.
Перевел А. Степанов
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
A–B, мил
Ранее в статьях этой серии тема влияния изменения
температуры на работу подшипников уже обсуждалась.
Простые расчеты «от руки» показали, как могут быть перегружены подшипники вследствие разницы температур
в системе [1].
Хотя модель 3D-анализа конечных элементов (finiteelement analysis – FEA) дает наиболее точные результаты, трехмерные методы могут быть достаточно дорогими,
требуют много времени и не всегда понятны. К счастью,
трехмерные методы не всегда востребованы при выявлении неполадок в оборудовании, как это было продемонстрировано, когда были применены более простые решения FEA при ответах на вопросы, относящиеся к надежности эксплуатации оборудования.
Специалисты понимают, что иногда простые и даже
некоторые усложненные решения можно выполнить
вполне экономически эффективно и квалифицированно
за короткое время.
Приведенная в статье наиболее простая модель исследует внезапное повышение температуры масла в коробке
передач. Когда проблема заключается в температурном
росте в течение данного периода, то расчеты «от руки»
не очень полезны, так как сама проблема может быть достаточно сложной. Однако здесь следует учитывать переходное состояние, связанное с проблемой анализа термического напряжения, при котором температура системы
определяется за некоторый промежуток времени. Затем
определяют перемещения, усилия и момент напряжения
на выбранный момент времени.
К счастью, проблема переходного периода может
быть описана с помощью применения 2D-модели конечных элементов с полусимметрией. Это означает то,
что модель может быть построена и проанализирована,
как показано на рис. 1.
1. Sofronas, T., Case 2: «The hidden load in a three-bearing machine», p. 109,
Hydrocarbon Processing, April 2001.
Dr. Tony Sofronas (Д-р Т. Софронас), широко известен специалистам во многих странах как
опытный ведущий инженер-механик компании
ExxonMobil. В настоящее время д-р Софронас находится на пенсии, однако он продолжает консультировать. Информацию по его книгам, материалы семинаров и исследований можно получить на сайте:
http://www.mechanicalengineeringhelp.com.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№7 июль • 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
September Events 2010 Ad 5mm bleed.pdf 03.06.2010 15:20:46
C
M
Y
CM
MY
CY
CMY
K
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ООО «Научно-производственное
НП «ЦРКТ»
предприятие «РосТЭКтехнологии»
NP CTTDC
При поддержке Министерства энергетики Российской Федерации
With support of the Ministry of Energy of the Russian Federation
11
МЕЖДУНАРОДНАЯ НАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ
«КОЛТЮБИНГОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ И ВНУТРИСКВАЖИННЫЕ РАБОТЫ»
INTERNATIONAL SCIENTIFIC AND PRACTICAL
COILED TUBING AND WELL INTERVENTION CONFERENCE
15–17 сентября 2010 года, Россия, Москва, гостиница «Ренессанс Москва»
September, 15-17, 2010 Renaissance Moscow Hotel, Moscow, Russia
Тематика конференции:
•Тенденции развития нефтегазового сервиса России.
•Современная техника и технологии ремонтноизоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах.
• Новые методы и оборудование для повышения
нефтеотдачи пластов и интенсификации притока.
•Зарезка вторых стволов и борьба с осложнениями,
в том числе с использованием гибкой трубы.
•Бурение с использованием гибких труб,
в том числе с целью дегазации угольных пластов.
•Сервисное обслуживание оборудования.
Информационное обеспечение нефтегазового сервиса.
The conference subjects are:
•Trends in the development of oilfield services in Russia.
•Modern technologies of squeeze jobs in oil and gas wells.
•New methods and equipment for enhanced
oil recovery and production stimulation.
• Sidetracking and possible troubleshooting,
particularly with the help of coiled tubing.
•Coiled tubing drilling, particularly with
the purpose of coal-beds degassing.
•Aftersales service of equipment. Information
provision in oilfield services industry.
Образовательный семинар «Колтюбинг и его применение»
15 сентября 2010 года
Лектор семинара – Берни Луфт, вице-президент
по технологиям компании Global Tubing.
Акцент семинара будет сделан на новых технологиях
повышения нефтеотдачи пласта, ремонта скважин и последних
достижениях в области колтюбингового бурения. Каждому
участнику семинара будет вручен именной сертификат
слушателя.
Educational Short Course Coiled Tubing and Its Applications
September 15, 2010
The short course will be conducted by Bernie Luft,
VP Technology, Global Tubing.
The short course will focus on technologies of enhanced
oil recovery, well workover and the latest achievements
in the field of coiled tubing drilling. Each attendee
of the short course will be awarded Certificate of Attendance.
Платиновый спонсор: / Platinum sponsor:
Золотой спонсор: / Gold sponsor:
GLOBAL
TUBING
Серебряный спонсор: / Silver Sponsor:
Спонсор семинара «Колтюбинг и его применение»: / Sponsor of the Short Course “Coiled Tubing & Its Applications”:
Спонсоры материалов конференции: / Sponsor of the Conference Materials:
Tenaris
Tubular technologies. Innovative service.
Контакты: www.cttimes.org; Тел./факс: +7 499 788 9119; E-mail: ig@cttimes.org
ïðîìûøëåííàÿ ãðóïïà
Contacts: www.cttimes.org; Tel./fax: +7 499 788 9119; E-mail: ig@cttimes.org
Документ
Категория
Наука и техника
Просмотров
977
Размер файла
24 228 Кб
Теги
нефтегазовых, технология, 2010, 1165
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа