close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

1167.Нефтегазовые технологии №5 2008

код для вставкиСкачать
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
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
Г.М. Ясенев Директор
Л.В. Горшкова Зам. директора
Редакция:
Л.В. Федотова
А.В. Романихин
Н.В. Кутасова
Л.С. Борисова
Е.М. Сапожников
Главный редактор издательства
Главный редактор журнала
Научный редактор
Редактор
Верстка
Россия, 109 029, Москва, ул. Скотопрогонная, 29/1
Телефон (495) 670-7481
e-mail: art@ogt.su
e-mail: catalog_publ@mtu-net.ru
www.ogt.su
Gulf Publishing Company
Part of Euromoney Institutional Investor PLC.
Other energy group titles include:
World Oil®, Hydrocarbon Processing®
and Petroleum Economist
John D. «Rusty» Meador President/GEO
Alexandra Pruner Senior Vice President
Mark Peters Vice President
Houston Office:
Mailing Address: P.O. Box 2608
Houston, Texas 77252-2608,U.S.A.
Phone: +1 (713) 529-4301,
Fax: +1(713) 520-4433
www.worldoil.com
London Office:
P.O. Box 105
Baird House 15/17 St. Cross Street
London EC1N 8UW
Phone: +44 (0) 20 7831 5588,
Fax: +44 (0) 20 7831 4557
© 2008 by Gulf Publishing Co. All rights reserved.
© 2008 Издательство «Топливо и энергетика».
Перепечатка, все виды копирования и воспроизведения
публикуемых материалов возможны
только с письменного разрешения редакции.
Редакция оставляет за собой право
сокращения присылаемых материалов.
Мнение редакции не всегда совпадает
с мнением авторов материалов.
На первой странице обложки:
Завод компании Suncor Energy Inc.
по переработке тяжелой нефти,
расположенный в Форт МакМюррей,
Альберта, Канада
Фото предоставлено
Ministry of Alberta Employment, Immigration & Industry.
С О Д Е Р Ж А Н И Е
НЕФТЬ МИРА
WORLD OIL
ЧТО ПРОИСХОДИТ В НЕФТЯНОЙ
И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ........................................3
Контроль над скважиной
G. Wackers, M. Coeckelbergh
ОЦЕНКА УЩЕРБА И ВЫЯСНЕНИЕ ПРИЧИН
ВЫБРОСА ГАЗА НА ПЛАТФОРМЕ СНОРРЕ ............................8
J. Paulson, G. Gibson, J. B. Garner
БУРЕНИЕ И СКОРОСТНОЕ ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН ......16
N. Adams
ИДЕНТИФИКАЦИЯ ПОДЗЕМНЫХ ВЫБРОСОВ ...................20
Бурение
H. Mangor, R. Elder, J. Boulet, A. Monnet
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ
БУРЕНИЯ СКВАЖИН С ОТКЛОНЕНИЕМ..............................27
Экология
J. Candler, A. Leuterman
ПРОБЛЕМЫ, СВЯЗАННЫЕ С РАЗРАБОТКОЙ
БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И СИСТЕМ
УПРАВЛЕНИЯ ОТХОДАМИ .................................................32
Подводная добыча
D. M. Cohen, P. Fisher
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПОДВОДНЫХ СИСТЕМ ДОБЫЧИ .............37
Закачивание скважин
S. Trummer, D. Silva, V. Cano, M. Guzman,
N. Siquera, C. Peixoto, V. Nazareth
ЭФФЕКТИВНОЕ ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН
С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ГИБКИХ ТРУБ .................................43
ОТРАСЛЕВАЯ СТАТИСТИКА ...............................................52
ГЛУБОКОВОДНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
DEEPWATER TECHNOLOGY
J. B. Bloys, M. E. Gonzalez, J. Lofton,
R. Carpenter, S. Azar, J. McKenzie, J. Capo,
R. Hermes, R. Bland, R. Foley, F. Harvey,
J. Daniel, F. Billings, I, Robinson, M. Allison
СНИЖЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ
В КОЛЬЦЕВОМ ПРОСТРАНСТВЕ ........................................54
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
HYDROCARBON PROCESSING
КОРОТКО О РАЗНОМ .........................................................60
Переработка газа
R. Bryngelson
НОВАЯ ТЕХНОЛОГИЯ РЕГАЗИФИКАЦИИ СПГ ....................71
K. Shah
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ
ВЗАИМОЗАМЕНЯЕМОСТИ ПРИРОДНОГО ГАЗА .................75
F. P. Ross, S. T. Walther, K. T. Cuellar
ПРОГРЕССИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ УЛУЧШАЮТ
ЭКОНОМИКУ ПРЕДПРИЯТИЙ,
ЗАНИМАЮЩИХСЯ СЖИЖЕНИЕМ ПРИРОДНОГО ГАЗА ......81
J. Watson, K. D. Jones и T. Barnette
УДАЛЕНИЕ СЕРОВОДОРОДА ИЗ СИНТЕЗ-ГАЗА ................85
R. Hauer, K. Harris, D. Potter, P. Harris, B. Lewis
АНАЛИЗ ОТХОДЯЩИХ ГАЗОВ
НА УСТАНОВКЕ РЕГЕНЕРАЦИИ СЕРЫ ................................90
Надежность
P. Bloch, J. S. Mitchell
ИСКЛЮЧЕНИЕ РИСКОВАННЫХ ТЕНДЕНЦИЙ
В ОБЕСПЕЧЕНИИ НАДЕЖНОСТИ ......................................96
Инновационные технологии
D-r J. Bravo
СТАБИЛЬНОСТЬ АКТИВОВ
БЛАГОДАРЯ ПРОГРАММЕ MERIT ................................ 101
D-r J. Bravo
РАЗРАБОТКА ИННОВАЦИОННЫХ РЕШЕНИЙ
НА ОСНОВЕ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОПЫТА ................ 103
THE EXPRO GROUP ........................................................104
Подписано в печать 01.05.2008. Формат 60х90/8. Бумага мелованная. Печать офсетная. Печ. л. 14. 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»
WORLD Oil, Vol. 228, № 12 – 2007; Vol. 229, № 1 – 2008
G. Wackers, Narvik University College
M. Coeckelbergh, University of Twente, the Netherlands
VULNERABILITY AND IMAGINATION
IN THE SNORRE A GAS BLOWOUT AND RECOVERY
J. Paulson, Ultra Petroleum
G. Gibson, J. B. Garner, Boots&Coots
SIMULTANEOUS DRILLING AND SNUBBING
SPEED COMPLETION AND PRODUCTION
IN DIFFICULT ROCKY MOUNTAIN FIELDS
N. Adams, Neal Adams Services, Houston
HOW TO IDENTIFY UNDERGROUND BLOWOUTS
H. Mangor, Talisman Energy
R. Elder, Certified Oilfield Rentals
J. Boulet, A. Monnet, VAM Drilling
MAXIMIZING DRILLING EFFICIENCY
IN BUNGA-KEKWA’S HIGH-ANGLE WELLS
J. Candler, A. Leuterman, M-I SWACO
ARE WELLS PERFORATED ON DEPTH TODAY?
D. M. Cohen, Production Engineering Editor WO
P. Fisher, Editor WO
PRODUCTION SYSTEMS HIT THE SEAFLOOR RUNNING
S. Trummer, D. Silva, V. Cano, M. Guzman, Schulmerger
N. Siquera, C. Peixoto, V. Nazareth, Petrobras
COILED TUBING BECOMES THE KEY ENABLER
FOR SUCCESS MULTILATERAL WELL DEVELOPMENT
J. B. Bloys, M. E. Gonzalez, J. Lofton,
R. Carpenter, S. Azar, J. McKenzie, J. Capo, Chevron
R. Hermes, Los Alamos National Lab
R. Bland, R. Foley, F. Harvey, Baker Hughes Drilling Fluids
J. Daniel, F. Billings, I, Robinson, Lucite International
M. Allison, Flow Process Technologies Inc.
TRAPPED ANNULAR PRESSURE MITIGATION:
A SPACER FLUID THAT SHRINKS
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Нефть мира
ЧТО ПРОИСХОДИТ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЕННОСТИ
Krista H. Kuhl, научный редактор WO
РАЗРАБОТКА
НОВОГО НАЛОГОВОГО ЗАКОНА
НА АЛЯСКЕ
Несмотря на активные протесты представителей
нефтегазовых компаний 16 ноября 2007 г. руководитель администрации шт. Аляска С. Палин, подписала
законопроект о повышении налогов на добычу нефти и природного газа. Новый законопроект заменил закон «О доходах с добычи нефти», принятый
в 2006 г. В настоящее время в соответствии с новым
законопроектом налог на добычу составляет 25 %. По
прогнозам г-жи Палин в 2008 г. сумма налога от добычи углеводородов составит 1,5 млн долл.
ГАЗОПРОВОД НА АЛЯСКЕ
Компания ConocoPhillips представила на рассмотрение в администрацию Gas Pipeline Project. По
этому трубопроводу будет транспортироваться примерно 4 млрд фут3/сут природного газа. Этот газ будет направляться на рынки Канады и США.
«Мы планируем работать непосредственно с администрацией и законодательной властью Аляски, что
ускорит реализацию проекта», – отметил Дж. Мулва, председатель и глав компании ConocoPhillips.
СОКРАЩЕНИЕ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ
НА УСТАНОВКЕ КОКСОВАНИЯ
ИЗ-ЗА ПОЖАРА
Представитель компании Canadian Oil Sands Trust
заявил, что 5 декабря 2007 г. из-за пожара на установке коксования 8–3 было сокращено производство
продукции на заводе Syncrude Форт МакМюррей,
Альберта. Представитель компании не смог уточнить
насколько будет сокращена производительность установки. К началу 2008 г. производительность установки была минимальной.
СПОРЫ ОТНОСИТЕЛЬНО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ КАШАГАН
Компания ExxonMobil, партнер проекта Кашаган
(Казахстан) не согласилась с мнением, что государственной компании KazMunaiGas следует увеличить
прибыль. Казахстан вступил в спрос с представителями группы Eni относительно перерасхода средств
и отсрочки добычи на каспийском месторождении.
Этот спор лишь усугубил уверенность нефтегазовых
компаний относительно месторождения Кашаган.
В настоящее время Казахстан сравнивают с такими
нефтедобывающими гигантами как Россия и Венесуэла.
ЖЕРТВЫ ПОЖАРА
В САУДОВСКОЙ АРАВИИ
В результате пожара на газопроводе в Саудовской Аравии, начавшегося 16 ноября 2007 г., погибло сорок человек. Пожар на трубопроводе Harab№5 • май 2008
Uthmaniyah, расположенного недалеко от Хайях (на
востоке Саудовской Аравии) начался в результате
проведения ремонтных работ. В настоящее время
проводится расследование.
АНАЛИЗ ИЗМЕНЕНИЙ
11 декабря 2007 г. Комиссия по ценным бумагам
и биржам (US Securities and Exchange Commission
– SEC) единогласно проголосовала за проведение
повторного анализа данных о запасах, подаваемых
добывающими компаниями. В настоящее время нефтегазовые компании могут только предоставлять
данные о доказанных запасах и оценивать их на
основании среднегодовой цены. Как правило, среднегодовая цена (данные о стоимости на 31 декабря
западнотехасской нефти) и данные Henry Hub проверяются Комиссией, за прошедшие 30 лет почти не
изменились», – сообщила г-жа М. Кэмпбелл Дуру,
сотрудник корпоративного финансового отдела
SEC. «Преимущества современной технологии в
значительной степени облегчают процесс проверки
данных и оценки запасов», – добавила г-жа Кэмпбелл Дуру. Вопрос заключается в том, как правильно
измерят доказанные запасы, какие инновационные
технологии (горизонтальное бурение, 3D-сейсморазведка и т.д.) применять с этой целью, на какие
категории подразделять запасы (песчаники, сланцы
и т.д.).
ОБСУЖДЕНИЕ КОНТРАКТОВ
МЕЖДУ ПРАВИТЕЛЬСТВОМ ИРАКА
И АДМИНИСТРАЦИЕЙ КУРДИСТАНА
10 декабря 2007 г. официальные лица Курдистана прибыли в Багдад, чтобы обсудить несколько
спорных вопросов, включая некоторые контракты,
заключенные администрацией с международными компаниями. Несмотря на принятие нового законодательства и возражение министра нефтяной
промышленности, администрация Курдистана подписала ряд контрактов с международными компаниями. Делегация Курдистана, возглавляемая премьерминистром Н. Барзани, планировала собрать референдум относительно присвоения статуса богатому нефтью району, расположенному поблизости от
г. Киркук. «Программа включает такие задачи как
бурение на нефть, заключение контрактов и другие
важные факторы», – отметил Дж. Явар, спикер Курдистана. Администрация Курдистана планирует добиться для области статуса независимости, но сталкивается со значительным сопротивлением.
МНЕНИЕ ОТНОСИТЕЛЬНО
ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО
ЗАКОНОПРОЕКТА
После публикации положений нового энергетического законопроекта, правительство Китая стремится ознакомиться с мнением ведущих промышленных игроков и общественности. Это поможет
3
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
сформулировать окончательный вариант законопроекта. Законодатели Китая считают, что Пекину
следует создать министерство энергетики, подчиняющееся правительству Китая. В функционал нового
министерства будет входить разработка стратегии
добычи запасов нефти и природного газа. Законодательство охватывает запасы нефти, природного
газа, урановой руды и угля. Однако в законопроекте
не указаны объемы или особые условия разработки
этих запасов.
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТРУБОПРОВОДА РОССИЕЙ,
КАЗАХСТАНОМ И ТУРКМЕНИСТАНОМ
20 декабря 2007 г. Россия, Казахстан и Туркменистан подписали договор о совместном строительстве в 2010 г. газопровода. Новый газопровод будет проложен вдоль побережья Каспийского моря.
Пропускная способность трубопровода составит
20 млрд м3/год. Условия договора, касающиеся цен
на природный газ, будут еще обсуждаться на протяжении нескольких месяцев. В настоящее время
подписан договор между странами о строительстве
каспийского трубопровода. Этот шаг станет новым
вкладом в укреплении европейской энергетической
безопасности.
АУКЦИОН В БРАЗИЛИИ
В конце ноября 2007 г. в Бразилии проводился
аукцион, на котором предлагались к разработке (разведке и добыче) участки. Благодаря этому аукциону
государственная казна пополнилась рекордной суммой в 1 млрд долл. Такие крупные компании как Royal
Dutch Shell PLC и Chevron в аукционе не участвовали, поскольку приобрели несколько перспективных
участков несколькими месяцами ранее. Государственная компания Petrobras приобрела на аукционе
22 участка. Молодая компания OGX Petroleo e Gas
Perticipacoes SA приобрела права на участки, расположенные в басс. Кампос и Сантос.
ПЕРВАЯ МЕЖДУНАРОДНАЯ НЕФТЯНАЯ
ВЫСТАВКА В КИТАЕ
На первую Международную нефтяную выставку
China International Petroleum Equipment & Technology
Exhibition 2008 планируется пригласить более
500 представителей со всех стан мира. Организованная при поддержке лидирующих международных
отраслевых групп, выставка будет проводиться 12–
14 сентября 2008 г. Более 3000 перспективных международных компании ждут этого события. «Мы тщательно готовимся к этому знаменательному событию
и надеемся, что посетители смогут ознакомиться со
всеми экспонатами», – отметил г-н В. Дж. Ю, вицепрезидент Promotion of International Trade.
ЗАКРЫТИЕ ДВУХ МОЩНОСТЕЙ ONGC
В январе, феврале 2008 г. компания ONGC приостанавливала эксплуатацию двух добывающих
мощностей на месторождении Бассейн с целью подключения нового оборудования. Это повлияло на
снижение добычи на одну треть. Добыча природного
4
газа снилась с 42 до 29–31 млн м3/сут. «В процессе
модернизации две новые платформы соединят существующие производственные комплексы (ВРА
и ВРВ), но это потребует остановки мощностей»,
– сказал официальный представитель компании.
Приостановка на 24 дня мощности ВРВ повлияет на
снижение добычи на 13,5 млн м3/сут, приостановка
мощности ВРА на 15 дней повлияет на сокращение
добычи на 11 млн м3/сут.
ИЗУЧЕНИЕ АРКТИЧЕСКОГО
ПРОЕКТА СПГ
В настоящее время компания Petro-Canada занимается вопросами изучения путей переработки
обширных запасов природного газа Арктики. Руководитель компании Р. Бреннеман заявил, что PetroCanada рассматривает возможность строительства
завода СПГ, однако окончательное решение о реализации этого проекта еще не принято, более того,
на это могут понадобиться годы. Компания PetroCanada располагает в арктическом регионе запасами газа более 12 трлн фут3. «Мы создали небольшую
исследовательскую группу, которая занимается
вопросом возможности строительства этой мощности», – отметил г-н Бреннеман. Он также отметил, что этот проект заинтересовал правительство
Канады.
ЕРА ОДОБРИЛА
СТРОИТЕЛЬСТВО ТРУБОПРОВОДА
Консервативная группа Австралии агрессивно
отреагировала на решение Природоохранных властей разрешить компании ExxonMobil строительство
газопровода на о-ве Барроу. ЕРА одобрила проект
компании, заявив, что его реализация не принесет никакого вреда окружающей среде. Компания
ExxonMobil планирует строительство трубопровода
для транспортировки природного газа, добываемого
на острове. Новый газопровод будет соединяться с
уже эксплуатирующимся трубопроводом Gorgon.
ТОРГИ В ЛИБЕРИИ
Государственная компания National Oil Company
объявила о проведении торгов на втором лицензионном раунде 10 морских участков. Площадь участков,
расположенных в глубоководном регионе примерно
в 1,9 миль (1 миля = 1,609 км) от берега составляет
в среднем 1,158 миль2. Первый лицензионный раунд
проводился в Либерии в 2004 г. Среди компаний,
принимавших участие в первом раунде, Repsol и
Woodside Petroleum Ltd. (разрабатывающие в настоящее время восемь участков) подали заявку на участие
и во втором раунде.
ВОПРОС ПОСТАВОК
ПРИРОДНОГО ГАЗА ИЗ ИРАНА
Индия рассматривает вопрос будущего импорта
природного газа из Ирана по трубопроводу, проложенному по территории Пакистана. По сообщению г-на Н. Саифи, директора National Iranian Gas
Export Company (NIGEC), встреча с представителями Индии уже запланирована. Г-н Саифи заявил,
№5 • май 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
что встреча представителей Пакистана и Индии, на
которой обсуждались детали договора, состоялась
еще в 2007 г.
ВЗРЫВ ТРУБОПРОВОДА В МИННЕСОТЕ
В результате взрыва нефтепровода в Миннесоте
погибло два рабочих, которые пытались выяснить
причину утечки. Рабочие перекрыли трубопровод,
чтобы удалить 11-футовый отрезок трубы, в которой образовалась протечка. «Они произвели замену
поврежденной секции. Но очевидно, нефть попала
в секцию, которая соединялась со старым трубопроводом», – отметил вице-президент компании
Л. Зупан.
КУБА ПРИГЛАШАЕТ
РОССИЙСКИЕ КОМПАНИИ
ДЛЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Министр иностранных дел Кубы Э. Кабальеро
пригласил российские компании принять участие в
разработке перспективных участков Мексиканского
залива. Министр заявил, что Куба уже готова подписать контракты с компании Испании, Норвегии, Венесуэлы и Китая, которые планируют принять участие в разведочных операциях. «Мы уже обсуждали
этот вопрос с российскими компаниями и надеемся,
что они согласятся принять участие в строительстве
необходимой инфраструктуры», – отметил министр.
НОВОСТИ РАЗВЕДКИ
работку до 2000 г. Эта структура была открыта в процессе бурения залежей мелового возраста.
Выдвигалась гипотеза, пытающаяся объяснить
УДИВИТЕЛЬНОЕ ОТКРЫТИЕ
этот феномен. Эта гипотеза образования в МексиОткрытие мощных песчаных напластований уилканском заливе обломочных осадочных пород трекокс на периферийных участках Мексиканского
тичного возраста включает следующие элементы:
залива стало своеобразной аномалией. На глубоко• после того, как в юрский период в бассейне
залегающих пластах уилкокс было сфокусировано
Мексиканского залива образовалось море, этот
внимание участников исследовательской конференрайон оставался сравнительно стабильным
ции GCSSEM. На конференции были представлены
вплоть до плейстоцена;
технические документы, описывающие глубоко• примерно в тот же период сложилась структура
водные системы, нефтяные запасы, структуры, тип
шельфа и склонов;
тектонических образований, нефтяных карманов,
• глубоководные песчаники ограничены склонами
хроностратиграфия и палеонтология (рис. 1). В сооти прилегающими структурами;
ветствии с представленными данными извлекаемые
• осадочные
породы
характеризуются
запасы новой залежи составляют 3–15 млрд брл
пропластками песчаников и сланцев.
нефти.
Промышленные запасы нефти были найдены в
Из дискуссий, которые проводились на конфепесчаниках уилкокс, толщина которых составляет
ренции, я понял, что об этих мощных глубокозалетысячи футов, и представляют мощный пояс, пролегающих напластованиях специалисты отрасли знали
гающий от Каньона Аламинос до Уолкер Ридж. Эти
уже достаточно длительное время. Но по некоторым
последовательности залегают в виде подводных веепричинам было принято решение отложить их разрообразных отложений палеоценового возраста на расстоянии примерно
250–300 миль от границы шельфа.
Дж. Роенфельд и я представили эту
гипотезу на конференции Perkins. Эта
гипотеза объясняет образование уилкокс в глубоководном регионе Мексиканского залива как следствие разлома.
В результате этого разлома Мексиканский залив оказался изолированным от
Стратиграфические эквиваленты
Атлантического океана во время тектонического образования о-ва Куба, которая закрыла 125-мильную брешь между
Флоридой/Багамами и полуостровом
Юкатан. Уровень моря понизился на
6000 фут; это произошло в результате
образования крутого склона и глубоководного участка уилкокс.
Я ожидал, что наша идея вызовет
горячие
протесты, но ошибся. После
Рис. 1. Каротажная диаграмма и образец керна, взятые из пластов уилкокс.
презентации нам задавалось много
Фото предоставлено Chevron Corp.
интересных вопросов.
A. Berman, редактор-консультант
№5 • май 2008
5
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВЫЕ ОТКРЫТИЯ
A. Berman, редактор-консультант
АФРИКА
Государственная
компания
Sonatrach открыла месторождение
природного газа в басс. Аннет на
юго-западе Алжира. Пробная добыча из пласта, расположенного на
глубине 4000 фут, из исследовательской скважины Araret-2 составила
8,3 млн фут3/сут. Добыча из скважины Tinerkouk-1, пробуренной в соседнем бассейне Гурара на пласт каменноугольного возраста, составила
5,9 млн фут3/сут.
Компания Verenex Energy сделала два открытия в басс. Гадамес
(Ливия). Добыча нефти из скважины D1-47/02 составила 7,742 брл/сут.
Добыча природного газа из интервала (пласт нижний акакус), расположенного на глубине 8080–9372 фут,
составила 13,7 млн фут3/сут (рис. 2).
сделано разведочной скважиной Huacaya X-1. Спикер компании отметил, что пробная добыча из скважины составила 28,3 млн фут3/сут. Скважина была
пробурена на глубину 15 748 фут
Средиземное
(рис. 3).
море
Тунис
Компания Petrobras также отБеркин
крыла новое месторождение природного газа в басс. Эспириту
Гадамес
Сирте
Санту (Бразилия). Разведочные
Аннет-Гурара
скважины 4-ESS-177 и 6-ESS-168
Мурзук
Алжир
Ливия
были пробурены на пласт толщиной 300 фут в водах глубиной
2325 фут.
Рис. 2. Новые открытия в Африке
Бразилия
Перу Боливия
Басс.
Эспириту
Ла Пас Кокабамба
Санту
Санта
Крус
Сакр
Repsol
Рио-де-Жанейро
Басс.
Huacaya
Парагвай
Кампос
Чили
Сан Паоло
Басс. Сантос
Аргентина
ЮЖНАЯ АМЕРИКА
Компания Repsol-YPF открыла
крупное месторождение природного газа в Болвии. Открытие было
Petrobras
BM-ES-5
Тихий
океан
Буэнос Айрес
Порто Алегре
Уругвай
Монтевидео
Южная часть
Атлантического океана
Рис. 3. Новые открытия в Южной Америке
Arthur Berman (А. Берман),
консультант в области
геологии,
специализирующийся на исследовании
геологии нефтяных месторождений, сейсмической
интерпретации и создании
базы данных. М-р Берман
свыше 20 лет работает в
нефтяных компаниях, кроме того, он был редактором Bulletin, издаваемого
геологическим обществом Хьюстона (Houston
Geological Survey – HGS). После окончания
School of Mines (шт. Колорадо) м-р Берман получил степень магистра. Связаться с м-ром Берманом можно по адресу: bermanae@gmail.com.
НОВОСТИ БУРЕНИЯ
L. Skinner, редактор-консультант WO
ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ
БУРОВЫХ ОПЕРАЦИЙ
Повышение интереса к разработке отраслевых
программных обеспечений объясняется стремлением усовершенствовать буровые операции. На проходившей недавно Ежегодной технической конференции SPE можно было ознакомиться с рядом новых
программных продуктов, которые в значительной
степени облегчат труд буровых инженеров.
Я принадлежу к тому поколению специалистов,
которые прежде чем учиться в институте закончили
колледж и впервые взяли в руки калькулятор после
двух лет работы на буровой. Однако эта технология
помогает только для решения арифметических действий. В настоящее время я ознакомился с возможностями программных обеспечений.
Мое первое «знакомство» состоялось с программой оптимизации бурения. В то время использовались
компьютеры IBM 360, модель 50. С усовершенствованием компьютеров, программные обеспечения также
модернизировались. Многие скептики стали изменять мнение о новой технологии. Компьютеры доказывали преимущества использования ежедневно.
Затем пришла очередь персональных компьютеров. Мой первый персональный компьютер напоми6
нал пишущую машинку. Он медленно загружался,
был достаточно тяжелым и громоздким. Память персональных компьютеров представляла собой магнитные диски, которые могли выйти из строя в любой
момент. Кроме того, программы для тех старых персональных компьютеров были достаточно сложны.
Со временем персональные компьютеры совершенствовались. В настоящее время персональные
компьютеры используются для реализации сложных
отраслевых программ. С их помощью могут быть
рассчитаны различные параметры, такие как анализ
направления скважины, контроль горизонтальности, вибрация бурильной колонны, оптимизация бурения, анализ состояния буровой установки, вес бурильной компоновки, геометрия скважины и многие
другие. В настоящее время специалисты на буровой
располагают необходимым пакетом программ.
Сегодня я стал поклонником компьютеров, особенно, когда речь заходит о новых «инновационных»
программах.
Les Skinner (Л. Скиннер) после окончания техасского университета получил диплом инженера-химика. В нефтяной отрасли м-р Скиннер работает
уже 32 года. М-р Скиннер занимается вопросами
модернизации технологий бурения и управления скважиной. За время работы м-р Скиннер
сотрудничал с рядом независимых операторов и
сервисных компаний. Связаться с м-ром Скиннером можно по адресу: lskinner@sbcglobal.net.
№5 • май 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВОСТИ ДОБЫЧИ
V. Schmidt, научный редактор WO
ИЗУЧЕНИЕ ГЛУБОКОВОДНОЙ ДОБЫЧИ
Отраслевые компании стремятся осваивать глубоководные регионы. Благодаря техническому прогрессу компании получили возможность бурить и
осуществлять добычу в глубоководных регионах.
Рынки продолжают пополняться инновационными
технологиями бурениями и добычи, однако модернизация осуществляется достаточно медленными
темпами. Существует ряд проблем, связанных с интенсификацией исследовательских работ.
Одной из компаний, реализующих партнерские программы совместно с технологическим институтом Массачусетса (Massachusetts Institute of
Technology – MIT), стала компания Chevron. Бо-
лее того, был основан университет Chevron-MIT.
В этом университете реализуется партнерская программа MIT Energy Initiative. Инвестиции в реализацию этой программы составили 5 млн долл. Цель
программы – выяснить возможность безопасного
и эффективного бурения в водах глубиной свыше
11400 фут.
Программа включает изучение
возможной протяженности бурильных колонн и райзеров, возможности использования подводной инфраструктуры, подводных насосов и
других технологий.
Связаться с м-ром V. Schmidt (В. Шмидтом) можно
по адресу: schmidtv@worldoil.com.
Перевел Г. Кочетков
НОВЫЕ НАЗНАЧЕНИЯ В ОТРАСЛИ
Компания BJ Services объявила о назначении м„ра B. Campbell (Б. Кемпбелл)
на должность главного регионального менеджера по Европе и Африки в отдел Well
Services Division. До этого назначения
м„р Кемпбелл работал менеджером в Ставангере (Норвегия). М„р Кемпбелл проработал в отрасли 29 лет. В компании BJ
Services м„р Кемпбелл работает с 1996 г.
Компания Knowledge Systems объявила о назначении M. Danna (М. Данна) на
должность директора отдела маркетинга.
Г„жа Дана пришла работать в Knowledge
Systems из компании SAT Corp. До этого
г„жа Дана работала на различных должностях в Хьюстоне и Европе.
Компания Amec plc, оказывающая техническую
поддержку проектов, объявила о назначении D. Pfleger
(Д. Флегер) на должность главного операционного директора. Кроме того, м„р Флегер был назначен в управляющий комитет. До этого назначения м„р Флегер работал
руководителем бизнес„отдела в компании ABB Robotic.
Компания Tamm Oil and Gas Corp. объявила о назначении W. Tigne (У. Тигне) на должность председателя
Совета директоров. Кроме того, г„н Тигне был назначен
на должности главного операционного директора, президента и директора Kodak Energy. Г„н Тигне
на протяжении 29 лет работал в различных
нефтегазовых компаниях Канады.
Г„жа K. Blosch (К. Блох) была назначена
на должность ответственного сотрудника
рекламного агентства Foster Marketing Communications. Г„жа Блох закончила государс№5 • май 2008
твенный университет Оклахомы и получила степень бакалавра в области рекламного бизнеса.
Компания Haridge Coatings, Inc.
объявила о назначении г„на K. Siddall
(К. Сиддалл) на должность управляющего
директора завода по производству карбидов в Хьюстоне. Г„н Сиддалл с 2004 г.
занимал пост президента Cerbide, Inc.
До этого г„н Сиддалл более 15 лет работал
в Emerson Electric.
Г„н C. Hendricks (К. Хендрикс) присоединился к компании UPCO, Inc. в качестве
специалиста по продажам. Г„н Хендрикс работает в отрасли более 20 лет, на протяжении которых занимался анализом свойств
насосов. До этого назначения г„н Хендрикс
на протяжении 12 лет работал в Emsco и
18 лет в Trico (сейчас Weatherford).
Компания Acteon объявила о назначении S. Mohammadi (С. Мохаммади) на
должность вице„президента. Г„н Мохаммади работает в отрасли более 23 лет и 14 из
них проработал в компании JP Kenny.
Компания Blacksands Petroleum, Inc.
объявила о назначении P. A. Parisotto
(П. Парисотто) на должность президента и председателя. До декабря 2004 г. г„н Парисотто занимал должность
директора и президента Arizona Star Resource Corp.
Г„жа L. Toyota (Л. Тойота) была назначена на должность вице„президента Houston Technology Center.
До этого назначения г„жа Тойота занимала должность
вице„президента DePelchin Children’s Center.
7
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: КОНТРОЛЬ НАД СКВАЖИНОЙ
ОЦЕНКА УЩЕРБА И АНАЛИЗ ПРИЧИН
ВЫБРОСА ГАЗА НА ПЛАТФОРМЕ СНОРРЕ
G. Wackers, университетский колледж, г. Нарвик, Норвегия; M. Coeckelbergh, университет г. Твенте, Нидерланды
Увлечение критическими, с точки зрения безопасности, работами при использовании методики
оптимизации показателей производственной деятельности компании создало условия, которые
привели почти к катастрофическому подводному выбросу газа в 2004 г. Однако способность руководства правильно определить причины выброса позволили сэкономить время
В 2004 г. компания Statoil потеряла контроль над скважиной на
полупогружной платформе с натяжными опорами (tension leg platform
– TLP) Snorre A на норвежском континентальном шельфе (Norwegian
Continental Shelf – NCS) в процессе
работ по восстановлению бурового
выреза в подводной фундаментной
раме. Платформа была полностью
закрыта облаком газа, который к
счастью не воспламенился. Во время
последующих работ для обеспечения
безопасности добыча нефти была
прекращена, электропитание оборудования отключено. Большинство
персонала эвакуировали вертолетом
на находящиеся рядом платформы.
Около 35 оставшихся человек восстановили контроль над скважиной.
Нарушив несколько правил техники безопасности, они восстановили
электропитание основного оборудования и предприняли несколько попыток приготовить смесь и закачать
буровой раствор перед окончательным глушением скважины.
В настоящей статье на основе анализа сделан вывод, что потеря управления произошла, главным образом,
из-за увлечения персонала платформы критическими, с точки зрения
безопасности, работами, выполняемыми в соответствии с используемой
методикой оптимизации показателей производственной деятельности
компании. Руководство платформы,
пытаясь понять причины выброса,
использовало все возможности. Это
позволило принять правильные решения о необходимых действиях и
обеспечить успешное восстановление системы после аварии.
БОРЬБА ЗА КОМПАНИЮ SAGA
Чтобы понять причины, которые
привели к выбросу газа, следует
изучить технологию компании Saga
Petroleum, которая построила плат-
8
Рис. 1. Компания Saga вместе с компаний Esso построила платформу Snorre A
и эксплуатировала ее в течение 8 лет до
1979 г., когда произошло ее поглощение
компаниями Norsk Hydro и Statoil
форму Snorre A, эксплуатировала ее
в течение 8 лет, и бурила проблемную скважину Р-31А. В 1970-х и
1980-х гг. в Норвегии были созданы
три нефтяных компании: государственная компания Statoil, на 50 %
государственная компания Norsk
Hydro и частная компания Saga
Petroleum [1, 2]. В 1979 г. Saga стала
первой компанией-оператором, на
которую была возложена ответственность за освоение месторождения Снорре, второго крупнейшего
нефтяного месторождения на NCS.
Компания Saga вместе с Esso спроектировала и построила платформу
TLP Snorre A (рис. 1). Добыча на этой
платформе началась в 1992 г.
В конце 1990 гг. норвежские
компании сами попытались получить контракты на освоение месторождений в нефтеносных провинциях других стран. Их способность
генерировать капиталы, необходимые для этих зарубежных инвестиций, зависела, главным образом, от
прибыли, получаемой на NCS. Обе
компании Statoil и Norsk Hydro начали искать возможности оптимизации используемых рабочих процедур на своих месторождениях.
Цены на нефть стремительно
падали в середине 1980-х гг. и были
низкими в течение 90-х. К концу
десятилетия компания Saga столкнулась с финансовыми трудностями. Компании Statoil и Norsk Hydro
в 1999 г. совместно приобрели компанию Saga и разделили ее активы
[2]. Statoil потребовала 25 % долей
собственности нефтяных месторождений компании Saga, за счет
чего увеличила свои доказанные и
возможные для добычи запасы нефти на 11 %.
В годы перед этим слиянием компания Hydro запустила большую инвестиционную программу, поскольку она прогнозировала дальнейшее
падение цен на нефть, которое вело
к отрицательному притоку валютных
средств. Финансовые итоги компании Hydro за 1998 г. оказались достаточно неудовлетворительными. В
этот год Hydro запустила программу
снижения затрат, названную Agenda
99 [3]. Слияние с компанией Saga
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 • май 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: КОНТРОЛЬ НАД СКВАЖИНОЙ
Норвежское море
Статфьорд
Мэчисон
Шетланские
о-ва
Веслефрикк
Снорре В
Снорре А
Восточный
Стафьорд
Флуре
Тролль
Вигхис
Стафьорд
д
во а
ро рд
оп ьо
уб тф
Тр Ста
со
Тордис
Берген
Гуллфакс
Норвегия
Карсте
Гуллвейг
Мыс Святой Фергус
Северное море
Соединенное
Королевство
Снорре
Сигна
Визунд
Снорре
Гуллфакс
Браге
Озеберг
Северный
Стафьорд
Ставангер
Трубопровод
со Статфьорда
Южный
Гуллфакс
Римфакс
Рис. 2. Когда компания Statoil в 2003 г. взяла платформу Snorre A под свой контроль от компании Norsk Hydro, эта платформа с восемью другими находящимися рядом добывающими платформами была интегрирована в Единый блок добывающих платформ
в зоне Тампен компании Statoil, что позволило ей за счет синергии уменьшить издержки
стало вторым элементом стратегии,
направленной на полное изменение
этой негативной ситуации с притоком валютных средств, за счет роста
портфеля ценных активов компании.
Приобретения увеличили добычу нефти компании Hydro на 45 %, и ее доказанные запасы увеличились приблизительно на 40 % [4, 5].
Слияние с компанией Saga
был адаптивный процесс поиска
оптимального взаимодействия, в
котором выгоды увеличивались в
соответствии с относительной значимостью активов партнеров, поэтому было понятно, что они зависели от месторождений, которыми
владеют партнеры. Однако способ,
с помощью которого месторождение Снорре A было введено в
активы этой бизнес-конструкции,
не учитывал при ее строительстве
чувствительность, терминологию
и инструментарий, используемый
для оценки уязвимости компаний
[6] при владении этими активами.
Фактически, эта бизнес-конструкция была создана без учета всех деталей. В условиях рыночного стресса, связанного с очень низкими
ценами на нефть, на оперативном
уровне выполнялись критичные
для безопасности работы.
ЧАСТЫЕ ПЕРЕДАЧИ
При слиянии с Saga компания
Norsk Hydro согласилась взять на
себя обязанности оператора месторождения Снорре A на 3,5 года и
затем передать их компании Statoil.
Смена оператора платформы означает, что большинство персонала
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2008
передается вместе с платформой
новому хозяину.
Персонал платформы Snorre A
переходил из компании Saga в Norsk
Hydro и в Statoil в течение четырех
лет. С каждой сменой хозяина люди
должны были устанавливать новые
связи в новой компании, строить
новые схемы выполнения работ,
знакомиться с новыми руководящими документами и протоколами,
изучать новые правила и методики
выполнения работ. Два перехода
за четыре года спровоцировали реакцию сопротивления у персонала Snorre A [5]. Скорость перехода
персонала, являющаяся следствием,
вытекающим из логики корпоративной культуры и методов производства работ, не соответствовала
времени, которое требовалось для
построения новых связей и взаимоотношений в новой компании. В результате возникли сбои во временной логике выполнения процессов
в сложной системе, необходимой
для безопасной и надежной работы
технологического оборудования в
условиях высокого риска.
Кроме того, компания Statoil
была оператором восьми других
добывающих платформ, находившихся близко друг от друга в зоне
Тампен (рис. 2). Включение Snorre
A в Единый блок добывающих
платформ в зоне Тампен компании Statoil позволило ей за счет
синергии уменьшить издержки.
Компания Norsk Hydro за те годы,
которые она была оператором платформы Snorre A, снизила эксплуатационные затраты. К концу срока
использования платформы Norsk
Hydro попыталась зафиксировать
эксплуатационные затраты на самом низком уровне для получения
чистой максимальной прибыли.
Компании Hydro и Statoil согласовали, что доходы от добычи нефти
на месторождении Снорре для партнеров по лицензии будут рассчитываться на основе уровня эксплуатационных затрат, достигнутого
Hydro перед передачей платформы. После этого любые увеличения
затрат должны относиться к издержкам нового оператора Statoil.
Руководство Statoil подписало передачу ответственности за Snorre A
без требуемого анализа технической
целостности и работоспособности
производственного оборудования
независимой или третьей стороной
и без надзора за проводимыми инспекциями и анализом со стороны
руководства нефтяной компании.
Практически соглашение было расторгнуто через один год, из-за того,
что породило слишком много споров
о причине увеличения затрат. Однако не было получено подтверждения
доминирующего влияния методов
производства работ, используемых
ежедневно при выполнении работ
на платформе Snorre A.
Когда платформа Snorre A вошла в Единый блок добывающих
платформ в зоне Тампен компании
Statoil, начались переговоры с компанией Odfjell Drilling относительно производства всех бурильных
работ в зоне Тампен по одному
контракту для замены предыдущего бурильного подрядчика на плат-
9
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: КОНТРОЛЬ НАД СКВАЖИНОЙ
форме Snorre A, в качестве которого выступала компания Prosafe.
Как обычно принято в отрасли, в
контракте были указаны такие сроки, которые увеличивают планируемое время производства работ
без простоев по организационно
техническим причинам (которое
включает время технического обслуживания).
Находящийся на платформе
персонал должен был перестать
сопротивляться, заявляя громко о
том, что прекратит работу в случае
возникновения сомнений относительно безопасности ее продолжения. Однако персонал подрядчика
на платформе Snorre A столкнулся с
удвоенным противодействием прекращению работ по уже указанным
причинам. Руководство оператора
на берегу хотело поддержать переход персонала, чтобы обеспечить
выполнение работ в соответствии
с детальным календарным планом.
Руководство подрядчика на берегу
также хотело избежать простоя,
потому что это станет причиной
снижения доходов и ухудшения
статистики эффективности добычи, которая должна учитываться
при будущих переговорах о заключении новых контрактов.
Переговоры по заключению контракта на буровые работы велись
параллельно с разработкой плана
работ по восстановлению бурового
выреза для скважины Р-31А. В новых
переговорах и при последующей
передаче буровой бригады новому
владельцу не учитывались причины,
которые могли привести к отсрочке
восстановления бурового выреза.
ВОССТАНОВЛЕНИЕ
БУРОВОГО ВЫРЕЗА
Термин «буровой вырез» относится к месту в большой стальной
подводной фундаментной раме,
устанавливаемой на морском дне,
который используется для направления колонны бурильных труб.
С платформы Snorre A с использованием рамы с одним буровым
вырезом было пробурено около
40 скважин: 30 для добычи нефти и
10 для закачивания воды и газа. Верхние части этих скважин находятся
близко к друг к другу под стальной
рамой, но ниже скважины расходились и прокладывались наклонно по
направлению к коллектору. Когда
скважины тампонировались и вре-
10
менно оставлялись, буровой вырез
не мог использоваться для добычи
или для нагнетания. Это был как
раз тот случай, который имел место
на скважине P-31A.
Первая скважина P-31, которую
пробурили через этот буровой вырез в 1994 г., была пробурена как
наблюдательная скважина. В 1995 г.
в этой скважине был зарезан боковой ствол, и после заканчивания он
получил обозначение эксплуатационной нефтяной скважины P-31A.
В процессе эксплуатации скважины
P-31A было много неполадок. При
спуске колонны насосно-компрессорных труб в 1994 г. возникло несколько проблем, которые были
важны для понимания причин выброса 2004 г.
Предыдущее повреждение обсадной колонны. От конца 9 5/8-дюймовой обсадной колонны был пробурен 8 1/2-дюймовый ствол для
установки в нем 5 1/2-дюймового
наращиваемого хвостовика. Основания 5 1/2-дюймового хвостовика
были присоединены к забивной колонне для установки его в скважине.
При еще присоединенной забивной
колонне была произведена закачка
цементного раствора вокруг основания хвостовика для закрепления
его в окружающей породе. Однако
отверждение цементного раствора произошло быстрее, чем ожидалось, поэтому забивная колонна
сама зацементировалась внутри
9 5/8-дюймовой обсадной колонны.
Верхняя часть забивной колонны
была успешно отвинчена до глубины 3524 м, пока не разрушился
главный подшипник, после чего отсоединить инструменты оказалось
невозможным. В скважине остался
примерно 150-метровый отрезок
зацементированной колонны. Всю
эту массу стали и цемента нужно
было удалить с помощью фрезерования. В процессе фрезерования
9 5/8-дюймовая обсадная колонна
подверглась значительному износу
(до 40 %), который был подтвержден и измерен с использованием
ультразвукового каротажа.
Немного позже произошло
дальнейшее повреждение обсадной колонны. Перед заканчиванием скважины должна была быть
произведена очистка ее ствола с
помощью располагающегося в забое вращающегося промывателя
со струями высокого давления. Во
время этой операции потребовалось провести ремонт и обслуживание оборудования на буровой
площадке. При выполнении этих
работ промыватель некоторое время находился в одном положении
на глубине 1561 м. Струи из невращающегося некоторое время
промывателя привели к эрозии
9 5/8-дюймовой обсадной колонны
и пробили в ней отверстия. Появление таких отверстий подтвердил
ультразвуковой каротаж.
Несмотря на значительные
повреждения обсадной колонны,
компания Saga ее не заменила, а
только вставила в нее 7 5/8-дюймовый «изолирующий» хвостовик
на отрезке 2500 м для закрытия
отверстий и других частично эродированных участков. Затем этот
«изолирующий» хвостовик был
испытан под давлением; после испытаний провели заканчивание
скважины 5 1/2-дюймовым эксплуатационным хвостовиком. Однако
с 1996 г. она стала использоваться в
качестве скважины для нагнетания
газа.
В 2001 г. Hydro обнаружила
значительную коррозию и течи в
скважине P-31A, для обеспечения
целостности скважины и улучшения ее эксплуатации была использована дополнительная колонна
труб [7]. В декабре 2004 г. Statoil заглушила и временно оставила скважину после неудачных испытаний
под давлением, при проведении которых падение давления в скважине было немного меньше половины
давления в коллекторе [8].
Планирование работ по восстановлению бурового выреза. Чтобы
буровой вырез можно было снова
использовать при эксплуатации
скважин, нужно было выполнить
работу в хвостовой части скважины P-31A для подготовки ее к ликвидации и зарезки нового бокового
ствола P-31 B из ствола скважины
на промежуточном уровне.
Несмотря на историю проблемы с целостностью в скважине
P-31, группа компании Statoil находящаяся на берегу и занимающаяся планированием работ на
Snorre A, рассматривала эту работу, как срочную для выполнения.
Документы на бумаге и файлы в
электронных базах данных, в которых зафиксирована вся сложная
история скважины, должны были к
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 • май 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: КОНТРОЛЬ НАД СКВАЖИНОЙ
этому времени уже дважды переходить из офиса в офис: из Saga в
Hydro и затем из нее в Statoil. Некоторые из этих документов могли
быть утрачены или неправильно
расположены. Поскольку некоторые из них существовали только
в печатном виде, а некоторые хранились в различных базах данных,
информацию об истории скважины было трудно получить в начале
планирования работ по восстановлению бурового выреза.
Среди персонала платформы
Snorre A были люди, которые занимались бурением скважины P-31 в
1995 г. и были теперь привлечены
к работам по восстановлению бурового выреза. Они «знали» обо
всех дефектах в 9 5/8-дюймовой
обсадной колонне, которые были
закрыты «изолирующим» хвостовиком. Однако до выброса в 2004 г.
редко проводилось планирование и
обсуждение планов буровых работ
и проектов крепления скважин при
выполнении таких работ на этом
месторождении [9].
Возникали сомнения в том, будет ли мобилизация всех знаний об
истории скважины иметь большое
значение для этих работ. Хотя снятие «пластыря», наложенного на
дыры в 9 5/8-дюймовой обсадной
колонне, не считалось критичным;
тем не менее, официальные отчеты
расследования причин выброса не
объясняли, почему это стало возможно. Важным соображением,
которое может быть связано со
всем этим инцидентом, является то,
что в соответствии с внутренним
отчетом расследования инцидента Statoil, в первоначальном плане
работ указывалось, что на поврежденную трубную секцию никогда
не должно было воздействовать
давление больше пластового давления [10]. Работы производились
при более низких и контролируемых давлениях, потому что в забое
скважины была установлена пробка. Работы по восстановлению бурового выреза продолжались с пробкой, установленной в этом месте;
соединения ствола скважины с коллектором не было. Никакие работы
под пробкой не проводились.
Изменения в плане. Cпуск эксплуатационного хвостовика был
произведен через обсадную колонну и перфорирован в нескольких
зонах коллектора. Добыча нефти
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2008
должна была осуществляться из
одной зоны около года, после чего
должно было быть произведено
нагнетание газа в другую зону для
поддержания давления в коллекторе. Эти зоны разделялись с помощью задвижек в насосно-компрессорной колонне с приводом от
оборудования управления и контроля скважины. Промышленный
Norsok-стандарт на целостность
скважин требует, чтобы «в скважине был установлен один барьер
во время ее эксплуатации и всех
выполняемых в ней работ, включая
временно оставленные или ликвидированные скважины, где есть
перепад давлений, который может
привести к неконтролируемому
перетоку между зонами пласта через ствол скважины» [11]. Во время
эксплуатации и выполнения работ
в действующей и временно оставленной скважине это может быть
такой барьер в скважине, для выполнения функций которого требуется активизация. Такие барьеры
недостаточны для ликвидируемых
скважин, поскольку на них будет
снято оборудование контроля и управления скважиной.
Для оптимизации ситуации с барьером и обеспечения ее соответствия промышленному стандарту
был подан запрос в блок управления и контроля параметров в коллекторе о подтверждении заполнения бетоном эксплуатационного
хвостовика в скважине Р31-А. Такой способ позволяет эффективно
и постоянно предотвращать перетекание между зонами через трубу. Однако для возможного нагнетания цементного раствора в ствол
ниже пробки она должна быть перфорирована. Верхняя часть «изолирующего» хвостовика должна
быть удалена для подготовки места,
из которого должен быть зарезан
новый боковой ствол. Однако оператор, работающий со вспомогательным талевым тросом на платформе Snorre A, почувствовал, что
ему будет легче ввести инструмент
для перфорации в хвостовик небольшого диаметра, фиксирующий
в забое механическую пробку, если
«изолирующий» хвостовик еще находится на месте и может помочь
направлять инструмент. Поэтому
предложили перфорировать пробку перед извлечением «изолирующего» хвостовика.
Эти изменения рабочих операций
– нагнетание цементного раствора
и перфорирование механической
пробки перед извлечением «изолирующего» хвостовика – были
одобрены при составлении плана
работ на совещании 2 ноября 2004 г.
Но поскольку составители плана не
учли, что при таких изменениях может произойти вокруг барьера, это
означало, что все операции для последующего извлечения «изолирующего» хвостовика не были исследованы в полной мере [12]. Непонятно,
почему были объединены эти две
операции, перфорирования пробки
и извлечения «изолирующего» хвостовика, особенно с учетом последствий открытия доступа скважины к
коллектору перед извлечением «изолирующего» хвостовика, что в январе 2003 г. привело к неудачному испытанию скважины под давлением.
Уязвимость. Пересмотренная
программа была принята на последнем совещании по составлению
плана работ 11 ноября 2004 г. Совещание, на котором должны были
обсуждаться связанные риски, отложили на 8 дней, на 19 ноября. В
этот промежуток времени буровая
установка завершила предыдущий
проект на два дня раньше. 16 ноября буровую установку перебросили на скважину P31-A и, поскольку
считали, что время это деньги, а не
ресурс повышения безопасности,
работы по восстановлению бурового выреза начались 18 ноября.
Отложенное совещание по оценке
рисков, запланированное на этот
день, было отменено.
Руководство подразделения, отвечающее за эксплуатацию платформы, поставило целью своей
работы «обеспечение добычи продукции» за счет приведения в соответствие со стандартами норм добычи, методов эксплуатации, знаний и
квалификации персонала [13]. Критические замечания персонала, касающиеся управления и контроля в
процессе эксплуатации скважины,
не учитывались [14]. Эмпирические
оценки влияния фактора времени в
затруднительных обстоятельствах
предполагали, что когда люди испытывают стресс из-за недостатка
времени, они стремятся сфокусировать свои усилия на значительно более узком диапазоне информации,
относящейся к конкретной задаче.
При стрессе из-за недостатка вре-
11
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: КОНТРОЛЬ НАД СКВАЖИНОЙ
мени у людей все больше проявляется склонность к «концентрации
всех идей и затормаживанию» на
определенном аспекте создавшейся ситуации без адекватного его
исследования, которое позволило
бы понять, является ли это аспект
наиболее соответствующим ей. Это
приводит к тому, что люди получают меньше информации и быстрее
принимают совместные решения,
которые совсем необязательно будут хорошими [15].
ВЫБРОС
Механическая пробка в забое
была перфорирована первой, как
и планировалось. В результате открылся вход из коллектора с высоким пластовым давлением во внутренний канал скважины вплоть до
ВОР на буровой площадке. «Изолирующий» хвостовик был отрезан
и верхняя его часть извлечена из
скважины через отверстие в ВОР.
При извлечении этой части хвостовика из густого бурового раствора
возник поршневой эффект и разрежение. Газ, который нагнетался
в коллектор, заполнил ствол скважины и стал расширяться в процессе подъема по стволу.
Находящийся под давлением
расширяющийся газ дошел до задней части «изолирующего» хвостовика и через старые отверстия
1995 г. попал в 9 5/8-дюймовую обсадную колонну, а через неизвестные повреждения в 13 3/8-дюймовую обсадную колонну и из нее в
неглубоко залегающие пласты. Газ
создал большие кратеры в морском дне близко к узлам крепления
натяжных опор платформы, поднялся через толщу воды и вышел
в атмосферу. В результате возник
большой градиент давления между
коллектором и атмосферой вокруг платформы, достаточный для
спонтанного и теперь неконтролируемого выхода газа из скважины
(рис. 3).
Блоки с плашками перекрытия труб и режущими плашками,
входящие в конструкцию ВОР, не
подходят для перекрытия канала
вокруг или для отрезки «изолирующего» хвостовика. Предохранительный клапан был недоступен и
не мог быть активизирован. Объем
поднимающегося по трубам газа
не мог вместиться в ВОР. Поэтому
возникло два параллельных выбро-
12
Выброс через ВОР
При перекрытии колонны бурильных труб давление увеличилось
с 200 до 1800 фунт/дюйм2
При перекрытии обсадной колонны давление увеличилось
с 0 до 1800 фунт/дюйм2
Выброс через морское дно
Морское дно
Разрушение пласта
Пласт свиты утсира
Отверстие в 9 5/8-дюймовой обсадной колонне на измеренной глубине (MD) 1561 м
Башмак обсадной колонны, 13 3/8”-на MD 2166 м
Основание «изолирующего» хвостовика, 7 5/8”
Приемное гнездо
пакера 7 5/8-дюймового
«изолирующего»
хвостовика
Башмак линии, 5 1/2”
Скользящая муфта (закрыта)
Пластовое давление ≈4000 фунт/дюйм2
Скользящая муфта (открыта)
Башмак обсадной
колонны. 9 5/8”
Канал, 8 1/2”
Рис. 3. Извлечение «изолирующего» хвостовика из густого бурового раствора привело к разрежению в стволе скважины и последующему заполнению ее газом.
Газовые пузыри поднялись по трубам в ВОР, не способный полностью перекрыть
канал или отрезать хвостовик; газ попал в зону за хвостовиком и через отверстия
в 9 5/8-дюймовой обсадной колонне прошел через пласт к поверхности морского
дна и вышел из нее вверх. В результате возникло два параллельных выброса газа,
один прямо через морское дно, а другой из ВОР
са, один из кратера в морском дне,
а другой из ВОР. В результате газ
попал в воду, в атмосферу и внутрь
установок (в системы охлаждения,
пожаротушения вентиляции и помещения). Первый сигнал газовой
тревоги прозвучал при попадании
его в охлаждающую воду модуля обработки газа подводного сателлита
Вигдис, вскоре после этого был подан общий сигнал газовой тревоги. В
соответствии с правилами техники
безопасности система была отключена в три этапа за два часа. Модуль
Вигдис был отключен первым, а через 15 мин произошло отключение
основной системы обработки газа
на платформе Snorre A. Главная система аварийного отключения была
активизирована через 105 мин. В
результате оборудование было отключено от главной электрической
сети платформы, после чего газ стал
выбрасываться в атмосферу. Было
отключено электропитание, в результате мощность снизилась с 82
до 4 МВт. Эту мощность обеспечили
аварийные дизельные генераторы,
что еще больше повлияло на снижение возможности системы бороться
с выбросом газа. Для глушения скважины с целью борьбы с выбросом
требовалось нагнетание в нее бурового или цементного раствора под
давлением выше пластового давления. Однако тяжелое оборудование
для получения смесей и нагнетания
бурового или цементного раствора
могло работать на требуемых режимах только при подаче питания от
главной сети
Питание от главной сети также
требовалось и для работы системы
пожаротушения, не было задвижек, которые можно было бы перекрыть вручную для отсечки притока
газа. Правила техники безопасности запрещают использовать такие
задвижки, чтобы гарантировать
отсутствие в установках находящегося под давлением газа после
аварийного отключения. Поэтому
при выбросе факел продолжал гореть в течение нескольких часов.
Видя, что ситуация на скважине
вышла из-под контроля, руководство платформы активировало план
«готовности и организации кризисного управления (первой очереди)». Оно потребовало передачи
себе неограниченной власти у руководства подразделения на берегу, отвечающего за эксплуатацию
платформы и руководившего работами по восстановлению бурового
выреза.
Когда активизировалась главная
система аварийного отключения в
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 • май 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: КОНТРОЛЬ НАД СКВАЖИНОЙ
соответствии с правилами техники
безопасности, компания должна
была обеспечить полную эвакуацию персонала платформы. Так
действовала Statoil группа кризисного управления второй очереди на
платформе Sandsli около Бергена и
группа кризисного управления третьей очереди, созданная при штабквартире компании в Ставангере.
Руководство платформы решило
отказаться от полной эвакуации в
нарушение правил техники безопасности, действующих в компании, и вместо этого сократила численность персонала на платформе
до 75 человек, а затем до 35 человек.
Если бы люди погибли при попытке
остановить развивающийся кризис,
то руководству платформу было бы
предъявлено обвинение, потребовавшее уголовного расследования,
и возможно судебного разбирательства и уголовного наказания.
ВОССТАНОВЛЕНИЕ КОНТРОЛЯ
НАД СКВАЖИНОЙ
Катастрофа была неминуемой,
облако газа могло воспламениться
в любой момент. Не было времени на анализ рисков, расчеты или
оценки. При таких обстоятельствах оставалось надеяться только
на то, что оставшийся персонал
сможет снова взять скважину под
свой контроль и сохранит не только свои жизни, но и платформу, а
также и всю компанию.
Для успешного выполнения работ по восстановлению контроля
над скважиной при аварии большое
значение имеют такие важные ресурсы персонала, как профессиональный опыт и квалификация, вера
в опыт и квалификацию друг друга,
а также регулярные упражнения и
тренировки для готовности к аварийным ситуациям с имитацией серьезных инцидентов, знакомство с
установками и оборудованием, приобретенное за годы проведения плановых обслуживаний и устранения
отказов и повреждений элементов в
процессе эксплуатации.
Компания Statoil и ее подразделение, управляющее Snorre A, разработали политику и стратегию руководства в кризисной ситуации на
платформе. Они предполагали, что
будет реализован самый худший
сценарий. Предвзятый сценарий
«аномальной ситуации при эксплуатации скважины» (нерегулярные
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2008
пульсации давления) приводит к
потере управления одной скважиной и выбросу. На основе предыдущего опыта предполагалось, что
место выброса нефти и газа будет
находиться на палубе буровой. Это
одна из аварийных ситуаций, которую управляющее платформой
подразделение регулярно отрабатывало в тренировках.
Однако предвидеть подводный
выброс было нельзя. Руководство
платформы рассматривало возможность потери платформы как
самый худший сценарий, и механизмы, которые могли привести к
этому, таковы:
– потеря плавучести из-за
соединения газовых пузырей
под платформой;
– потеря одной или нескольких
опор в сочетании с сильной
струей газа под платформой.
В любом случае платформа была
бы перевернута и затонула. В связи с особенностями конструкции
платформа Snorre A не имеет якорных цепей, которые позволили бы
ей дрейфовать в сторону от места
опасного и вредного выброса. Поэтому она затонула бы в этом месте,
произошел бы разрыв водоотделяющих колонн и разрушение стальной фундаментной рамы, которая
объединяет группу из 40 скважин
с соответствующим подводным устьевым оборудованием. В худшем
случае произошел бы не один выброс на палубе платформы, а мощный фонтан нефти и газа, вырывающийся из множества скважин на
глубине моря 350 м.
Кризисное управление изображения катастроф. Для проведения
тщательного анализа последствий и
выявления отличий от предыдущих
сценариев при принятии решений
руководство платформы, несомненно, использовало три хорошо
известных изображения катастрофических ситуаций.
Первое из них – изображение
нефтяного фонтана на технологической палубе платформы Вспомним случай компании Phillips на
месторождении Экофиск в апреле
1977 г. Это был первый большой
нефтяной фонтан в тогда еще молодой нефтедобывающей отрасли,
разрабатывающей морские месторождения в Северном море. Многие видели по телевидению нефтяной фонтан, в течение многих дней
поднимающийся в небо и обрушивающий тонны сырой нефти в
море. Однако это был фонтан из устья одной скважины, доступ к которому был сравнительно легким. На
втором изображении показана хорошо известная картина с множеством нефтяных скважин в Кувейте,
подожженных отступающей армией Ирака во время Первой войны
в заливе. Туча из поднимающихся
клубов черного дыма закрыла небо,
и тонны нефти вылились на сушу
и в море. Потребовались месяцы
для восстановления управления и
контроля над скважинами. Кроме
того скважины находились на земле и довольно далеко друг от друга,
поэтому были легко доступны.
В самом худшем сценарии на
платформе Snorre A, скважины, из
которых фонтанирует нефть, находятся только на расстоянии нескольких метров друг от друга, устья
их располагаются на дне на глубине
350 м и возможно закрыты частями
затонувшей платформы. В таком
сценарии нефть в больших количествах будет свободно вытекать из
скважин и загрязнять море в течение нескольких месяцев. Руководство платформы предположило, что
нефть достигнет берегов Норвегии,
уничтожит всю флору и фауну и нанесет ущерб природе и туризму на
многие десятилетия. Очистка побережья создаст огромные трудности
для бюджетов прибрежных городов
и поселков и станет серьезной нагрузкой для Норвежского общества
и государства. Компании Statoil
придется заниматься очисткой побережья десятилетия и это, вероятно, приведет к ее банкротству.
Кроме того, репутации Норвегии и
ее крупным нефтяным компаниям
(Statoil и Norsk Hydro) будет нанесен серьезный ущерб.
Руководство на платформе не
полностью эвакуировало персонал,
вместо этого специалисты попытались снова взять скважину под контроль. Некоторых людей, которые
вызвались добровольно остаться на
борту, отбирали с учетом их опыта
и квалификации, необходимых для
работы в такой ситуации. Тридцать
пять оставшихся человек знали и
верили друг другу, а также руководству платформы. Однако одной
веры мало для того, чтобы выполнять операции и рисковать жизнью,
пытаясь сохранить платформу.
13
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: КОНТРОЛЬ НАД СКВАЖИНОЙ
Еще одно изображение с множеством деталей, которое очень наглядно иллюстрирует возможную
гибель оставшегося персонала, это
изображение хорошо известной катастрофы на платформе Piper Alpha
в Британской части Северного моря
в 1998 г. После первого взрыва из-за
ограниченных возможностей системы пожаротушения произошла еще
серия взрывов и пожар от горящего
газа разрушил палубные конструкции платформы за несколько часов.
При этом погибло 165 человек: сгорели во время пожара, разбились,
когда прыгали с палубы платформы,
или утонули, когда ждали спасательных судов. Можно предположить,
что если бы на Snorre A облако газа
воспламенилось, то эта авария была
бы аналогичной.
Тщательный анализ изображений. Для того чтобы персонал
мог добровольно принять решение
остаться на платформе, ее руководство тщательно проанализировало изображения катастрофы на
платформе Piper Alpha. Вероятно,
оно это сделало, чтобы доказать, что
если персонал останется на борту, то
это совсем необязательно приведет
к его гибели. Для этого попытались
разделить разные фазы катастрофы, с одной стороны, воспламенение облака газа, и с другой стороны,
горение под платформой над поверхностью моря горячего газа, подпитываемого струйным течением газа,
вырывающегося и воды.
Для каждой из этих фаз выбрали соответствующие им изображения. Относительно воспламенения
облака газа можно было сослаться
на опыт многих людей, пытавшихся поджечь газ в печи при давлении
ниже атмосферного: результатом
был только очень слабый хлопок,
но не было видно очень сильного
выхода энергии, сопровождающей
взрыв. Поскольку этот газ уносится
ветром, его сгорание будет происходить очень быстро. Таким образом, в
случае воспламенения облака люди
не погибли бы из-за взрыва. К тому
же, при пожаре произойдет воспламенение газовых факелов, которые
будут гореть подобно струям, выходящим из моря под платформой.
Однако совершенно необязательно,
что от этих факелов погибнут люди,
находящиеся на любом борту, поскольку пожарные суда, создающие
под платформой горизонтальную
14
водяную завесу, будут иметь достаточно времени, чтобы взять их на
борт для эвакуации вертолетом или
спасательным судном.
Не следовало считать изображения, описанные в этом случае кризисным управлением, что они являются отображением реальности.
Сомнения в их правдивости были бы
неуместны. Не было времени проверить их реальность. Способности
воображения являются важными,
поскольку они облегчают общение
людей, позволяют создать общее
представление о сложившейся ситуации, координировать действия
и обеспечивают ключевой информацией относительно возможных
действий и последствий и все это в
условиях большой неопределенности, когда обычно нет правил, которые можно было использовать для
принятия решений
Импровизация.
Способность
импровизировать зависит от знаний, квалификации и опыта, но
также и от знакомства с конкретной установкой и оборудованием.
Для экипажа Snorre A это знакомство стало результатом большого
объема часто выполняемых работ
по обслуживанию оборудования
для улучшения его рабочих параметров, которые проводились изза постоянного стремления уменьшить затраты и из-за перенесения
сроков выполнения планово-предупредительного обслуживания, а
также в результате регулярно проводимых тренировок для отработки
действий в аварийных ситуациях.
Экипажу не было свойственно то,
что может быть названо парадоксом надежности - потери квалификации и опыта выполнения работ по
обслуживанию оборудования из-за
повышения его надежности. Парадоксально, но работа платформы
Snorre A подобна работе бухгалтерской машины, при использовании
которой искусство импровизации
позволяет экономить время.
Как было доказано, импровизация в обеих этих областях является
наиболее важной. В соответствии с
правилами техники безопасности
должна отключаться главная сеть
электропитания на платформе при
активизации системы аварийного
выключения. Электрическую систему пришлось переналадить для
повторного включения главной
сети электропитания. Это очень
сложная операция, неправильное
выполнение которой может привести к выбросам из всех скважин и
к полной эвакуации. Однако включение главной сети электропитания было успешно выполнено, что
дало возможность использовать тяжелое оборудование, необходимое
для приготовления смесей и нагнетания бурового раствора.
Вторая импровизация касалась
устройств забора воздуха. При
проектировании и размещении устройств забора воздуха для систем
вентиляции и насосов не предполагалось, что газ попадет в воздух под
платформой. Эти устройства разместили под платформой для предупреждения попадания в них воды
во время дождя. Чтобы обеспечить
подачу воздуха без газа для насосов,
вентиляции помещений и охлаждения компьютерных систем на верхней палубе были заново установлены устройства забора воздуха.
После восстановления питания
от главной электрической сети
платформы экипаж попытался восстановить контроль над скважиной.
Для этого решили использовать перегородку, наглухо запирающую
скважину, создаваемую путем нагнетания утяжеленного бурового
раствора при высоком давлении,
который заставляет газ двигаться
вниз по стволу скважины обратно в
пласт. Плотность бурового раствора должна была быть достаточной
для того, чтобы после прекращения
его нагнетания давление в стволе
стало равно пластовому давлению.
Когда это обеспечивается, давление на уровне буровой площадки
должно быть равно нулю. Если
плотность бурового раствора слишком низкая или происходит потеря
бурового раствора через трещины
или отверстия в насосно-компрессорных трубах пластовое давление
становится причиной новых перепадов давления. Расчет требуемой
плотности бурового раствора для
создания перегородки, наглухо
запирающей скважину, требует
особого опыта и знаний. Техник,
отвечающий за приготовление смеси для бурового раствора, был по
ошибке эвакуирован, но находился
на соседней платформе и мог оказать помощь по телефону. Однако
экипажу не пришлось этого делать,
потому что жидкости и сухие смеси
уже были на платформе в готовом
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 • май 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: КОНТРОЛЬ НАД СКВАЖИНОЙ
состоянии, к тому же суда с новыми
компонентами для приготовления
смесей не могли быть разгружены
из-за газового облака. Было сделано
несколько попыток с различными
плотностями и составами бурового раствора, прежде чем давление
в скважине стало устойчивым и
равным нулю. Этот результат был
достигнут около 10 ч утра 29 ноября, приблизительно через 13 ч после появления газового выброса над
морем. При этом буровой раствор
был полностью использован. Если
бы последняя попытка по стабилизации давления в скважине оказалась неудачной, то уже ничего нельзя было бы сделать. После этого
оставался единственный вариант окончательная и полная эвакуация.
После стабилизации давления в
скважине и изолирования источника выброса газа ветер рассеял
газ вокруг платформы. Вспомогательные суда смогли доставить на
платформу отдохнувший персонал
и новое оборудование; люди смогли приступить к работам по дальнейшему закреплению скважины.
ВЫВОДЫ
Какие уроки следует извлечь из
этого исследования? Анализируя
процессы, предшествующие потери
управления над скважиной, мы обнаружили нарушения технических
правил и инструкций, но также и
оптимизацию некоторых локальных
процедур, а также разумные предложения и попытки усовершенствовать операции. Проблема с этими
решениями состояла в том, что они
показали неспособность прогнозировать последствия действий, предпринимаемых для создания барьера
в нужном месте ствола скважины.
Эти решения были оптимизированы для конкретных операций, но не
были согласованы друг с другом.
Способность прогнозировать состояние всего вокруг этого барьера
в определенном смысле зависит от
познавательных способностей и от
воображения, которые требуются
для этого, и она помогает принимать
в локальных ситуациях оптимальные взаимосвязанные решения, с
учетом возможного их влияния (в
перспективе) на всю систему. Это
было то, что в отчетах о расследовании аварии было названо «недостатком компетентности», и что мы
назвали дефицитом воображения.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2008
С учетом этого дефицита воображения нет уверенности, что отложенное совещание по оценке риска
смогло бы решить эту проблему.
Авария на Snorre A представила доказательства этого дефицита
воображения и связанного с ним
принятия на корпоративном уровне оптимизированных решений
для локальных ситуаций без учета их взаимосвязи. Это говорит о
неспособности
прогнозировать
последствия заключенных сделок,
программу снижения затрат и экономические стимулы в контрактах, оговаривающих возможность
использования установок более
низкого уровня при проведении
критических с точки зрения безопасности работ для поддержания
технической целостности системы.
Беспокойство о технической целостности делегируется на более
низкие уровни и откладывается на
время. Стресс, связанный с низкими и падающими ценами на нефть,
передается и влияет на технологии
выполнения критичных с точки зрения безопасности работ и технического обслуживания. Поэтому такие
критичные для безопасности работы
все чаще включаются в методики оптимизации показателей производственной деятельности. Выражения
для оценки качества процесса, используемые для управления на более
низком уровне, получаются на основе этой методики, а не с помощью показателей технической надежности
и технической целостности системы.
Конечно, не следует рассматривать это как, своего рода, «болезнь».
Критичные для безопасности работы должны быть защищены от
почти закономерного ухудшения
их выполнения, поскольку осуществляемое через соответствующие
организации руководство проектом
на корпоративном уровне является
областью силового принятия решений. Необходимо заменить выражения для оценки качества локальных процессов, чтобы привилегии
получали те показатели производственной деятельности, которые способствуют повышению безопасности и надежности. Это требует, по
меньшей мере, частичной отмены
строгого указания сроков, что в настоящее время практикуется при
заключении контрактов, чтобы сделать время возможным ресурсом
повышения безопасности.
Успешное восстановление контроля над скважиной стало доказательством того, что возможность
восстановления в большей степени
зависит от людей, а не от методик,
способов выполнения работ или
технологии. Также была доказана
важность мобилизации таких ресурсов, как изображения больших
инцидентов, которые были использованы руководством платформы
во время кризиса. С учетом невозможности прогнозирования всех
возможных механизмов разрушения системы, как это бывает при
разрушениях конструкции подводной фундаментной рамы, проблему
не удалось бы решить только за счет
использования лучших технических проектов или за счет разработки лучших технологий и методик.
Целью должно быть проектирование технических систем и разработка технологий и приемов работ,
которые улучшают зависящие от
способностей людей возможности
их восстановления, а не от способностей самих систем, что приводит
к большей их уязвимости.
Перевел В. Клепинин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Список литературы, на которую ссылаются в
тексте, приведен на сайте: www.WorldOil.com.
Ger Wackers (Г. Вакерс), получил степень доктора по
исследованиям в области
прикладных наук и технологий в университете Маастрихта, Нидерланды. Он
участвовал в НИР проекте
оценки уязвимости сложных
технических систем. Он был
направлен Центром технологии, инноваций и культуры университете
г. Осло для расследования причин выброса
газа на платформе Snorre A. В настоящее время он занимает должность адъюнкт-профессора в технической школе университетского
колледжа в г. Нарвик, Норвегия. С ним можно связаться по адресу: ger.Wackers@hin.no.
Mark Coeckelbergh (М. Кёккелберг), ведет курс лекций
по философии в университете г Твенте, Нидерланды.
Он автор книг «Воображение и принципы» (2007 г.),
«Метафизика автономии»
(2004 г.) и «Освобождение и
страсть» (2002 г.), а также автор ряда статей по профессиональной и технической этике. Его настоящие
исследования сконцентрированы на исследовании проблем ответственности в практике технического проектирования и строительства. Он также работает в области этики
улучшения взаимоотношений людей и этики
использования роботов. С ним можно связаться по адресу: m.coeckelbergh@utwente.nl.
15
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: КОНТРОЛЬ НАД СКВАЖИНОЙ
БУРЕНИЕ
И СКОРОСТНОЕ
ЗАКАНЧИВАНИЕ
СКВАЖИН
J. Paulson, Ultra Petroleum; G. Gibson и J. B, Garner, Boots & Coots
Современная практика бурения и заканчивания позволяет осуществлять эффективную добычу из
ранее нерентабельных месторождений, и, в то же время, ограничить воздействие на чувствительную окружающую среду
Малопроницаемые газоносные свиты на антиклинали пайндейл и месторождении Северный
Джонах (центральная часть западного Вайоминга) были открыты в
1960-х гг., однако рентабельное
освоение месторождений было
невозможно с использованием
стандартных методов и инструментов. Находящиеся под избыточным давлением продуктивные
пласты в этих месторождениях
представляют собой несколько
последовательных линзовидных
пластов, залегающих на глубине
более 5000 фут (1 фут = 0,3048 м).
При использовании старых технологий заканчивание скважин
на такое большое число продуктивных интервалов с использованием стандартных средств было
бы зачастую невозможным из-за
высоких затрат.
Однако за счет объединения
экономящих время новых технологий с одновременным бурением, заканчиванием и добычей
операторы таких месторождений
теперь могут быстро и успешно
их осваивать. С целью адаптации к временным ограничениям
компания Ultra Resources разработала ускоренный процесс,
в котором скважины бурятся с
помощью самопередвигающихся буровых установок. Первоначально выполняются операции
их возбуждения, затем скважины заканчиваются как эксплуатационные с использованием
гидравлических давильных головок, поставляемых компанией Boots&Coots. Одновременное
16
Рис. 1. Одновременное выполнение операций бурения, спуска инструмента под давлением, операций в стволе скважины, выполняемых с помощью вспомогательного талевого стального троса, и операций гидроразрыва. Эта технология позволяет осваивать
ранее нерентабельные пласты
использование бурового оборудования, выполнения операций
в стволе скважины, осуществляемых с помощью вспомогательного талевого стального троса,
гидроразрыва и осуществление
спускоподъемных
операций
под давлением на единственной
платформе в настоящее время
является обычной практикой
(рис. 1). Добываемый газ и вода
из находящихся рядом с платформой скважин используются
для выбуривания пробок во время заканчивания. Благодаря инновационному оборудованию,
добываемый в процессе бурения
и заканчивания газ, соответствует стандартам продажи. Этот новый способ позволяет оператору
получать доход от пробуренных
скважин уже во время их заканчивания.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ
ПРАКТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ
ОСВОЕНИЯ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Большинство
разрабатываемых месторождений находятся на землях, контролируемых
Бюро по управлению государст-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 • май 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: КОНТРОЛЬ НАД СКВАЖИНОЙ
венными
и
общественными
землями США (Bureau of Land
Management – BLM). На части
этих земель проведение работ
разрешается только с середины
июля до середины ноября.
В процессе бурения на свиты
ланс и месаверде было пробурено только по одной скважине
на каждом месторождении. Для
заканчивания были выбраны отдельные продуктивные пласты,
объединенные в группы в соответствии с исследуемыми горизонтами. После перфорации и
возбуждения каждого горизонта возбуждающая жидкость откачивалась, затем проводились
испытания этого горизонта. Для
испытаний следующего горизонта в скважине устанавливалась
чугунная мостовая пробка (cast
iron bridge plug – CIBP) и выполнялась оценка следующего горизонта. Исследования всех горизонтов занимали много времени
и к следующим работам не приступали до завершения бурения
и переброски буровой установки на другую точку. Обычно толщина исследованных горизонтов
с несколькими перфорированными участками составляет 50–
200 фут. После возбуждения и
испытаний в скважину спускалась давильная головка для выбуривания CIBP. (При эксплуатации действующих скважин
подъем бурильных труб и инструмента производится с последовательным креплением их
плашками, на что затрачивается
много времени). Затем производился подъем фрезеровочного
блока и спуск заканчивающей
колонны. Операция спуска под
давлением раньше всегда проводилась с использованием давильной головки с автономной
гидросистемой или давильной
головки, работающей от гидросистемы буровой установки,
вместе с установкой для ремонта
скважин, в зависимости от наличия оборудования, прогнозируемого притока и статических
давлений на поверхности при закрытом устье скважины.
Операции бурения проводились 24 часа в сутки, тем не менее,
для бурения скважины глубиной
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2008
14 000 фут требовались месяцы.
Операции заканчивания действующей скважины проводились только
в дневное время. Поскольку возбуждение и откачивание жидкости из каждого интервала требует
около семи дней на этих месторождениях, заканчивание обычно производят на два–семь горизонтов,
поэтому такой способ заканчивания часто требует больше времени,
чем планировалось исходя из экономических соображений.
НОВЫЕ МЕТОДЫ
ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ
Для ускорения добычи после заканчивания бурения были
приняты многочисленные изменения существующей практики. В настоящее время среднюю
скважину можно пробурить менее чем за 40 дней, а в некоторых случаях и за 20 дней. Такой
прогресс был достигнут за счет
разработки
инновационных
конструкций долот, двигателей,
составов растворов и ускорения
переброски буровой установки
на новое место.
Платформа для кустового
бурения. Конфигурации платформ для кустового бурения
Рис. 2. В процессе переброски буровой установки на соседнюю скважину,
можно смонтировать автономную гидравлическую давильную головку, чтобы
быстро начать выполнять операции в
стволе пробуренной ранее скважины с
помощью вспомогательного талевого
стального троса и операции ее возбуждения
были модернизированы, поскольку стали использоваться
самопередвигающиеся буровые
установки. Большинство таких
платформ приспособлено для бурения только четырех скважин,
однако успешно используются
и платформы для бурения 4–
16 скважин, чтобы ограничить
площади буровой, занимаемые
при выполнении операций бурения и заканчивания. Схема
скважин выбирается с учетом
последовательности выполнения
операций бурения и заканчивания и использования специального оборудования.
Самопередвигающиеся буровые установки. В настоящее время используется два типа гидравлических систем перемещения
буровых, одна «шагающего» типа,
а другая «скользящего». Раньше
для переброски буровой требовалось 4–5 дней. Самопередвигающиеся буровые установки могут перемещаться со скоростью
25 фут/ч, благодаря чему сокращается время проведения операций по заканчиванию.
Давильные головки. После
переброски буровой установки и
открытия устья скважины можно начать выполнение операций
в стволе скважины с помощью
вспомогательного талевого стального троса и операций возбуждения. Если буровая перемещается
на точку бурения соседней скважины, то на устье пробуренной
скважины производится монтаж
автономной давильной головки
(рис. 2).
Автономная давильная головка, используемая при таком
способе, а также для установки
ВОР-оборудования (при наличии
давления в скважине), известна
под названием «быстро монтируемый блок». Для сборки ВОР
оборудования и всей давильной головки на устье скважины
нужны только два подъемника
для тяжелых грузов. Вся вертикальная компоновка ВОР-оборудования, используемая вместе с
«быстро монтируемым блоком»
давильной головки, включает
следующее:
• сферический кольцевой BOP,
7 1/16″;
17
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: КОНТРОЛЬ НАД СКВАЖИНОЙ
• однокорпусный плашечный
ВОР диаметром 7 1/16″с комплектом плашек для подъема, оснащенный обводными
трубопроводами для выравнивания и понижения давления;
• промежуточную
катушку,
7 1/16″;
• сдвоенный ВОР диаметром
7 1/16″ с «надежными» трубными плашками в верхней
плашечной полости и потайными плашками в нижней
плашечной полости.
Автономные давильные головки могут работать с трубами в
различных ситуациях и должны
иметь ротор с механическим приводом для выполнения операций
фрезерования. Для работы этой
головки не требуется какая-либо
помощь вспомогательной установки, однако она может работать
только с отдельными секциями
труб, поскольку спускоподъемные операции требуют много времени. Автономные давильные
головки по сравнению с неавтономными головками, работающими от гидросистемы буровой
установки, также больше подходят для обеспечения безопасного
спуска при повышении давлений
на поверхности в соответствии
с расчетным давлением работы
ВОР-оборудования.
Неавтономная давильная головка может использоваться,
когда есть достаточно места для
размещения вспомогательной установки. Неавтономная давильная головка компонуется так,
чтобы обеспечить спуск труб и их
подъем через кольцевой ВОР при
спускоподъемных
операциях.
Этот тип операции cпуска/подъема под давлением выполняется
при давлении на поверхности до
2000 фунт/дюйм2 (1 фунт/дюйм2
= 6895 Па).
Новая
компоновка
ВОР,
принятая для операций заканчивания,
позволяет
поднимать трубы при давлениях до
4000 фунт/дюйм2. Для давлений
выше 2000 фунт/дюйм2 используется дополнительный кольцевой
ВОР, находящийся ниже комплекта плашек фиксации труб
и подъемного приспособления,
18
которые поставляются вместе с
оборудованием
неавтономной
давильной головки, работающей
от гидросистемы буровой установки. Нижний кольцевой ВОР
работает при полном давлении в
устье скважины, а давление между двумя кольцевыми ВОР поддерживается равным половине
полного давления в устье. Например, при работе в скважине с давлением на устье 3000 фунт/дюйм2
между
двумя
кольцевыми
ВОР поддерживается давление
1500 фунт/дюйм2, так что перепад
на каждом кольцевом элементе равен 1500 фунт/дюйм2.
Такая компоновка ВОР-оборудования позволяет выполнять
операции заканчивания со значительно большей скоростью по
сравнению с допускаемой скоростью подъема с последовательной
фиксацией плашками.
ВОР-оборудование, используемое вместе с неавтономной давильной головкой, включает следующие узлы:
• сферический кольцевой BOP,
7 1/16″;
• однокорпусный плашечный
ВОР с комплектом плашек
для подъема, 7 1/16″;
• перекрытие для бурения с
обводными трубопроводами
для выравнивания и понижения давления, 7 1/16″;
• однокорпусный плашечный
ВОР диаметром 7 1/16″, с
комплектом
плашек
для
подъема или «надежными»
трубными плашками;
• сферический
кольцевой
BOP диаметром 7 1/16″ (для
давлений на поверхности
больше 200 фунт/дюйм2).
Эта компоновка легко устанавливается за один подъем с
использованием лебедки буровой установки для подъема с грузовой платформы и установки
в нужное положение на устье
скважины давильной головки и
ВОР-оборудования. Давильная
головка устанавливается сервисной компанией выше сдвоенного
ВОР с гидроприводом и оснащается трубными плашками в верхней плашечной полости, а также
скрытыми плашками в нижней
плашечной полости. Сдвоенный
ВОР обычно соединен с отдельным гидроаккумулятором (но
не с гидроаккумулятором давильной головки) или с гидросистемами вспомогательной установки,
используемой для обслуживания
скважины, которая находится на
расстоянии около 75–100 фут от
устья скважины по направлению
первичного выброса в случае
аварии при эксплуатации скважины.
Использование неавтономной
системы позволяет быстрее проводить спускоподъемные операции, потому что давильная головка используется для спуска труб
в различных ситуациях. При изменении ситуации спуск трубы
производится с помощью лебедки буровой установки, поскольку
при этом спуск осуществляется с
помощью оборудования, обеспечивающего контроль давления на
поверхности. Неавтономная система также позволяет работать
с трубной колонной на двойной
стойке, что значительно сокращает время перемещения при
подъеме блока фрезерования и
спуска трубной колонны обратно в скважину для закачивания.
Пассивный подшипник ротора
позволяет трубе поворачиваться, однако это вращение должно
производиться с помощью вертлюга с гидроприводом.
Использование давильных головок способствует сокращению
затрат на выполнение всех операций заканчивания и смягчает
их воздействие на окружающую
среду, поскольку этот способ исключает применение опасных
для нее жидкостей, не требуется
их транспортировки и обезвреживания.
Работа 24 часа в сутки. Предыдущие операции заканчивания действующих скважин
проводились только в дневное
время в связи с необходимостью
обеспечения безопасности при
выполнении работ под давлением. В настоящее время при
выполнении этих операций используется осветительная аппаратура, чтобы обеспечить хорошую видимость и безопасность
выполнения работ в любое время суток.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 • май 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: КОНТРОЛЬ НАД СКВАЖИНОЙ
Пробка с каналом для подачи жидкости для выполнения
операций гидроразрыва. Использование
инновационного
инструмента также влияет на
сокращение времени заканчивания. Наиболее важным нововведением является алюминиевая пробка с каналом для подачи
жидкости для выполнения операций гидроразрыва (flow-through
frac plug – FTFP), представляющая собой пробку с каналом, что
обеспечивает течение жидкости
только вверх, поэтому возбуждающие жидкости не могут попадать в предварительно обработанные изолированные нижние
участки скважины.
Если бы операторы стремились выбирать для заканчивания
только самые многообещающие
газоносные пласты, то суммарная
толщина таких пластов, которые
можно было бы разрабатывать
этой скважиной, составляла бы в
среднем 50–70 фут. Эти пласты
объединяются в группы для возбуждения. Более эффективные
практические методы заканчивания позволяют разрабатывать
газоносные пласты с суммарной
толщиной 600–1000 фут.
Независимые перфораторы. Зачастую пробка FTFP используется
одновременноснезависимойсистемой перфорации, представляющей
собой последовательно размещенные перфораторы. После перфорации одного горизонта установочное приспособление и FTFP
спускаются ниже блока перфораторов. При этом сначала устанавливается FTFP для изоляции ранее обработанного участка, а затем перфорируется каждый продуктивный пласт на
следующем участке. Затем возбуждаются вновь перфорированные пласты, после чего процесс повторяется, до тех пор,
пока не будут обработаны все
пласты.
Участки обычно включают от
одного до шести продуктивных
пластов, и пока не будет обработано несколько участков, создаются препятствия для обратного
течения.
Добыча во время заканчивания. Во время операции выбури-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2008
вания FTFP-пробки используется
добываемый газ и вода. Другим
важным изменением существующей практики производства
работ является использование
при выполнении операций по
созданию обратного течения и
выбуривания FTFP-пробок песколовушек, сепараторов большого объема, диффузоров и
ловушек для мусора. Одновременное использование давильных головок и оборудования
для создания обратного течения
позволяет вести добычу в процессе операций заканчивания,
включая выбуривание FTFPпробок. Такая практика добычи
газа (для последующей его продажи) во время выбуривания
FTFP-пробок является необычной для месторождений Пайндейл и Джонах. До этого газ
приходилось сжигать на факелах.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Обоснованное
применение
новой технологии и взаимодействие компаний Ultra Resources,
Boot & Cooks и других субподрядчиков компании Ultra по бурению и заканчиванию позволили
преодолеть много трудных препятствий при освоении месторождений Пайндейл и Джонах.
В настоящее время бурение и
заканчивание скважин на этих
месторождениях
выполняется
за значительно более короткое
время, чем было возможно когдалибо прежде.
Новая технология одновременного выполнения операций
позволила использовать единственную платформу с двумя буровыми установками, бригадой для
выполнения операций гидроразрыва, двумя бригадами для выполнения операций в стволе скважины с помощью вспомогательного
талевого стального троса, двумя
крановыми бригадами и двумя давильными головками.
За счет использования давильных головок и соответствующего
оборудования для создания обратного течения стало возможно
окупать капиталовложения даже
до завершения заканчивания.
Другим преимуществом является
значительное смягчение вредного воздействия на окружающую
среду из-за улучшений оборудования и всего процесса бурения и
заканчивания.
Перевел В. Клепинин
Jack Paulson (Дж. Полсон),
инспектор по добыче на
месторождении Пайндейл,
шт. Вайоминг, компании
Ultra Petroleum. В 1969 г.
г-н Полсон закончил университет шт. Вайоминг и
получил степень бакалавра по машиностроению.
М-р Полсон начал свою карьеру с работы на нефтяном месторождении
компании Halliburton Services промысловым
инженером, впоследствии занимал должность
управляющего сбытовым районом. М-р Полсон работал на различных должностях в нефтяных и газовых компаниях, осуществляющих
операции в Скалистых горах. Также он занимался разработкой многочисленного оборудования заканчивания, которые было применено на месторождениях Пайндейл и Джонах.
Gabe Gibson (Дж. Гибсон),
старший инженер по контролю и управлению скважинами в компании Boots &
Coots. Он имеет 16-летний
опыт работы в этой сфере, включая выполнение
операций на поверхности:
установку защитных колпаков, управления и глушения скважин на прибрежных и морских
месторождениях. М-р Гибсон участвовал в
предварительной разработке, изготовлении и
развертывании оборудования для резки труб
абразивным инструментом и имеет большой
практический опыт работы с автономным и
неавтономным гидравлическим оборудованием для спуска бурильных труб и инструментов
при наличии высоких давлений в действующих
скважинах. М-р Гибсон закончил университет шт. Оклахома в 1991 г. и получил степень
бакалавра по технологии машиностроения.
John B. Garner (Дж. Б. Гарнер), вице-президент компании Boots & Coots. Он отвечает за все работы, связанные с
управлением скважинами,
и контролирует работы инженеров, связанные с вмешательством в скважины
и реагированием на изменение условий. М-р Гарнер
работал в многочисленных ситуациях, требовавших активного управления скважинами, от
контроля давления в скважинах при высоких
давлениях и температурах в пластах и в глубоководных скважинах до выбросов из скважин
на поверхность и выбросов в стволах скважин.
М-р Гарнер также работал старшим инженером по контролю и управлению скважинами,
когда тушили пожары на нефтяных месторождениях в Ираке. М-р Гарнер получил степень
бакалавра по машиностроению в Texas A&M
University и имеет 27-летний опыт работы в области бурения и добычи углеводородов. Он является лицензированным специалистом в данной области, зарегистрированным в шт. Техас.
19
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: КОНТРОЛЬ НАД СКВАЖИНОЙ
ИДЕНТИФИКАЦИЯ
ПОДЗЕМНЫХ ВЫБРОСОВ
N. Adams, Neal Adams Services, Хьюстон
Поскольку контролировать выбросы визуально невозможно, какую технологию можно использовать для их обнаружения? В этой статье описывается вариант использования скважинных
инструментов
После заканчивания операции закрытия устья скважины он вызвал
представителя компании и начал
измерять давление и повышение
уровня нефти в емкости около
скважины (табл. 1).
Через пятнадцать минут последние измеренные значения
давлений (при закрытом устье
скважины) и данные уровня нефти в емкости были таковы: статическое давление в бурильной
трубе (shut-in drill pipe pressure
ДИАГНОСТИЧЕСКИЙ
АНАЛИЗ ДАВЛЕНИЙ
Начальным и самым простейшим способом идентификации
UGBO является диагностический
анализ давлений на поверхности.
Давайте сформулируем основные
понятия для исследований, воспользовавшись примером 1.
Пример 1. В процессе бурения
скважины до глубины 15 000 фут
(1 фут = 0,3048 м), бурильщик зафиксировал несколько первых
предупредительных
признаков
резкого повышения давления и
начал выполнять операцию закрытия устья скважины (рис. 1).
Рис. 1. Скважина глубиной 15 000 фут
для Примера 1. Давление 12 480 фунт/
дюйм2. Обсадная колонна установлена
до глубины 11 000 фут
20
780
фунт/дюйм2
1040
фунт/дюйм2
11 000 фут
LOT = 16,7 фунт/галл
12 480 фунт/дюйм2
15 000 фут
Таблица 1. Данные при закрытии скважины
для Примера 1
Время, ч
Давление
Давление
SIDPP*,
SICP**,
фунт/дюйм2 фунт/дюйм2
Увеличение
уровня
в резервуаре,
брл
0600
650
950
20
0605
750
1000
20
0610
775
1040
20
0615
780
1040
20
* Статическое давление в бурильной трубе
** Статическое давление в обсадной колонне
– SIDPP) составляло около
780 фунт/дюйм2 (1 фунт/дюйм2
= 6,895 кПа), статическое давление в обсадной колонне (shutin casing pressure – SICP) около
1040 фунт/дюйм2, объем нефти
увеличился на 20 брл. Повышение уровня нефти в емкости определялось приближенно. К тому
же, постоянный уровень нефти
после закрытия устья скважины
показывает, что все системы закрыты и течей нет.
После закрытия противовыбросового превентора (blow out
preventer – ВОР) фонтанирование из верхней части скважины
прекращается. Течение из зоны
резкого повышения давления в
стволе скважины продолжается,
пока не будет достигнуто равновесие между давлениями в стволе скважины и в пласте. В табл. 1
проиллюстрирован этот эффект
для интервала времени от 0600 до
0615 часа (данные приведены в соответствии с оригиналом – Прим.
ред.). Поверхностное проявление
равновесного процесса характеризуется повышением давлений
Давление при закрытом устье,
фунт/дюйм2
Чаще всего для идентификации
поверхностных выбросов мы стараемся использовать сенсорные
технологии. Видим ли мы огонь, поток жидкости, течь оборудования,
дым, загрязнение или разрушение?
Иногда мы можем даже слышать,
осязать или ощущать выброс. Однако в случае подземного выброса
(underground blowout – UGBO)
для его идентификации сенсорные
технологии не могут быть использованы, если не происходит его
развития до момента выброса на
поверхность. Даже после 35-летнего опыта управления добычей
продукции из скважин мира, наши
возможности видеть то, что происходит под землей, не стали лучше.
Должны использоваться различные методы оценки, включающие измерение давлений на поверхности, скважинное зондирование
и полное понимание всей истории
бурения скважины и ее геологии. Возможно, вы говорите себе,
что каждый может увидеть измеренную температуру в скважине.
Можно надеяться, что вы сохраните свое мнение обо всем сказанном,
пока вы будете читать эту статью.
1
2
Время, ч
Рис. 2. Когда измеренные на поверхности давления в бурильной трубе и обсадной колонне стабилизируются, считается, что давления в стволе и в пласте
уравновешиваются:
1 – давление в обсадной колонне при
закрытом устье; 2 – давление в бурильной
трубе при закрытом устье
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 • май 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: КОНТРОЛЬ НАД СКВАЖИНОЙ
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2008
780
фунт/дюйм2
1000
фунт/дюйм2
2500 фут
LOT = 13,2 фунт/галл
12 480 фунт/дюйм2
15 000 фут
Рис. 3. Пример 1а – та же самая скважина при другом сценарии
1
2
Давление в бурильной трубе
при закрытом устье
SIDPP и SICP. Когда давления на
поверхности становятся статическими, мы интерпретируем это
как достижение равновесия между давлением в стволе скважины
и в пласте (рис. 2).
При возникновении UGBO этот
процесс нарушается. Когда растущее давление в стволе скважины
становится больше пластового
давления, при котором сохраняется целостность пласта, происходит
разрыв, размыкающий гидравлическую систему. В типичном сценарии после закрытия устья скважины давление на поверхности
будет расти.
Рассмотрим Пример 1а, который аналогичен Примеру 1, но на
этот раз в архитектуре скважины
не установлено промежуточной
обсадной колонны, а в стволе скважины установлено направление до
глубины 2500 фут (рис. 3).
За счет менее глубокой установки обсадной колонны в стволе сопротивление разрыву будет
меньше. Как и раньше, бурильщик
фиксирует резкое повышение
давления на глубине 15 000 фут, закрывает BOP и наблюдает за изменениями давлений, показанных в
табл. 2 и на рис. 4. В этом примере
разрыв происходит при SICP около 1000 фунт/дюйм2. Это явление
может не наблюдаться, если ранее
в стволе скважины имелась зона
поглощения бурового раствора
либо из-за притока жидкости происходило перекрытие скважины
до достижения равновесия давлений. Для эффективной диагностики давлений скважина должна
быстро закрываться; давления
обычно измеряются от момента начального перекрытия скважины. Хорошим практическим
методом, который применяется
в отрасли, является измерение
всех начальных статических давлений при закрытом устье и последующей их регистрации в ежедневных отчетах. Однако анализ,
выполняемый после аварийных
UGBO-выбросов, часто оказывается недостаточным, поскольку
статические давления после закрытия устья ствола скважины
обычно не измеряются.
Рассмотрим
эквивалентные
плотности бурового раствора при
указанных на рис. 2 и 4 условиях,
Время, ч
Рис. 4. Изменение параметров во
времени, Пример 1а:
1 – давление при закрытом устье, фунт/
дюйм2; 2 – давление в обсадной колонне
при закрытом устье
Таблица 2. Данные при закрытии скважины
для Примера 1а
Время, ч
Давление
Давление
Увеличение
SIDPP*,
SICP**,
уровня
2
2
фунт/дюйм фунт/дюйм в резервуаре, брл
0600
650
950
20
0605
750
1000
20
0610
775
1000
20
0615
700
850
20
0618
650
400
20
0620
520
400
20
* Статическое давление в бурильной трубе
** Статическое давление в обсадной колонне
возникающих при закрытии устья
ствола из-за скачка давления. Воспользуемся схемой ствола скважины и данными из табл. 1 и 2 для
расчета эквивалентной плотности
бурового раствора в каждом месте установки соответствующей
обсадной колонны. Определенная по методу Итона расчетная
прочность породы на разрыв при
нормальных пластовых давлениях
на глубине 11 300 фут приведена
ниже.
В предыдущей статье в этой
серии (World Oil, январь 2004 г.)
показано, что можно получить
приближенную первую оценку эквивалентной плотности бурового
раствора при выбросе.
Σρ d-skv
ρ e-k =
+ρ m
0,052(d sc-v )
где:
ρe - k – эквивалентная плотность
бурового раствора при выбросе в
месте посадки обсадной колонны,
фунт/галл;
ρe - fr – прочность пласта на разрыв
в месте установки обсадной колонны, эквивалентная, фунт/галл;
pd - scv – давление по вертикальной
глубине ствола в месте установки
обсадной колонны, фунт/дюйм2;
dsc - v – вертикальная глубина направления, футы;
0,052 – коэффициент преобразования, фунт/дюйм2/фут/фунт/
галл;
ρm – плотность бурового раствора,
фунт/галл.
Подставим значения для Примера 1:
ρe - k = [1040 фунт/дюйм2/
0,052(11 000 фут)] + 9,0 фунт/галл
= 12,6 фунт/галл.
Вспомним, что в этом случае
ρe - fr = 16,7 фунт/галл.
В данном случае 16,7 фунт/галл
>12,6 фунт/галл, поэтому ρe - k равна 12,6 фунт/галл при установке обсадной колоны до глубины
11 000 фут.
Расчетная прочность породы на разрыв по методу Итона
равна 16,7 фунт/галл. Поскольку напряжение при скачке давления на глубине 11 000 фут,
эквивалентное 12,6 фунт/галл,
меньше расчетной прочности породы на разрыв, эквивалентной
16,7 фунт/галл, этот скачок давления не должен привести к UGBO
в условиях закрытия устья ствола. Этот момент важен, поскольку связанные со скачком давления максимальные напряжения
в забое обычно имеют место при
закрытии устья ствола. Это позволяет делать важный вывод, что
21
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: КОНТРОЛЬ НАД СКВАЖИНОЙ
ρe - k = [1000 фунт/дюйм2/0,052
(2500 фут)] + 9,0 фунт/галл =
16,7 фунт/галл
13,2 фунт/галл < 16,7 фунт/галл
Для случая, когда в скважине
установлено направление до глубины 2500 фут, получаются достаточно противоречивые результаты по сравнению со случаем, где
обсадная колонна установлена до
глубины 11 000 фут. Связанные
со скачком давления, эквивалентным 16,7 фунт/галл, напряжения,
легко превышают прочность породы, эквивалентную 13,2 фунт/
галл. Если устье скважины закрыто правильно, то будет UGBO.
Некоторые операторы используют метод максимально допускаемого давления в обсадной колонне (maximum allowable casing
pressure – МАСР) в этот момент.
Метод МАСР приводит к возникновению своих собственных
проблем и в большинстве случаев
редко бывает надежным.
Флуктуации давления в обсадной колонне обычно свидетельствуют о UGBO. Если приток жидкости продолжается, параметры
притока жидкости в забой скважины и разрыва пласта динамически изменяются. Они редко соответствуют согласованной или
прогнозируемой картине. По данным табл. 1 видно, что начальное
давление на поверхности (initial
surface pressure – SICP) увеличивается от 950 до 1040 фунт/дюйм2,
является нормальным и не связано
с явлением флуктуации.
22
Техасское побер.
Мексиканского зал.
Вост. Техас
Глубина, 1000 фут
успешная операция по устранению скачка давления возможна,
если закрытие устья ствола скважины происходит без сохранения
условий, приводящих к UGBO.
При использовании неправильных методов борьбы со скачками давления, может произойти
UGBO, который будет зависеть от
степени и типа несоответствующих действий, т.е. допускающих
непрерывное поступление жидкости в источник выброса, если
не поддерживается требуемое
давление в обсадной колонне.
Для Примера 1а с направлением, установленным до глубины
2500 фут, получаем:
Сев. Техас
Зап. Техас
Техасский
выступ
Нью Мехико
Температура, °F
Рис. 5. Нормальные температуры пород
пластов для различных географических
регионов
И, последнее, обычно ситуации
со скачками давления возникают там, где UGBO появляется не
вследствие более высокого SICP
по сравнению с SIDPP, или в случае, когда SICP > SIDPP.
В кольцевой канал обычно попадает жидкость с посторонними
включениями, поэтому для достижения равновесия обычно требуется большее давление на поверхности. Если примем, что устье
скважины будет быстро закрыто,
то бурильная труба не будет загрязняться.
Если возьмем противоположные уровни значений SICP и SIDPP,
т.е. SIDPP > SICP, то этот случай
можно рассматривать в качестве
индикатора аномальной ситуации.
UGBO обычно, хотя, и не исключительно, возникает в результате
такого непостоянства. Поэтому
может потребоваться дальнейший
анализ.
Диагностический анализ давлений при закрытии устья скважины
позволяет быстро оценить условия
в забое скважины, которые нельзя
оценить другими методами. После
закрытия устья и завершения начального анализа давлений могут
использоваться альтернативные
методы для продолжения мониторинга изменяющихся условий в
забое скважины. Наиболее часто
мониторинг выполняется с помощью спускаемых в скважины на
тросе каротажных инструментов
и включает замеры температур и
шума.
ДИАГРАММЫ ТЕМПЕРАТУР
В СКВАЖИНЕ
После диагностического анализа давлений в начальный момент
после закрытия устья скважины,
возможно, что наиболее широко
используемым методом идентификации UGBO является метод
получения диаграмм температур в
скважине с помощью спускаемых
в нее на тросе зондов. Этот анализ
выполняется быстро и эффективно, однако в некоторых случаях
может привести к путанице. При
этом должны учитываться следующие факторы:
• расход и тип жидкости;
• геометрия ствола и трубы;
• свойства течения жидкости в
породе и зонах циркуляции и
притока;
• условия в кольцевом канале;
• предварительные
условия
циркуляции, включая расход
и тип жидкости;
• градиент параметров окружающей среды и геотермический градиент.
Рассмотрим рис. 5. Температуры жидкости в пласте увеличиваются с глубиной. Перемещение
жидкости по вертикали между интервалами должно привести к аномалии температур, которая может
быть измерена с помощью температурного зонда.
Термин температурный зонд
обычно связан с непрерывным измерением температур на торцевой
части зонда при спуске его в скважину. Легкий для расшифровки
формат представления имеет вид
дифференциала
температуры,
ΔT/ΔZ, который обычно рассчитывается для небольшого интервала, например 10–20 фут. Кривая дифференциала температуры
приближенно должна иметь вид
вертикальной линии, если принять
постоянный геотермический градиент и постоянные статические
характеристики жидкости. Отклонение от вертикальной линии сигнализирует об аномалии в забое,
которая заслуживает исследования.
В идеальных условиях начальная точка для использования температурного зонда определяется
по прогнозируемым температурам пласта, которые служат базой для сравнения с измеряемой
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 • май 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: КОНТРОЛЬ НАД СКВАЖИНОЙ
зондом температуры во время
UGBO (рис. 6). Мы знаем, что
температура увеличивается с
глубиной скважины, и скорость
ее изменения зависит от типа
пород, теплопроводности, пористости, наличия жидкости в порах
и географического региона. Часто принимается, что изменение
прогнозируемых температур от
глубины удовлетворяет следующему уравнению:
Тz = Gt Z + Тs,
Термограмма скважины
Гамма-каротаж Градиент температуры, °F
Дифференциал температуры
Гамма
каротаж,
API
единицы
Пакеры
Не эксплуат.
уч.
Типичный диапазон градиентов
температур изменяется от 0,5 до
2 °F/100 фут (см. рис. 6).
Хотя, для рассматриваемой
зоны мы обычно принимаем
единственный градиент температуры, некоторые сценарии не
соответствуют этому тренду. В качестве примеров можно привести
бурение скважины около соляного купола, где теплопроводность
может отличаться от теплопроводности породы пласта, а также
бурения в области, где геотермальные породы находятся около
поверхности.
Рассмотрим случай реализации
проекта заводнения. Температура
в интересующей нас зоне и рядом
с ней обычно ниже нормальной.
Если зона заводнения также является зоной, служащей приемным
резервуаром для UGBO, анализ
температур усложняется.
После определения поведения прогнозируемой температуры можно проанализировать результаты, полученные с помощью
зонда. Сначала выполним более
широкий анализ диаграммы для
определения любых видимых
аномалий. Рассмотрим линейное
изменение напряжения на диаграмме для определения того, перемещался ли каротажный инструмент с постоянной скоростью
или же происходили его прихваты,
которые привели к этим аномалиям. Для обнаружения непрогнозируемых результатов, таких как
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Шкала дифференциала
ССL
где:
Тz – температура на глубине z;
Тs – температура на поверхности;
Gt – градиент температуры;
Z – глубина.
Т
Темп. шкала, 1°/DDI
№5 • май 2008
Градиент
температур Дифференциал
температур
Эксплуат. уч.
газовой скв.
Рис.
6.
Типичная
термограмма
скважины:
DDI – индикатор с цифровой шкалой;
ССL – локатор муфтовых соединений
обсадных труб
случаи аномалии температур, в
обсаженной части ствола, следует
выполнить проверку.
На рис. 6 приведен пример, который позволяет хорошо объяснить сказанное. В скважину до глубины 9510 фут была установлена
9 5/8-дюймовая обсадная колонна с эксплуатационной колоннойхвостовиком до глубины 9900 фут
(на диаграмме не показано). Подвесное устройство хвостовика и
эксплуатационный пакер находятся
на глубине около 9480–9490 фут.
На левой дорожке показана термограмма для муфт обсадной колонны
и хвостовика вместе с локатором
муфтовых соединений обсадных
труб (casing collar locator – CCL).
Диаграмма гамма-каротажа не показана. Скважина была перфорирована на глубине 9540–9550 фут и
на глубине 9605–9615 фут. Верхний
перфорированный участок скважины не является эксплуатационным.
Нижний перфорированный участок является эксплуатационным
участком газовой скважины.
На правой дорожке термограммы показаны две кривые изменения температур. Слева это
изменение абсолютной температуры, а справа это кривая диф-
ференциала температуры. Обе
этих кривых позволяют получить
в некоторых случаях ценную информацию. Рассмотрим левую
кривую абсолютной температуры на глубине 9660 фут. На этой
глубине температура равна 222 °F.
При поступлении газа из пласта
в ствол скважины через перфорационное отверстие на глубине
9605–9615 фут происходит его
расширение и возникает эффект
охлаждения в результате чего абсолютная температура понижается до 212,5 °F. После попадания
газа в обсаженную часть скважины величина этого эффекта
расширения-охлаждения уменьшается по экспоненте, в результате чего абсолютная температура увеличивается до нормальной
температуры пласта. На глубине
9450 фут температура увеличивается до 218 °F. Показанная справа
кривая дифференциала температур ясно демонстрирует большую
чувствительность и позволяет получить дополнительную информацию. Общий тренд дифференциала температуры увеличивается от
0 °F на глубине 9660 фут и выходит за границы диапазона температур, указанного на графике, на
глубине 9620 фут. Эти результаты
связаны с эффектом расширенияохлаждения.
Следует обратить внимание
на точки диаграммы на глубине
9650 фут и еще на глубине 9625–
9630 фут. Некоторые типы геологических структур пластов затормаживают течение газа и уменьшают
скорости расширения и охлаждения. Горизонтальный барьер для
проницаемости может привести к
такой аберрации. Доступные данные не позволяют нам сформулировать другие возможные объяснения,
однако, аномалии сигнализируют
о необходимости проведения дальнейших исследований.
При вертикальном перемещении газа через узел заканчивания
в забое скважины дифференциал
температуры изменяется примерно на 2–3 °F. Происходящее на
глубинах 9480–9500 фут, где газ
проходит через пакер и несколько участков обсадной колонны с
изменяющимся наружным диаметром, может служить хорошим
примером.
23
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: КОНТРОЛЬ НАД СКВАЖИНОЙ
Поступление жидкости
температура
Абсолютная
Рис. 7. Изменение температуры в
результате эрозии необсаженного
ствола скважины
Дифференциал температуры
Температура, °F
Глубина, 1000 фут
Диаметр 11"
Дифференциал температуры
температура
Абсолютная
Глубина ствола, фут
Случай 2
Рис. 9. Полученный расход и температура газа в скважине
й
ски
иче
иль
ф
про
Увеличение температуры
Поступление газа
иль
роф
йп
ски
иче
ерм
т
Гео
24
Температура, °F
Случай 1
Кривая нагнетания
м
тер
Гео
На следующем этапе нужно
определить, как проводить температурное зондирование в условиях реальной эксплуатации скважины. Спускать ли зонд сразу же
после начала циркуляции жидкости в стволе скважины или же когда он находится в стационарном
состоянии в течение некоторого
времени? Откачивание жидкости
создает эффект охлаждения ствола скважины и может замаскировать аномалии температур. Нужно
заранее определить скорости и
объемы откачиваемой жидкости.
Отметим, что буровые растворы
на нефтяной основе влияют иначе,
чем буровые растворы на водной
основе.
Геометрия
ствола-колонны
бурильных труб также требует
оценки. На рис. 7 показано изменение температуры в зондируемой скважине по причине эрозии
ствола. Изменение происходит
в расширяющейся части ствола
в зоне башмака обсадной колонны и также при эрозии ствола в
интервале от 4650 до 4700 фут.
Температурный зонд часто спускается вместе с другими инструментами для скважинных исследований. Если выполняется
много спусков, то полученная
термограмма может показывать
результаты, которые «искажают» общую картину, поэтому
небольшие, но важные детали
могут быть упущены. На рис. 8
показаны возможные профили
температур для жидкости и газа,
поступающих в ствол скважины
и коллектора. Предположим на
мгновение, что давление в коллекторе выше температуры появления первого пузырька в жидкости, поэтому растворенный газ
остается в жидкости и не образует отдельной фазы. Профили
А, В и С получены для различных
скоростей попадания жидкости в
ствол скважины. Профиль С получен для высоких скоростей попадания жидкости.
Каждый профиль А, В и С
асимптотически
приближается
к линиям А', В' или С'. Эти линии
приблизительно параллельны линии геотермического градиента,
но превышают его на некоторое
значение
ΔT. Принимаем, что
большие значения ΔT получаются
Увеличение
температуры
Рис. 8. Влияние температуры на поступление жидкости (вверху) и газа (внизу)
для трех различных расходов
при попадании в ствол скважины
более высоких объемов жидкости.
Значение ΔT можно приближенно
определить как:
ΔT = bM/G,
где:
b – коэффициент, зависящий от
типа жидкости и теплопроводности;
G – геотермический градиент;
M – расход жидкости.
Хотя это уравнение дает основания предполагать, что можно выполнить количественный анализ
расходов жидкости, реальность
такова, что слишком много переменных и неизвестных негативно
влияют на эффективность применения этого уравнения.
Приток газа в ствол скважины
при UGBO создает сложную картину для анализа (рис. 8). Когда газ
попадает в скважину и поднимается вверх, геометрия и давления
в скважине допускают некоторое
расширение газа. С расширением
газа связан эффект охлаждения.
Газ имеет температуру коллектора, которая выше температуры в
стволе скважины на меньших глубинах, поэтому температура движущегося вверх газа должна быть
больше градиента температуры в
коллекторе. Однако потенциальные эффекты охлаждения при
расширении газа препятствуют
надежной оценке.
На рис. 9 показана аномалия
температуры, обнаруженная при
спусках зонда в скважину с UGBO.
Характер изменения температур
показывает, что происходит охлаждение ствола скважины. Это согласуется с предыдущим перекрытием
ствола около долота. Однако аномалию на глубине 14 950 фут можно
легко объяснить, если учесть, что
происходящее на большей глубине
перекрытие скважины препятствует течению при UGBO, которое
обычно возникает при внезапном
скачке давления в процессе бурения в плоскости забоя. Форма
аномалии дает основания предпо-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 • май 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: КОНТРОЛЬ НАД СКВАЖИНОЙ
ложить, что имеет место течение из
глубины скважины вверх. Однако,
этот вывод неправильный, потому
что температура в стволе на глубине 14 450 фут больше температуры
в коллекторе на глубине 14 650 фут,
которая ниже гипотетической точки поступления газа в ствол скважины. Кроме того, интерпретации
имеющейся аномалии мешает то,
что она не происходит поблизости
от каких-либо изменений геометрии бурильной колонны.
Трудно рассматривать термограмму в качестве эффективного
UGBO идентификатора UGBO. Однако мы часто видим, как быстрая
интерпретация без последующей
комплексной оценки может заставить оператора выбрать упреждающие варианты действий, при
реализации которых достигнутые
результаты получаются меньше
предполагаемых. Исчерпывающий
анализ термограмм, полученных в
сложных условиях, может легко
потребовать 10–20 ч или более.
ДИАГРАММЫ
ШУМОВОГО КАРОТАЖА
Шумовой каротаж часто выполняется после или одновременно с зондированием температуры
и используется в качестве дополнительного UGBO идентификатора. Он может служить надежным
ориентиром при благоприятных
условиях в скважине. По существу шумовой зонд представляет
собой чувствительный микрофон,
который может обнаруживать
звуки, возникающие при движении жидкости. Такой зонд может
различать течения газа, жидкости
и двухфазного потока, потому что
каждое генерирует уникальные
шумовые характеристики. Обеспечивается сбор шумовых данных
в диапазонах о 200 до 2000 Гц. Типичная шумовая диаграмма участка ствола скважины показана на
рис. 10. Эта диаграмма получена
для условий, показанных на рис.
9. Зонд должен быть неподвижным во время замеров, потому
что шумы, генерируемые при движении самого зонда и троса значительно сильнее любых шумов,
возникающих при движении жидкости, связанной с UGBO. Для замера шумов в каждом положении
требуется несколько минут.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2008
Рис. 10. Диаграмма шума, показывающая
уровни шума при различных частотах
Дальний детектор
Ближний детектор
Импульсный источник
нейтронов
Течение воды
Рис. 11. Схема измерения течения воды
в кольцевом пространстве с помощью
скважинного зонда
Наиболее эффективным методом идентификации UGBO является получение первой оценки местоположения источника течения
жидкости, и затем сопоставление
этого подозрительного источника
течения со стационарными замерами шумов на шумовой диаграмме. В качестве первой оценки при
выборе отметок глубин на шумовой диаграмме (обычно с достаточной надежностью) может быть
использована полученная термо-
грамма или информация об истории скважины. Нецелесообразно
производить шумовой каротаж в
необсаженном интервале ствола
(или обсаженном) без некоторой
информации о местоположении
проблемной зоны.
Шумовые диаграммы используются, главным образом, при эксплуатации скважин для отслеживания
нежелательных течений жидкости,
таких как течения в затрубном пространстве, или для оценки характеристик течения из отдельных перфорированных отверстий. Среда,
в которой производятся скважинные исследования, обычно включает автономное оборудование устья
для эксплуатации скважины, автомобильную станцию для регистрации данных каротажа и устройство
подъема скважинных зондов, например, грузовик с опорной стойкой над кронблоком для подъема
и стабилизации лубрикатора. Эта
среда благоприятствует проведению шумового каротажа, поскольку она минимизирует фоновые
шумы, которые могут маскировать
шумы, возникающие при движении жидкости из забоя скважины.
Точно так же шумовой каротаж, выполняемый на буровой установке,
часто не позволяет сделать какието выводы из-за фоновых шумов,
возникающих при нормальной работе насосов, двигателей и другого
оборудования.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ПАРАМЕТРОВ ТЕЧЕНИЯ ВОДЫ
В КОЛЬЦЕВОМ ПРОСТРАНСТВЕ
В основном каротаж для определения параметров течения воды
в кольцевом пространстве производится при эксплуатации скважин для идентификации и определения расхода воды, протекающей
за обсадной трубой. Когда можно
выполнить прямую оценку профиля приемистости при закачивании
воды в нагнетательные скважины,
то наиболее часто определяются
скорость и объем жидкости (с использованием стандартного расходомера).
Арнольд и Паап были первыми,
кто в 1977 г. предложил использовать каротаж с кислородным активированием для определения
движения воды за обсадной трубой. После разработки процесса в
25
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: КОНТРОЛЬ НАД СКВАЖИНОЙ
1980-х гг. в отрасли стали использоваться два метода, позволяющие
оценивать скорости воды с помощью данных каротажа с кислородным активированием. Для обоих
методов требовались стационарные измерения на выбранных глубинах (рис. 11).
Метод стационарных измерений базировался на экспоненциальном затухании наведенной
искусственной гамма-радиоактивности при длительной работе источника нейтронов в импульсном
режиме. Гамма-кванты подсчитывались с использованием двух
детекторов, находящихся на известном расстоянии друг от друга.
Скорость воды оценивалась по измеренной интенсивности излучения и с использованием характерной экспоненциальной скорости
затухания. В методе импульсного активирования используются
импульсы, длительностью от 1 до
10 с. Находящийся ниже по течению детектор подсчитывает
частоту повторения импульсов и
оценивает объемы воды с использованием тех же самых принципов, как и в стационарном методе.
ИССЛЕДОВАНИЯ
С ПОМОЩЬЮ ВЕРТУШКИ
Исследования, проводящиеся
с помощью вертушки, для идентификации и количественного
определения объемов и скоростей притока жидкости в забой
скважины, часто используются
при эксплуатации скважин. Кроме того, эти исследования нашли
также применение (правда недостаточно широкое) при обнаружении течения и определения
характеристик UGBO. При расчете объемов жидкости для обнаружения ее движения вертушка
должна находиться в потоке и
располагаться в трубе.
РАДИОАКТИВНЫЙ ИНДИКАТОР
Одним из старейших из используемых приборов для идентификации течения является радиоактивный индикатор. В настоящее
время он применяется достаточно
редко, в первую очередь из-за
других более эффективных приборов, а также по причине разработки новых ограничений, накладываемых на использование
26
Рис. 12. Типичная диаграмма гамма каротажа, показывающая реакцию на радиоактивный буровой раствор в фиксированной точке на выходе обсадной колонны
радиоактивных материалов. Принцип его использования очень
простой. Небольшое количество
жидкости в радиоактивном источнике, например изотопа йода 131,
помещается в скважину, обычно
в зону, в которой подозревается
поглощение. Этот изотоп имеет
период полураспада 8,1 сут, и он
растворим в воде. После подъема
с помощью бурильной колонны
(или другого способа) производится спуск зонда для мониторинга
радиации, поскольку нагнетание
буровых растворов происходит
медленно. Это делается с целью
определения направления течения радиоактивных жидкостей
для определения источника и точки выхода, что позволяет найти
решение проблемы возникновения течения (рис. 12).
Очевидно, что персонал буровой, работающий с источником
радиоактивного материала, подвергается серьезной опасности и
должен строго соблюдать установленные регулирующими органами
правила техники безопасности.
Более того радиоактивный материал часто растворяется в буровом растворе и нагнетается в различные части кольцевого сечения
и в другие части скважины, что
влияет на снижение надежности
интерпретации.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Рассматриваемые здесь математические модели методов каротажа могут быть разработаны.
Кроме того, некоторые из них разрабатываются различными исследователями для прогнозирования
различных физических свойств,
связанных с фонтанированием.
Если эти модели будут доступны
для использования в условиях месторождений, то они могут помочь
оценить условия в забое скважины, прогнозировать будущие события, оценить альтернативные
скачки давления в скважинах и
выбрать оптимальный подход. К
несчастью, своевременность события обычно делает невозможным использование моделей, поскольку они не могут применяться
непосредственно в условиях буровой. Требуемый для моделирования ввод данных займет время,
необходимое для вычислений реального ствола скважины.
Перевел В. Клепинин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Arnold, D.M., and H.E. Peelman, «Behind casing
water flow detection using continuous oxygen
activation», U.S. Patent No. 4,032,780, June 28, 1977.
2.
Arnold,
D.M.
and
H.J.
Paap,
«Quantitative monitoring of water flow
behind and in wellbore casing», Journal
of Petroleum Technology, January, 1979.
3. Chance, D.M., Trcka, D.E. and B.A.
Dawe, «Application and interpretation to
continuous activation logs for measuring
complex water flow profiles in injection
wells», SPE 28412 presented at the 69th
Annual Technical Conference and Exhibition,
New Orleans, Louisiana, September 1994.
4. Trcka, D.E. and D.M. Chace, «Improved method
for measuring annular water flow in injection wells
using continuous oxygen activation logging», SPE
26450 presented at the 68th Annual Technical
Conference and Exhibition, Houston, October 1993.
Neal Adams (H. Адамс) более 30 лет работает в нефтяной
промышленности
в качестве специалиста по
борьбе с пожарами, инженера и консультанта по проблемам контроля выбросов.
В 1871 г. он получил степень
бакалавра (с отличием) в
Северо-восточном университете (шт. Луизиана), и степень магистра
по технологии добычи нефти в университете
Хьюстона. М-р Адамс работал в 35 странах и
занимался инструментальной разведкой при
тушении пожаров во время войны с Ираком
в 1991 г. М-р Адамс является президентом
компании Neal Adams Services, из Хьюстона.
Получить дополнительную информацию можно на сайте: (www.NealAdamsServices.com).
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 • май 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ
БУРЕНИЯ СКВАЖИН С ОТКЛОНЕНИЕМ
H. Mangor, Talisman Energy; R. Elder, Certified Oilfield Rentals; J. Boulet, и A. Monnet, VAM Drilling
Качественная очистка ствола скважины влияет на снижение вращающего момента и трение колонны, вызванных скоплением шлама, и в то же время способствует предотвращению прихвата труб,
потери циркуляции и неустойчивости ствола
Компания Talisman, используя оптимизированный
метод очистки ствола, применила новый режим бурения
скважин. В статье рассматриваются вопросы регулирования параметров режима бурения с целью повышения
эффективности бурения эксплуатационных скважин
месторождения Бунга$Кеква в Малайзии (рис. 1).
При бурении скважин с большим углом отклонения
ставится немало сложных технических задач. Цель – достижение производственной эффективности в пределах
требуемых норм безопасности и с экономией затрат, которую можно четко зафиксировать. При бурении сильно
искривленных и сложных скважин это означает оптимизацию рабочих параметров и приемов для эффективной
очистки ствола и снижения нагрузки от трения.
Качественная очистка ствола, будь то обсаженный
или необсаженный ствол, является одним из главных
вопросов при бурении искривленных скважин. Интервалы скважин с наклоном ствола более 40°, как установлено в лабораторных исследованиях и подтверждено промысловой практикой, являются зонами, где
происходит осаждение шлама и возникают проблемы
с рециркуляцией. Очистку ствола в таких скважинах
часто представляют себе как простой процесс, но количественное определение степени извлечения шлама
и остаточной толщины слоя шлама следует рассматривать как управленческий процесс, связанный с двумя задачами: размельчение и рециркуляция шлама и
транспортировка твердых частиц на поверхность.
В свою очередь эти задачи связаны с сочетаемостью
рабочих параметров, качества ствола, устойчивости
ствола, пределов безопасности и экономической эффективности операции.
Оптимизируя гидравлику бурения, механические
параметры и конструкцию бурильной колонны, можно
повысить эффективность бурения, эксплуатационных
расходов, пределов безопасности и предотвращения
буровых рисков, связанных с прихватом труб, потерей
циркуляции и неустойчивостью ствола.
ПРИНЦИПЫ ОЧИСТКИ СТВОЛА
Как определить, что скважина очищена? Обычный
метод заключается в отслеживании на виброситах изменений степени извлечения шлама. Хотя этот параметр
является прямым показателем, он не дает полной информации и может привести к неверным предположениям и
неправильным оценкам. Из$за неровностей необсаженного интервала количество извлеченной твердой фазы
может не отражать фактические объемы шлама, которые
необходимо извлечь. Даже если объем остающегося в
стволе шлама кажется приемлемым, характер распреде-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2008
Вьетнам
Этап 3
Плат.
ВКAС
Плат.
ВКAА
Сиамский зал.
Поднятие
Хорат
Плат.
BS-A
Подводный
манифольд
Блок РМA3 САА
Таиланд
Малайзия
Рис. 1. Месторождения Бунга Кеква%Рая расположены на
участке РМ%3 САА у восточных берегов Малайзии
ления шлама по стволу может существенно сказаться на
эффективности бурения. Неравномерный профиль распределения может вызвать сползание шлама, уплотнение
ствола, пульсации давления и неустойчивость ствола.
Поэтому для определения эффективности очистки
ствола необходимо использовать более сложные системы контроля и учитывать анализ возникновения рисков. Системы контроля должны определять степень
извлечения шлама, эквивалентную плотность циркуляции (equivalent circulating density – ECD), потери давления и характеристики вращающего момента и трения колонны. В анализ возникновения рисков должны
входить пульсации давления, расширение ствола снизу
вверх, уплотнение ствола и прихват труб.
Очистка ствола и режим бурения. Проблемы с очисткой ствола возникают тогда, когда рабочие параметры
(режима бурения) не могут обеспечить эффективный
вынос шлама на поверхность. Проблемы выявлены на
стадии бурения и на стадии спускоподъемных операций.
Бурение и спускоподъемные операции представляют собой два разных режима образования слоя шлама
и режима очистки ствола. При бурении за эффективность очистки ствола можно принять равновесную
толщину слоя шлама, замеряя объем шлама на поверхности и сравнивая его с расчетным объемом шлама,
который должен образовываться при бурении пласта.
Несмотря на то, что слой достигает стабильного состояния (при условии, что параметры остаются неизменными), толщина слоя шлама необязательно равномерно
распределена вдоль бурильной колонны. В режиме бурения эффективность очистки ствола напрямую соответствует конечной равновесной толщине слоя шлама.
27
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
При спускоподъемных операциях шлам может накапливаться при нескольких условиях. Естественное оседание твердых частиц происходит при прекращении циркуляции бурового раствора. Подъем бурильной колонны
приводит к образованию местных скоплений шлама.
Если слой шлама формируется в интервале ствола с критическим углом (45–60°), происходит его сползание. При
спускоподъемных операциях эффективность очистки
ствола связана со скоростью, с которой система размельчает шлам, и с конечной толщиной слоя шлама.
Анализ рабочих параметров. Расход бурового раствора в процессе циркуляции является главным фактором при очистке ствола. В большинстве случаев необходимый расход недостижим из$за располагаемой
мощности буровой установки. Дополнительным ограничивающим условием для расхода является максимальная величина ECD на пласт. Кроме того, большой расход
может вызвать расширение ствола и обвал стенок. Увеличение расхода для улучшения очистки ствола можно
проводить с ограничениями, но во избежание ухудшения положения необходимо проявлять осторожность.
Частота вращения бурильной колонны – второй хорошо известный, но иногда неправильно понимаемый
фактор очистки ствола. Хотя увеличение частоты вращения улучшает перемешивание шлама, этот параметр
в незначительной степени влияет на рециркуляцию
шлама и не может обеспечить полную очистку ствола.
Основные преимущества повышенной частоты вращения связаны с перемешиванием шлама, что препятствует его осаждению. Подъемный эффект создается
направленным вверх воздействием на твердые частицы линий течения бурового раствора. Следовательно,
эффект от вращения колонны больше связан с перемешиванием шлама, чем его рециркуляцией.
Увеличение частоты вращения связано с риском
повышения усталости бурильной колонны и динамических колебаний. Кроме того, увеличивается риск
повреждения ствола и обвала стенок. Как было показано, большая частота вращения способствует повышению величины ECD, главным образом, из$за поведения
бурильной колонны при большой частоте в сочетании с нарушением линий течения бурового раствора.
Увеличение частоты вращения для улучшения очистки ствола используется в не очень сложных скважинах. Вместе с тем, промысловая практика показала,
что вращение бурильной колонны с частотой более
120 об/мин препятствует осаждению шлама благодаря
его перемешиванию.
Реологические свойства бурового раствора играют
значительную роль в удержании частиц выбуренной породы во взвешенном состоянии. Смазывающая способность бурового раствора является главным фактором,
который способствует удержанию частиц во взвешенном состоянии. Реологические свойства не являются
оптимизируемым параметром. Свойства бурового раствора адаптируются к пласту и профилю скважины.
ПРОМЫСЛОВАЯ ПРАКТИКА
Компания Talisman Malaysia Ltd. (TML) разрабатывает у восточных берегов Малайзии участок РМ$3 САА,
находящийся примерно в 240 км к северо$востоку от
Кертих, шт. Теренггану. На сегодняшний день для разработки месторождений Бунга Кеква$Рая установлено
шесть платформ с устьевым оборудованием.
28
Первой в 2002 г. установили платформу Bunga Kekwa-A (ВК$А) с 10 скважинами. Затем последовала
установка платформ Bunga Kekwa-C (ВК$С), Bunga
Raya$В, Bunga Raya-С и Bunga Seroja$А для бурения новых скважин различного назначения. Эксплуатационное бурение проводилось с помощью самоподъемных
буровых установок Harvey H. Ward и Roger W. Mowell.
Обе установки одинаковы по размерам и оснащенности оборудованием. На сегодняшний день компания TML пробурила более 100 км стволов диаметром
12 1/4″ и более чем 60 скважин.
Залежи нефти участка РМ$3 по возрасту относятся к среднему и нижнему миоцену, при этом глубина
залегания варьируется в пределах 1600 до 3000 м (фактическая вертикальная глубина). Стратиграфический
разрез Малайского бассейна представлен сланцевыми
глинами, песками и углями, почти все отложены в прибрежной равнине с переходом в мелководные морские
условия. Скважины, пробуренные на участке РМ$3,
имеют нормальные или почти нормальные режимы
давления с нормальным температурным градиентом.
Специалисты компании TML понимали важность
эффективной очистки ствола для предотвращения
прихвата труб. На большинстве скважин платформы
ВК$А в 12 1/4$дюймовом необсаженном интервале часто возникали проблемы, связанные с очисткой ствола.
В 12 1/4$дюймовых стволах при обычных расходах,
свойствах бурового раствора и частотах вращения
бурильной колонны обычно сохраняется ламинарное
или переходное к турбулентному течение. Однако
на участках со скоплениями шлама при расходах более 1000 галл/мин и частоте вращения колонны более
110 об/мин может возникать турбулентность течения,
что значительно увеличивает потери давления.
Типичные профили скважин имеют участки
«набор$и$удержание» и «удержание$и$снижение» угла
наклона (S$образный профиль) с максимальным наклоном стволов до 70° и необсаженные интервалы протяженностью от 1000 до 2500 м. Бурение таких скважин велось
с буровыми растворами на синтетической основе и ориентируемой компоновкой с использованием стандартных 5$дюймовых бурильных труб и 8$дюймовых утяжеленных бурильных труб в составе КНБК. Часто подъем
труб из скважины был затруднен из$за многочисленных
сужений ствола, скорее всего вызванных слоями шлама.
Пример 1. Скважину А пробурили до внедрения нового метода очистки ствола. Эта скважина с замеренной
глубиной ствола 11 254 фут (1 фут = 0,3048 м) имеет необсаженный 12 1/4$дюймовый интервал ствола протяженностью 5250 фут с максимальным углом наклона 56°
(рис. 2). КНБК состояла из долота с поликристаллическими алмазными вставками (polycrystalline diamond compact – PDC), двигателя, приводимого в действие буровым
раствором, прибора для измерения забойных параметров, прибора для проведения каротажа, утяжеленных бурильных труб (УБТ) и 5$дюймовых бурильных труб.
Уже с глубины, составляющей примерно 1312 фут
(задолго до достижения проектной глубины), отмечались значительные трудности. Подъем из скважины
был затруднен из$за многочисленных сужений ствола.
Сужения были пройдены после спуска скребка. Затем
на канате спустили прибор электрокаротажа, но он остановился на глубине 5958 фут. Тогда прибор спустили
на бурильных трубах, но он прошел только до глуби-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 • май 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
на уровне 10,2 фунт/галл. В зависимости
от угла наклона ствола и его состояния
плотность раствора можно увеличить до
Устье 2558,9 С, 1318,9 В
11 фунт/галл.
Скорость проходки. ОптимизироВкладыш ротора, 28 фут выше
среднего уровня моря
вать скорость проходки исходя из заКолонна, 30″, наклон 0,86°
меров вращающего момента, трения
колонны и других ограничений. ПриОбсадная колонна, 20″, наклон 23,28°
Фактическая
менение PDC$долот привело к увелитраектория
чению скорости проходки. Однако в
большинстве случаев скорость проНамеченная траектория
ходки ограничивают интервалом 50–
Фактическая
60 м/ч, чтобы обеспечить сбор данных
траектория
каротажным прибором.
IA70 (вторичная)
IA90 (первичная)
Контроль эффективности очистки
J-60 (вторичная)
ствола осуществляется в соответствии
KS/KB (вторичная)
Обсадная колонна,
13 3/8″наклон 50,71°
Намеченная траектория
со следующими этапами.
Шлам. Регулярно контролировать
наличие шлама, замеряя его объем,
IA70 (вторичная)
размер и форму выбуренных частиц, а
IA90 (первичная)
также эффективность очистки ствола.
Вращающий момент и трение коJ-60 (вторичная)
KS/KB (вторичная)
лонны. Обеспечить постоянную регистрацию данных о натяжке, посадПроектная глубина, наклон 43,70°
ке, весе и вращающем моменте после
спуска$подъема каждой свечи. ИнтерОтклонение от вертикали, фут
претировать их в режиме реального вреРис. 2. Скважину А пробурили до внедрения нового метода очистки ствола.
мени на полу буровой для принятия неВ скважине имеется 12 1/4%дюймовый необсаженный интервал протяженностью
замедлительных мер. Если при подъеме
5250 фут с максимальным наклоном ствола 56°
колонны из скважины встречается инны 6339 фут. Спустили скребок, затем вновь прибор тервал сужения ствола (усилие превышает 30 тыс. фунт,
на бурильных трубах, но он остановился на глубине 1 фунт = 0,453 кг), предположить, что причиной сужения
6690 фут, после чего операцию прекратили. Спусти- является слой шлама необходимо дополнительно спустить
ли 9 5/8$дюймовую обсадную колонну, но на глубине две свечи, пока КНБК не освободится. Вести промывку и
6959 фут она остановилась, и все попытки спустить вращать колонну в течение 30 мин и более, чтобы убедитьколонну дальше, промывая скважину, оказались без- ся, что сужение ствола вызвано слоем шлама.
успешными. Обсадную колонну подняли, и спустили
Порции утяжеленной жидкости. Для вытеснения
скребок. Все сужения ствола проработали. Вновь спус- слоев шлама регулярно закачивать порции жидкости
тили обсадную колонну; ее пришлось двигать и толкать плотностью 14 фунт/галл. Заносить в буровой журнал
с помощью верхнего привода и вести промывку, пре- действенность вытеснения. Если на вибросите наблюжде чем спустить на проектную глубину.
дается большой объем шлама, чаще закачивать порции
Компания TML применила новый метод очистки жидкости и (или) уменьшить скорость проходки, чтобы
ствола в 2003 г. Метод оптимизации позволил опреде- не перегрузить шламом кольцевое пространство.
лить эффективные рабочие параметры и приемы буреЕсли в процессе бурения очистка ствола становиния, улучшающие очистку ствола. После анализа целей лась затруднительной, принимались следующие меры.
бурения скважин платформы ВК$С с учетом опыта бу• Уточнялись параметры режима бурения и при нерения скважин платформы ВК$А компания установила обходимости изменялись.
стандартные параметры режима бурения и сформули• Скорость проходки снижали до тех пор, пока факровала общие рекомендации.
тические замеренные значения вращающего момента
Расход. Постоянно увеличивать до предела расход с и трения колонны не возвращались к теоретическим
учетом ограничений по ECD. Обычный расход состав- значениям.
ляет 950–1050 галл/мин.
• Выполнялись действия, необходимые для прекраЧастота вращения бурильной колонны. Постоянно щения бурения, подъема колонны и проведения цикла
увеличивать до предела частоту вращения для перемеши- очистки.
вания шлама с целью недопущения осаждения твердых
• Рассматривались другие варианты, например, зачастиц. Обычный диапазон частот вращения составляет качка порций утяжеленной жидкости, расширение
90–120 об/мин в зависимости от наклона забойного дви- ствола снизу вверх или спуск скребков.
гателя и нагрузки на долото. В большинстве случаев часЕсли появлялись скопления шлама, рассматривался
тота вращения поддерживается более 120 об/мин.
вопрос о транспортировке шлама на поверхность, посРеологические свойства бурового раствора. Подде- кольку остающийся в скважине объем шлама распрерживать минимальные значения пластической вязкости делялся неравномерно. В таких случаях в бурильной
и твердой фазы малой плотности и снижать плотность колонне необходимо было разместить очищающие
бурового раствора. Для обеспечения устойчивости ство- соединения, обеспечивающие эффект «ленточного
ла плотность бурового раствора обычно поддерживается транспортера».
Фактическая вертикальная глубина, фут
Северное направление, 1000 фут
Восточное направление, 1000 фут
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2008
29
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
Хвостовик, 7"
Фактическая
съемка
Обсадная
колонна, 9 5/8"
Обсадная
колонна, 13 3/8"
Северное направление, 1000 м
Плановая съемка
Направляющая колонна, 24"
Восточное направление, 1000 м
Вертикальная глубина, м
Направляющая
колонна, 24"
Отметка пола буровой – 37,5 м
выше среднего уровня моря
Все глубины указаны в метрах ниже
Обсадная колонна,
пола буровой
13 3/8"
Обсадная
колонна, 9 5/8"
Съемка главного
ствола
Хвостовик,
7"
Проектируемая глубина
Отклонение от вертикали, м
Рис. 3. В скважине В имеется 12 1/4-дюймовый необсаженный
интервал протяженностью 1700 м с максимальным наклоном
ствола 73°
Стало ясно, что некачественная очистка ствола обходится очень дорого. Учитывая предыдущий опыт бурения скважин, компания TML внедрила новый метод
обеспечения очистки ствола и стала применять его при
бурении скважин платформы ВК$С.
Пример 2. В скважине В имеется 12 1/4$дюймовый необсаженный интервал ствола протяженностью около 1700 фут с максимальным углом наклона
73° (рис. 3). Из$за большого угла наклона скважины
компанию больше всего беспокоила эффективность
очистки ствола. В состав стандартной КНБК включили PDC$долото, прибор для измерения забойных параметров, прибор для проведения каротажа и 6 5/8$дюймовые бурильные трубы (hydroclean heavy weight
– HHW) для облегчения перемещения шлама.
Кроме того, для улучшения гидравлики бурения
5$дюймовые бурильные трубы заменили 5 1/2$дюймовыми бурильными трубами, включая очищающие
инструменты. При бурении указанного интервала поддерживали расход 1000 галл/мин (давление составляло
3700 фунт/дюйм2). Утяжеленные бурильные трубы заменили 6 5/8$дюймовыми бурильными трубами HHW
и очищающими инструментами.
При бурении указанного интервала не возникло никаких проблем с очисткой ствола (например, уплотнение
ствола). Контроль направления был превосходен, при
скольжении не встретились никакие затруднения, связанные с сохранением точного наведения, вплоть до конечной глубины. В течение всего времени бурения вращающий момент и трение не превышали расчетных величин.
30
При подъеме колонны встретилось несколько сужений
ствола (усилие превысило 30 тыс. фунт), указывающие на
то, что в стволе по$прежнему имелись слои шлама. В таких ситуациях использовались стандартные методы очистки ствола. Спуск 9 5/8$дюймовой обсадной колонны до
забоя прошел гладко и без чрезмерной затяжки.
Пример 3. В горизонтальной скважине С на отметке 2100 м имелся направляющий ствол с максимальным
углом наклона 80° на конечной глубине (рис. 4). Направляющий ствол затрамбовали, на отметке 2989 м ушли
в сторону новым стволом и бурили до глубины спуска
9 5/8$дюймовой обсадной колонны (3408 м).
Для бурения этого интервала в состав КНБК включили PDC$долото, 9 5/8$дюймовый двигатель, приводимый в действие буровым раствором, бурильные трубы
HHW и 5 1/2$дюймовые бурильные трубы. Для улучшения перемещения шлама через каждые три свечи
разместили 5 1/2$дюймовые очищающие бурильные
трубы. Для улучшения характеристик КНБК также использовали амортизатор.
Чтобы не перегрузить кольцевое пространство шламом, с начала бурения поддерживали скорость проходки
60 м/ч. Вращающий момент и трение колонны при бурении этого интервала оставались на приемлемом уровне,
чрезмерных затяжек не отмечалось. При бурении направляющего ствола и нового ствола сужений и уплотнений не встречалось. Средний расход достиг 950 галл/мин
при давлении 2500 фунт/дюйм2, что указывало на достаточно качественную очистку ствола. По достижении проектной глубины компоновку подняли без труда; встретилось только одно сужение в направляющем стволе и
несколько сужений в новом стволе. Обсадную колонну
спустили в горизонтальный ствол без труда.
Использование очищающих труб оказалось эффективным средством для уменьшения скоплений шлама.
Число проблем, связанных с очисткой ствола, уменьшилось. Время спускоподъемных операций также сократилось с 20 до 12 % от чистого времени бурения, в
зависимости от угла наклона ствола, при этом уменьшилось число сужений ствола.
АНАЛИЗ ЗАТРАТ
Промысловая практика подтвердила преимущества использования очищающих инструментов, при
этом улучшились все показатели. Подробный анализ
времени бурения скважин платформы ВК$С показал
значительное снижение непроизводительных затрат
времени при бурении интервалов с критическим углом наклона. Основная экономия времени была выявлена на двух уровнях: спускоподъемных операций
и очистки ствола. Время спускоподъемных операций
сократилось благодаря снижению натяжки и затяжки
бурильной колонны как следствие более качественной
очистки ствола. Число рейсов скребка уменьшилось
(или свелось к нулю).
Для скважин платформы ВК$С на основе анализа
времени, взятого из рапортов, подсчитали экономию
затрат при бурении 12 1/4$дюймовых интервалов.
При ставке использования буровой установки 250 тыс.
долл/сут экономия при спускоподъемных операциях
составила шесть часов или 9 тыс. долл/сут, а экономия
от снижения числа рейсов скребка составила три часа
или 5 тыс. долл/сут. Принимая во внимание, что среднее время бурения этих интервалов составляет семь
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 • май 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
Соединение двух ниток
Съемка
горизонтального
ствола
Пятка
Северное направление, 1000 м
Съемка направляющего ствола
Запланированный
вариант
горизонтального ствола
Носок
Проектируемая
глубина
Возможное появление газа
Восточное направление, 1000 м
Направляющая
колонна, 24"
Отметка пола буровой –
37,5 м выше среднего
уровня моря
Все глубины указаны
в метрах ниже пола буровой
Вертикальная глубина, м
Возможное
появление газа
Обсадная колонна,
13 3/8"
Запланированный
вариант
горизонтального
ствола
Съемка
горизонтального ствола
Обсадная колонна,
9 5/8"
Носок
Пятка
Хвостовик, 7"
Отклонение от вертикали, м
Рис. 4. В скважине С имелся 12 1/4-дюймовый направляющий
ствол с максимальным углом наклона 73°
суток, возможная экономия составляет 100 тыс. долл.
В этом анализе не оценивали косвенную экономию затрат, например от снижения износа оборудования.
ВЫВОДЫ
Отрасль выявила проблемы с очисткой ствола при
бурении искривленных скважин (с углом наклона
более 40°) и скважин со значительным отходом. Непосредственно в процессе бурения были отмечены
основные преимущества применения нового способа
очистки ствола, включающие сокращение до минимума числа операций по расширению ствола снизу вверх,
полное исключение прихвата труб или опасности расширения ствола под действием бурового раствора.
Используя новый метод механической очистки ствола, компания TML добилась улучшения очистки ствола
при определенных значениях расхода бурового раствора
и частоты вращения колонны, позволяющих оптимизировать скорость проходки и потерю давления. Анализ результатов промыслового применения показал снижение
вращающего момента и затяжки благодаря снижению
трения в зоне гидроопоры. Более качественная очистка
ствола позволила уменьшить толщину остающегося слоя
шлама и снизить опасность скопления шлама.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2008
До начала бурения сильно искривленных или сложных скважин необходимо правильно определиться
с методом очистки ствола, чтобы убедится в том, что
все аспекты транспортировки шлама проанализированы. Участие буровой бригады при внедрении метода
позволило компании сократить непроизводительные
затраты времени и оптимизировать метод, что обеспечило эффективную очистку ствола при бурении и
спускоподъемных операциях.
Более чем в 400 случаях в регионах Северного моря,
Мексиканского залива, Ближнего и Дальнего Востока инженеры$буровики и буровые бригады заметили,
что шлам выходил на поверхность. Объем шлама на
виброситах увеличился на 14 % и более. Благодаря более полной очистке ствола снизились эквивалентная
плотность циркуляции, вращающий момент и трение
колонны. Также сократилось число рейсов скребка и
операций по расширению ствола снизу вверх.
Перевел С. Сорокин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Musaeus, N., «Ringhorne development: Technologies applied in extended
reach drilling – successes, failures and communicating risks», IADC/SPE
99124, presented at IADC/SPE Drilling Conference in Miami, Florida, US,
February 21–23, 2006.
2. Reinhardt, W. R.; R. N. Williamson, L. F. Eaton and S. C. Actis, «Magnolia
deepwater development— Striving for best-in-class drilling performance»,
SPE 92439, presented at IADC/SPE Drilling Conference in Amsterdam, The
Netherlands, February 23–25, 2005.
3. Wilson S. M., S. T. Edwards, A. Crook, A. Bere, D. Moos, P. Peska and N.
Last, «Assuring stability in extended reach wells—analyses, practices and
mitigations», SPE/IADC 105405, presented at IADC/SPE Drilling Conference
in Amsterdam, The Netherlands, February 20–22, 2007.
4. Green, M. D., Thomesen, C. R., Wolfson, L., and Bern, P. A., «An integrated
solution of extended-reach drilling problems in the Niakuk Field, Alaska: Part
2—hydraulics, cuttings transport and PWD», SPE 56564, presented at SPE Annual
Technical Conference and Exhibition in Houston, TX, US, October 3–6, 1999.
5. Iyoho, A. W., R. A. Meize, K. K. Millheim and M. J. Crumrine «Lessons from
integrated analysis of GOM drilling performance», SPE 97464, presented at
Offshore Technology Conference in Houston, TX, US, May 3–6, 2004.
6. Cameron, C., «Drilling fluids design and management for extended reach
drilling», IADC/SPE 72290, presented at IADC/SPE Middle East Drilling
Technology Conference in Bahrain, October 22–24, 2001.
7. Foster, B., «Roadmaps improve extended reach well performance and
decision making», World Oil, June 2004.
8. Ward, C. and E. Andreassen, «Pressure-while-drilling data improve
reservoir drilling performance», SPE 37588, presented at IADC/SPE Drilling
Conference in Amsterdam, The Netherlands, March 4–6, 1999.
Hapiztuddin Mangor (Х. Мангор) получил степень бакалавра с отличием в области технологии горных работ
и добычи нефти в университете Стрэчклайд в Глазго
(Великобритания). Начал свою карьеру инженером-буровиком в компании Esso Production Malaysia, где занимался проектированием скважин с большим отходом.
Потом работал в других крупных компаниях Азиатского региона и на Ближнем Востоке. В настоящее время
г-н Мангор является старшим инженером компании
Talisman Energy по программе бурения BK-C Annex.
Raymond Elder (Р. Элдер) имеет 13-летний опыт работы инженером по
сбыту в компаниях Omsco Industries, Drilltech Services и Offshore Rentals.
В 2005 г. перешел в компанию Certified Oilfield Rentals и в данный момент
является региональным менеджером компании по Дальнему Востоку.
Jean Boulet (Ж. Буле) получил степень бакалавра по проектированию в
Национальной школе искусств и ремесел во Франции и выполнил аспирантскую работу во Французской национальной школе инженеров-нефтяников и газовиков. Имеет более чем 30-летний опыт работы в отрасли
и начал свою карьеру инженером-буровиком в компании Schlumberger. В
настоящее время является руководителем НИОКР компании VAM Drilling
и отвечает за проектирование буровых работ и разработку решений.
Anthony Monnet (А. Моне) получил степень бакалавра по проектированию в Национальной школе искусств и ремесел во Франции. Начал свою
карьеру инженером технического сбыта в компании SMF International,
где участвовал в разработке новых буровых проектов. В настоящее время г-н Моне является менеджером отдела маркетинга и технической поддержки и участвует в разработке и поддержке эффективных решений.
31
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЭКОЛОГИЯ
ПРОБЛЕМЫ,
СВЯЗАННЫЕ С РАЗРАБОТКОЙ
БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
И СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ ОТХОДАМИ
J. Candler и д-р A. Leuterman, M-I SWACO
Успешное преодоление установленных регулирующими органами барьеров позволяет использовать буровые растворы на синтетической основе для повышения добычи на глубоководных месторождениях
Разработка буровых растворов
на синтетической основе и достижения в области выгодного повторного использования бурового
шлама позволяют сократить проблемы, связанные с преодолением
эксплуатационных, физиологических и законодательных барьеров
для удовлетворения экологических
и экономических стимулов и внедрения новых технологий.
Как следует из успешного внедрения буровых растворов на синтетической основе и ярко выраженной неудачи при внедрении новой
технологии восстановления сильно
увлажненных земель, предложение
на рынке новых технологий требует разрушения кажущихся непреодолимыми барьеров.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
СТИМУЛЫ И БАРЬЕРЫ
Разработка новых составов буровых растворов и систем управления
отходами показывает, как современная технология может стать яркой
звездой, свет которой помогает выбрать направление и дает надежду,
что экологические, эксплуатационные и экономические проблемы будут решены. Однако при решении
задачи нужно ли разрабатывать и
внедрять новую технологию? Один из
вопросов, который задает конечный
пользователь, часто звучит так: «Какая технология удовлетворяет нашим
потребностям и почему нужно изменять существующее положение»?
Люди чувствуют себя комфортно
при использовании установленных
и проверенных технологий. Следовательно, им свойственно сопротивляться при переходе от знакомого к
неизвестному, даже если последнее
обещает значительное улучшение
рабочих характеристик. Ясно, что од-
32
ной из самых значительных трудностей для разрушения преград с целью
внедрения новой технологии является
мнение: «Почему мы должны использовать новую технологию, если старая
технология хорошо работает»?
Внедрению новой технологии
помогают некоторые ключевые
стимулы, в то время как определенные фундаментальные барьеры
мешают этому. Соответственно,
только признание важности этих
стимулов и барьеров и эффективное их использование и преодоление может способствовать продвижению новой технологии.
Основными стимулами и барьерами, влияющими на внедрение новых
технологий, являются следующие.
Основные стимулы для внедрения технологий.
• Улучшенные экологические
характеристики.
• Улучшенные эксплуатационные и экономические характеристики.
• Новое регулирование.
• Новые данные испытаний.
• Лучшие научные данные.
• Проблемы с выполнением обязательств.
Основные барьеры для внедрения технологий.
• Экономические аспекты и
ощущаемые экономические преимущества новой технологии.
• Регулирующие рабочие рамки
и вспомогательная инфраструктура
для существующей технологии.
• Проблемы с выполнением
обязательств.
• Работоспособность и надежность новой технологии.
Стимулы. Традиционно основные стимулы, способствующие
внедрению новой технологии (это
эксплуатационные и экономичес-
кие). При использовании экономически эффективного метода
решения поставленных задач и
возникающих проблем оценка новой технологии выполняется всегда достаточно просто. Повышение
важности проблем, связанных с
охраной труда, техникой безопасности и охраной окружающей среды (health, safety and environment
– HSE) делает стимулы, связанные
с HSE, равными оценкам двух других базовых стимулов. Поскольку
эксплуатационные и экономические характеристики легко понять на
уровне месторождения, характеристики, связанные с охраной окружающей среды, являются сложными и
требуют глубокой интерпретации.
Обязательства по охране окружающей среды являются важным стимулом и часто требуются годы для
концентрирования усилий в этом
направлении или для их признания,
в то время как эксплуатационные
и экономические характеристики
оцениваются на ежедневной базе.
Обычно новое правовое регулирование и связанные с ним испытания
определяют пределы экологических
характеристик и часто служат в качестве универсальной конструкции
при продаже конкурирующих технологий и рекламирования преимуществ их эксплуатационных и экономических характеристик.
Барьеры. В равновесии со стимулами внедрения новой технологии
находятся мешающие внедрению
барьеры. В верхней части списка
проблем, связанных с новой технологией, находится ее стоимость.
Издержки, связанные с монтажом
оборудования, доводкой и обеспечением лучших эксплуатационных
и экономических характеристик,
обычно относят к издержкам, свя-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 • май 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЭКОЛОГИЯ
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2008
новых технологий. Для внедрения
новых технологий также большое
значение имеют регулирующие организации, разрабатывающие нормативные требования, соблюдение
которых обеспечивает охрану труда и здоровья людей и охрану окружающей среды. Поддерживают
этих двух ключевых игроков сервисные компании, исследовательские организации и компании из
сопутствующих отраслей. Все вместе они способствуют и помогают
внедрению новых технологий. Независимо от этих промышленных
стимулов для внедрения новых технологий надежды общественности,
что промышленность будет постоянно улучшать свои экологические
характеристики, также имеют большое значение.
ПРОГРЕСС РАЗВИТИЯ
ТЕХНОЛОГИЙ:
УСПЕХИ И НЕУДАЧИ
Самый простой способ, позволяющий показать, как стимулы и барьеры влияют на продвижение новых
технологий, это рассмотреть примеры новых технологий, которые
были внедрены. Первый пример это
успешное внедрение новой технологии разработки состава буровых
растворов, а второй пример это неудачное внедрение новой технологии разработки буровых растворов
на уровне месторождения.
Традиционно буровые растворы
на водной (water based mud – WBM)
и нефтяной основе (oil based mud
– OBM) доминировали на рынке
до конца 19804х гг. и в начале 19904х
гг., когда были внедрены системы
буровых растворов на синтетичесЧисло глубоководных скважин, пробуренных
в Мексиканском заливе с использованием различных
буровых растворов
Число скважин
занным с эксплуатацией месторождения. В некоторых случаях
восприятие издержек, связанных
с переходом на новую технологию,
может легко перевесить предполагаемую пользу от этого перехода.
Например, если создается конкретная технология для обработки
всей совокупности отходов, то для ее
поддержки разрабатываются технические нормы и правила и строится
соответствующая инфраструктура.
При разработке новых технических
норм и правил обычно ориентируются на существующую технологию и
иногда не учитывают новые решения
или непроверенные новинки. Проблемы с выполнением обязательств
часто препятствуют внедрению новых методов управления отходами. В
случае повторного их использования
для получения определенных выгод
опасение воздействия на людей материалов, которые обычно принято
считать отходами, имеет большое
значение с точки зрения экологических обязательств. Наконец новая
технология работает на месторождении не всегда также хорошо, как
в лаборатории. Следовательно, хотя
разработано множество новых идей,
продуктов и процессов внедрение
их может быть медленным или даже
может затормозиться из4за барьеров, мешающих внедрению новых
технологий.
Подобно процессу естественного выбора технология с лучшими показателями стоимости и с лучшими
эксплуатационными характеристиками в рамках установленных технических норм и правил и серийно
выпускаемых изделий становится
победителем. Точно также подобно
многим видам, которые развиваются в границах определенной экосистемы, технологии развиваются
и адаптируются для удовлетворения
потребностей конкретного региона,
в котором и они используются.
Влияние
организационной
структуры. При внедрении новой
технологии имеется несколько организаций, влияющих на ее судьбу.
Знание ключевых организаций помогает ликвидировать препятствия
и продвинуть технологию. Нефтяные компании находятся в верхней
строке списка таких организаций,
которые влияют на внедрение и
использование новых технологий. Ясно, что, являясь конечными
пользователями, нефтяные компании играют роль стража ворот для
Глубоководные скважины, пробуренные с WBM
Глубоководные скважины, пробуренные с ОВМ
Глубоководные скважины, пробуренные с SBM
Рис. 1. Использование SBM на рынке
глубоководного бурения по сравнения с
буровыми растворами на нефтяной и на
водной основе
кой основе (synthetic based mud –
SBM). Необходимость использования новых буровых растворов при
бурении скважин в Мексиканском
заливе была связана с возникновением технических проблем, таких
как образование гидратов нефтяного газа при бурении глубоководных
скважин. Новые разработки составов буровых растворов столкнулись
с экологическими проблемами, связанными с допускаемыми ограничениями по токсичности, установленными для Мексиканского залива в
середине 19804х гг.
В процессе разработки месторождения возможность предотвращения загрязнения окружающей
среды буровыми растворами обеспечивается за счет их лучших рабочих характеристик, смягчения
проблем, связанных с использованием таких растворов, уменьшения
времени их использования на месте
и минимизации сбросов. Более того,
использование буровых растворов с
более высокими рабочими характеристиками также открывает дверь
для использования других технологий, таких как бурение скважин
большой протяженности. Помимо
лучших рабочих характеристик буровых растворов входящее в систему оборудование для механического
их отделения также непрерывно совершенствуется с целью предотвращения загрязнения окружающей
среды. Одним из главных технологических новшеств в механическом
оборудовании контроля бурового
шлама, связанном с использованием SBM, является применение сушилок бурового шлама, которые
будут использоваться в некоторых
районах для уменьшения ретенции
и отложений основы бурового раствора на выбуренной породе. Эта
новая технология может уменьшить
ретенцию и отложения основы бурового раствора на выбуренной породе на 50 %.
ПРОГРЕСС ПРИ
ИСПОЛЬЗОВАНИИ
SBM-ТЕХНОЛОГИИ
Исследование истории разработки SBM наглядно иллюстрирует
трудности преодоления барьеров
для успешного внедрения новой
технологии (рис.1).
Законодательные барьеры для
использования SBM. Когда SBM
были впервые применены при бурении скважин в Мексиканском
33
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЭКОЛОГИЯ
заливе в начале 19904х гг. Агентство
ЕРА США только что закончило разработку норм качества отводимых
сточных вод, которые касались буровых растворов на водной и нефтяной основе. В процессе внедрения этих важных норм качества с
1992–2000 гг. допустимое использование SBM регулировалось Законом о чистой воде. Новые EPAрекомендации по нормам качества
отводимых сточных вод, которые
были выпущены в 1993 г., санкционировали использование буровых
растворов и допускаемые пределы
их выбросов в окружающую среду. В Мексиканском заливе основные нормативные ограничения
по выбросам буровых растворов в
окружающую среду включают ограничения для несвязанных углеводородов, токсичности и в случае
присутствия в них баритов, ограничения тяжелых металлов. Допускаемые пределы ограничивают сброс
бурового шлама при использовании
буровых растворов на нефтяной
основе и любых выбросов дизельного топлива. Допускаемые пределы и связанные с ними испытания,
главным образом, предназначены
для мониторинга сбросов бурового
шлама при использовании буровых
растворов на водной основе. При
этом SBM удовлетворяют ограничениям для буровых растворов, допускаемым нормам качества и требуемым испытаниям, которые служат
в качестве барьеров для широкого
использования в отрасли SBM [1].
Промышленности и Министерству энергетики США требуется новый подход. В качестве реакции на
имеющиеся нормативные барьеры
несколько нефтяных и сервисных
компаний попытались вступить в
переговоры с ЕРА в составе групп
компаний4производителей из различных отраслей промышленности.
Как это бывает со многими новыми
технологиями, ЕРА поощряет проведение исследований новых технологий, но не решается приступить к
разработке и формулированию новых нормативных рекомендаций,
чтобы более четко определить приемлемость и одобрить технологию
бурения с буровыми растворами на
синтетической основе.
В 1995 г. Министерство энергетики США (Department of Energy
– DOE) заключило контракт с компанией Argonne National Laboratory
(ANL) на исследование SBM и для
34
оказания помощи в преодолении
нормативных барьеров, мешающих
использованию SBM. В результате
был создан исчерпывающий документ, независимый от интересов
компаний4производителей из различных отраслей, который позволил
DOE запросить EPA решить специфические нормативные проблемы
использования SBM [2]. В качестве
реакции на постоянные усилия промышленности в защиту этой технологии и на запросы DOE, посылаемые в EPA Департамент по чистой
воде принял на себя обязательства
по рассмотрению специфических
нормативных проблем, связанных с
использованием SBM-растворов.
Это важный пример того, как
независимые
исследовательские
организации, такие как ANL, и
университеты могут получить независимую информацию по новой
технологии, ее стоимости и потенциальных выгодах. В качестве реакции на требования ЕРА о предоставлении информации в мае 1997 г.
промышленностью были выделены
ассигнования и сформирована рабочая группа для решения следующих нормативных проблем, связанных с использованием SBM:
• удержание бурового шлама;
• съемка морского дна;
• испытания для проверки токсичности в придонной области;
• аналитические исследования.
Позднее были созданы еще
две группы для исследований с
помощью моделирования и проверки биодеградации. Группы
компаний4производителей из различных отраслей разработали для
нефтяных и сервисных компаний
формат для их совместных действий, с целью оценки новых технологий и конструктивного преодоления барьеров.
Рис. 2. Вибрационные центрифуги и другие сушилки бурового шлама используются на некоторых месторождениях
для уменьшения ретенции и отложений
неводной основы бурового раствора на
выбуренной породе
EPA разрабатывает новые нормативные рекомендации. Фактически EPA пришло к выводу, что
требуются нормы качества для отводимых жидких стоков, которые
должны быть разработаны для SBM.
Вместо традиционного процесса,
использованного при разработке
норм качества отводимых сточных
вод, в предлагаемый к внедрению
новый процесс, известный как процесс разработки предполагаемых
норм качеств (presumptive rulemaking process – PRP), была включена технология обработки жидких
стоков, не включающих воду. EPA
отказывается от проведения исследований и разработки новых методов испытаний, поскольку считает, что промышленность должна
обеспечить сбор нужных данных и
провести соответствующие испытания, удовлетворяющие EPA-нормативным требованиям, для поддержки новой технологии. Точно
также как промышленность должна совершенствовать свой подход
к внедрению новой технологии,
государственные регулирующие
органы также должны совершенствовать свои подходы к оценке и
внедрению новой технологии.
Новый PRP-процесс это пример
исследования новых методов оценки
технологий государственными регулирующими органами. Поскольку
предотвращение загрязнения окружающей среды является одним из
ключевых элементов для успеха этого процесса, промышленность включила в свою оценку новой технологии
нормы качества для не содержащих
воды жидких стоков. Таким образом,
задачи операторов месторождений
и сервисных компаний совпадают, а
промышленность должна использовать надежную научную информацию и параллельно полученные данные для используемых жидкостей.
Нормативные требования включают
КПД оборудования для обработки
жидкостей и контроля твердой фазы.
Последнее оборудование включает
сушилки бурового шлама, предназначенные для уменьшения SBMсбросов на 50 % [3]. На рис. 2 показана сушилка бурового шлама.
Чтобы не обнародовать полное
ограничение SBM-сбросов, EPA
воспользовалась
холистическим
подходом и использовала следующие соображения при своем выборе контролируемых SBM сбросов.
EPA документально подтвердило
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 • май 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЭКОЛОГИЯ
[3], что переход на нулевые SBMсбросы в итоге приведет к следующим результатам:
• более 35 млн фунт (1 фунт
= 0,453 кг) бурового шлама
придется доставлять на берег
для утилизации;
• более 166 млн фунт бурового
шлама придется закачивать в
скважины;
• увеличится расход топлива;
• увеличатся выбросы в атмосферу загрязняющих веществ
(на 5602 т);
• при использовании бурового
раствора на водной основе
будет более 51 млн фунт
сбросов бурового шлама;
• время захоронения бурового
шлама при использовании
буровых растворов на нефтяной основе будет больше
по сравнению с временем
захоронения
контролируемых сбросов SBM-бурового
шлама.
Новые нормативные требования будут продвигать SBM-технологию. Завершение разработки
ограничений по сбросу сточных
вод и требований для получения
разрешений на контролируемый
сброс SBM-бурового шлама открыли дверь для разработки глубоководных проектов в Мексиканском
заливе с использованием SBM-технологии. В случае SBM каждая внедряющая эту технологию ключевая
организация понимает, что польза
от улучшения эксплуатационных и
экологических характеристик может быть получена, только если все
эти организации будут работать
вместе для успешного внедрения
новой технологии. Таким образом,
некоторые из стимулов, которые
должны быть согласованы для внедрения SBM-технологии, включают
следующие факторы:
• сильные экономические и технические стимулы, которые
требуют использования буровых растворов, обеспечивающих высокие рабочие показатели при бурении глубоководных скважин;
• операторы,
исследовательские организации, группы
компаний4производителей
и сервисные компании прикладывают значительные усилия для преодоления барьеров, устанавливаемых нормативными документами;
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2008
Рис. 3. Выполнен значительный объем
исследований в лабораторных теплицах
для оценки влияния увлажненного грунта
из выбуренной породы на время выращивания травы и других растений
• новые стандартные процессы
оценки технологий используются для ускорения разработки соответствующих нормативных документов;
• при использовании вновь разработанных нормативных документов и полученных разрешений на сбросы использование SBM-технологии будет способствовать эффективной и экономичной разработке
глубоководных нефтяных и
газовых месторождений в
Мексиканском заливе.
ПРЕПЯТСТВИЯ
ДЛЯ ПОВТОРНОГО
ИСПОЛЬЗОВАНИЯ БУРОВЫХ
РАСТВОРОВ И ВЫБУРЕННОЙ
ПОРОДЫ В КАЧЕСТВЕ
УВЛАЖНЯЕМОГО ГРУНТА
В тех же самых временных
рамках, в которых проводилось
успешное внедрение и последующее одобрение и принятие SBMтехнологии, реализовалась другая
программа использования буровых
растворов и разработки соответствующего механического оборудования для получения субстрата из
бурового раствора и выбуренной
породы, используемой в качестве
увлажняемого грунта.
На основе конструкции системы
для буровых растворов, содержащих
инертные, либо полезные ингредиенты, которые удовлетворяют требованиям бурения, была разработана
новая циркуляционная система. К
другим важным критериям относится необходимость разработки сис-
темы осушки и смешения, которая
может использовать остаточный буровой раствор и выбуренную породу
и генерировать из них однородный
продукт. Еще один критерий связан
с необходимостью гарантии качества и контроля качества (quality control and quality assurance – QC/QA)
системы, для гарантии качества конечного продукта.
Нормативные барьеры. Как и
с SBM, ряд нормативных барьеров
препятствует добавлению побочных продуктов бурения в увлажняемый грунт, используемый для выращивания растений. Технические и
экономические барьеры также благоприятствуют обезвреживанию
отходов и их повторному использованию и касаются длительной
экологической
ответственности.
Однако стимулы для внедрения новых технологий включают переход
от сброса и захоронения отходов
к необходимости улучшения экологии окружающей среды, а также необходимости использования
различных вариантов управления
сбросами, в которых отсутствует
инфраструктура захоронения. На
рис. 3 показан пример перехода к
тепличной технологии.
В течение первого этапа работ
нефтяная компания использовала
Закон о чистой воде 404 (дноуглубительные работы и строительство
земляных насыпей и плотин) для
получения разрешений в Инженерных войсках армии США (US Corps
of Engineers – USCOE) для засыпки
выемок, образовавшихся при оползнях грунта из4за предыдущего бурения, и за счет этого создала новые
участки сильно увлажняемой земли.
В соответствии с законом 404 различные агентства имеют возможность комментировать используемый процесс. В 1995 г. Департамент
по качеству окружающей среды шт.
Луизиана информировал нефтяные
компании о запрете сброса выбуренной породы в районах с сильно
увлажненной землей, за исключением оговоренного EPA региона 6.
В 1996 г. Департамент рыболовства
и дикой природы США также представил на рассмотрение комментарий, в котором специально рассматривались вопросы размещения
выбуренной породы на заболоченных землях, если разрешение на их
сброс не требует проведения анализа на наличие металлов во взвешенных твердых частицах и выбуренной
35
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЭКОЛОГИЯ
породе. В 1996 г. USCOE попросили
EPA региона 6 согласовать решение, что разрабатываемый проект
подпадает под юрисдикцию NPDES
(Национальной системы по ликвидации загрязняющих стоков) программы. ЕРА согласовала и указала,
что проект удовлетворяет полученному разрешению LAG330000, запрещающему сбросы выбуренной
породы в районы с сильно увлажненной землей. С определением, что
и юрисдикция проекта принадлежит ЕРА, USCOE отозвали проект.
В 1997 г. нефтяная компания, поддерживающая проект, объединилась с
другим оператором и ее служащие,
которые возглавляли проект сброса выбуренной породы в районы с
сильно увлажненной землей, ушли в
другую компанию. Новая нефтяная
компания показала, что она мало заинтересована в продолжении этого
проекта [5].
Попытки DOE возродить усилия. В 1997 г. DOE попросило лабораторию ANL, чтобы она включила
в план своих работ и рассмотрела
возможности преодоления установленных ранее нормативных барьеров. EPA указало, что единственный
нормативный механизм, который
может быть использован, это Проект XL, который характеризуется
следующими критериями:
• экологические результаты;
• экономия издержек;
• поддержка акционеров;
• предотвращение загрязнения
комплексной информации об
инновациях;
• переносимость;
• осуществимость;
• подготовка
отчетов
по
мониторингу и оценка;
• сдвиг породы, связанный с
риском.
Большинство важных комментариев EPA относятся к тому, что
Проект XL должен иметь официального спонсора, который возьмет
на себя ответственность и обязательства.
Ни один из членов команды не верит, что они способны взять на себя
ответственность. В течение 1996 г.
ANL опросила несколько нефтяных
и газовых операторов, заинтересованы ли они в этом проекте, но ни
один из них не решил взять на себя
роль спонсора. В 1999 г. DOE, которое обеспечивает большую часть
ассигнований для этого проекта,
решила, что она не считает для себя
36
полезным продолжение проекта без
надежды на то, что найдет спонсора
проекта. EPA посоветовало отозвать
предложение и аннулировать проект.
Усилия будут напрасными при
сопротивлении и отсутствии заинтересованности. Результаты анализа проекта и сделанные выводы
показывают, что благоприятная возможность внедрения новой технологии касается как проблем управления отходами, образующимися
при бурении, так и новых методов
рекультивации и восстановления
районов с сильно увлажненными
землями. Рыночные потребности
в новых процессах минимальные
из4за существующей инфраструктуры удаления и обезвреживания
отходов. Начальные нормативные
барьеры препятствуют применению
процесса. Попытки устранить нормативные барьеры и решить проблемы с ответственностью не были
успешными. Первоначальные усилия, преследующие получение пользы от повторного использования
отходов, встретили сопротивление,
а ко времени принятия соответствующего решения регулирующих
органов больше никто не проявил
интереса к использованию такой
возможности. Как это происходит
и со многими другими полезными
возможностями повторного использования отходов, часто обязательства и ответственность затмевают
потенциальные выгоды.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
При сравнении двух технологий
можно видеть, что в них используются обоснованные технические
решения для борьбы с загрязнением окружающей среды, однако
одна может это обеспечить, а другая
нет. Для разработки этих технологий был выполнен большой объем
научно4исследовательских работ,
однако для продвижения этих технологий многие экономические и
нормативные механизмы должны
быть приведены в соответствие с
требуемыми нормативами и в нужное время.
Несмотря на присущие трудности, технологии создания буровых растворов и их обработки
разрабатываются. Продолжающиеся научно4исследовательские работы позволят усовершенствовать и довести до конца реализацию этих технологий, систем
контроля и управления отходами
и получить более точные экологические данные. Продолжающиеся
научно4исследовательские работы
позволят устранить нормативные,
экономические и технические барьеры и обеспечить продвижение
новых технологий
Перевел В. Клепинин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Candler, J. E., Rushing J. H., and A. J. J. Leuterman, «syntheticbased mud systems offer environmental benefits over traditional mud systems»,
SPE 25993 presented at SPE/EPA Exploration and
Production Environmental Conference, San Antonio, Texas, March 7–10, 1993.
2. Burke C. J. and J. A. Veil, «potential environmental benefits from regulatory consideration of
syntehtic drilling fluids ANL/EAD/ TM-43», prepared for the US Department of Energy Office of
Policy, Contract No. W-31-109-Eng-38, Feb. 1995.
3. Friedman, J. E., Candler, J. E. and S. P. Rabke,
«new testing protocols and regulatory guidelines
to promote further development of syntheticbased fluid technology», SPE 71435 presented at
SPE Annual Technical Conference, New Orleans,
Louisiana, Sept. 30–Oct. 3, 2001.
4. «effluent limitations guidelines and new source
performance standards for the oil and gas extraction point source category», Federal Register, 66,
No.14, 2001, pp. 6868.
5. Veil, J. A. and E. I. L. Hocking, «innovative approach for restoring coastal wetlands using treated
drill cuttings», presented at the 6th International
Petroleum Environmental Conference, Houston,
Texas, Nov. 16–18, 1999.
John Candler (Дж. Кендлер),
менеджер экологического
подразделения
компании
M-I-SWACO. М4р Кендлер
отвечает за соответствие
глобальных проектов компании M-I-SWACO экологическим параметрам и работает с клиентами, группами
компаний4производителей
оборудования и регулирующими органами и
обеспечивает поддержку их текущий деятельности по защите окружающей среды. С 1987 г.
м4р Кендлер активно занимается исследованиями и внедрением экологических буровых растворов и процессов обработки бурового шлама.
М4р Кендлер получил степень бакалавра в области гражданского строительства в университете шт. Луизиана и является аттестованным
профессиональным инженером шт. Техас
Д*р ArthurJ. J. Leuterman
(А. Льютерман), директор
отдела
производственной
гигиены, охраны труда и
охраны окружающей среды
в компании M-I-SWACO.
Д4р Льютерман координирует работы в этих областях на
глобальной основе. Д4р Льютерман часто выступает на
международных конференциях по проблемам
управления, токсичности, страхам и влияниям
их на людей и по проблемам отходов. Он автор
и соавтор 18 технических статей, опубликованных в прошедшем десятилетии по этим и
другим связанным с ними темам. Он активно
работает во многих ассоциациях таких, как
NOIA, API, PESA (Ассоциация поставщиков
нефтяного оборудования) и др. Он получил
степень бакалавра в Маршальском университете и степень д4ра в Техасском университете
администрировании и менеджмента.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 • май 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ПОДВОДНАЯ ДОБЫЧА
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПОДВОДНЫХ
СИСТЕМ ДОБЫЧИ
D. Cohen, научный редактор WO, H. Fisher, редактор WO
Прошедший год стал самым значительным c точки зрения подводной добычи. На дне моря установлены многочисленные системы подпора и сепарации и на подходе еще несколько
Много лет технология подводной
добычи оставляла желать лучшего.
Технические проблемы были связаны с разработкой эксплуатационного оборудования для сложных
глубоководных условий и конструированием установок, практически
не требующих технического обслуживания. Кроме того, высокая стоимость строительства и монтажа
подводных систем и трудность их
размещения на уже имеющейся на
дне моря инфраструктуре, делала
невозможным их применение в существующих проектах.
Однако все более расширяющееся освоение ресурсов в глубоких водах, рост добычи воды из
уже введенных в разработку месторождений и высокая стоимость
надводных установок в сочетании
с последними техническими достижениями делают подводную
добычу перспективным вариантом
для многих нефтяных компаний.
И, действительно, 2007 г. стал пока
самым значительным годом с точки рения развития этого направления добычи, и многочисленные
подводные системы – не только
отдельные перекачивающие или
сепарационные установки, но и
комплексные модульные системы
добычи – вводятся в эксплуатацию
на морском дне.
НАСОСЫ ДЛЯ ПЕРЕКАЧКИ
МНОГОФАЗНОЙ ПРОДУКЦИИ
Одной из первых технологий,
размещенных на дне моря, стала
технология перекачки многофазной продукции (multiphase pumping – MPP). Насосы MPP, используемые автономно, решают все
проблемы подводной технологии,
просто перемещая всю продукцию скважины на поверхность, где
ее дешевле и проще подготовить.
Поэтому основным назначением
насоса МРР является повышение
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2008
Рис. 1. В конце 2007 г. на месторождении
Кинг установили два сдвоенных винтовых
насоса компании Aker Kvaerner для перекачки многофазной продукции. Насосы
будут отправлять продукцию скважин на
расположенную в 18 милях эксплуатационную платформу Марлин, которую можно видеть в верхнем правом углу.
Фото предоставлено Aker Kvaerner
давления для преодоления отделяющего от поверхности расстояния
и доставка продукции скважины на
поверхность даже при небольшом
давлении на устье.
Однако перекачка смеси скважинных флюидов может приводить
к возникновению ряда проблем
в протяженных водоотделяющих
колоннах, включая рост твердых
отложений на стенках, коррозию,
отложение гидратов и парафинов.
Это особенно касается случаев,
когда в продукции скважин присутствует вода; поэтому подводные
насосы МРР, скорее всего, будут
применяться для малообводненных
скважин или совместно с установками для отделения воды от нефти.
Установка MultiBooster. После
успешного размещения на месторождении Лайелл у берегов Великобритании подводная подпорная
установка MultiBooster компании
Aker Kvaerner в настоящее время
применяется и в глубоководной
части Мексиканского залива. Два
насоса, размещенные на глубине
5500 фут (1 фут = 0,3048 м), что на
сегодня является рекордной глубиной для насосов МРР, вступили в
строй в декабре 2007 г. на месторождении Кинг (оператор<компания
ВР). Эти насосы также установили
рекорд по удаленности местоположения, находясь на расстоянии
18 миль (1 миля = 1,609 км) от эксплуатационной платформы Марлин
(рис. 1). Компания ВР рассчитывает, что использование подпорной
установки увеличит добычу из месторождения на 20 % и продлит срок
его разработки на пять лет.
В каждой установке используется сдвоенный винтовой насос
Borneman
производительностью
68 тыс. брл/сут и номинальным давлением 5000 фунт/дюйм2. Установка рассчитана на перекачку продукции с большим газосодержанием.
Опытную установку разместили
в январе 2006 г. на глубине около
500 фут на месторождении Лайелл
для компании CNR International.
Погружные
электронасосы
Baker Hughes. Летом 2007 г. компания Baker Hughes Centrilift
разместила семь подводных погружных электронасосов для перекачки многофазной продукции
на месторождениях Эспадарте и
Голфинью
(оператор<компания
Petrobras) у берегов Бразилии на
глубине соответственно 4600 и
4800 фут. Предполагается, что насосы на месторождении Эспадарте будут перекачивать в среднем
19 тыс. брл/сут на скважину, а
на месторождении Голфинью –
28 тыс. брл/сут на скважину.
Компания также установит две
вертикальных подпорных станции
с такими насосами в рамках первой
очереди планируемого компанией Shell проекта подводной добычи
ВС<10 у берегов Бразилии. Кроме
37
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ПОДВОДНАЯ ДОБЫЧА
того, компания поставит еще четыре
подпорные станции с насосами, не
предназначенными для многофазной
перекачки, но способными работать
(для совместной работы с сепараторами) при небольшом газосодержании (компании FMC Technologies)
для отделения газа от жидкости. Данный проект станет первым, который
с самого начала разрабатывался для
подводной добычи.
Кроме того, пять подводных погружных электронасосов, не предназначенных для многофазной
продукции, вместе с сепараторами
FMC Technologies будут задействованы на месторождении Пердидо
(оператор<компания Shell) в Мексиканском заливе. Предполагается,
что первая нефть из обоих проектов
будет получена ориентировочно в
2010 г. В июле 2007 г. еще одна установка начала перекачку продукции
на плавучее нефтехранилище компании Petrobras на месторождении
Жубарте у берегов Бразилии. Установленная на глубине 4600 фут, она
перекачивает 22 тыс. брл/сут, а в
предстоящие месяцы планируется
разместить еще восемь установок.
Горизонтальные
погружные
электронасосы. Компания FMC
Technologies получила контракт
на поставку компании Petrobras
глубоководных установок для месторождений Каскад и Чинук в глубоководной части Мексиканского
залива. Начиная с четвертого квартала 2008 г., компания поставит два
подводных горизонтальных погружных электронасоса (что является новинкой для Мексиканского
залива), четыре комплекта горизонтальной подводной фонтанной
арматуры, три манифольда и системы управления. Насосы будут работать на глубине около 8500 фут.
Установка Camforce Boosting.
Совместное предприятие компаний Cameron, Curtiss-Wright EMD
и Leistritz разработало подводную
установку для перекачки многофазной продукции. Она является
усовершенствованным
вариантом сдвоенного винтового насоса
SBMS<500, первоначально разработанного последними двумя компаниями и компанией Petrobras.
Новый насос имеет увеличенную расчетную глубину эксплуатации (6560 фут) и давление в закрытой скважине (5000 фунт/дюйм2)
по сравнению с насосом SBMS<500
38
Рис. 2. Компания Petrobras столкнулась с определенными трудностями на пути к размещению насоса
SBMSE500, но насос модифицировали
и планируют установить на месторождении Марлим в середине 2008 г.
Фото предоставлено Petrobras
(с глубиной эксплуатации 3280 фут
и давлением в закрытой скважине1740 фунт/дюйм2). При этом максимальный перепад давления увеличился с 960 до 1450 фунт/дюйм2,
а размеры и вес уменьшились.
Компания Cameron обсуждает
вопрос об установке насоса с несколькими компаниями, но заявляет,
что те, по<видимому, выжидают, чтобы посмотреть, как работают другие
установки. Компания видит свой подпорный насос в составе комплексной
подводной системы подготовки, в которую входят созданный совместно
с Curtiss-Wright EMD сепаратор для
отделения газа от жидкости производительностью 30 тыс. брл/сут (проектная глубина размещения 10 тыс.
фут, давление в закрытой скважине 10 тыс. фунт/дюйм2), устройство
MARS (речь о котором пойдет ниже)
и установки для замера многофазной
продукции, сжатия газа, удаления
песка и закачки воды.
Насос SBMS-500. Насос для перекачки многофазной продукции
компании Petrobras первоначально
планировали ввести в эксплуатацию
на месторождении Марлим в ноябре
2005 г., но при монтаже он получил
повреждения и проект отложили,
пока насос проходил конструкторскую доработку. Модифицированный
насос способен работать на глубине
3280 фут и рассчитан на давление
в закрытой скважине 3000 фунт/
дюйм2. Окончательное его подключение и испытание завершится в марте
2008 г., а пробный монтаж намечено
провести, как только будет готово
очередное монтажное судно (рис. 2).
Насос рассчитан на эксплуатацию в
течение двух лет без технического
обслуживания.
Для установки насоса на месторождении Марлим имеются две
подходящие скважины, продукция
которых поступает на платформу
Р<20, расположенную в водах глубиной 2100 фут. Электроэнергия
для питания насоса мощностью
1,3 МВт будет вырабатываться на
платформе и подаваться по кабелю. Насос будет иметь электрогидравлическое управление, а данные
контроля передаваться по электрическим и оптическим линиям.
Предполагается, что применение
насоса увеличит добычу жидкости
из скважины на 60 %.
ПОДВОДНАЯ СЕПАРАЦИЯ
Подводная сепарация считается
не только дорогой, но и очень рискованной технологией, что является
причиной ее медленного внедрения
по сравнению с технологией подводного подпора. Данная технология считается рискованной, так как
сепараторы обычно требуют регулярной очистки и регулирования, а
подводное оборудование по определению должно работать годами без
технического обслуживания.
Однако отделение воды на морском дне может принести ощутимые
выгоды, в том числе увеличение
сроков эксплуатации, снижение
вероятности возникновения проблем в водоотделяющих колоннах и
уменьшение размеров дорогого стационарного палубного оборудования для подготовки продукции. Эти
факторы способствовали увеличению в последнее время числа установок подводной сепарации, часто
размещаемых вместе с подпорными
насосами и другими модулями.
Месторождение Тролль. Сепарационной установкой с самым
длительным на сегодня сроком
эксплуатации является установка
подводной сепарации и закачки
SUBSIS, разработанная компанией АВВ для месторождения Тролль
(оператор<компания Norsk Hydro).
Модуль весом 400 т и размерами
56х56х20 фут эксплуатируется на
глубине 1100 фут с 2000 г. Он представляет собой простой гравитационный сепаратор для отделения
воды от нефти с установкой для обратной закачки воды.
Нефть поступает на платформу
Тролль С. В первый год установки
модуль пропускал в среднем 20 тыс.
брл/сут воды и нефти. Не занимая
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 • май 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ПОДВОДНАЯ ДОБЫЧА
Выход жидкости
Верхняя часть сепаратора
(камера расширения газа)
Выход газа
Вход
продукции
Напорная
камера
(наружная
колонна)
Спиральная
секция
(промежуточная
колонна)
236 фут
Рис. 4. Фрагмент подводного объекта
для компании StatoilHydro на месторождении Тордис, показывающий элементы подводной станции сепарации,
подпора и закачки.
Предоставлен FMC Technologies
Кольцевое
пространство,
заполненное
газом
Труба
для отвода
жидкости
(внутренняя
колонна)
3 фут
Погружной
электронасос
(внутренняя колонна)
Сепарированный газ
Сепарированная жидкость
Многофазный поток
Рис. 3. Вертикальная установка сепарации и перекачки (VASPS) компании
Petrobras пропускает продукцию скважины через расположенный по спирали
канал с целью отделения газа от жидкости. Затем погружной электронасос
откачивает жидкость на производственный объект
места на платформе, он обеспечил
дополнительную добычу 2,5 млн
брл нефти.
Установка VASPS. Еще одной
действующей подводной установкой
является вертикальная установка
сепарации и перекачки (vertical annular separation and pumping system
– VASPS), разработанная компанией Petrobras. Опытный образец установки, разработанной при совместном участии компаний Petrobras,
ExxonMobil и AGIP, разместили на
глубине 1150 фут на месторождении
Маримба у берегов Бразилии в июле
2001 г. В сепарационную установку поступает продукция скважины
MA-1-RJS, находящейся на расстоянии 1800 фут, а затем продукция отправляется на платформу Р<8, находящейся на расстоянии 3400 фут.
Установка VASPS отделяет газ
от жидкости, пропуская продукцию
скважины через расположенный по
спирали канал, и затем обеспечивает
поступление газа на платформу под
собственным давлением, а погружной электронасос поднимает жидкость (рис. 3). Всего через четыре
месяца эксплуатации неполадки в
насосе вынудили компанию направить продукцию скважины в обход
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2008
установки, но успешно проведенная
в январе 2004 г. операция по замене
насоса вернула установку в эксплуатацию и с тех пор она работает удовлетворительно. Дебит скважины
увеличился с 4700 до 6300 брл/сут и
компания Petrobras прекратила закачку в пласт 3,5 млн фут3/сут газа.
В рамках реализуемой компанией программы PROCAP 3000 по увеличению глубоководной добычи в
басс. Кампос проводится доработка конструкции установки с целью
обеспечения возможности отделения воды от нефти. Скорее всего,
установка VASPS будет задействована в северной части бассейна,
что позволит свернуть плавучую
установку и направить продукцию
на уже имеющийся удаленный объект. Это также позволит подключить к установке еще два небольших месторождения.
КОМПЛЕКСНАЯ СИСТЕМА
ПОДВОДНОЙ ДОБЫЧИ
На сегодняшний день самой
сложной смонтированной системой
подводной добычи является проект
повышения нефтеотдачи на месторождении Тордис, разработанный
компаниями FMC Technologies и
StatoilHydro. Подводная система,
которая в ближайшее время должна
заработать на глубине 650 фут, предназначена для отделения газа от жидкости и воды от нефти, отделения
песка, обратной закачки воды и повышения давления для подачи многофазной продукции на платформу
Гуллфакс С, расположенную на расстоянии 7 миль (1 миля = 1,609 км).
Побудительной причиной для
разработки этого проекта стала уве-
личивающаяся обводненность продукции месторождения Тордис, из
которого поступает слишком много воды, с тем, чтобы сепарация на
платформе была экономически выгодной. Переместив вышеуказанные технологические операции на
морское дно и снизив давление на
устье скважин, компания Statoil рассчитывает повысить нефтеотдачу с
49 до 55 %, продлив срок разработки
месторождения еще на 15<17 лет и
получив дополнительно 35 млн брл
нефти. Наряду с возрастающей обводненностью серьезной проблемой
стало поступление в скважины большого количества песка.
Проект
охватывает
пять
скважин<спутников и донную эксплуатационную плиту с четырьмя
вырезами, связанную с манифольдом, от которой на платформу Гуллфакс С тянутся два 10<дюймовых
трубопровода. Около манифольда
расположена комплексная подводная станция сепарации, подпора и
закачки (рис. 4), размещенная внутри общего каркаса с возможностью
извлечения отдельных модулей.
Продукция скважин поступает во входной циклон, откуда газ
направляется в обводную трубу,
а вода, нефть и песок поступают в
гравитационный горизонтальный
сепаратор (рис. 5). Отсепарированная нефть, возможно содержащая
некоторое количество воды, вновь
соединяется с потоком газа и направляется в аксиально<винтовой
насос МРР мощностью 2,3 МВт и
выталкивается в трубопроводы.
Песок и воду периодически удаляют из сепаратора один<два раза
в неделю и отправляют в простой
пескоотделитель
гравитационного типа. Затем воду отправляют в
расположенный над манифольдом
центробежный насос мощностью
2,3 МВт для закачки в пласт утсира
через скважину для поглощения
промысловых вод. Песок из пескоотделителя поступает в напорную
линию насоса и далее в поглощающую скважину. Система пескоотделения спроектирована таким образом, что в насосы поступает только
небольшая часть песка, что продлевает межремонтный срок службы.
Оба насоса разработаны и изготовлены компанией Framo Engineering.
Электропитание станции осуществляется при помощи силового шлангокабеля, а контроллеры и
39
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ПОДВОДНАЯ ДОБЫЧА
Рис. 5. Сепаратор помещают внутрь защитного каркаса подводной станции для установки на месторождении Тордис.
Фото предоставлено FMC Technologies
приводы, которые регулируют частоту вращения насосов, находятся
на платформе. Для обеспечения устойчивых режимов скважин давление в сепараторе поддерживается
регулированием частоты вращения
насоса МРР, а уровень поверхности раздела вода<нефть поддерживается регулированием частоты
вращения насоса для закачки воды.
Уровень жидкости в сепараторе автоматически регулируется с помощью переливного отверстия.
СЖАТИЕ ГАЗА
НА МОРСКОМ ДНЕ
Сжатие газа на морском дне дает
возможность сделать рентабельной
разработку мелководных газовых
месторождений за счет повышения
давления на входе в трубопроводы
без капитальных затрат на платформы и расходов на их эксплуатацию.
Такой вариант рассматривается для
гигантского газового месторождения Ормен Лэнж, расположенного примерно в 75 милях от берегов
Норвегии в водах глубиной 2800−
3600 фут. Подача газа с этого месторождения на береговые газоперерабатывающие мощности в Нюхамна (Норвегия) началась в сентябре
2007 г. Оттуда газ поступит в Великобританию по самому длинному в
мире трубопроводу Лангелед протяженностью 750 миль. Ожидается, что
при выходе на расчетный уровень
добычи проект покроет 20 % потребностей Великобритании в газе.
40
Для поддержания добычи на постоянном уровне и продления периода рентабельной эксплуатации месторождения (оператор<компания
Hydro) потребуется сжимать газ в
море. Если этого не делать, то добыча газа, как предполагают, быстро
снизится к 2015 г. и совсем прекратится к 2029 г.; сжатие газа продлило бы добычу до 2035 г.
Рассматриваются два варианта:
сжатие газа на платформе и использование подводной компрессорной
станции, разработанной компанией Aker Kvaerner и оснащенной
установкой компрессор<двигатель
компании GE Oil & Gas. Подводная
компрессорная установка BLUEC представляет собой вертикальный центробежный компрессор,
приводимый в действие газонаполненным
электродвигателем
Converteam мощностью 12,5 МВт
(рис. 6).
Комплектно<блочная подводная
система будет состоять из четырех
одинаковых технологических линий, в каждую их которых входят:
• вертикальный
сепаратор
компании Aker Kvaerner для
отделения воды и твердых
частиц и газа;
• компрессорная
установка
BLUE-C;
• подводный насос мощностью
400 кВт компании Aker Kvaerner;
• приводы
компании
Converteam с регулируемой часто-
Рис. 6. Вертикальный центробежный
компрессор BLUE-C с приводом от
электродвигателя.
Фото предоставлено GE Oil & Gas
той вращения для компрессора
и насоса;
• блок подвода электроэнергии
и блок выключателей компании Converteam.
На каждую из четырех линий будет приходится четверть общей добычи месторождения. Если выберут
этот вариант, систему разместят в
море на глубине 2800 фут; она займет площадь размером 230х175 фут,
высота составит 85 фут. Во всех элементах системы используются подшипники на магнитной подушке, не
требующие смазки.
Электроснабжение и управление
компрессорной установкой будет
осуществляться по высоковольтным
кабелям с берега, находящегося в
75 милях. Недопущение больших
электрических потерь на таком расстоянии станет одной из самых серьезных конструкторских задач.
Комплексная установка, вероятно, появится к 2009 г., после чего
пройдет двухгодичные испытания
на выносливость с полной нагрузкой. Компания Hydro примет окончательное решение о варианте сжатия газа в море к 2011 г., а решение
об установке – к 2015 г.
УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ
ПОДВОДНОЙ СИСТЕМЫ
Одной из проблем при встраивании подводного эксплуатационного
оборудования в уже имеющуюся
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 • май 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ПОДВОДНАЯ ДОБЫЧА
на месторождении инфраструктуру является традиционно высокий
риск и высокая стоимость монтажа,
который может потребовать прекращения добычи из месторождения,
установки фундамента под новое
оборудование, вывод и повторный
ввод в эксплуатацию трубопровода
и проведения опасных водолазных
работ. Универсальное устройство
MARS (multiple application reinjection system), разработанное компанией DES Operations Ltd., которой
теперь владеет компания Cameron,
решает эти проблемы, выполняя
функции универсального узла сопряжения (или «USB<порта», как
говорится в рекламных материалах
компании) для подводной или палубной фонтанной арматуры.
MARS позволяет включать любое эксплуатационное оборудование между разобщающими задвижками фонтанной арматуры
и избегать дорогостоящих и опасных перебоев в работе промыслового хозяйства. В верхнюю часть
фонтанной арматуры или корпуса
штуцера вводится коаксиальная
втулка, позволяющая направить
продукцию скважины во внешнюю
обводную линию для проведения
таких производственных операций,
как повышение давления, проведение замеров, отделение воды или
ввод химических реагентов. Затем
поток возвращается в фонтанную
арматуру и вновь поступает в имеющуюся инфраструктуру.
Впервые в промысловых условиях MARS использовали на месторождении Кинг (оператор<компания
ВР), где два устройства задействовали при монтаже насосов МРР компании Aker Kvaerner. Компания Shell
также задействует устройства на
подводных скважинах месторождения Биттерн в Северном море. Два
устройства MARS установят на уже
действующей подводной фонтанной арматуре, а третье устройство
смонтируют на новой арматуре на
берегу перед отправкой на месторождение.
ПОЛНОСТЬЮ
ЭЛЕКТРИФИЦИРОВАННАЯ
СИСТЕМА ДОБЫЧА
Еще
одной
инновационной
разработкой компании Cameron
является полностью электрифицированная подводная система
добычи CameronDC (рис. 7). В рам-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2008
Рис. 7. Полностью электрифицированная
подводная система добычи CameronDC
имеет увеличенный на 2,5 % коэффициент рабочей готовности по сравнению с
традиционными электрогидравлическими системами, повышенную экологическую безопасность и пониженные
затраты на шлангокабели.
Фото предоставлено Cameron
ках соглашения о техническом
сотрудничестве, подписанного в
январе 2007 г. компаниями Total и
Cameron, компания Total выполнила технико<экономическую оценку
этой системы для подтверждения ее
достоинств по сравнению с электрогидравлическими системами. Основным ее достоинством является
увеличенный на 2,5 % коэффициент
рабочей готовности. Другими достоинствами системы являются:
• отсутствие аккумуляторных
батарей, гидравлики и гидроаккумуляторов;
• электроприводные эксплуатационные задвижки;
• электроприводные задвижки
для перекрытия затрубного
пространства;
• электроприводной подводный
съемный штуцер;
• электроприводные клапаны для
ввода химических реагентов;
• повышенная
экологическая
безопасность (не требуется
подача по шлангокабелю рабочей жидкости, отсутствуют подводные гидроаккумуляторы);
• снижение затрат на шлангокабели, особенно для удаленных объектов.
Кроме того, подводный модуль
управления, модуль регулирования мощности и модуль связи тоже
имеют электропитание.
Впервые систему показали на
Конференции по морским техноло-
гиям в 2004 г. В 2003 г. она прошла
22<дневные эксплуатационные испытания в водах глубиной 50 фут на
объекте компании Cameron в г. Ставангер, а в 2004 г. повторные шестимесячные испытания у платформы
Магнус компании ВР в водах глубиной 600 фут. Конструктивно система выполнена в виде практически
полностью электрифицированной
фонтанной арматуры, в которую
входят приводные задвижки и штуцер (штуцеры). Компания Total E&P
Nederland B.V. задействует систему
в своем многоскважинном проекте K5F в Северном море. Система
управления спроектирована с возможностью подключения до четырех скважин, но в проекте K5F предусмотрено только две скважины.
Компания Total пока планирует пробурить и закончить две скважины
одну за другой. Однако на момент
написания этой статьи смета затрат
еще не была определена, поэтому
каждую систему можно будет установить сразу же после завершения
бурения каждой скважины. Подготовительные работы уже начались
и в соответствии с планом должны
были завершиться к концу первого
квартала 2008 г.
Если отбросить присущую им
специфику, то электрические приводы работают аналогичным образом, что и гидравлические приводы.
При отключении электропитания
они под действием пружины возвращаются в нерабочее состояние.
Обычно для открытия задвижки приводу требуется мощность
500−3000 Вт в зависимости от диаметра, скважинного давления, температуры и других параметров. Для
удержания привода в рабочем положении требуется всего 20−100 Вт.
Регулируемый штуцер приводится в действие электроприводом
или зубчатым механизмом с обычным штурвалом, который можно
повернуть с помощью аппарата
ROV. Для предотвращения проникновения морской воды и повышения надежности было решено
отказаться от указателя положения
штока, который в большинстве традиционных систем показывает положение задвижки «открыто–закрыто», если смотреть со стороны
ROV. Вместо этого положение задвижки фиксируют два цифровых
датчика, которые посылают электрический сигнал на поверхность.
41
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ПОДВОДНАЯ ДОБЫЧА
Гидравлическая
муфта
Объемный
расходомер
Модуль электронного
управления
Электронный
разъем
Вход
Выход
Дросселирующий
клапан
Электронный
двигатель
с редуктором
Рис. 8. Схема, показывающая принципы работы дозировочного клапана для ввода
химических реагентов.
Фото предоставлено компанией Cameron
Поршень заменен электроприводом
с электронным контроллером
Магнитная муфта отделяет привод от ствола скважины
(отсутствуют утечки давления и углеводородов)
Рис. 9. Для открытия и закрытия клапана в новом электроприводном клапане SCSSV
используется магнит, размещенный в скользящем держателе снаружи НКТ.
Схема предоставлена Cameron
Дозировочный клапан для ввода химических реагентов. Дополнительным устройством к системе
добычи с электрическим (или электрогидравлическим) управлением
является новый дозировочный клапан компании Cameron для ввода
химических реагентов, который,
по мнению компании, решает проблему обеспечения более точного
дозирования реагентов, например
ингибиторов. Этот клапан можно
использовать обособленно или как
дополнение к системе. По существу он представляет собой электроприводной игольчатый клапан с
диском объемного типа, который
поворачивается всякий раз при
вводе очередной порции жидкости.
При каждом повороте диска на поверхность посылается электрический импульс, что позволяет точно
дозировать объем введенного ре-
42
агента с точностью до 2 %. Клапан
извлекается с помощью аппарата
ROV. Клапан может регулировать
расход, начиная с 0,2 л/ч. Имеются варианты клапанов для больших
и малых расходов. Компания Total
заказала один клапан для своего
проекта Кессог в центральной части Северного моря.
Клапан SCSSV. Компания Halliburton разработала новый тип управляемого с поверхности скважинного предохранительного клапана
(surface-controlled subsurface safety
– SCSSV), который входит в комплект системы CameronDC, хотя и не
будет установлен в K5F. Идея заключалась в том, что поскольку компания
Cameron отказывается от гидравлики, то почему бы не включить в состав системы электрический клапан
SCSSV. Предохранительный клапан
не только имеет электропривод, но
в нем к тому же отсутствует механическое соединение с самим клапаном. Зато имеется постоянный
магнит в скользящем держателе,
установленным снаружи НКТ и не
контактирующий со скважинными
флюидами. Магнит, приводимый в
движение небольшим электрическим мотором, обеспечивает открытие и закрытие клапана (рис. 9).
Такая конструкция позволяет устранить источник механических поломок и предотвратить возможные
утечки давления в затрубное пространство и линию управления.
Корпус клапана выполнен из
цветного сплава с большим содержанием никеля для устранения
влияния на движущийся магнит.
Клапан рассчитан на давление
10 тыс. фунт/дюйм2 и температуру
257 °F и будет выпускаться для НКТ
диаметром до 5 1/2″. Расчетная
мощность для открытия клапана
составляет 25–30 Вт, а мощность
для удержания в открытом состоянии составляет 10 Вт. В течение
почти всего 2008 г. клапан будет
проходить доводку и испытание, а
промысловые испытания намечены на конец года.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Хотя для того чтобы сделать
системы подводной добычи основной
технологией
необходимо преодолеть еще немало
технико<экономических
трудностей, прошлый год ознаменовался
беспрецедентным ростом числа
насосов, сепараторов и прочего
оборудования, установленного на
морском дне. Внедрение устройства MARS позволяет существенно
снизить риск и стоимость встраивания такого оборудования в уже
имеющиеся или намечаемые схемы разработки глубоководных
месторождений. Проекты, реализуемые на месторождениях Кинг
(оператор<компания ВР) и Тордис
(оператор<компания Statoil), открывают перспективу перемещения
всей эксплуатационной платформы на морское дно. В течение следующего года компании, ведущие
работы в море, будут внимательно
наблюдать за этими проектами с
целью более четкого определения
своих собственных перспектив в
глубоководной добыче.
Перевел С. Сорокин
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 • май 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН
ЭФФЕКТИВНОЕ ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН
С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ГИБКИХ ТРУБ
S. Trummer, D. Silva, V. Cano, M. Guzman, Schlumberger; N. Siqueira, C. Peixoto, V. Nazareth, Petrobras
При разработке месторождения Пампу у берегов Бразилии компания Schlumberger использовала
гибкие трубы при перфорировании, оценке качества цементирования, интенсификации притока и
других операциях
Месторождение Пампу, разрабатываемое со стационарной платформы, стало одним из первых морских
месторождений Бразилии. Вступление месторождения
в более позднюю стадию разработки и, как следствие,
снижение добычи нефти потребовало от компанииоператора искать новый подход к заканчиванию скважин. Основная залежь макае/киссама является первоочередным объектом разработки, поскольку все еще
содержит значительные запасы нефти. Здесь отмечена
высокая суммарная добыча и высокий фактический коэффициент отдачи (actually recovery factor – ARF). Разработка этой залежи стала вопросом первостепенной
важности для продолжения разработки месторождения.
Из-за плотной сетки размещения скважин в этом районе возникают определенные технические трудности,
особенно при бурении скважин. Размещение каждой
новой скважины приходится тщательно планировать,
чтобы не допустить пересечения ее ствола со стволами
уже пробуренных скважин и в то же время обеспечить
более равномерное дренирование залежи.
Для определения необходимости ликвидации и/или
замены новыми скважинами была проведена оценка
нескольких истощенных скважин. Выяснилось, что для
замены истощенных скважин имеются ограниченные
возможности. В условиях, когда существует высокий
риск пересечения стволов на небольших глубинах,
число новых скважин, которые можно пробурить, оказалось невелико. Более того, дефицит имеющихся в наличии буровых установок для эксплуатационного бурения и высокий коэффициент использования буровых
вырезов на платформах также осложняют ситуацию. В
конечном итоге, наиболее приемлемым решением признали бурение многозабойных скважин. После проходки зоны возможного пересечения стволов из главного
ствола можно забурить несколько боковых стволов для
увеличения площади дренирования.
При таком варианте разработки строительство многозабойных скважин становится непростой задачей.
Необходимо размещать на участке ответвление скважины с большим отклонением ствола, что усложняет
проведение любых операций. Однако использование
гибких труб в большинстве операций по заканчиванию
скважин оказалось главным фактором успешного выполнения программы строительства многозабойных
скважин. Универсальность гибких труб позволяет значительно сократить время, необходимое для заканчивания скважины и проведения других работ. В статье
рассматриваются вопросы проектирования, планирования и подготовки операций, связанных с использованием гибких труб в этом знаменательном проекте.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2008
В ней обобщены результаты поиска решений и уроки,
полученные при проведении многочисленных рейсов
инструментов в процессе заканчивания скважин, в том
числе при перфорировании, оценке качества цементирования, интенсификации притока с использованием
разобщающих устройств и других.
ВВЕДЕНИЕ
На стадии предварительного проектирования возникло немало проблем, требующих к себе особого внимания.
• Расположение ответвления многозабойной скважины почти в горизонтальном положении связано с использованием гибких труб с комплектом инструментов,
разработанных для спуска на канате.
• Изменения в проекте, связанные с уменьшением
диаметра инструментов для сопряжения с имеющимся
у компании Petrobras 4-дюймовым комплектом стало
проблемой, возникшей в последнюю минуту, причем
размеры многих инструментов изменялись для обеспечения доступа в главный или боковой ствол многозабойной скважины. По этой причине была разработана
система для 5-дюймового ствола.
• Максимальная грузоподъемность крана платформы составляла 18 т. Несомненно, это не позволяло использовать гибкие трубы большего диаметра. Даже
при минимальной длине труб на барабане не представлялось возможным установить барабан в нужном для
проведения работ месте, поскольку буровые вырезы
платформы находились вне пределов максимального
вылета стрелы крана.
• Идея о том, что гибкие трубы будут использоваться в качестве основного средства для спуска в ствол
скважины и проведения там большинства операций,
воспринималась с трудом, поскольку в компании-заказчике лишь часть специалистов считали гибкие трубы
подходящим средством для выполнения таких задач.
• Использование гибких труб для спуска перфораторов большого наружного диаметра связано с возможностью их повреждения ударными волнами, возникающими при взрыве зарядов.
Описание месторождения. Морское месторождение
Пампу расположено в южной части бассейна Кампос в
80 км от побережья в водах глубиной 105 м. Месторождение было открыто в 1977 г. Вначале разведку и добычу
вели с полупогружного бурового основания SS-6, которое позже заменили на стационарную платформу РРМ-1
и две передвижные буровые установки SM-11 и SM-12
для дальнейшей разведки месторождения. К 1986 г. было
пробурено 24 скважины и еще три скважины в 1998–
43
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН
1999 гг. В настоящее время месторождение находится на попытке их применения конкурентами; те результаты
стадии активной разработки. Дренирование залежи не- подорвали репутацию компании Schlumberger и гибких
обходимо оптимизировать, поскольку на платформе не труб. После анализа технических преимуществ и их
осталось вырезов для бурения новых скважин; в пробу- влияния на рабочее время, снижение затрат, вопросы
ренных скважинах постоянно отмечается пересечение безопасности и универсальные функции первой реакстволов. Месторождение отличается особыми услови- цией компании стал отказ от их применения. За этим
ями из-за наличия пластов, сложенных карбонатами и последовала полная корректировка масштабов проекпесчаниками, из которых добывается нефть с разными та. Чтобы доказать состоятельность новой технологии,
свойствами (плотностью 14 и 32 °API) и большим содер- были выполнены многочисленные успешные спуски
жанием сероводорода, что само по себе требует различ- гибких труб для проведения следующих операций:
ных подходов к заканчиванию скважин. Фактическая
• установка и извлечение пробок;
добыча нефти составляет около 30 тыс. брл/сут, все сква• цементометрия (первое применение этой техжины эксплуатируются газлифтным способом.
нологии в Бразилии);
Увеличение добычи в будущем. Если говорить о
• перфорирование;
сложной задаче увеличения добычи в ближайшем буду• интенсификация притока с использованием сдвощем, то залежь макае/киссама (объект проводки многоенного пакера и химических блокираторов (первое
забойной скважины PM-45D, 46D, 47D и 48D) является
применение вязкоупругой блокирующей кислоты
самой значительной из выявленных в районе залежей с
в Бразилии);
запасами нефти в пласте 970 млн брл, общей нефтеотда• спуск и подъем инструментов для проведения
чей 26 %, текущей нефтеотдачей 19 % и возможностью
операций в многозабойных скважинах (первый в
извлечения 70 млн брл нефти.
мире опыт транспортирования на гибких трубах).
После проведенного анализа компания ликвидировала несколько скважин; их заменили скважины, кото- ПРОБЛЕМЫ И ВОПРОСЫ
рые достигли наиболее важных участков дренирования
Рассмотрим далее круг основных вопросов, которые
пласта. Хотя существуют варианты замены истощенных возникли при разработке проекта.
скважин, серьезной проблемой стало пересечение ствоИспытания на площадке. Для проверки некоторых
лов на небольшой глубине в процессе бурения; из-за инструментов, требующих проведения натурных испыэтого уменьшилось число скважин, которые необходимо таний перед фактическим монтажом, была выполнена
пробурить на пласт. В качестве основного решения ком- интенсивная программа испытаний.
пания пробурила многозабойные скважины из того же
Перемещение барабана с гибкими трубами. Основглавного ствола в той зоне, где пересечение стволов ста- ным предметом беспокойства со стороны заказчика стал
ло проблемой. Несколько боковых стволов пробурили на недостаточный вылет стрелы крана, что обычно препятсбольшей глубине, увеличив тем самым площадь дрени- твовало проведению работ с гибкими трубами на платрования.
форме. Большая часть вырезов находилась за пределами
Обзор операций, проводимых на гибких трубах. рабочего вылета стрелы. Несмотря на то, что имелись и
Применение гибких труб продолжает расширяться, не другие способы решения этой проблемы, например, исограничиваясь очисткой скважин и кислотными обра- пользование пневматических подкладок или скользящих
ботками. Это связано со многими факторами, в том чис- салазок, недостаток времени при реализации проекта
ле с достижениями в области разработки материалов и потребовал немедленного решения. Выход состоял в протехнологии изготовления труб, а также растущим инте- ведении испытаний по перемещению барабана с гибкиресом к горизонтальным и (или) значительно искрив- ми трубами. Испытания проводились с полностью заполленным интервалам скважин. Использование гибких ненным барабаном, размещенном на двух металлических
труб объясняется многими причинами. Вот лишь неко- балках, с использованием пневматического подъемника
торые преимущества их применения:
(лебедки) и тензометра для количественного определения
• безопасное и эффективное проведение операций силы, необходимой для перемещения барабана и определения требований к тянущим усилиям, а также нагрузки
в работающих скважинах;
на анкерные крепления балок (рис. 1). Эмпирические
• быстрота развертывания и монтажа;
• возможность вести промывку при спуске и значения коэффициентов трения при касании поверхностей различных материалов были взяты из литератуподъеме инструмента из скважины;
• снижение времени проведения спуско-подъемных ры. Принимая во внимание максимальный вес барабана
(26 т), и исходя из физических закоопераций, а значит и времени
нов, рассчитали касательную силу:
простоя;
F = N х μ,
• возможность
значительного
где:
снижения расходов.
F – касательная сила (приложенная
В стремлении преодолеть трудподъемником);
ности, выявленные на стадии планиN – нормальная сила, равная весу
рования этого проекта в Бразилии,
барабана (угол 90°);
гибкие трубы были представлены в
μ – коэффициент трения между мекачестве универсальной альтернаталлическими поверхностями.
тивной технологии. В начале проекта
Результаты испытания оказались
компания рекомендовала не испольРис. 1. Барабаны с гибкими трубами на
обнадеживающими, что позволило
зовать гибкие трубы в связи с неудовиспытательной площадке
продолжить проект.
летворительными результатами при
44
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 • май 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН
УСТАНОВКА И ИЗВЛЕЧЕНИЕ ИНСТРУМЕНТОВ
Были проведены всесторонние испытания и анализ
инструментов для проведения операций в многозабойной скважине. Цель – выявление особых характеристик или недостатков гибких труб и инструментов
и составление наилучших забойных компоновок для
каждого вида работ.
Для воспроизведения реальной ситуации установки и
извлечения инструментов под углом 90° на площадке установили вводную головку, а инструменты присоединили
к низу съемного устройства. Без помощи направляющего
гусака гибкие трубы вводили непосредственно в приемные цепи. Исходя из геометрии скважины, использовалось несколько разных забойных компоновок, и для каждого вида работ применялась наилучшая компоновка.
Некоторые результаты проведенных испытаний
приведены ниже.
• Определены расходы подъемных инструментов.
• Подобрана каротажная головка под гибкие трубы (coiled tubing logging head – CTLH) и компоновка
(cement bond logging tool – CBLT) цементомера (в составе прибора для регистрации обычных диаграмм, прибора для регистрации фазокорреляционных диаграмм,
прибора для получения ультразвуковых изображений).
• Выявлена необходимость ориентирования инструмента для установки отклонителя: косой срез в верхней
части соединительного узла механически ориентирует
отклонитель. Для обеспечения возможности вращения
необходимо включить в состав компоновки шарнирное
соединение.
• Обнаружено задевание подъемных инструментов
и наклонной части отклонителя.
• При проверке замкового узла инструментов выяснилось, что перед спуском перекрывающей втулки необходимо заменить защелки.
Необходимо также отметить важность проведенных
на площадке испытаний, так как большинство инструментов впервые транспортировалось на гибких трубах
и отсутствовал предыдущий опыт. Все инструменты
изначально разрабатывались для работы на жестком
канате в вертикальных и незначительно искривленных
скважинах, но не для случаев, когда ответвление необходимо устанавливать при углах от 80 до 90°. Помимо
этих были также проведены испытания спускаемого
на канате трактора, чтобы посмотреть, не возникнет ли
трудностей при его прохождении через ответвление.
ВОПРОСЫ БЕЗОПАСНОСТИ
На месторождении Пампу вопросы безопасности
имеют особое значение, что типично для таких проектов. Как уже отмечалось, организационно-технические решения опирались на результаты полного анализа рисков с привлечением нестандартных методик их
выявления. Способы перемещения барабана с гибкими трубами значительно улучшились по сравнению с
теми, что применялись в прошлом. Замена оборудования с ручным приводом на пневматический подъемник
повысила безопасность работ, поскольку дистанционно
управляемое оборудование позволяет оператору находиться на достаточном удалении от натянутых тросов,
стропов и цепей при перемещении барабана.
Безопасность становится проблемой тогда, когда
при проведении таких работ не соблюдаются предус-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2008
мотренные нормы и правила. Как и в любой подъемной
операции, перемещение барабана потребовало к себе
особого внимания, так как были задействованы стропы,
тросы, серьги и прочие подъемные средства. Особое
внимание необходимо уделять проверке строп и характеристикам максимальной грузоподъемности. Кроме
того, пневматический подъемник должен иметь кабель
дистанционного управления достаточной длины, чтобы
оператор мог управлять с безопасного места на достаточном удалении от натянутых тросов и строп.
Бригаду, принимающую участие в таких работах,
необходимо ознакомить со всеми рисками, охватывающими все возможные происшествия и/или несчастные случаи. Еще одним актуальным вопросом
безопасности стало содержание сероводорода на этом
месторождении. В соответствии с прогнозом, его содержание в скважине составляло примерно 1500 млн-1.
Чтобы члены бригады были лучше осведомлены о рисках при проведении работ, были разработаны методики обучения, занятий по ТБ и правила проведения
специальных работ. Кроме того, оператор принимал
активное участие в программе безопасных действий
в случае присутствия H2S. Еженедельно проводилось
обучение правилам поведения персонала в аварийной ситуации, которые охватывали все аспекты плана
действий в присутствии сероводорода. Для выявления
опасных факторов, характерных для каждого вида
работ (например, перфорирование или кислотная обработка) был выполнен полный анализ рисков. Компания уделила особое внимание соблюдению норм Q,
охраны труда, техники безопасности и охраны окружающей среды с учетом принципов «двойного барьера», использования сверхнадежных предохранительных клапанов и мер по снижению коррозии в среде
сероводорода.
СИТУАЦИОННЫЕ ПРИМЕРЫ
Представленные ситуационные примеры включают операции в двух разных скважинах в четырех боковых стволах. Проведение работ в этих скважинах с
разрывом в несколько месяцев позволило выполнить
еще одну серию испытаний на площадке для проверки
и улучшения способов проникновения в боковой ствол
через отклоняющее устройство.
ОПЕРАЦИИ НА ГИБКИХ ТРУБАХ
Для оценки качества сцепления цемента за 7-дюймовым хвостовиком был выполнен каротаж на гибких трубах (coiled tubing logging – CTL). При выборе
способа проведения операции из трех имеющихся для
конкретных условий (значительно искривленный интервал протяженностью 925 м) основными критериями стали: снижение времени проведения операции и
имеющийся в Бразилии опыт. В привязке к экономическим причинам для использования гибких труб находится и технический вопрос, связанный с глубиной
проведения каротажа. Нижний продуктивный интервал находился в 10 м выше забоя скважины, и чтобы
проследить за качеством цементирования на такой
глубине, каротаж выполнили в интервале от 2390 м
(верх хвостовика) до 2932 м (3 м выше забоя). Наличие
прибора для получения ультразвуковых изображений
(ultrasonic imaging tool – USIT) в нижней части забой-
45
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН
ной компоновки было крайне важно для проведения компоновки при использовании переходников кароконтрольного спуска, поскольку прибор ничего не за- тажной головки. Последствия такого воздействия могут
девал во время спуска. Кроме того, у метода каротажа вызвать как повреждения гибких труб, так и преждевна гибких трубах (CTL) возникли проблемы с контро- ременное и непредвиденное отсоединение перфоратолем глубины вблизи забоя. Всю операцию разбили на ров. Хотя амплитуду ударных волн нельзя определить
количественно, она зависит от типа перфораторов, их
два этапа:
• контрольный спуск с локатором муфт (casing col- размеров (диаметра), плотности распределения заряlar locator – CCL) и источникам гамма-излучения, дов, типа, плотности и сжимаемости флюидов в стволе
чтобы убедиться в свободном доступе к забою и скважины, объема ствола ниже перфораторов или расстояния от самой нижней части перфоратора до забоя,
провести корреляцию глубин;
• цементометрия (cement bond – CBL) для оценки симметричности распределения зарядов вдоль перфоратора и т.д. К сожалению, большинство этих параметкачества сцепления цемента за хвостовиком.
При первом спуске цементомера на глубине 1000 м ров нельзя легко изменить, поскольку они определяютобнаружилась неполадка, и потребовался подъем при- ся скважиной и требованиями к проводимой операции.
бора для его ремонта. При сравнении времени проведе- Поэтому, чтобы обеспечить успешное проведение перния операции с помощью CTL этот результат свидетель- форационных работ, необходимо искать соответствуюствовал в пользу применения гибких труб в качестве щие технические решения для снижения воздействия
способа транспортировки прибора. Это был первый ударных волн.
В рассматриваемой скважине провели три операции
случай каротажа на гибких трубах в Бразилии и первый
шаг к внедрению этой технологии в качестве альтерна- перфорирования, начиная с верхнего пласта и заканчивая
тивного метода проведения каротажа в обсаженных и нижним. Хотя мощность используемых перфораторов
была не слишком велика, близость искусственного забоя
необсаженных скважинах.
Перфорирование. После подтверждения хорошего скважины в виде мостовой пробки имела существенное
качества цементирования гибкие трубы использовали значение. Для минимизации воздействия ударных волн в
для перфорирования нижней секции хвостовика, пе- состав забойной компоновки решили включить амортирекрывающего продуктивные интервалы. Необходимо затор (поглотитель волн). Первый спуск прошел удачно,
было перфорировать три основных интервала; опе- хотя на гибких трубах отмечались небольшие перегибы;
рацию провели с помощью перфораторов диаметром их нельзя было полностью связать с воздействием удар4 1/2” (5 зарядов на погонный фут). Схема скважины ных волн, поскольку амортизатор смялся не полностью.
Второй спуск также прошел успешно
после завершения операции привеи, как и ожидалось, амортизатор дедена на рис. 2.
формировался сильнее. В последнем
По результатам моделирования
спуске, который оказался наиболее
наружный диаметр гибких труб огопасным, поскольку перфорирораничивался 1,5” с учетом грузоподъвание проводилось лишь в 3 фут
емности крана. Из-за ограничения в
(1 фут = 0,3048 м) от забоя, несимдостижении требуемой глубины перметричное расположение зарядов
форирования операцию проводили в
привело к возникновению более интри отдельных приема (от нижнего
тенсивных волн.
интервала к верхнему). Показания
Один из способов улучшения
локатора муфт и гамма-метода учли
симметрирования зарядов заклюв корреляции глубин и провели перчается в следующем: расстояние от
форирование. Что касается размеверхнего заряда до верха забойной
щения перфораторов, то имелись оп2925–2915 м
2907–2897 м
компоновки должно равняться расределенные технические трудности.
2882–2889 м
стоянию от нижнего заряда до низа
Обычно перфораторы подвешивают
компоновки. Это наиболее повышана клиньях на полу буровой. Однако
ет вероятность того, что максимальв случае гибких труб выход нашелся
ные по амплитуде волны давления
в использовании подвесной плиты и
Рис. 2. Схема скважины после перфориот двух крайних зарядов создадут
нескольких утяжеленных бурильных
рования интервалов
силы в крайних точках забойной
труб. Использование гибких труб
компоновки в один и тот же момент
вместо CTL стало трудным выбором
времени, что уменьшит результирув связи с угрозой ударной волны, коющую силу. Поэтому перфоратор
торая могла вызвать повреждение
извлекли из скважины и изменили
труб. Основное внимание уделялось
расположение зарядов по его длине.
оптимальной компоновке и расстаИспользование амортизатора в посновке перфораторов.
леднем рейсе имело существенное
Ударные волны. Одним из беспозначение для успеха операции, о чем
коящих моментом, связанных с просвидетельствует полное его смятие.
ведением перфорационных работ на
гибких трубах, является образова- Рис. 3. Новый амортизатор для исполь- На рис. 3. показан амортизатор, исние ударных волн и их воздействие зования в гирлянде перфораторов. пользованный в гирлянде перфораВверху показан использованный аморторов; для сравнения показан и нона трубы и, что более важно, на от- тизатор
вый амортизатор.
соединяющий механизм забойной
46
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 • май 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН
и извлекли гибкие трубы, завершив
УСТАНОВКА
работы в первом боковом стволе.
ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ПАКЕРА
Затем извлекли временную 4,5-дюйС помощью гибких труб наверх
мовую бурильную колонну, оставив
ниппеля типа «R» установили 2,75уплотняющую оправку наверху эксдюймовый клапан STV (отклонеплуатационного пакера, а на глубине
ние ствола составляло 83°). Цель
2540 м установили извлекаемую мосто– создать барьер и герметизировать
вую пробку для недопущения оседания
внутреннюю часть колонны, затем
шлама при бурении второго ствола. С
опрессовать при давлении 2500 фунт/
этого места забурили второй боковой
дюйм2 для последующей установки
ствол и провели кислотную обработку.
эксплуатационного пакера. Клапан
После этого, чтобы предотвратить уход
имеет S-образную шейку. Клапан изжидкости и снижение гидростатичесвлекли на поверхность после заверРис. 4. Схема установки отклонителя в
кого уровня, потребовалось перекрыть
шения операции.
ответвлении
и второй боковой ствол.
Интенсификация притока. Равномерное распределение объема кислоты при обработке интервалов всегда является желанной целью. ВРЕМЕННАЯ ЛИКВИДАЦИЯ СКВАЖИНЫ № 2
К 3,5-дюймовой хвостовой трубе второго бокового
При рассмотрении вопроса оптимизации кислотной
обработки карбонатного коллектора выбрали способ ствола на глубине 2368 м на гибких трубах вместе с 3комбинированного механического и химического бло- дюймовым подъемным инструментом доставили один
кирования наиболее проницаемых участков пласта 2,75-дюймовый клапан STV. Клапан посадили, оставили
с использованием гибких труб. Технология блокиро- наверху ниппеля типа «R» и опрессовали при давлении
вания использовалась для улучшения распределения 2500 фунт/дюйм2, чтобы убедиться в его герметичноскислоты в трех разных интервалах пласта, поскольку ти. Необходимо отметить, что в точке ответвления ствол
флюиды обычно выбирают путь наименьшего сопро- имел очень большой угол отклонения.
тивления. Согласно проведенным исследованиям,
замкнутая залежь, представленная неоднородным УСТАНОВКА НАДУВНОГО КЛАПАНА
В скважину спустили 4,5-дюймовую эксплуатацикарбонатным пластом макае, имеет следующие хараконную колонну, оборудованную расположенными в
теристики.
ответственных местах четырьмя мандрелями для газСтатическая забойная температура ............... 160 °F
лифтных клапанов и приемным гнездом внизу для
Пластовое давление ....................................... 2420 фунт/дюйм2
эксплуатационного пакера. Эксплуатационный пакер
на глубине 1950 м
установили выше ответвления для обеспечения герме(фактическая
тичности скважины в случае выхода из строя пакеров,
вертикальная глубина) установленных в боковом и главном стволе. Для устаВязкость нефти .............................................. 1,5 сП
новки 9 5/8-дюймового хвостовика эксплуатационного
Плотность нефти ............................................ 20 °API
пакера (аналогичному тому, что установлен в 7-дюймоЗабойное гидродинамическое давление ........ 930–2100 фунт/дюйм2 вом хвостовике главного ствола) его необходимо опресГоризонтальная проницаемость ..................... 1–350 мД
совать при давлении 2500 фунт/дюйм2. Хотя в боковых
Отношение горизонтальной
стволах установлены клапаны STV, опрессованные при
проницаемости к вертикальной ...................... 10/1
том же давлении, отклоняющий узел рассчитан на макПористость .................................................... 7–33 %
симальное рабочее давление 1600 фунт/дюйм2. Чтобы
Градиент давления гидроразрыва .................. 0,6 фунт/дюйм2/фут
оградить его от повышенного давления, ниже эксплуатационного пакера в 4,5-дюймовой хвостовой трубе усПри обработке интервалов применялось комбини- тановили надувной пакер; межколонное пространство
рованное блокирование: надувные пакеры (inflatable между колонной гибких труб и эксплуатационной коselective packer – ISP) и вязкоупругая блокирующая лонной опрессовали при давлении 2500 фунт/дюйм2.
кислота (viscoelastic self diverting acid – VSDA). Для
Надувной пакер имеет следующие характеристики.
оценки эффективности блокирования на забойной Степень расширения ...........................................~ 1,8:1
компоновке между двумя пакерами разместили маМаксимально допустимый перепад давления .....~ 6200 фунт/дюйм2
нометр и термометр. Обработка каждого интервала
2
проводилась отдельно, и результаты показывают, что Фактический перепад давления ..........................~ 1200 фунт/дюйм
Надувной пакер был всегда соединен с нижним конпредполагаемый начальный скин-фактор значительно
цом колонны гибких труб и при его надувании в межуменьшился.
колонном пространстве создавалось давление для установки эксплуатационного пакера.
ВРЕМЕННАЯ ЛИКВИДАЦИЯ СКВАЖИНЫ
Для перекрытия первого бокового ствола на глубине 2647 м в ниппеле типа «F» установили 2,81-дюймовый ИЗВЛЕЧЕНИЕ КЛАПАНА STV ИЗ ПЕРВОГО
клапан STV; операция проводилась на гибких трубах с ис- БОКОВОГО СТВОЛА
Чтобы обеспечить готовность обоих стволов к оппользованием 3-дюймового инструмента JDC. После посадки клапан опрессовали при давлении 2500 фунт/дюйм2, робованию и оценке, был выполнен ряд операций на
чтобы убедиться в его герметичности; для оставления кла- гибких трубах. Первая операция заключалась в изпана на забое привели в действие подъемный инструмент влечении из первого бокового ствола клапана STV,
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2008
47
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН
установленного на глубине 3674 м
в ниппеле типа «F». При этом принималась во внимание длина забойной компоновки, поскольку глубины ответвлений обоих боковых
стволов были доступны, и не было
ни инструментов, ни отклоняющей
системы для обеспечения доступа в
главный ствол. Профиль скважины
(отклонение ствола 80°в точке ответвления) и конструкция бокового
ствола с выходом на верх 9 5/8-дюймовой обсадной колонны направляют гибкие трубы в главный ствол. С
помощью того же подъемного инструмента JDC клапан сняли и извлекли на поверхность.
ИЗВЛЕЧЕНИЕ
КЛАПАНА STV
ИЗ ВТОРОГО
Спускаемый инструмент
с ориентирующей шпонкой
БОКОВОГО СТВОЛА
После установки отклонителя
Отсоединение спускаемого
инструмента (3х3000 фунт-сила)
возникла новая задача, как войти
в боковой ствол и извлечь клапан
STV. Первая попытка войти в ствол
не удалась, так как компоновка задевала наклонную часть отклонителя,
Выточка отклонителя
вероятно из-за большой длины компоновки и большого угла наклона отклонителя. Было решено уменьшить
длину компоновки, убрав гидравлический центратор и шарнирное
соединение. Во втором рейсе инструмент без труда прошел через отклонитель и вошел в боковой ствол.
Граничное уплотнение
УСТАНОВКА ОТКЛОНИТЕЛЯ
(Перед проведением операций во
Аварийное отсоединение
Поскольку профиль скважины
второй скважине на площадке про(8Ч3000 фунт-сила)
выполнен таким образом, что навели дополнительные испытания для
Замковый
узел
правляет гибкие трубы в главный
решения проблемы задевания для
Замыкающее устройство
ствол, то для входа в боковой ствол
обеспечения нормального доступа в
(3х3000 фунт-сила)
при проведении операций испольбоковой ствол.) Как и при установРазмыкающее устройство
зовали специальное устройство
ке, так и при извлечении клапана
(4х3000 фунт-сила)
– отклонитель. Его установили с
воспользовались 3-дюймовым подъцелью извлечения клапана STV,
емным инструментом с S-образным
Рис. 5. Настройка срезных винтов для
размещенного в боковом стволе
профилем, который прошел через
отклонителя
на ниппеле типа «R». В инструменотклонитель в боковой ствол, захвате для спуска отклонителя имеется ориентирующая тил ловильную шейку клапана и извлек его на поверхшпонка, которая направляет выточку отклонителя в ность.
сторону бокового ствола. В верхней части соединительного узла имеется вырез, который обеспечивает ИЗВЛЕЧЕНИЕ
правильную ориентацию отклонителя. Таким обра- ОТКЛОНИТЕЛЯ
зом, при установке отклонителя с помощью гибких
После того, как отклонитель выполнил свою задачу,
труб первый важный момент связан с ориентирова- его извлекли на поверхность с помощью 4-дюймового
нием отклонителя. Чтобы компоновка могла вращать- подъемного инструмента, захватившего ловильную шейся, в ее состав необходимо включить шарнирное со- ку. Для облегчения процесса извлечения в состав забойединение.
ной компоновки включили механический яс. Захватили
Второй важный момент касается способности гиб- ловильную шейку и привели в действие яс, чтобы среких труб передавать усилия и настройки замкового зать винты в отсоединяющем механизме, при этом разузла. В некоторых случаях гибкие трубы способны мыкающее система была настроена на 12 000 фунт-фут.
выдерживать нагрузки при посадке. В тех же случа- Отклонитель освободили и на гибких трубах подняли на
ях, когда гибкие трубы сами не способны выполнить поверхность. После подъема на поверхность механизм
операцию, может потребоваться применение ударных отклонителя отсоединился преждевременно; кроме того,
инструментов. Необходимо тщательно просчитать ра- потребовалось выполнить второй рейс для извлечения
боту стандартных ясов, особенно в операциях посад- замкового узла с помощью того же самого 4-дюймового
ки, когда необходимо прилагать направленные вниз подъемного инструмента. В качестве причины преждевусилия, поскольку если с первой попытки не удается ременного аварийного отсоединения признали продолсрезать установочные винты, то уже невозможно дать жительное воздействие ударов при посадке. Слишком
натяжку и повторно взвести яс; инструменты не вхо- продолжительное воздействие ударного инструмента
дят в зацепление и просто дают обратный ход. Исхо- длительностью около 40 мин, вероятно, привело к придя из способности гибких труб, обеспечивать посадку хвату в стволе, и яс привели в действие только с помои натяжку, при установке отклонителя использова- щью аварийного механизма.
ли возвратно-поступательный ударный инструмент,
приводимый в действие потоком жидкости. На рис. 5 УСТАНОВКА
приводится настройка срезных винтов (значения сил, ПЕРЕКРЫВАЮЩЕЙ ВТУЛКИ
которые необходимо приложить для срезания винСтроительство многозабойной скважины закончитов) для отклонителя. При попытке пройти верхнюю ли, скважина была готова к опробованию. Но как оцеуплотняющую зону ответвления возникли трудности, нить вклад каждого ствола в общую добычу? Вначале
но затем отклонитель посадили на место, а забойную было предложено опробовать РМ-45 (главный ствол)
компоновку подняли, срезав винты в инструменте для до бурения бокового ствола. Но от этого предложения
спуска.
отказались из соображений безопасности, связанных
48
Шарнирное соединение, 2 1/8 дюйма
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 • май 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН
с наличием сероводорода в продукЗАДАЧИ НА БУДУЩЕЕ
ции скважины. В качестве первого
Для операций на гибких трубах
Спускаемый инструмент
шага решили включить в работу оба
задачи по дальнейшему внедрению
боковых ствола вместе и провести
в практику многозабойных скважин
Отсоединение спускаемого
в скважине замеры температуры и
связаны с разработкой новых инструинструмента (3х3000 фунт-сила)
давления; было также выполнено
ментов. Для таких скважин входной
Граничное уплотнение
исследование методом восстановлеинструмент стал бы альтернативным
ния давления. Имея данные добычи
решением с возможностью обойтись
по обоим стволам и, установив перебез использования отклонителя и пекрывающую втулку (рис. 6), можно
рекрывающих втулок, сократив вребыло провести испытание только
мя строительства скважины и число
Выточка отклонителя
основного бокового ствола и рассчирейсов на гибких трубах. В настоятать потенциальную добычу каждощее время проводится анализ некого ствола отдельно. И отклонитель, и
торых проблем, с которыми столкперекрывающая втулка имели одну
нулись при установке и извлечении
и ту же настройку срезных винтов,
инструментов, который включает:
поскольку применялся один и тот
• трудности при прохождении верхГраничное уплотнение
же замковый узел. Различие между
него участка уплотняющей зоны
ними касалось только ориентироответвления при транспортиАварийное отсоединение
(8х3000 фунт-сила)
вания. При установке отклонителя
ровке инструментов;
Замковый
использовалось шарнирное соеди• преждевременное аварийное отузел
нение; защелки в замковом узле не
соединение;
Замыкающее устройство
(3х3000 фунт-сила)
позволяют отклонителю вращаться
• преждевременное отсоединение
после его посадки. При установинструмента для спуска;
Размыкающее устройство
ке перекрывающей втулки мож• трудности при вхождении забой(4х3000 фунт-сила)
но обойтись без ориентирующей
ной компоновки внутрь отклошпонки в инструменте для спуска и
нителя;
Рис. 6. Схема установки перекрываюшарнирного узла в забойной компо• трудности при входе в боковой
щей втулки внутри ответвления
новке, поскольку втулка не нуждаствол.
ется в ориентировании относительно бокового ствола.
При размещении втулки также было необходимо за- РЕЗУЛЬТАТЫ
менить защелки на один комплект, позволяющий втул• Испытания на площадке подтвердили расчетные
ке вращаться даже после установки. При спуске пере- значения усилия для перемещения барабана, подкрепкрывающей втулки в скважину необходимо проявлять ленные показаниями прибора, установленного на пневосторожность. При этом для качественного перекры- матическом подъемнике.
тия бокового ствола и бесперебойного получения ин• Испытания на площадке помогли уточнить харакформации большое значение имеет целостность барь- теристики течения на подъемных инструментах, а такерного уплотнения. Такие факторы, как нагрузка при же выявить проблемные зоны в наклонной части отклопосадке и использование ударных инструментов важ- нителя (и необходимость ее доработки) и в замковом
ны, так как перекрывающая втулка имеет ту же самую механизме. Имелись серьезные сомнения, что многие
настройку срезных винтов и установлена на той же инструменты пройдут через отклонитель и ответвлеглубине, что и ответвление.
ние, проведенные испытания продемонстрировали заказчику, что операции в скважине могут быть успешно
ИЗВЛЕЧЕНИЕ
выполнены.
ПЕРЕКРЫВАЮЩЕЙ ВТУЛКИ
• Использование видеокамеры внутреннего осмотПоследней операцией стало извлечение перекры- ра оказалось полезным во второй серии испытаний на
вающей втулки с соблюдением тех же мер предосто- площадке; она точно указала местоположение проблемрожности, что и при извлечении отклонителя, включая ных зон.
использование яса. В операции использовался тот же
• Проект также показал, как могут применяться гиб4-дюймовый подъемный инструмент. Втулку освободи- кие трубы для получения хороших результатов в цикле
ли и подняли на поверхность. Помимо указанных опе- бурения и заканчивания скважины; компания-заказраций, которые в обеих скважинах незначительно от- чик оценила их по достоинству.
личались друг от друга, стоит упомянуть еще несколько
• Использование амортизатора при перфорироваопераций на гибких трубах:
нии и правильном распределение зарядов в гирлянде
• спуск струйной насадки высокого давления, перфораторов оказалось верным решением, так как
выполненный в ходе работ по интенсификации дает выигрыш во времени по сравнению с использовапритока во второй скважине;
нием CTL.
• спуск прибора для оценки добычи;
• Хотя гибкие трубы являются уже апробированной
• спуск надувного пакера для перекрытия нижнего технологией, их применение для получения цементогбокового ствола при извлечении рабочей рамм и ультразвуковых изображений стало для заказколонны;
чика и сервисной компании первым случаем в Брази• установка штуцера для ограничения поступления лии.
воды из одного из боковых стволов.
Перевел С. Сорокин
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2008
49
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Hydrocarbon
Processing
и
Русская версия.
Журнал «Нефтегазовые технологии» содержит материалы 2-х известнейших во всем мире журналов: «World Oil» и
«Hydrocarbon Processing», которые издаются в США компанией Gulf Publishing Co., Part of Euromoney Institutional Investor PLC.
Журнал «Нефтегазовые технологии» выходит в России с 1979 г. и является информационным спонсором известных
международных и региональных нефтегазовых выставок России и СНГ, в том числе Московских международных выставок
«MIOGE»; «НЕФТЕГАЗ», международных конгрессов, конференций.
«НОВЕЙШИЕ МИРОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ в РОССИИ и СНГ»
– новая рубрика в журнале «Нефтегазовые технологии»!
Приглашаем к сотрудничеству в новую рубрику, где Вы можете разместить информационные и рекламные материалы о новейших
технологиях, инновациях, разработках Вашей компании с целью продвижения Вашей продукции и услуг на мировом рынке, включающем
Россию, СНГ, Балтию.
nº¾Ã·ÆÓúnºÃ¶Â¾ÇǾµ
sÅƶ¸Á»Ã¾»ÅÄÈÄÀÄÂÅÆĺÉÀ̾¾ÇÀ¸¶¼¾Ã
bǻǾÁÒÃÑ»ÇÈÄÆÄÃÑöξËÅÆľ½¸ÄºÇȸ»ÃÃÑË
Åĺƶ½º»Á»Ã¾¿Æ¶·ÄȶÔϾËξÆÄÀ¾ÂÊÆÄÃÈÄÂÅĸǻÂÉ
¾ÆÉǸ»º»ÃѸĻº¾ÃÄÅĺĺþÂÂÄÏÃÑ·ÆÓúÄÂ
jÄÂŶþµ©}ÀÇÅÆĪ¸ÇÈÉŶ»È¸ÃĸÉÔÓÆÉÅĽ¾Ì¾ÄþÆɵǻ·µÅĺÃĸÑ·ÆÓúľǻº¾ÃÄ¿
¾ÇǾ»¿§©8FMM'MPX.BOBHFNFOU§ÉÅƶ¸Á»Ã¾»ÅÄÈÄÀÄÂÅÆĺÉÀ̾¾ÇÀ¸¶¼¾Ãª
jÄÂŶþµ©}ÀÇÅÆĪÃɼöȶ¹º»Ã»Ä·Ëĺ¾ÂÄÄÇÉÏ»ÇȸÁµÈÒ¾½Â»Æ»Ã¾»ÉÁÉÍλþ»ÀÄÃÈÆÄÁÒ
¾Á¾Ä·Æ¶·ÄÈÀÉÅÄÈÄÀ¶ÅÆĺÉÀ̾¾¾½Ã»ÊȵÃÑ˾¹¶½Ä¸ÑËÇÀ¸¶¼¾Ãj¶¼ºÑ¿º»ÃÒöÀ¶½Í¾À¾
¸¾ºµÈÆ»½ÉÁÒȶÈÑöλ¹ÄÄÅÑȶƶ·ÄÈѾÇŻ̾¶ÁÒÃÑ˽öþ¿¸ÇʻƻÉÅƶ¸Á»Ã¾µÅÄÈÄÀÄÂ
ÅÆĺÉÀ̾¾ÇÀ¸¶¼¾ÃÅÄÁÉͶ»ÂÑ»ÇŻ̾¶Á¾Çȶ¾ö̻Á»ÃÃѾöķ»ÇŻͻþ»¸ÑÇÄÀĹÄÀ¶Í»Çȸ¶
Ä·ÇÁɼ¾¸¶Ã¾µÆ¶·ÄȶÔϾ¾öƻ½ÉÁÒȶȾÇÈƻµϾ¾ǵÀÈ»ËÃÄÁĹ¾Í»ÇÀÄÂÉÃĸ¶ÈÄÆÇȸÉ
qȶÈÒ¾ÄÃĸ»¿Î¾ËÈ»ËÃÄÁĹ¾µËÀÄÂŶþ¾Ÿ}ÀÇÅÆÄ bÑ
Âļ»È»ÅÆÄ;ȶÈÒ¸ÆÉÇÇÀĵ½ÑÍÃÄ¿¸»ÆǾ¾¼ÉÆöÁĸŸ8PSME
0JM ¾Ÿ)ZESPDBSCPO1SPDFTTJOH ÀÄÈÄÆÑ»¾½º¶ÔÈǵ¸qx`
ÀÄÂŶþ»¿(VMG1VCMJTIJOH$P1BSUPG&VSPNPOFZ*OTUJUVUJPOBM
*OWFTUPS1-$§¸¼ÉÆöÁ»Ÿm»ÊÈ»¹¶½Ä¸Ñ»È»ËÃÄÁĹ¾¾ XXXPHUQSPN[POFSV
Рубрика предлагает:
 Информацию о современных тенденциях, событиях и фактах
в мире технологий и инноваций, о проходящих международных
конгрессах, конференциях, выставках.
 При размещении рекламы в нашей новой рубрике по
нефтегазовой тематике Ваша компания будет внесена в списки
рекламодателей на веб.сайты: www.worldoil.com или
www.hydrocarbonprocessing.com, которые посещают специалисты
ТЭК всего мира!!!
Журнал “World Oil” / «Мировая нефть» – лидер по размещению
печатного рекламного материала на нефте-газовом мировом рынке!
Наши Партнеры:
 Материалы рубрики планируются для внесения в базы данных
основных НИИ нефтегазовой отрасли России, СНГ, ТорговоПромышленных Палат, посольств зарубежных стран и других
международных институтов.
 Печатные материалы рубрики также будут помещены на сайте
журнала «Нефтегазовые Технологии»: www.ogt.promzone.ru
 Партнерами нашей новой рубрики уже являются известнейшие в
мире компании, такие как Halliburton (США),
EXPRO GROUP (Великобритания – ЭКСПРО ЕВРАЗИЯ Лимитед
Московский филиал), SPIG (Италия).
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ОТРАСЛЕВАЯ СТАТИСТИКА
По данным IEA в ноябре 2007 г. поставки нефти
в мире в целом увеличились на 55 000 брл/сут до
86,5 млн брл/сут. Мировой спрос на нефть к концу
2007 г. продолжал повышаться и составил в среднем
85,7 млн брл/сут. В начале 2008 г. спрос на нефть увеличился на 115 тыс. брл/сут до 87,8 млн брл/сут.
По данным Baker Hughes число буровых установок
на конец ноября 2007 г. увеличилось на 50 единиц –
с 1773 до 1823 единиц. В тот же период 2006 г. этот
показатель составлял 1717 единиц.
Фьючерские цены на нефть снизились до 90 долл/брл,
однако, в 2008 г. цены на сырую нефть вновь поднимутся.
Добыча нефти в США****, тыс. брл/сут
Добыча нефти и конденсата в мире, млн брл/сут
Штат, регион
Ноябрь 2007 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
Страна, регион
Средняя дневная добыча за месяц
Ноябрь 2006 г.**
Разница, %
20,0
780,0
16,0
663,0
48,0
6,0
24,0
105,0
9,0
1371,0
16,0
55,0
90,0
6,0
152,0
127,0
16,0
170,0
1259,0
51,0
146,0
25,0
5155,0
4375,0
20,0
655,0
17,0
609,0
63,0
6,0
28,0
100,0
6,0
1308,4
14,0
47,0
98,0
6,0
169,0
115,0
15,0
170,0
1360,6
51,0
147,0
25,0
5030,0
4375,0
0
19,1
–5,9
8,9
–23,8
0,0
–14,3
5,0
50,0
4,8
14,3
17,0
–8,2
0,0
–10,1
10,4
6,70
0,0
–7,5
0,0
–0,7
0,0
2,5
0,0
19,0
737,0
17,0
677,0
45,0
6,0
24,0
99,0
9,0
11384,0
16,0
50,0
88,0
6,0
154,0
124,0
15,0
164,0
1279,0
50,0
144,0
24,0
5121,0
4384,0
* Оценка API.
** Данные DOE за 10 месяцев.
*** Включая Аризону, Индиану Миссури, Неваду, Нью Йорк, Пенсильванию, Южную Дакоту, Теннеси, Виргинию и Западную Виргинию.
**** Включая добычу конденсата.
Число буровых установок для капитального ремонта в США*
Регион
Техас, Мексиканский залив
Арклатекс
Восточный регион США
Южная Луизиана
Центральная часть США
Западный Техас/Пермский
басс.
Скалистые горы
Западное побережье Аляски
Всего в США
Канада
Ноябрь
2007 г.
Октябрь
Сентябрь
204
187
78
58
434
750
349
348
2408
627
207
183
80
49
441
743
351
341
2395
569
194
180
81
53
440
786
434
341
2509
610
2006 г.
Ноябрь
206
148
73
49
416
766
367
341
2366
816
Изменение, %
По месяцам По годам
6,7
1,7
–1,2
–7,5
0,2
–5,5
–19,1
0,0
0,5
10,2
0,5
23,6
9,6
0,0
6,0
–3,0
–4,4
0,0
1,8
–23,2
Источник: Baker Hughes Inc.
* Включая работы по извлечению труб из скважин, за исключением скважин глубиной менее 1500 фут.
Цены на природный газ, долл/тыс. фут3
12 месяцев
Действительные данные
Источник: Gas Price Report
52
Ноябрь 2007 г.
Страны ОПЕК*
Октябрь 2007 г.*
Саудовская Аравия
Иран
Ирак
ОАЭ
Кувейт
Нейтральная зона
Катар
Ангола
Нигерия
Ливия
Алжир
Венесуэла
Индонезия
Природный газоконденсат и конденсат
Всего в ОПЕК
Октябрь 2007 г.
8,72
4,00
2,32
2,15
2,25
0,57
0,85
1,72
2,16
1,75
1,38
2,43
0,83
4,98
36,11
Август 2006 г. Август 2005 г.
8,67
4,00
2,30
2,55
2,21
0,56
0,80
1,71
2,16
1,72
1,38
2,41
0,83
4,98
36,28
8,93
3,89
1,90
2,62
2,21
0,58
0,82
1,37
2,24
1,71
1,35
2,56
0,89
4,63
35,70
9,06
3,88
1,81
2,46
2,13
0,58
0,77
1,23
2,40
1,64
1,34
2,71
0,94
4,50
35,45
Страны, входящие в организацию экономического содружества**
США
Мексика
Канада
Великобритания
Норвегия
Европа – другие
Австралия
Страны тихоокеанского бассейна
Всего
7,38
3,55
3,362
1,54
2,46
0,73
0,60
0,11
19,73
7,47
3,37
3,33
1,60
2,61
0,73
0,62
0,11
19,84
7,34
3,68
3,19
1,66
2,78
0,74
0,53
0,05
19,97
7,32
3,76
3,06
1,84
2,97
0,80
0,54
0,05
20,34
12,80
3,73
0,79
0,82
1,11
0,13
2,07
0,76
0,55
0,49
0,44
0,70
0,39
0,33
0,63
0,23
1,87
27,84
2,11
84,07
12,24
3,67
0,75
0,79
1,17
0,15
2,10
0,77
0,53
0,54
0,45
0,75
0,42
0,38
0,67
0,23
1,82
27,43
2,04
85,140
11,64
3,62
0,74
0,78
1,14
0,16
1,99
0,78
0,53
0,53
0,46
0,79
0,46
0,42
0,70
0,23
1,54
26,51
1,86
84,16
Страны, не входящие в ОПЕК*
Страны бывшего СССР
Китай
Малайзия
Индия
Азия – другие
Европа
Бразилия
Аргентина
Колумбия
Эквадор
Латинская Америка V другие
Оман
Сирия
Йемен
Египет
Габон
Африка/Ближний Восток – другие
Всего
Прирост***
Итого
12,80
3,89
0,78
0,81
1,12
0,13
2,21
0,76
0,55
0,48
0,44
0,70
0,38
0,32
0,63
0,23
1,94
28,17
2,11
86,12
Источник: International Energy Agency.
* Данные по Анголе должны быть в страны ОПЕК.
** Включая сырую нефть, конденсат, природный конденсат и нетрадиционные ресурсы.
*** За исключением стран бывшего СССР, Китая и европейских стран, не входящих в организацию экономического содружества.
Цены на сырую нефть, долл/брл
Западно-техасская
Смесь Брент
Арабская легкая
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 • май 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Число буровых установок для капитального Число буровых установок вращательного
ремонта
бурения в мире в целом
Источник: Baker Hughes Inc. и M-I-SWACO.
Источник: Weatherford.
Число буровых установок вращательного бурения в мире в целом
Октябрь 2007 г.
Наземные
Морские
Страна, регион
Канада
Европа
Германия
Италия
Нидерланды
Норвегия
Польша
Великобритания
Другие
Ближний Восток*
АбуVДаби
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
335
29
4
4
2
0
2
3
14
233
9
50
51
68
18
5
32
112
27
37
14
2
24
8
271
75
21
38
56
25
25
149
11
0
55
42
0
7
20
4
0
10
1129
Сентябрь 2007 г.
Наземные
Морские
3
37
1
1
4
14
0
14
3
27
4
8
0
7
0
0
8
29
0
11
0
8
0
10
69
0
21
0
27
7
7
118
12
21
30
22
11
0
0
8
4
10
283
335
27
5
4
1
0
2
1
14
233
9
51
50
69
18
5
31
116
27
39
14
3
23
10
289
73
21
36
75
26
26
147
12
0
54
41
0
7
19
4
0
10
1147
Октябрь 2006 г.
Наземные
Морские
3
50
0
1
3
17
0
26
3
31
4
7
0
10
0
0
10
24
0
9
0
7
0
8
66
0
20
1
24
7
7
122
11
21
32
22
12
0
0
8
7
9
296
427
25
5
6
1
0
2
1
10
228
9
42
42
69
25
4
37
105
27
30
11
2
24
11
250
72
14
24
59
25
25
137
10
0
53
34
0
8
17
3
0
12
1172
5
36
0
0
3
10
0
22
1
32
6
10
0
8
0
0
8
26
0
8
1
6
0
11
68
0
19
0
27
3
3
108
8
17
31
18
12
1
0
7
9
5
275
Источник: Baker Hughes Inc.
* Нет данных по Ираку.
Морские буровые установки в мире в целом
Мексиканский залив Европа/Средиземное море
В мире в целом
Мобильные Платформы Мобильные Платформы* Мобильные Платформы*
Октябрь 2007 г.
Всего буровых установок
2006 г.
Аренда по контракту
2006 г.
Коэффициент использования
буровых установок, %
2006 г.
128
141
93
113
72,8
80,4
58
56
25
27
43,1
48,2
102
99
102
97
100,0
98,0
107
106
107
105
100,0
99,1
675
653
599
596
88,6
91,3
294
279
240
232
81,6
83,2
Источник: ODC-Petrodata Weekly Mobile Offshore Rig Count.
* Корректированные данные.
Регионы
Ноябрь 2007 г.
Скалистые горы
Центральный район
ЮгоVзапад
Мексиканский залив
Морские участки
Другие
Всего
Октябрь 2007 г.
6
27
10
11
15
10
79
Источник: IHS Energy.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
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 V 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
№5 • май 2008
8
26
11
10
14
8
77
Ноябрь 2006 г.
10
14
13
9
7
9
62
2007 г.
Ноябрь
2006 г.
5
4
0
1
10
10
0
52
40
38
2
114
0
15
8
162
61
27
26
48
1
8
10
0
3
73
4
52
13
203
17
0
6
872
12
0
20
34
66
81
184
115
44
62
120
25
44
65
41
36
71
7
63
1823
Октябрь 2007 г.
5
4
0
1
6
6
0
28
36
32
4
88
0
11
10
194
58
20
44
72
2
15
18
0
1
92
11
37
8
181
15
1
2
780
10
3
17
25
59
95
137
121
41
43
102
25
38
64
47
27
93
5
87
1713
Разница 2007/2006 гг., %
6
5
0
1
6
6
0
48
41
40
1
111
0
14
10
151
56
26
28
40
1
12
12
1
3
69
1
46
14
194
18
1
5
842
7
2
26
29
61
84
178
122
38
56
120
20
39
62
45
31
70
6
49
1762
0,0
0,0
–
0,0
66,7
66,7
–
85,7
11,1
18,8
–50,0
29,5
–
36,4
–20,0
–16,5
5,2
35,0
–40,9
–33,3
–50,0
–46,7
–44,4
–
200,0
–20,7
–63,6
40,5
62,5
12,2
13,3
–100,0
200,0
11,8
20,0
–100,0
17,6
36,0
11,9
–14,7
34,3
–5,0
7,3
44,2
17,6
0,0
15,8
1,6
–12,8
33,3
–23,7
40,0
–27,6
6,4
Источник: Baker Hughes Inc.
Геофизическая активность в мире в целом
Регионы
Геофизическая активность в США
Т
Число буровых установок вращательного
бурения в США
Африка
Канада
Страны бывшего СССР
Европа
Дальний Восток*
Ближний Восток
Латинская Америка
США
Всего
Декабрь 2007 г.
Ноябрь 2007 г.
Декабрь 2006 г.
63
40
48
40
57
27
37
79
391
56
17
42
27
42
16
29
77
306
48
17
40
15
38
17
21
65
258
Источник: IHS Energy.
* Включая Китай.
53
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
СНИЖЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ
В КОЛЬЦЕВОМ ПРОСТРАНСТВЕ
J. B. Bloys, M. E. Gonzalez, J. Lofton, R. Carpenter, S. Azar, J. McKenzie, J. Capo, Chevron;
R. Hermes, Los Alamos National Lab, R. Bland, R. Foley, F. Harvey, Baker Hughes Drilling Fluids, J. faniel,
F. Billings, I. Robinson, Lucite International, M. Allison, Flow Process Technologies Inc.
Новый подход компании Chevron к снижению «защемленного» давления в кольцевом пространстве заключается в использовании буферной жидкости на водной основе, которая дает усадку на
20 %, создавая тем самым пространство для теплового расширения
Давление в кольцевом пространстве, фунт/дюйм2
В глубоководных скважинах или скважинах, законченных с подводным устьевым оборудованием,
жидкости (обычно буферные или промывочные) часто
защемляются в кольцевом пространстве за обсадной
колонной между верхом цементного кольца и устьем
скважины. При нагревании защемленных жидкостей
проходящим теплым потоком добываемой нефти и газа
тепловое расширение этих жидкостей может создавать
очень высокие давления (10–12 тыс. фунт/дюйм2 и более) и вызывать смятие обсадных колонн и колонн НКТ.
Для снижения давления используются насосно-компрессорные трубы с нанесенной в вакууме изоляцией
(vacuum insulated tubing – VIT), которая препятствует
теплопереносу (вспененные азотом буферные жидкости, придающие защемленным флюидам высокую
сжимаемость; изоляция разрушаемым пеноуретаном
и пр.). Эти методы отчасти эффективны, но либо дороги и затруднительны в организационно-техническом
плане, либо имеют недопустимую частоту отказов (часто подводят). В данной статье продолжается обсуждение нового подхода, позволившего создать буферную
жидкость на водной основе, которую будут закачивать
перед цементным раствором. Буферная жидкость содержит 20–40 % эмульгированного мономера метилметакрилата (methyl methacrylate monomer – ММА).
После полимеризации фаза ММА усаживается на 20 %,
создавая оставшимся жидкостям пространство для теплового расширения без значительного роста давления
Обычная буферная жидкость
Начало полимеризации
Буферная жидкость с ММА
Продолжительность нагрева, мин
Рис. 1. Кривые давления для обычной буферной жидкости и
буферной жидкости с ММА
54
(рис. 1). Полимеризация запускается теплом, а заданная температура регулируется химическим инициатором соответствующего типа и концентрации. Преждевременную полимеризацию ММА в процессе подачи
буферной жидкости в скважину можно предупредить
введением нужного количества ингибитора соответствующего типа. Результаты первых лабораторных работ и промежуточных промысловых испытаний технологии приведены в публикации SPE/IADC 104698.
В данной статье рассмотрены вопросы разработки
и промыслового испытания (на суше) оборудования и
технологических операций, необходимых для применения технологии в глубоких водах.
ВВЕДЕНИЕ
«Защемленное» давление в кольцевом пространстве
(trapped annular pressure – TAP), которое также называют ростом давления в кольцевом пространстве, обусловлено тепловым расширением жидкостей, защемленных в кольцевом пространстве за обсадной колонной
между верхом цементного кольца и устьем скважины.
Рост давления обычно обусловлен теплом, приносимым
добываемыми флюидами, но может быть даже инициирован циркуляцией промывочных жидкостей при бурении скважин с высокими температурами и давлениями.
Это давление легко может превысить предел прочности
на смятие обсадных колонн и колонн НКТ. В наземных
скважинах давление можно легко снизить, выпустив
определенное количество жидкости через клапан, установленный в головке обсадной колонны; хотя некоторые наземные скважины из-за невнимательности иногда и теряют. В скважинах, законченных на морском дне,
устьевое оборудование гораздо менее доступно и обычно не оснащено необходимыми клапанами.
Один из наиболее полно освещенных в литературе случаев произошел на месторождении Марлин
(оператор – компания ВР), где эксплуатационная обсадная колонна и колонна НКТ первой добывающей
скважины были смяты всего через несколько суток
эксплуатации. В нефтегазовой промышленности применяются самые различные способы снижения давления ТАР, включая использование труб VIT (которые
ограничивают теплоперенос), незацементированный
башмак предыдущей обсадной колонны (путей ухода
жидкости в слабые породы), установка в обсадных колоннах специальных дисков, газированные азотом буферные жидкости, разрушаемый пеноуретан и пр.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 • май 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
Наиболее эффективным методом снижения давления, вероятно, стало применение труб VIT. Такой
метод, как правило, эффективен в удержании температуры жидкостей в кольцевом пространстве в приемлемом диапазоне, что в свою очередь сдерживает рост
давления. Однако с появлением более глубоких и высокотемпературных скважин, пробуренных в глубоких водах, мы приближаемся к пределу возможности
защиты, обеспечиваемой трубами VIT. Во-первых, более глубокие скважины имеют значительно больший
вес подвешенных колонн, который сегодня приближается к пределу прочности труб VIT. Во-вторых, в более
глубоких скважинах значения температур значительно выше. Даже с учетом изолирующего эффекта труб
температуры достаточно высоки, и, согласно расчету,
давления возрастают до опасных пределов.
Другие проблемы связаны с надежностью (газированные буферные жидкости, незацементированные
башмаки обсадных колонн), организационно-техническими вопросами (разрушаемая пена) и т.д. Предлагаемая технология представляет собой попытку
найти приемлемый по стоимости, надежный и простой в применении метод снижения давления ТАР.
Данная статья описывает новую концепцию, разработанную в соответствии с SPE/IADC 104698. При
подготовке к использованию «усаживающейся буферной жидкости» в глубоководных скважинах необходимо было увеличить разновидность химических составов для охвата всего интервала температур
и плотностей, которые могут встретиться в глубоких
водах. Чтобы расширить представление о механизмах
ингибирования и инициирования основной химической реакции, провели ряд опытов. Была выполнена
обстоятельная проверка на совместимость, чтобы
убедиться в том, что при контакте буферной жидкости с различными эластомерами в процессе приготовления и закачки не возникнет никаких проблем.
Затем провели строгий анализ рисков, связанных с
использованием цемента, цементного наполнителя,
промывочных жидкостей и солей. Надо было также
спроектировать, изготовить и испытать несколько
блоков оборудования, необходимых для приготовления буферной жидкости/эмульсии и ввода инициатора в процессе закачки. Работники отделов охраны
труда, техники безопасности и охраны окружающей
среды основных участвующих компании составили
подробный план работ по каждому этапу. И, наконец,
в одной из скважин на северо-востоке Техаса провели натурное испытание оборудования и операций.
Лабораторные исследования. Для исследования
зависимости свойств буферной жидкости от состава,
изменения температуры и времени использовались
сосуды давления. Исследовались составы плотностью до 16 фунт/галл при различных концентрациях
и типах ингибиторов и инициаторов полимеризации.
При этом концентрация мономера менялась от 5 до
16 % от общего веса бурового раствора. Специалисты
наблюдали за реакцией полимеризации, регистрируя
увеличение или снижение давления при нагревании.
В типичном эксперименте сосуд давления заполняли
буровым раствором комнатной температуры, поднимали давление до заданного уровня и нагревали либо
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2008
быстро с помощью кипящей воды, либо, помещая в
конвекционную печь. Для моделирования условий
«ожидания» после намечаемого размещения жидкости в глубоководной скважине также выполнили несколько длительных экспериментов продолжительностью от нескольких недель до нескольких месяцев.
При температурах, существующих в скважинах, реакция полимеризации протекала быстро, в пределах
нескольких часов. При температуре окружающего
воздуха реакция и усадка происходили очень медленно, в течение нескольких недель или месяцев.
Также проверили буферную жидкость на совместимость с различными эластомерами и на взаимную
смешиваемость с рассолами, цементными растворами и цементными наполнителями. Химический состав не показал никакого неблагоприятного влияния
на кинетику полимеризации, а буферная жидкость
не замедляла отверждение цементного раствора.
ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ
Приготовили буферную жидкость плотностью
11,3 фунт/галл, содержащую 15,2 % мономера ММА
(по весу) или 21,6 % (по объему). Жидкость подали в
кольцевое пространство между 5,5-дюймовой обсадной колонной и 2,875-дюймовой колонной НКТ, вытеснив находившийся там рассол. Источником тепла стала геологическая формация, при этом предполагаемая
температура на глубине 7750 фут (1 фут = 0,3048 м) составляла 220 °F. После размещения буферной жидкости кольцевое пространство герметизировали и подняли
давление до 1000 фунт/дюйм2. Давление отслеживали
с вечера в течение примерно 17 ч, затем вновь подняли до 1000 фунт/дюйм2 для контроля продолжающейся
полимеризации, в результате которой давление за ночь
упало до нуля.
С привлечением средств рефрактометрии был
также разработан удобный метод определения количества мономера, израсходованного в реакции полимеризации. Этот простой метод был предназначен
для использования на промысле или в море на буровом судне.
ПРИМЕНЕНИЕ НА МОРСКОЙ СКВАЖИНЕ
В ходе первой запланированной операции по использованию буферной жидкости в скважине компании Chevron жидкость приготовят на глинозаводе
сервисной компании, зальют в сертифицированные
DOT/USCG-транспортные емкости и на вспомогательных судах отправят на морскую буровую установку. Емкости объемом 100 брл рассчитаны на подъем и
перевозку вместе с находящейся в них жидкостью.
Эти емкости (емкость с инициатором, блок ввода
инициатора и насос высокого давления) разместят
на верхней палубе в удобном месте около пола буровой (рис. 2). Вес и площадь указанного оборудования
подобраны с учетом предельной нагрузки на палубу
350 фунт/фут2. После подвешивания обсадной колонны от насоса высокого давления к полу буровой
подведут линию. Эту линию соединят с бурильными
трубами через манифольд (связывающий насос буровой, цементировочный агрегат и насос высокого давления для закачки буферной жидкости).
55
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
Рис. 2. Блок ввода инициатора
Буферную жидкость закачивают в положенное
время перед цементным раствором. Центробежным
насосом, установленным в блоке ввода инициатора,
жидкость через манифольд забирается из емкостей.
Шестеренный насос блока строго дозирует объем
водного раствора инициатора (приготовляемого в
последнюю минуту в концентрации 5–7 %), а встроенное в линию специальное устройство обеспечивает тщательное перемешивание. Затем готовая
буферная жидкость поступает в насос высокого давления. Жидкость закачивают таким образом, чтобы
она попала в требуемое место кольцевого пространства после завершения цементирования. При этом в
верхней части кольцевого пространства оставляют
около 50 брл бурового раствора для предотвращения попадания буферной жидкости в действующую
циркуляционную систему. Буферную жидкость
смешивают с достаточным количеством ММА, обеспечивающим необходимую усадку для компенсации
теплового расширения всех жидкостей, находящихся в кольцевом пространстве. Смешивание начинают и заканчивают до начала цементирования
(рис. 3). Линия от насоса высокого давления соединяется с колонной для спуска бурильных труб через
упомянутый манифольд. После ввода инициатора и
закачки требуемого количества буферной жидкости
линию промывают водой, а задвижки на манифольде
закрывают, отсекая насос высокого давления. Затем
с помощью цементировочного агрегата и насосов
буровой установки цемент закачивают в бурильные
трубы обычным порядком.
Очистка линий и оборудования от остатков буферной жидкости производится водой, нагнетаемой
центробежным насосом в линии с выходом в транспортные емкости (объемом 100 брл), которые освободились в процессе размещения буферной жидкости.
В этих емкостях все собранные жидкости возвращаются в док сервисной компании для утилизации в установленном порядке. Предварительно все жидкости
обработают активным низкотемпературным инициатором, чтобы ко времени возврата емкостей на глинозавод весь мономер ММА успел превратиться в
56
Рис. 3. Блок смешивания буферной жидкости
инертный полимер. Такая мера сведет к минимуму
все проблемы, связанные с охраной труда, ТБ и охраной окружающей среды в процессе очистки емкостей и утилизации отработанных жидкостей.
ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ
С ЦЕЛЬЮ ПРОВЕРКИ ОБОРУДОВАНИЯ
Цель промысловых испытаний заключалась в проверке оборудования и технологических операций,
которые будут использоваться в намечаемом испытании в море. Эти испытания включали:
• протоколы ТБ;
• приготовление исходного раствора;
• доставка ММА;
• точное дозирование и эмульгирование ММА;
• заполнение и опорожнение емкостей ISO, используемых для перевозки буферной жидкости;
• обвязка различных емкостей;
• точное дозирование и приготовление раствора
инициатора;
• закачка и размещение буферной жидкости в
скважине;
• процесс сброса давления;
• очистка оборудования.
ПРИГОТОВЛЕНИЕ БУФЕРНОЙ ЖИДКОСТИ
Буферную жидкость с ММА приготовили на глинозаводе компании Baker Hughes Drilling Fluids в г.
Маршалл (шт. Техас). Концентрированную исходную
жидкость (без ММА) приготовили по стандартной
методике глинозавода. Для приготовления эмульсии
ММА в буферной жидкости подготовили следующее
оборудование:
• автоцистерну для доставки ММА с заводаизготовителя в г. Бомонт (шт. Техас);
• сертифицированные ISO вентилируемые емкости объемом 150 брл для перевозки буферной
жидкости к месту расположения скважины;
• блок смешивания/перекачки для дозирования
ММА и исходной жидкости, приготовления
плотной эмульсии и перекачки готового продукта
в емкость ISO;
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 • май 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
• емкости объемом 25 брл для доставки промывочной воды и приема грязных жидкостей.
На глинозавод ММА доставили в автоцистерне с
завода - изготовителя с соблюдением принятых процедур. Единственная особенность заключалась в том,
что один из используемых эмульгаторов был растворим в нефти, поэтому его добавили в автоцистерну
с ММА, а не в концентрат исходной жидкости на водной основе. Главным оборудованием для приготовления эмульсии является блок смешивания (см. рис. 3).
В этот блок мономер ММА подается шестеренным насосом через турбинный счетчик. Аналогичным образом насосами глинозавода в блок смешивания подается
исходная жидкость. Ее расход замеряется электромагнитным расходомером. Второй электромагнитный
расходомер контролирует общий расход. Затем смесь
прокачивается в смеситель, который без труда за один
проход приготовляет плотную эмульсию. Окончательный контроль жидкости выполняется при помощи
кориолисового плотномера. Контроль и управление
всей электроникой осуществляется с центрального
пульта управления.
Показания счетчика ММА не были корректными
(в настоящее время эта проблема решена), но, тем не
менее, буферную жидкость приготовили с точным
количеством ММА. Чтобы обеспечить равномерное
распределение ММА, была рассчитана емкость ISO.
Буферную жидкость автотранспортом доставили
к скважине. На следующее утро, как и ожидалось,
эмульсия оставалась устойчивой (на поверхности
эмульсии свободного ММА не наблюдалось).
При перемещении чистого ММА для предупреждения возникновения искр статического электричества
все оборудование заземлялось. По окончании работ
все шланги, рукава, смесительное и прочее оборудование промыли водой, которую сбросили в закрытую
емкость для отходов. Все собранные жидкости обработали активным инициатором для полимеризации
возможных остатков ММА до того, как жидкости поступят в поглощающую скважину, так как полиметилметакрилат не является опасным. После отсоединения
от оборудования всех шлангов в них были обнаружены очень незначительные следы ММА. Операция промывки должна была ограничить контакт с МАА персонала глинозавода и буровой установки до минимума.
ПРОВЕДЕНИЕ ИСПЫТАНИЙ
Испытания проводились на газовой скважине JT
Ross-3 глубиной 9800 фут, расположенной на месторождении Картидж/Беквилл в северо-восточном Техасе. Она стала кандидатом на проведение капитального
ремонта, во время которого и проводились испытания.
Для создания «сосуда давления» в 5 1/2-дюймовой обсадной колонне на глубине 8495 фут установили чугунную мостовую пробку и залили слой цемента высотой
20 фут. Обсадную колонну (состояние неизвестно)
опрессовали при давлении всего 2000 фунт/дюйм2, и
это значение приняли в качестве верхнего предела для
испытания. Диаметр колонны НКТ составлял 2 7/8”.
Скважина вначале была заполнена 2 %-ным раствором
хлористого калия. Забойная статическая температура
составляла около 230 °F.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2008
В состав поверхностного оборудования для проведения испытания входили:
• две емкости ISO с буферной жидкостью;
• манифольд для слива жидкостей из емкостей;
• емкость с раствором инициатора;
• блок смешивания инициатора с буферной жидкостью;
• строенная насосная установка для закачивания
буферной жидкости в скважину и вытеснения
жидкости из скважины;
• штуцерный манифольд для контроля и отслеживания давления (с самопишущим прибором);
• генераторы для выработки электроэнергии;
• емкость с раствором хлористого калия для
очистки скважины;
• многочисленные шланги и водопроводные
устройства.
Чтобы проверить все системы, используемые в
большинстве глубоководных операций (более двух
емкостей), буферную жидкость разместили в двух
емкостях в равных объемах. Работы были приостановлены, когда шестеренный насос блока дозирования/
смешивания заклинило крупным песком, который неожиданно оказался в воде, доставленной для приготовления раствора инициатора. После того, как проблему
выявили и песок отсеяли, ввод инициатора и подача
буферной жидкости в скважину с помощью строенной насосной установки прошли благополучно.
На глубине установки мостовой пробки гидростатическое давление жидкости плотностью 11 фунт/галл
составляло 1000 фунт/дюйм2, поэтому до закрытия
штуцерного манифольда давление можно было увеличить еще только на 1000 фунт/дюйм2 (предельное
давление опрессовки обсадной колонны составляло 2000 фунт/дюйм2). Имеющийся опыт разработки
этого месторождения позволил предположить, что на
устье скважины можно было ожидать давление около 2000 фунт/дюйм2, поскольку жидкости в скважине
нагревались до температуры, соответствующей геотермическому градиенту. Однако, поскольку забойная статическая температура в два раза превышала
расчетную температуру буферной жидкости, можно
было ожидать, что ММА в нижней части скважины
вступит в реакцию довольно быстро. Именно это и
произошло. За несколько часов приложенное давление 1000 фунт/дюйм2 снизилось до нуля и оставалось
таковым в процессе ночного наблюдения за скважиной. На следующий день при вымывании буферной
жидкости из скважины пробы брались через каждые
5 брл жидкости. Анализ подтвердил, что примерно в
трети нижней части скважины ММА вступил в реакцию. В буферной жидкости в верхней части скважины (с температурой, близкой к температуре во многих
глубоководных скважинах) реакция полимеризации за
такой короткий интервал времени не произошла, как
и ожидалось. Буферную жидкость вытеснили из скважины в те же емкости ISO и обработали активным инициатором для полимеризации оставшегося ММА. Все
линии и все оборудование промыли водой (со сбросом
в емкости). После демонтажа были обнаружены только следы ММА. Промывка проводилась с намерением
свести к минимуму контакт буровиков с ММА.
57
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
• Все операции смешивания, закачки, очистки и
наставления по ТБ успешно прошли проверку в натурном испытании в скважине месторождения Картидж/Беквилл в северо-восточном Техасе. Усадка
буферной жидкости произошла, как и ожидалось.
Никаких происшествий, связанных с охраной труда,
техникой безопасности и охраной окружающей среды, зарегистрировано не было.
Перевел С. Сорокин
Добывающие мощности – GOMBU
Прокты – CVX op
Проекты – Non op
Открытие – CVX op
Открытие – Non op
Разведочные скважины
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Проекты разведки
Диаметр 16х22"
Рис. 4. Местоположение следующего объекта компании Chevron
для испытания буферной жидкости с ММА
ИСПЫТАНИЕ В ГЛУБОКИХ ВОДАХ
В настоящее время все оборудование готово к
первому применению технологии в глубоких водах,
которая намечена в 16х22-дюймовом кольцевом пространстве скважины Сен Мало 4 (компания Chevron)
в водах глубиной 7300 фут в Мексиканском заливе. Испытания запланированы на первый квартал
2008 г. (рис. 4).
ВЫВОДЫ
После проведения испытаний был достигнут следующий результат.
Разработан метод снижения «защемленного» давления в кольцевом пространстве, в основе которого
лежит усадка мономера ММА на 20 % после полимеризации. ММА входит в состав обычной буферной
жидкости на водной основе, закачиваемой перед
цементным раствором. Полимеризация запускается теплом и химическим инициатором. Ингибиторы
предотвращают преждевременную полимеризацию.
Разработано семейство составов буферной жидкости
с содержанием 10–50 % мономера (очень устойчивая
эмульсия) плотностью 8–16 фунт/галл и температурами реакции, охватывающими предполагаемый интервал температур в глубоководных скважинах.
• Новая буферная жидкость успешно проверена
на совместимость с наиболее распространенными
эластомерами, цементами, цементными наполнителями, промывочными жидкостями и солями.
• Чистый ММА требует таких же мер безопасности, что и метанол, но его можно применять и в
обычных операциях на буровой, особенно после
эмульгирования в буферную жидкость. Был выполнен всесторонний анализ рисков. Технологические
операции были организованы таким образом, чтобы
свести к минимуму вероятность контакта персонала
буровой с ММА.
• Изготовлены блоки оборудования для точного
смешивания и эмульгирования исходной жидкости
и ММА; обвязки емкостей и ввода точного объема
раствора инициатора в буферную жидкость перед ее
закачкой в скважину.
58
1. Bloys, B., Gonzalez, M., Hermes, R. Bland, R., Foley, R., Tijerina, R., Davis, J.,
Cassel, T., Daniel, J., Robinson, I., and R., Eley, «Trapped Annular Pressure Mitigation
– A Spacer Fluid that Shrinks», SPE/IADC 104698 presented at the 2007 PE/IADC
Drilling Conference, Amsterdam, The Netherlands, 20-22 February, 2007.
2. MacEachran, A., and A.J., Adams, «Impact on Casing Design of Thermal
Expansion of Fluids in Confined Annuli», SPE/IADC 21911 presented at the 991
SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, he Netherlands, 11-14 March.
3. Leach, C.P., and A.J., Adams, «A New Method or the Relief of Annular Heat-Up
Pressures», SPE 5497 presented at the 1993 Production Operations Symposium,
Oklahoma City, OK, 21-23 March.
4. Halal, A.S., and R.F., Mitchell, «Casing Design for rapped Annulus Pressure
Buildup», SPE/IADC 5694 presented at the 1993 SPE/IADC Drilling Conference,
Amsterdam, The Netherlands, 23-25 February.
5. Bradford, D.W., Fritchie, D.G., Gibson, D.H., Gosch, S.W., Pattillo, P.D., Sharp,
J.W. and C.E., Taylor, «Marlin Failure Analysis and Redesign; Part 1, Description of
Failure», SPE/IADC 74528 presented at the 2002 SPE/IADC Drilling Conference,
Dallas, TX, 26-28 February.
6. Ellis, R.C., Fritchie, D.G., Gibson, D.H., Gosch, S.W. and P.D., Pattillo, «Marlin
Failure Analysis and Redesign; Part 2, Redesign», SPE/IADC 74529 presented at
the 2002 SPE/IADC Drilling Conference, Dallas, TX, 26-28 February.
7. Gosch, S.W., Horne, D.J., Pattillo, P.D., Sharp, J. W. and P.C., Shah, «Marlin
Failure Analysis and Redesign; Part 3, VIT Completion with Real-Time Monitoring»,
paper SPE/IADC 74530 presented at the 2002 SPE/IADC Drilling Conference,
Dallas, TX, 26-28 February.
8. Vargo Jr., R.F., Payne, M., Faul, R., LeBlanc, J. and J.E., Griffith, «Practical
and Successful Prevention Annular Pressure Buildup on the Marlin Project»,
paper 77473 presented at the 2002 SPE ATCE, San Antonio, TX, 29 September –
2 October.
9. Rohleder, S.A., Sanders, W.W., Williamson, R.N., Faul, G.L. and L.B., Dooley,
«Challenges of Drilling an Ultra-Deep Well in Deepwater – Spa Prospect»,
79810 presented at the 2003 SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, The
Netherlands, 19-21 February.
10. Williamson, R., Sanders, W., Jakabosky, T., Serio, M., and J.E., Griffith, «Control of
Contained-Annulus Fluid Pressure Buildup», SPE/ IADC 79875 presented at the 2003
SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, The Netherlands, 19-21 February.
11. Loder, T., Evans, J.H. and J.E., Griffith, «Prediction of and Effective Preventative
Solution for Annular Pressure Buildup on Subsea Completed Wells – Case Study»,
SPE 84270 presented at the 2003 SPE ATCE, Denver, CO, 5-8 October.
12. Oudeman, P. and K., Kerem, «Transient Behavior of Annular Pressure Buildup
in HT/HP Wells», SPE 88735 presented at the 11th Abu Dhabi IPEC, Abu Dhabi,
U.A.E., 10-13 October, 2004.
13. Pattillo, P.D., Cocales, B.W. and S.C., Morey, «Analysis of an Annular Pressure
Buildup Failure during Drill Ahead», SPE 89775 presented at the 2004 SPE ATCE,
Houston, TX, 26-29 September.
14. Azzola, J.H., Tselepidakis, D.P., Pattillo, P.D., Richey, J.F., Tinker, S.J., Miller,
R.A. and S.J., Segreto, «Application of Vacuum Insulated Tubing to Mitigate
Annular Pressure Buildup», SPE 90232 presented at the 2004 SPE ATCE, Houston,
TX, 26-29 September.
15. Sathuvalli, U.B., Payne, M.L., Pattillo, P.D., Rahman, S. and P.V., Suryanarayana,
«Development of a Screening System to Identify Deepwater Wells at Risk for
Annular Pressure Build-up», SPE/IADC 92594 presented at the 2005 SPE/IADC
Drilling Conference, Amsterdam,
The Netherlands, 23-25 February.
16. Richard J. Lewis, Sr., Hawley’s Condensed Chemical Dictionary, 12th ed. (New
York: Van Nostrand Reinhold Company, 1993), p. 937.
17. «Emulsion Polymerization» in Encyclopedia of Polymer Science and
Engineering, 3rd ed., Herman F. Mark (ed.), John Wiley & Sons, Hoboken, NJ,
(2003) Vol. 1, pp. 109-112.
18. Kovarskii, A.L. and Y.M., Sivergin, «High Pressure Radical Polymerization», in
Encyclopedia of Polymeric Materials, Joseph C. Salamone (ed.), CRC Press, Boca
Raton, FL, (1996) Vol. 5, pp. 2997-3017.
Ben Bloys (Б. Блойс) является руководителем отдела стратегического планирования и бизнеса в группе технологии
бурения и заканчивания компании Chevron. Он также
руководит рядом национальных лабораторных и университетских программ. До прихода в компанию Chevron в
2000 г. отработал 17 лет в технологическом центре
компании ARCO. Имеет степень бакалавра по химии,
полученную в университете Анджело в 1984 г. Автор
24 технических публикаций, 12 патентов, член Общества
инженеров-нефтяников (SPE), Американской ассоциации
инженеров-буровиков (AADE), Американского химического общества (ACS)
и Американского нефтяного института (API).
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 • май 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING, Vol. 87, № 1 – 2008
R. Bryngelson, Exelerate Energy, Houston, Texas
CONSIDER NEW REGASIFICATION TECHNOLOGY
FOR NATURAL GAS TRANSPORT
K. Shah, Aker Kvaerner, Houston, Texas
IMPROVE GAS INTERCHANGEABILITY FOR LNG TERMINALS
F. P. Ross, S. T. Walther, Mustang Engineering, Houston,
Texas
K. T. Cuellar, Ortloff Engineers, Ltd., Houston, Texas
ADVANCED TECHNOLOGIES PROVIDE IMPROVED
ECONOMICS FOR LIQUEFIED NATURAL GAS FACILITIES
J. Watson, K. D. Jones, T. Barnette,
Gas Technology Products, Division of Merichem Chemical
and Refinery Services LLC, Schaumburg, Illinois
REMOVE HYDROGEN SULFIDE FROM SYNGAS
R. Hauer, K. Harris, D. Potter, Ametek, Pittsburgh,
Pennsylvania;
P. Harris, Haritec, Calgary, Albernf, Canada;
B. Lewis, Alon USA, Big Spring, Texas
ONLINE ANALYSIS FOR AMINE-BASED TAIL
GAS TREATING UNITS
P. Bloch, HP Staff
J. S. Mitchell, Meridium, Inc., Roanoke, Virginia
ELIMINATE RISKY TRENDS IN RELIABILITY MANAGEMENT
D-r J. Bravo, Shell Group
OPERATING EXPERIENCE PROVIDES FOUNDATION
FOR INNOVATION SOLUTIONS
D-r J. Bravo, Shell Group
MERIT DELIVERS SUSTAINABLE ASSET VALUE
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
HYDROCARBON PROCESSING
КОРОТКО О РАЗНОМ
W. Weirauch, главный редактор НР
ВОЗНАГРАЖДЕНИЯ ЗА ПОВЫШЕНИЕ
ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ЭНЕРГИИ
Опубликован новый анализ United Nations
Foundation (Фонд ООН) – некоммерческой организации, предоставляющей субсидии и дотации, авторы которого полагают, что промышленно развитые
страны могут сэкономить достаточное количество
энергии за счет повышения эффективности ее использования для достижения близкого к приемлемому уровню выбросов СО2 в мире, причем затраты
могут окупиться за три-пять лет.
Авторы доклада – международная группа экспертов по повышению эффективности использования
энергии – считают, что повышение эффективности
использования энергии на 2,5 % в год только в странах, входящих в Большую восьмерку, позволило бы
сократить потребление энергии в этих странах на
20 % в 2030 г. Это позволило бы вернуться к уровням
2004 г. и на 80 % снизило бы потребности в электроснабжении, прогнозируемые Международным
агентством по энергетике (IEA) для новых электростанций, работающих на угле.
Если бы энергетические потери были сокращенны в такой же степени в масштабах всего мира, то
ежегодные выбросы СО2 снизились бы на количество, эквивалентное суммарным выбросам СО2 в США
и Франции в 2004 г. Это означало бы, что среднее количество СО2 в атмосфере могло бы удерживаться
на уровне ниже 550 млн-1.
Инвестирование 3,2 трлн долл. в программы повышения эффективности использования энергии
и совершенствования оборудования позволило бы
избежать необходимости расходования 3 трлн долл.
на новые электростанции и другие объекты, связанные с энергоснабжением.
«Снижение энергетических потерь это самый
эффективный способ решения проблем изменения
климата, причем на много более эффективным, чем
обычно признанный», – утверждает Тимоти Е. Вирт,
президент United Nations Foundation (www.unfoundation.org).
Создана новая рабочая группа во главе с Dow
Chemical Company, Alliance to San Energy (альянса по
экономии энергии) и UN Foundation для осуществления целей экономии энергии промотирования ежегодного саммита (совещания на высшем уровне) для
отслеживания прогресса в этой области.
УДВОЕНИЕ МОЩНОСТИ НПЗ В США
Motiva Enterprises LLC официально объявила о
расширении мощности принадлежащего ей НПЗ
мощностью 325 тыс. брл/сут в г. Порт Артур, Техас.
НПЗ оценивается в 7 млрд долл. Мощность первичной переработки нефти будет доведена до 600 тыс.
брл/сут, и завод станет самым крупным в США и
одним из крупнейших в мире. НПЗ будет введен
60
в эксплуатацию на полную мощность в 2010 г. На
этом НПЗ будут вырабатывать 23 млн галл автомобильных топлив в сутки. Motiva это совместное
предприятие принадлежащее Royal Dutch Shell и
Saudi Aramco. Компания более года готовила строительную площадку и уже заказала большую часть
оборудования, но окончательное решение о сроках
реализации проекта еще находиться в стадии рассмотрения.
МРАЧНЫЕ ПЕРСПЕКТИВЫ ПОВЫШЕНИЯ РЕЙТИНГА
НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ «В ГЛАЗАХ
ОБЩЕСТВЕННОГО МНЕНИЯ»
Выступая на конференции по энергетике и технологии Global Leadership д-р Б. Кенни, вице-президент Canadion Energy Pipeline Assosiation, поделилась своими взглядами на возможность изменения
имиджа промышленности в умах общественности.
«Императивом для промышленности является ее позиционирование, как части общества», – настойчиво предлагала она. «Это не оксиморон (oxymoron –
комбинация двух слов противоположного значения,
например, «зловещая доброта»): выступать за долговременную экономию энергии и одновременно продавать энергию», – утверждала д-р Кенни. Как изменить плохой имидж нефтяной и газовой промышленности? Она выступает за повышение «энергетической грамотности», напоминая творцам политики
и простым гражданам о долинах в этой промышленности, а не только пиках. Вовлечение общественности через группы по обмену мнениями, например,
ротационные клубы или школьные программы могут
принести дивиденды на инвестированное время, –
заключила она.
РАДУЖНЫЕ ПЕРСПЕКТИВЫ ДЛЯ РЫНКОВ
ГАЗОВЫХ И ПАРОВЫХ ТУРБИН
Ближайшие годы прогнозируется экспоненциальный рост заказов на газовые и паровые турбины в связи с бурным развитием электроэнергетики
на фоне экономического роста в Китае и Индии. По
оценкам аналитиков из Forecast International электростанции с газотурбинным комбинированным
циклом «GTCC» характеризуются короткими сроками исполнения заказов, умеренными размерами
и низкими капитальными затратами на киловатт
электроэнергии. Более высокие затраты на топливо для этих электростанций окупаются меньшими
выбросами СО2 и меньшими рисками нормативных требований. В период с 2007 по 2016 гг. авторы аналитического обзора прогнозирует заказы на
2494 турбины мощностью 20 МВ и выше для электростанций с комбинированным циклом: «Несмотря
на появление множества технологий получения
энергии из возобновляемых источников GTCC электростанции будут доминировать до тех пор, пока не
минует столь нашумевший нефтяной пик», – полагают аналитики.
№5 май 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ГЛОБАЛЬНОЕ ПОТРЕБЛЕНИЕ СПГ – РЕГИОНАЛЬНЫЕ
СДВИГИ В ПЕРВОМ ПОЛУГОДИИ 2007 г.
В первом полугодии 2007 г. глобальное потребление СПГ достигло 86 млн Мт, что на 6,3 млн т (8 %)
выше, чем в соответствующий период 2006 г.
В соответствии с новым докладом, опубликованным FACTS Global Energy (www.FGEnergy.com) темпы роста потребления были выше прошлогодних в
Азии и в США. Поставки СПГ в АТР увеличились на
2,5 млн т (10,5 % прирост) и достигли 55 млн т в июне
2007 г., тогда как в Европе потребление продолжило снижаться (на 12 %). Поставки СПГ в Северную и
Южную Америки увеличились на 64,1 % по сравнению с первой половиной 2006 г. (рис 1).
Япония. Эта страна является крупнейшим в мире
потребителем СПГ. Прирост импорта СПГ во втором
квартале 2007 г был на 9,8 % выше, чем в соответствующий период 2006 г.
Экономическое оживление и привлекательные
цены на СПГ по сравнению с ценами на нефть промотируют потребление СПГ в индустриальном секторе Сектор генерирования электроэнергии страдает из-за ряда проблем, связанных с применением
атомной энергии, приведших к закрытию ряда атомных электростанций.
Европа. В первой половине 2007 г. импорт СПГ в
Европу снизился на 2,3 млн т по сравнению с соответствующим периодом 2006 г. Потребление резко
сократилось в большинстве западных европейских
стран вследствие теплой зимы 2006–2007 гг. Кроме
того, во многих европейских странах усилилась выработка гидроэлектроэнергии благодаря обильным
дождям. В результате, импорт СПГ во втором квартале 2007 г. сократился на 12 % по сравнению с соответствующим периодом 2006 г.
Северная и Южная Америка. Теплая погода в
Западной Европе привела к рекордно высоким уров-
№5 май 2008
Проценты
СНИЖЕНИЕ НЕФТЕХИМИЧЕСКИХ
ТОВАРНЫХ ЗАПАСОВ В США
В третьем квартале 2007 г. снизились запасы нефтехимических продуктов в США на 11 % по сравнению с соответствующим периодом 2006 г., – сообщают авторы недавно опубликованного доклада
Национальной ассоциации нефтехимиков и нефтепереработчиков (National Petrochemical & Refiners
Association – NPRA). В третьем квартале суммарные товарные запасы по 16 нефтехимическим продуктам, отслеживаемым NPRA, составили 50,4 млрд
фунт (1 фунт = 0,453 кг.). К этим продуктам относятся этилен, пропилен, бутадиен, бензол, смешанные
кислоты и в самых больших объемах первичные и,
в некоторых случаях, вторичные производные этих
нефтехимических продуктов. Еще одной новостью
из NPRA является избрание Чарльза Древна новым
президентом Ассоциации. Г-н Древна имеет более
чем 35-летний опыт работы на руководящих должностях связанных с техникой, бизнеса и публичной
политикой в промышленности, перерабатывающей
углеводородное сырье (HPI). До NPRA (с мая 2002 г.)
он занимал ответственные должности в Tosco Corp.
и Cunoco.
Млн т
HYDROCARBON PROCESSING
Азия*
Европа**
Америка***
* Включает Японию, Корею, Тайвань, Индию, Китай
** Включает Испанию, Францию, Турцию, Бельгию, Великобританию,
Италию, Португалию
*** Включает США, Пуэрто-Рико, Доминиканскую республику, Мексику
Источник: FACTS Global Energy
Рис. 1. Региональное потребление СПГ в первой половине
2007 г. по сравнению с первой половиной 2006 г. указывает на
изменение картины потребления:
1 – 1 половина 2006 г.; 2 – 1 половина 2007 г.; 3 – изменение, %
ням импорта СПГ в Америки, – повышению на
4,2 млн т (или на 64 %).
Перспективы. Слабый спрос на СПГ в Европе
позволил смягчить напряженность в поставках первой половине 2007 г., несмотря на то, что многие установки по сжижению природного газа эксплуатировались в режиме ниже проектной мощности. Партии
СПГ были переориентированы с первоначальных
европейских рынков на более дорогостоящие рынки
США или Азии.
Если не будет нарушений в поставках из-за экстраординарно холодной зимы или по другим причинам, nio-рынок СПГ останется сравнительно релаксированным, – прогнозирует FACTS. Дополнительные
объемы СПГ из Экваториальной Гвинеи, Тринидада
и Норвегии, наряду со стогнирующим потреблением
СПГ в Европе, высвободятся для удовлетворения ненасытных аппетитов азиатского рынка.
СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ
ЕВРОПЕЙСКОЙ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ
Два десятилетия низкой прибыльности в нефтеперерабатывающей промышленности оставили отпечаток, выражающийся в снижении производственной
мощности. Полагают, что нехватка нефтеперерабатывающих мощностей вносит вклад в высшие цены
на нефть, по этому развитие нефтеперерабатывающей промышленности приобретает большое политическое значение. Однако призывы к увеличению инвестиций в нефтепереработку наталкиваются на ряд
политических мер, которые могут привести к снижению объема нефтепродуктов.
Эта конфликтная ситуация в европейской нефтеперерабатывающей промышленности является
предметом рассмотрения аналитического обзора, недавно опубликованного Purvin & Gertz (P&G). Авторы
этого обзора констатируют замедление темпов роста
потребления нефтепродуктов в Европе и Северной
Америке. «P&G прогнозирует, что замедление утилизации автомобильного парка в некоторых странах
Европы не остановит спад потребления бензина», –
61
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
1
2
3
4
Первичная
переработка
(АВТ)
Бензин
ККФ
Гидрокрекинг
1
2
3
Конверсия
остаточного
сырья
Источник: Purvin & Gertz
Рис. 2. Изменения в производственных мощностях европейских НПЗ до 2012 г. Большинство объектов будет модифицировано в южном регионе Европы:
1 – требуются дополнительные мощности; 2 – юг Европы; 3 – центральная часть Европы; 4 – северная часть Европы
62
высокая инвестиционная активность требуется для
Северной Европы.
Перспективы гидрокрекинга по прибыльности
более предпочтительны, чем для капиталистического крекинга в псевдоожиженном слое (FCC). Более
высокая прибыльность гидрокрекинга по сравнению с FCC кроется в том, что цены на дизтопливо
выше, чем цены на бензин (рис. 3). Это отражает
более сильные позиции рынка средних дистиллятов
по сравнению с бензиновым рынком. Аналитики из
P&G полагают, что эта тенденция будет продолжена.
Прибыль на капитал, вложенный в процессы и установки глубокой (деструктивной) переработки нефти, выше чем строительство новых объектов, хотя
прибыльность вложений в новые проекты все еще
лучше, чем среднеисторическая, несмотря на растущие затраты на строительство. Экономика проектов
сооружения новых объектов по переработке нефти в
Европе остается нежизнеспособной, несмотря на высокую прибыльность, – парадоксальная ситуация.
Следовательно, европейская нефтеперерабатывающая промышленность находится на распутье
между очень интересным набором угроз и благоприятных возможностей. Во всем мире существуют возможности выгодных вложений капитала, но внутри
европейских стран, дома – низкие и несбалансированные темпы роста.
Благоприятные возможности. Расширять производственные мощности в расчете на увеличение
экспорта – это рискованное дело. Замедление роста потребления бензина в США представляет значительную угрозу для европейских производителей
бензина. Разработка биотоплив и технологии превращения газа в жидкость (gas-to-liquid – GTL) в
США и в других регионах мира снижают потенциал
рынков сбыта для европейского бензина. Биобензин
является соперником бензина нефтяного происхождения. Прогнозируется нетрадиционные источники
снабжения бензином, которые до 2010 г. будут удовлетворять 10–15 % мирового спроса.
Прибыльность, долл/брл
Мощность, тыс. брл/сут
заявил Р. Уливиери, партнер P&G, в своем докладе
на недавно состоявшейся Европейской конференции по технологии нефтепереработки в Барселоне,
Испания.
Неисповедимы пути… Экономия топлив, вероятно, будет продолжаться. Пробег, считая на каждый
легковой автомобиль, сокращается. Это отражает насыщенность автомобильного парка и новую политику в области автомобильного транспорта. Сохранятся
ли традиционные пути сбыта бензина?
Структурная избыточность бензина в ЕЭС,
вероятно, будет нарастать. Европа в значительной степени зависит от бензинового рынка США.
Альтернативным рынком сбыта для бензина является его использование в качестве нефти/нефтехимического сырья. «Но трудно снизить выработку бензина без рационализации производственных мощностей, – отмечают авторы аналитического обзора, – а цена доступа на экспортные рынки для НПЗ,
расположенных в континентальной части Европы,
очень высока».
Однако ожидаются заметные замедления роста
потребления бензина в США по мере ускорения поставок. На этом основании P&G прогнозирует напряженность трансатлантического торгового баланса
к 2010 г.
Ожидаются значительные изменения в картине
торговли нефтью. Рост средиземноморских поставок нефти будет компенсировать спад в поставках
с Северного моря. Значительно возрастут поставки
средиземноморских/черноморских нефтей в Северную Европу. Средиземноморские нефти станут легче, тогда как нефти Северо-Западной Европы станут
более высокосернистыми. Но влияние на цены будет
сглаживаться стратегиями маркетинга.
Высокие прибыли. Большая часть изменений
в европейских производственных мощностях ожидаются в южном регионе (рис. 2). После 2012 г. средиземноморский регион будет иметь преимущества
от переработки более легких нефтей. Намного более
Источник: Purvin & Gertz
Рис. 3. Динамика прибыльности для европейских установок
гидрокрекинга лучше, чем для установок ККФ:
1 – разность, гидрокрекинг–ККФ; 2 – гидрокрекинг сернистой нефти, северо-запад Европы; 3 – ККФ сернистой нефти, северо-запад Европы
№5 май 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Планируемое строительство экспортных НПЗ
экспортерами нефти также представляет угрозу,
так как некоторые из них могут возникнуть в Средиземноморском бассейне. «Мы видим место и необходимость целенаправленных проектов на существующих НПЗ, но не рассчитываем на извлечение
прибыли из проектов сооружения новых установок.
Интерес к нефтеперерабатывающей промышленности не угаснет ближайшие 20 лет», – прогнозирует г-н Уливиери.
Для крупных интегрированных компаний НПЗ
уже «не слабое звено». Некоторые все еще распродают имущество, но рационализация и массовые
увольнения рабочих уже не являются бичом для нефтеперерабатывающей промышленности. Есть немало покупателей большинства этих активов.
Результат заключается в том, что повысив свой
профиль в глазах инвесторов промышленность теперь имеет уникальную возможность повысить свою
значимость в глазах политических деятелей и всего
общества.
API: БИОТОПЛИВА НЕГАТИВНО ОТРАЖАЮТСЯ
НА ЭКОНОМИКЕ США
«Находящийся на рассмотрении в Конгрессе законопроект по энергетике, вероятно, окажет значительное негативное влияние на экономику и потребителей страны, включая 5 млн безработных и потери промышленной продукции на 1 трлн долл.», –
гласит доклад опубликованный Американским
нефтяным институтом (АРI). В этом исследовании
содержится глубокий анализ потенциальных экономических последствий законопроекта по энергетике,
который в настоящее время находится на рассмотрении законодателей США. Анализ, подготовленный
CRA International и спонсируемый API, оценивает
потенциальное воздействие этого законодательства
на ключевые показатели экономики США.
Авторы доклада полагают, что предлагаемые законодательный акт по энергетике окажет негативное
влияние на экономику США, которая будет выражаться в следующем.
Дополнительные налоги на нефтяную и газовую промышленность в сочетании с дополнительными ограничениями поисково-разведочного бурения
могут привести к снижению предполагаемой среднегодовой добычи нефти внутри страны на 4 % в период 2010–2020 гг. и добычи природного газа на 2 % по
отношению к базовым уровням (рис. 4).
Предлагаемый законопроект приведет к значительному повышению цен на широкий диапазон
товаров и услуг, особенно на автомобильные топлива. В результате, потребление нефтепродуктов, по
оценкам авторов, снизится на 18 % в 2020 г. и на одну
треть в 2030 г. по отношению к базовым уровням.
Потребление автомобильных топлив сократится изза значительно более высоких затрат ложащихся на
плечи конечных потребителей.
К 2030 г. предлагаемые законопроект привел
бы к нетто-потере 4,9 млн рабочих мест.
Суммарные инвестиции сократятся на 3,4 % по
отношению к базовым уровням к 2030 г.
№5 май 2008
К 2020 г. ВВП будет на 1,7 % ниже базового
уровня, а к 2030 г. упадет до 4 % ниже базовых уровней. Нефтепереработка, коммерческие транспортные услуги, автомобилестроение, производство
электроэнергии и энергоемкие промышленные производства окажутся среди диспропорционально пострадавших секторов экономики.
В момент опубликования доклада API законопроект еще находился на рассмотрении в обеих палатах
Конгресса, и окончательная его форма еще не определена. Анализ описывает совокупные вероятные
экономические последствия внедрения в практику
семи основных законодательных положений, содержащихся в обоих вариантах законопроекта – в Палате Представителей и в Сенате. Основные семь положений законопроекта следующим образом оценены авторами доклада API.
Программа экономии нефти. В законопроекте, рассматриваемом в Сенате, предусматривается
обязательное национальная программа «экономии
нефти» для снижения потребления нефти на 10 млн
брл/сут к 2031 г. Но в этом документе ничего не сказано каким способом это может быть достигнуто.
Стандарт на возобновляемые топлива. Сенатский
законопроект предусматривает обязательное использование 36 млрд галл возобновляемых топлив к
2022 г. Экономический эффект, вероятно, будет усиливаться, если выработка биотоплив будет недостаточно для достижения этих целей.
Налоговые положения. Законопроект, находящийся на рассмотрении в Палате Представителей,
привел бы к повышению налогов на нефтяную промышленность на 15 млрд долл. за 10-летний период.
«Надувательство в ценах». Законопроект, находящийся на рассмотрении в Сенате, предусматривает запрет на «надувательство в ценах» на бензин
во время чрезвычайного положения, объявленного
президентом и устанавливает административные и
уголовные наказания за нарушения этого законодательного акта. Палата Представителей еще в 2005 г.
приняло отдельный, автономный закон о наказаниях
за «надувательство в ценах».
Портфель стандартов на возобновляемые топлива. Законопроект, рассматриваемый в Палате
Представителей, предусматривает использование
15 % энергосредств из возобновляемых источников
проектах, осуществленных инвесторами, к 2020 г.
Стандарты на среднекорпоративную экономию
топлива (CAFE). Законопроект, рассматриваемый
в Сенате, предусматривает обязательное внедрение повышенных CAFЙ стандартов для достижения
среднего расхода бензина легковыми автомобилями
и грузовыми автомобилями малой грузоподъемности
35 галл/миль (6,6 л/100 км) к 2020 г.
Положения, ограничивающие доступ ресурсам. Законопроект, рассматриваемый в Палате
Представителей, предусматривает дополнительные
штрафы и пошлины за сдачу в аренду месторождений нефти и природного газа в Мексиканском
заливе и введение новых ограничений на бурение
на нефть и природный газ на Федеральных территориях.
63
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Влияние на энергетические рынки. Этот законопроект, вероятно, приведет к повышению стоимости энергии. Влияние законопроекта на повышение
стоимости энергии является результатом его положения, ограничивающих поставки топлива и вменяющие обязательную замену менее дешевых традиционных топлив на более дорогостоящие возобновляемые топлива.
Обязательное сокращение потребления нефти
приведет к непосредственному сокращению количества энергоносителей для экономики США,
а новые ограничения добычи нефти и природного
газа внутри страны будут усиливать этот эффект.
Высокие налоги и пошлины на нефть и природный
газ так же будут отбивать охоту к добыче и повышать
эксплуатационные затраты.
По оценкам авторов исследования, проведенного
API, положения предлагаемого законопроекта приведут к снижению потребления нефти приблизительно
на одну треть в 2030 г. Стандарты на возобновляемые
топлива приведут к увеличению потребления этанола на основе кукурузы почти на 40 %, а потребление
целлюлозного этанола достигнет только 13 % от общего рынка возобновляемых топлив.
ТЕМПЫ РОСТА ПОТРЕБЛЕНИЯ
РЕГУЛИРУЮЩИХ КЛАПАНОВ
Глобальный рынок регулирующих клапанов находиться на этапе беспрецедентного роста благодаря
буму в строительстве новых технологических установок в развивающихся странах и взрывному расширению инвестиций в разведку и добычу нефти и газа.
«В 2006 г. рынок регулирующих клапанов приблизился к 4 млрд долл., в период до 2011 г. прогнозируется ежегодный 5%-ный прирост, и в 2011 г. объем продаж превысит 5 млрд долл.», – говорится в
новом исследовании недавно опубликованном ARC
Advisory Group (www.arcweb.com).
«Значительная часть прироста в прогнозируемый
период произойдет в ближайшие два года в связи с
продолжающимся бумом на азиатском нефтегазовом
рынке. Затем наступит некоторое замедление роста из-за перенасыщения рынка», – полагает Дэвид
Клейтон, ведущий обозреватель ARC.
Беспроводные средства связи. Внедрение беспроводных технологий это средство, позволяющее
пользователю ценой не больших затрат решать проблемы связи технологического оборудования (в частности клапанов) с системами управления и регулирования. Этот подход открывает много благоприятных
возможностей для совершенствования регулирования и оптимизации производства (добычи) благодаря
получению дополнительных ранее не доступных по
затратам данных, непосредственно с места добычи
нефти и газа.
Многие из ведущих поставщиков регулирующих
клапанов расширяют свой ассортимент беспроводных средств связи со своей цифровой аппаратурой.
Беспроводные средства не только подключают клапаны к своим системам, но также служат для них оправданием для замены старых пневматических позиционеров на цифровые позиционеры.
64
Изменения, %
HYDROCARBON PROCESSING
Природный газ
Нефть
Годы
Рис. 4. Прогнозируемое влияние предполагаемого законодательного акта по энергетике, находящегося на рассмотрении
в Конгрессе, на добычу нефти и природного газа в США
Поставщики регулируемых клапанов усиливают
сотрудничество с производителями и разработчиками стандартов на беспроводные средства – SP100
и Wireless HART для разработки стандартов на беспроводные цифровые позиционеры, удовлетворяющие потребности и ожидания.
Ближний Восток, Китай. Несмотря на то, что
Китай все еще обладает значительным потенциалом роста потребления регулирующих клапанов,
Ближний Восток быстро становится региональным
рынком с самым высоким потенциалом роста потребления.
ARC отмечает признаки некоторого замедления темпов строительства новых технологических
установок во избежание «перегрева» экономики.
Замедлились также инвестиционные поступления
в Китай, потому что дешевая рабочая сила – что
всегда была одним из самых привлекательных атрибутов – и земля становится дороже из-за бурного
развития экономики страны.
Ближний Восток переживает усиленный рост
потребления регулирующих клапанов благодаря высокой концентрации нефтяной и газовой промышленности.
НАПРЯЖЕННОСТЬ СЕВЕРОАМЕРИКАНСКОГО
ВНУТРЕННЕГО РЫНКА ПРИРОДНОГО ГАЗА:
ПЕРСПЕКТИВЫ ДЛЯ ИМПОРТА
За последние 25 лет доля природного газа в Мировом энергетическом балансе возросла с 19 до 23 %.
В США в 2006 г. на долю природного газа приходилось 22 % от общего потребления первичных энергоносителей.
На недавно состоявшемся энергетическом форуме в Rice University был представлен доклад
Baker Institute, в котором подробно рассматриваются состояние и перспективы рынков природного
газа Северной Америки (http://baherinstitute.org).
Основные положения этого доклада приведены
ниже.
Производство электроэнергии. Природный газ
занимает важное место в производстве электроэнергии в США, уступая только углю как источнику топлива, причем по темпам роста потребления в этих
№5 май 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
целях природный газ опережает все остальные виды
топлив. Приблизительно 19 % всего электричества
вырабатываемого в США, получают на электростанциях, сжигающих природный газ (в 1986 г. доля природного газа составляла только 10 %).
Около 52 % всех новых электростанций, построенных в США с 1995 г., эксплуатируются на природном газе, причем все новые электростанции намного
мощнее, чем электростанции, работающие на альтернативных топливах. Девяносто процентов всех
новых мощных (МВт) электростанций рассчитаны
на природный газ.
Природный газ приобретает все большее значение для других развивающихся индустриальных
стран. Например, Китай и Индия потребляют больше природного газа в условиях снижения затрат на
производство, транспортировку и регазификацию
сжиженного природного газа (СПГ). В конечном
итоге – неуклонное увеличение объемов торговли
природным газом на мировых рынках. Отсюда: растущая озабоченность надежностью и доступностью
поставок природного газа.
Импорт. В 2006 г. импорт природного газа в США
составлял 20 % от объема конечного потребления.
Большая часть импорта (85,7 %) поступает из Канады
по газопроводам. «Однако растущее потребление
природного газа на переработку битуминозных песков в Канаде, вероятно, приведет к ограничению экспорта газа в США. Дальнейший рост потребления
природного газа внутри страны, в сочетании с ограничениями поставок газа по целому ряду причин,
приведут к значительному увеличению импорта
в форме СПГ», – полагают авторы исследования.
Уже сегодня, импорт СПГ возрос практически с нуля в 1986 г. до приблизительно 2,9 трлн фут3
в 2006 г. – 14 % от общего объема импорта газа.
В настоящее время США импортируют СПГ из
Тринидада и Тобаго (66,7 %), Египта (20,5 %), Нигерии
(9,8 %) и Алжира (3 %).
США обладают базой первичных энергоносителей; причем эта база становится все более зрелой.
Важное значение имеют экологические и землевладельческие соображения: значительная часть земель,
которые ранее были доступны для разведочного бурения, теперь изъяты из списка земель, отдаваемых
в аренду частным нефтегазовым компаниям. 20 лет
назад около 75 % федеральных земель были доступны
для проведения поисково-разведочных работ. Теперь
доля этих земель сократилась до 17 % и это в условиях
ежегодного роста потребления газа на 2 %.
В условиях ограниченного роста добычи природного газа в нижних 48 штатах ожидается значительный рост импорта в ближайшие два десятилетия. Дальнейшее развитие рынка природного газа в
Северной Америке будет в значительной степени зависеть от политического выбора и изменении в альтернативах международных поставок.
Газоснабжение. В условиях недоступности земель для бурения в США страна будет вынуждена
опираться на импорт СПГ для удовлетворение потребностей в природном газе на 20 % к 2015 г. и на
31 % к 2030 г. Из этого общего объема импорта 80 %
№5 май 2008
будут осуществляться в 2015 г. непосредственно
через терминалы, расположенные на территории
США, затем произойдет снижение до 73 % в 2025 г.,
а остальные 27 % будут приходиться на косвенный
импорт (через мексиканские и канадские терминалы с перегрузкой и доставкой в США по газопроводам).
Доля Ближнего Востока в глобальном производстве СПГ увеличится с нынешних 10 % до 14 % к 2025 г.
Приблизительно половина всего СПГ, производимого на Ближнем Востоке, будет экспортироваться в страны Атлантического бассейна: США будут
поглощать 20–25 % всех поставок СПГ с Ближнего
Востока, в соответствии со сценарием Baker Institute.
«Открытие ограниченных регионов Внешнего
Континентального Шельфа (outer continental shelf –
OCS) и Скалистых Гор для бурения и освоения залежей природного газа не обеспечат для США ни
энергетической независимости, ни снижения зависимости от импорта СПГ». Влияние цен также ограничено: разработки в OCS и Скалистых Горах могут
дать лишь маргинальные выигрыши.
Авторы исследования заключают, что в среднесрочной перспективе создание системы, при которой правительство США могло бы «брать взаймы»
товарные запасы природного газа из стратегических государственных резервов во время кризисов
снабжений или в случае прекращения поставок газа
крупным поставщиком или группой поставщиков,
может быть политически более целесообразным,
чем высвобождение экологически чувствительных
земель для непосредственного бурения на природный газ.
ПРОДОЛЖАЮЩАЯСЯ ЭСКАЛАЦИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ НА УГЛЕ
«К 2011 г. установленная мощность электростанций, эксплуатируемых в мире, составит 1,6 млн
МВт», – прогнозирует McIlvaine Compant. В 2020 г.
суммарная мощность электростанций составит приблизительно 2,1 млн МВт.
«В Европе и США приращение нетто-мощностей
будет незначительным, но инвестиции в модернизацию действующих электростанций с целью снижению выбросов парниковых газов будут очень велики», – отмечает автор исследования.
Восточная Азия (авторы относят Индию к Западной Азии) будет переживать самый высокий прирост
мощностей (см. табл.).
Прогнозируемое строительство электростанций на угле
в Восточной Азии (1000 МВт)
Классификация
2008 г.
2012 г.
2016 г.
612
738
876
1
Строящиеся
мощности
31
35
39
39
Закрывающиеся
мощности
10
2
2
2
Существующие
мощности
2020 г.
65
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Большое число устаревших маломощных электростанций будут закрыты в Китае, и на их месте будут
построены новые высокоэффективные электростанции с суперкритическими котельными установками,
оснащенными новейшими средствами предотвращения загрязнения окружающей среды.
Существующие цены на нефть и перспективы их
дальнейшего повышения делают уголь крайне привлекательным. Если цены на природный газ следуют
за ценами на нефть в соотношении 1:6 и 1:8, в последнее время даже 1:13, то даже при цене в 7 долл/
млн БТЕ уголь на много дешевле, чем природный газ.
Снижение выбросов. Глубокие исследования, направленные на снижение выбросов с современных
электростанций, проводятся в настоящее время во
всех регионов мира. Например, скрубберы теперь в
состоянии удалять до 99 % SO2, тогда как скрубберы
старого типа удаляют только 90 %. Более половины
старых электростанций не были оснащены скрубберами.
«Это означает, что может быть построено 100 новых электростанций путем закрытия только одной
(электростанции без скруббера) при равных или
даже меньших выбросах SO2.. Если будут построены новые высокоэффективные электростанции (при
условии, что неэффективная электростанция будет
выведена из эксплуатации), то фактические выбросы SO2 со 100 новых электростанций снизятся на
30 %», – резюмируют авторы исследования.
В Европе строительство новых угольных электростанций считается наиболее эффективным способом
достижения снижения выбросов CO2. В Азии ожидаемая разница в затратах между углем и альтернативными топливами настолько велика, что инициативы,
направленные на снижение выбросов парниковых
газов, вряд ли изменят потребление сырья.
Связаться с главным редактором НР W. Weirauch
(В. Вейрах) можно по адресу: ww@HydrocarbonProces-sing.
com.
НОВОСТИ ИЗ ЕВРОПЫ
T. L. Wright, редактор европейского отдела НР
УЛАВЛИВАНИЕ СО2 – СОСТАВНАЯ ЧАСТЬ
«ЛИЦЕНЗИИ НА ПРАВО ЭКСПЛУАТАЦИИ НПЗ»
ДЛЯ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ КОМПАНИИ
Снижение выбросов СО2 на двух НПЗ расположенных на побережье Северного моря это не только
хорошая бизнес-стратегия, но и стратегия выживания в бизнесе, – говорит бывший крупный бизнесмен Conoco, который четыре года назад вернулся в
Швецию и возглавил шведскую нефтеперерабатывающую компанию Preem, отказавшись от международной карьеры в Conoco. Высшее должностное
лицо и президент Preem М. Лоев согласился дать мне
интервью в Стокгольмском офисе этой частной компании. На вопрос о том, как он оценивает широко
разрекламированную кампанию 2006 г. когда все
средства массовой информации пестрили аршинными заголовками, обещающими «экологически чистую нефтепереработку», под которой понималось
резкое снижение выбросов, производство биотоплив, переработка бионефти, улавливание и хранение
СО2, последовало довольно пространный ответ, краткое изложение которого дано ниже.
Компания Preem эксплуатирует свои НПЗ в виде
комплекса, связанного с морем. Продукцию отгружают на НПЗ в Готенбурге и НПЗ Preemruff-Lysekil,
на которых впервые было произведено дизтопливо с нулевым содержанием серы. В начале 2006 г.
на Lysekil были введены в эксплуатацию новая установка изокрекинга и связанная с ней установка
по производству водорода для переработки 3,4 млн
т/год газойля в автомобильное дизельное топливо.
Дизтопливо с нулевым содержанием серы, вырабатываемое для использования внутри страны, еще не
является европейским стандартом, но относится к
шведскому дизтопливу класса 1, удостоенному золотой медали. Компания Preem намерена пойти еще
дальше – создать котельное топливо, не содержащее серу, и внедрить его в промышленность через
66
существующий новый проект, связанный с процессом замедленного коксования.
По крайней мере, ни по одному показателю интенсивность этого процесса не играет на руку Preem.
Выбросы СО2 увеличились на 800 тыс. т/год после
введения установки изокрекинга, хотя ее проектировщики утверждают, что нетто-выбросы СО2, считая
на пассажиро-километр, снизятся на 200 тыс. т/год.
Тем не менее, даже сегодня Lysekil является
«звездой соломонова решения». В своем газовом отчете Lysekil утверждает, что выбросы СО2 на НПЗ
на 40 % ниже среднегодовых выбросов на 106 НПЗ
Европы, а по выбросам SO2 и NOx, соответственно,
ниже на 73 и 78 %, чем на всех европейских заводах.
Ограничение выбросов в угольной промышленности. Далее беседа с М. Лоевым переключилась на
роль угольной промышленности в ограничении выбросов СО2 в связи с расширением добычи угля на
шахтах Tom Jones, Las Vegas и Уэльсе и рекордным
ростом цен на уголь.
«Британская угольная промышленность была
большой проблемой для нас здесь в Швеции», – сказал он, пытаясь объяснить, почему Швеция первая
ощутила воздействие кислотных дождей, и шведы
первыми начали понимать, что углеводороды содержат серу. В те недалекие 80-е гг. миллионы тонн
серы из Англии обрушивались дождем на наши поля
и леса. Тогда, 1986 г. когда мы уже удалили свинец
из бензина, проблема кислотных дождей сыграла
важную роль в побуждении шведских политических
деятелей к разработке строгих мер по ограничению
серы в автомобильных топливах. Так, например, в
1994 г. когда европейские лоббисты от нефтеперерабатывающей промышленности в Европейском
Парламенте пытались доказать, что полное удаление
серы из топлив приведет промышленность к экономической катастрофе, компания Preem обратилась
к ABB Lummus u Sriterion Catalyst, разработавших
первопроходческий процесс и установки Syn Sat,
которые были построены на обоих НПЗ компании,
и благодаря налоговым льготам, впоследствии при№5 май 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
нятым на всем европейском континенте, произошло
невозможное – появилось дизтопливо, абсолютно
не содержащее серы.
Аналогично другим нефтеперерабатывающим
компаниям, рано внедрившим технологию получения
экологически чистых топлив, НПЗ Lysekil впервые в
Швеции в начале 1993 г. начала применять 2 % FAME
(из возобновляемого источника) в качестве компонента дизельного топлива, что позволило получить
высокую чистую доходность на вложенный капитал.
Улавливание СО2. «Но это было тогда, в эру экологически чистых топлив. Теперь у нас есть Киото,
глобальное потепление и торговля квотами на выбросы СО2. Мы полагаем, что, начиная с 2013 г., права на
выбросы СО2 будут продавать с аукциона. Сегодня
уже продают метрическую тонну за 23 евро, так что,
если вы намерены купить квоту на 2,5 млн Мт, что
мы и намереваемся сделать, то вы убедитесь, что это
эффективный бизнес, причем вы будете числиться
среди «отличников» по снижению выбросов СО2», –
резонирует г-н Лоев: «Мы призваны теперь улавливать СО2 в процессах нефтепереработки… и мы обязаны решить эту проблему», – говорит он. «Иногда
мы делаем заявления, не зная как осуществить обещанное,… например, заявление президента Кеннеди
в начале 60-х гг. о том, что американцы высадят человека на Луне, а случилось это через десять лет».
В действительности, может потребоваться некоторое
время, чтобы постичь, как осуществить обещание,
иногда непопулярное среди равных по рангу. Таким
обещанием является, например, использование 10 %
сырья из неископаемых источников для производства дизельного топлива на НПЗ Preem к 2011 г.
Идея бионефтепереработки, в которой биомассу
превращают в жидкую «бионефть», была выдвинута ИОР и Lurgi на конференции ERTC, состоявшейся
в Барселоне в ноябре 2007 г.
Обладая огромными лесными угодьями и древесными отходами, Швеция является естественным кандидатом на роль первопроходца в этом многообеща-
S. Saraf, внештатный редактор НР
Tim Lloyd Wright (Т. Л. Райт), редактор
Европейского отдела HP. Репортер и организатор европейских форумов нефтепереработчиков и нефтехимиков с 1997 г.
Ранее работал в британских средствах
массовой информации и репортером
ВВС. Проживает в Швеции. Основатель
движения за сокращение выбросов парниковых газов. Связаться с г-ном Т. Л. Райтом можно по
адресу: tim.wright@gulfpub.com.
НОВОСТИ СПГ
ПРИРОДНЫЕ РЕСУРСЫ. ПОВТОРЕНИЕ ТРАГЕДИИ
A. Smith (А. Смит) – известный экономист – заметил, что в свободном рынке каждый индивидуум,
преследует свой собственный интерес, стремится
также промотировать добро для общества. Он назвал
этот принцип «невидимой рукой». Однако комментарий г-на Смита несправедлив для «the commons» –
природных ресурсов – воздуха, земли, воды и других полезных ископаемых, которыми совместно владеют многие группы людей или страны.
Трагедия природных ресурсов. G. Hardin (Г. Харден) – другой известный экономист – признал
конфликтность совместного (целевого) владения
природными ресурсами и инициировал дискуссию в
статье, опубликованной под названием «The Tragedy
of the Commons»*. Г-н Харден объяснил трагедию
* Hardin G., «The Tragedy of the Commons», Science, December
1968, pp. 1243.
№5 май 2008
ющем биотопливном бизнесе. И несмотря на свою
мощную бумажную промышленность Швеция послужит примером для стран, которые будут строить
специальные предприятия для сжижения биомассы
и облагораживания биологических жидких топлив.
Швеция имеет талловое и смоляное масло – побочный продукт бумажного производства.
Завершая интервью с г-ном Лоевым, я задал ему
риторический вопрос «Что сказал бы Хьюстонский
нефтепереработчик по поводу всего сказанного
выше» и предложил следующий ответ «Если кто-нибудь в Швеции, обладающий двумя НПЗ, хочет совершить экономическое самоубийство, используя
протокол Киото, то он может быть моим гостем».
«Да, возможно, – сказал он, – мы будем работать над улавливанием СО2 и биотопливами, несмотря на то, что президент Буш пропагандирует биотоплива только в интересах энергетической безопасности», – возразил он. Здесь мы имеем дело с моральной проблемой. Два года назад пшеница стоила
0,80 шведских крон/кг здесь, в Стокгольме, а сегодня
она стоит 2,3 крон/кг. Это частично объясняется
нуждой большого числа людей в продовольствии,
но биотоплива им также жизненно необходимы.
Проведено глубокое исследование, результаты которого показывают, что каждый раз, когда цены на
продовольствие повышаются на 100 %, сотни миллионов людей оказываются ниже черты голода», – заключил он.
на примере пастбища, которым «совместно» владеют пастухи. Для увеличения доходов каждый пастух
стремится к увеличению поголовья животных в своем стаде. К сожалению, пастух при этом, вероятно,
игнорирует тот факт, что на пастбище будет пастись
больше животных, чем оно может прокормить, что
приведет к катастрофическим результатам. Имея в
виду, что «трагедия» г-на Хардена является интересным философским откликом на «невидимую руку»
г-на Смита, некоторая динамика и практические выводы, вытекающие из взглядов г-на Хардена, следует
принимать во внимание.
Цикличность трагедии. По моему мнению, самым подходящим аргументом применительно к нынешней ситуации является феномен цикличности в
модели, предложенной г-ном Харденом. Когда скот
впервые был пригнан на новое пастбище, начальный период был «изобильным», скот набирал вес,
прибыль пастухов росла, и каждый пастух увеличивал поголовье своего стада. Однако поголовье скота
67
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
уже превышает устойчивость пастбища, и наступает
«катастрофическая точка». В этой точке начинается
падеж скота от голода. Система вступила в период
«трагедии». Природное равновесие может наступить
после трагедии. В конечном счете, поголовье скота
снизится до уровня, который может быть обеспечен
пастбищем – наступила «точка восстановления».
Надеюсь, пастухи извлекли прок из этого.
Из этого циклического взгляда вытекает, что трагедия неизбежна. Даже в том случае, когда осуществляется разумная политика повышения плодородия
пастбищ за счет посева более питательных видов
трав, эффект заключается только в продлении цикла и отсрочки вступления в трагическую фазу. И, наоборот, внезапное вторжение травоядных кроликов
может лишь сократить срок до отказа системы.
Этот циклический феномен проявляется многократно в таких проблемах как мировая энергетика,
изменение климата, загрязнение атмосферы и водное право. Аналогично гипотетической концепции
г-на Хардена, трагедия природных ресурсов – это
проблема роста народонаселения в условиях ограниченности этих ресурсов. В глобальных проблемах
вопрос заключается не в том, как избежать трагедии, а в том, как минимизировать ее последствия.
Энергетика. Давайте обратим внимание на проблемы политики в области энергетики. Сегодня почти 85 % мирового энергопотребления базируется
на ископаемых топливах – нефти, природном газе
и угле. По оценкам специалистов добыча нефти, вероятно, достигла пика, и конкуренция за овладение
этим «общим достоянием» усиливается вследствие
взрывного экономического роста в Азии и в других
регионах мира. В целях долгосрочного планирования
следует исходить из предположения, что нефтяные
ресурсы будут истощены через несколько десятилетий. Вызов для США и других стран заключается
в том, как лучше внедрить альтернативные источники
энергии для продолжения экономического роста (роста финансовых ресурсов) и минимизировать вредные
последствия снижения мировых запасов нефти.
Например, значительное снижение потребления
энергии на душу населения (экономия энергии) может лишь продлить время до наступления точки катастрофы для нефтяного цикла (несмотря на рост
народонаселения) и дать больше времени для осуществления обширных энергетических программ.
Аналогично этому, расширение разведочного бурения с целью открытия новых месторождений на
нефть и газ, а также внедрение новых технологий,
направленных на усиление нефтеотдачи, могут дать
лишь временное облегчение. Однако все равно наступит точка, когда запасы нефти будут исчерпаны
и больше не смогут быть движущей силой экономического роста.
Перспективы. Каким будет стратегический энергетический баланс США через 50 лет? Через 100 лет?
Исходя из того, что известно в настоящее время,
ясно, что в краткосрочной перспективе нет, и не будет, ни альтернативного источника энергии, способного заменить ископаемые топлива, ни соответствующей инфраструктуры. Однако поиск решений должен быть систематическим. Творцы политики, поддерживающие любые потенциальные решения или
выступающие за диверсификацию источников энергии, подрывают будущее из-за отсутствия конкретного направления движения – нельзя держать пари,
делая ставку на все доступные технологии, и ожидать
положительных (экстраординарных) результатов.
Политика в области энергетики должна быть достаточно продуманной, чтобы осознавать факт истощения природных ресурсов и инвестировать в технологии, исследования и создание соответствующей
инфраструктуры целенаправленным и планомерным
образом. Например, кроме топлив нефть является
источником для производства тысяч всевозможных
нефтехимических продуктов повседневного потребления. Спланировали ли мы альтернативное сырье
для этих продуктов на случай истощения нефтяных?
В краткосрочной перспективе нам может быть придется причинить вред таким природным ресурсам
как воздух и вода для удовлетворения энергетических
потребностей, но если мы будем проводить интегрированную политику в области энергетики и экологии
с учетом истощающихся природных ресурсов, то мы
сможем способствовать уменьшению масштабов трагедии и связанных с нею последствий.
Sanjeev Saraf (С. Сараф), ведущий инженер Хьюстонской проектно-конструкторской компании. Специализируется
на оценках безопасности, надежности,
экономической целесообразности процессов/продуктов. Д-р Сараф имеет ученую степень доктора в области химических технологий в A&M University, где он
работал в центре безопасности процессов имени Mary Kay
O′Connor. Связаться с г-ном Сарафом можно по адресу:
editorial@hydrocarbonprocessing.com.
СТРАТЕГИЯ ИНТЕГРАЦИИ
A. Avery, внештатный редактор НР
МОНИТОРИНГ КОРРОЗИИ В РЕАЛЬНОМ
МАСШТАБЕ ВРЕМЕНИ СНИЖАЕТ ЗАТРАТЫ
Нефтегазовые трубопроводы транспортируют
токсичные и часто летучие углеводороды на НПЗ и
рынки. Аварии на высокопрофильных нефтепроводах пробудили повышенный интерес к предотвращению коррозии, основной причины этих аварий,
которые могут привести к потере продукции, необходимости замены оборудования и штрафам за на68
рушение нормативных требований. Традиционные
способы мониторинга часто идентифицируют проблемы, когда уже слишком поздно принимать профилактические меры, в результате чего нарушается широко
распространенное энергоснабжение по всей цепочке.
Поэтому владельцы нефтегазопроводов ищут пути совершенствования своих систем обнаружения и предотвращения коррозии. Хорошая новость заключается в
том, что современные системы мониторинга коррозии
способны обнаруживать коррозию в реальном времени без нарушения процесса и обеспечивать эффек№5 май 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
тивное прогнозируемое (опережающее) решение для
снижения затрат, связанных с коррозией.
Коррозия может дорого стоить. По оценкам специалистов перерабатывающая промышленность
ежегодно теряет приблизительно 300 млрд долл. из-за
коррозии, приводящей к потере продукции, отказом
оборудования и штрафным санкциям. Например, ВР
в 2006 г. была оштрафована на 12 млн долл. за утечку из нефтепровода на Северном Склоне Аляски
из-за коррозии трубопровода. Кроме того, компания вынуждена была потратить около 150 млн долл.
на восстановление 16 миль нефтепровода. Ясно, что
коррозия представляет значительные риски, и недостаточный контроль коррозии может привести к катастрофическим последствиям.
Если к проблемам коррозии трубопроводов в последние годы приковано внимание средств массовой
информации, то нефтеперерабатывающие заводы с
многомильными трубопроводными обвязками, емкостями, аппаратами и резервуарами не удостаиваются такого внимания со стороны прессы, несмотря на
строгие нормативные требования по безопасности и
ограничению выбросов в окружающую среду. К сожалению, проблемы коррозии будут обостряться по
мере увеличения объема переработки тяжелых нефтей с высоким содержанием кислот. Замена узлов и
деталей оборудования на НПЗ на коррозионностойкие металлы экономически нецелесообразно, особенно с учетом недавней эскалации цен на никель, хром,
цинк и многие другие компоненты, применяемые в
производстве этих металлов. Владельцы НПЗ должны
проявлять более высокую бдительность при выборе
способов мониторинга коррозии. «Эксплуатация-доотказа» – это не вариант в условиях растущих мировых аппетитов на энергию. Если коррозию можно
будет измерять в реальном или близком к реальному
масштабе времени в автоматическом режиме, то владельцы (операторы) НПЗ смогут принимать оперативные меры для минимизации ускорения коррозии и
продления срока службы оборудования.
Традиционных методов мониторинга коррозии
уже недостаточно. По оценке авторов мирового обзора Plant Asset Management (РАМ) Systems, подготовленного ARC Advisory Group, производители ежегодно расходуют 50 млн долл. на мониторинг коррозии,
причем в ближайшие 5 лет эти затраты увеличатся
вдвое. Мониторинг коррозии позволяет прогнозировать физическое состояние всего металлического оборудования, практически каждого узла оборудования
действующей технологической установки. Крупные
поставщики средств мониторинга коррозии – компании Cormon, CorrOcean, Honeywell, Peppel-Fucks и
Rohrback Cosasko – предлагают широкий набор новых способов мониторинга.
Традиционный метод мониторинга в трубопроводах
заключается в применении металлических купонов.
Купоны взвешивают, помещают в технологический
поток, затем периодически извлекают и взвешивают
для определения степени коррозии по изменению веса
купонов. Владельцы трубопроводов применяют так же
ультразвуковые испытательные модули для измерения
толщины труб. Поскольку эти измерения производят№5 май 2008
ся периодически, они в лучшем случае подтверждают
факт коррозии, имевшей место. Повреждения документируются, но трудно по результатам этих измерений принять меры по их предотвращению.
Мониторинг коррозии в реальном времени.
Новые способы мониторинга коррозии, например,
зонды на принципах электрического сопротивления
и сопротивления линейной поляризации позволяют
получать данные по коррозии более своевременно.
Эти приборы измеряют сопротивление на проводниках, помещенных в технологический поток. Если
сопротивление повышается, то это указывает на наличие коррозии. Хотя зонды имеют преимущества
перед купонным методом, они, тем не менее, не обнаруживают локализованную коррозию или питтинг.
Приборы SmartCET и Pepperl+Fucho, в частности,
Corr Tran MV приборы позволяют обойти эту проблему благодаря анализу гармоничных искажений для
более точного определения скоростей коррозии и измерения электрохимических помех с целью обнаружения локализованной коррозии. Системы Emersan
и Rohrback Cosasco являются шагом вперед благодаря применению беспроводного датчика Mircocor.
С помощью этих новых технологий владельцы НПЗ
и нефтепроводов могут измерять и точно определять
локализацию коррозии в реальном масштабе времени. И, в сущности, могут обращаться с коррозией
как с любым другим параметром процесса благодаря оснащенности такими приборами как датчики
давления, чувствительный элемент для измерения
температуры, расходомеры и уровнемеры, применяемые в условиях эксплуатации. Такие приборы можно будет устанавливать на трубопроводах, емкостях
и теплообменниках и контролировать коррозию без
физического участия операторов. Беспроводная технология позволяет измерять коррозию на отдельных
и труднодоступных участках НПЗ.
Мониторинг коррозии в реальном времени помогает продлевать срок службы основного оборудования и трубопроводов. Владельцы могут применять эту
технологию для более эффективной борьбы с коррозией, оптимизацией эффективности мер, направленных на предотвращения коррозии. Снижаются потери продукции и затраты на ремонт и техническое
обслуживание, расходы на ингибиторы коррозии.
Владельцы предприятий могут перейти от ненужных
планово-профилактических ремонтов к целенаправленному повышению надежности оборудования в
эксплуатации. И, что еще важнее, мониторинг коррозии снижает их подверженность риску катастрофических отказов и связанных с ними судебных разбирательств по поводу безопасности и вреда, причиненного окружающей среде.
Allen Avery (А. Эвери), сотрудник
группы Automation Research в АВС.
Специализируется на полевых системах
измерения (расхода уровня, давления, температуры) и беспроводных системах. Имеет
опыт работы в исследовательских проектах.
Выпускник университета в Rhod Island.
Имеет ученые степени магистра и бакалавра. Связаться
с г-ном Эвери можно по адресу: aavery@arcweb.com.
69
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
НР В АССОЦИАЦИЯХ
на политические и экономические препятствия, но
в конечном итоге решается, принося вознаграждения
и выгоды всем, участвующим в ее решении.
ISA, ПОМОГАЕТ УСТАНАВЛИВАТЬ СТАНДАРТ
НР. Чувствуете ли вы поддержку миссии ISA со
НА АВТОМАТИЗАЦИЮ
стороны отраслей промышленности, на которую ISA
В январском номере НР за 2008 г. помещено
оказывает влияние.
интервью с исполнительным директором ISA –
Gouhin. Одна из проблем, с которой мы сталкиваемМеждународной Ассоциации по автоматизации Pat
ся, заключается в том, что у нас нет какой-либо одной
Gouhin′om. Организация насчитывает 30 тыс. членов
отрасли промышленности, которую мы поддерживав разных регионах мира. Текст интервью в сокраем. Как вы уже выяснили, мы обслуживаем многие
щенном изложении приведен ниже.
отрасли промышленности. В этом наша сила; такой
силой наделены не многие организации. Мы, конечно,
Hydrocarbon Processing: для чего нужна ISA?
имеем сторонников и поборников в каждой отрасли,
Pat Gouhin. Являясь профессиональной некомкакую вы можете себе представить, но сегодня мы не
мерческой ассоциацией, представляющей интересы
уверены, что большинство профессионалов
ее членов, мы недавно взяли на себя больв любой отрасли промышленности искренне
шую ответственность за создание имиджа
оценивают преимущества, которые им может
и «озвучивание голоса» нашей профессии.
дать автоматизация и связанные с ней техноПрофессия заключается в автоматизации
логии. Мы призываем присоединиться к ISA,
процессов, и она сегодня состоит из многих
что обеспечит благоприятную перспективу.
разбросанных частей и позиций без когезиНР. Какими преимуществами пользуются
онной силы, которая позволила бы нам колчлены ISA?
лективно выступать более авторитетно, чем
Gouhin. Мы недавно закончили статическое
мы это делаем индивидуально. Мы каждый
исследование по «затратам-прибыли» в сравдень работаем над повышением престижа
Pat Gouhin
нении со многими другими техническими орчленов нашего общества, но этим наша отганизациями. Мы установили, что затраты на
ветственность не ограничивается. Мы будем
членство в ISA составляет лишь небольшую часть заглавной организацией с персональным членством и
трат в других организациях, тогда как преимущества
источником информации по приборам, системам и
членства в ISA намного выше. При членских взносах,
средствам автоматизации. Это означает, что нам несоставляющих в настоящее время 85 долл/год, члеобходимо выходить за рамки членства нашей органы Ассоциации могут бесплатно пользоваться станнизации для установления сотрудничества с другими
дартами ISA, бесплатно проходить курс обучения,
внешними организациями, что позволит провести
что способствует профессиональному росту. Члены
скоординированную кампанию, направленную на
Ассоциации могут также бесплатно получить доступ
промотирование профессии автоматизации и носик сети связи, с целью обеспечения диалога с лучшими
телей этой профессии – отдельных лиц и компаний.
техническими экспертами мира в реальном масштабе
НР. Играет ли ISA роль в организации среди развремени. Кроме того, члены Ассоциации имеют доступ
личных технологий автоматизации? Трудно застак 2500 техническим докладам.
вить разные компании согласиться с конкретным
НР. Каковы ваши новейшие достижения, и какостандартом?
вы цели на ближайшее будущее?
Gouhin. ISA, несомненно, играет ведущую роль
Gouhin. Испытание на соответствие и оценку соотв установлении конкуренции среди разных техноловетствия – это проблемы, с которыми наша промышгий автоматизации, и мы очень серьезно относимся
ленность сталкивается в настоящее время. В 2007 г.
к этой ответственности как организация по разраISA создала институт Соответствия стандартам в обботки стандартов (Standart developing Organization –
ласти автоматизации (ASCI) и сегодня фокусируется
SDO), аккредитованная при Американском национа разработке и внедрении наших стандартов прональном институте стандартов (American National
мышленных предприятиях. Наши специальные станStandard Institute – ANSI).
дарты ISA 99, ISA 100, ISA 84, ISA 95 и ISA 88 помеВсе компании говорят о производстве и переращены на www.isa.org). Эти области содержат ранний
ботке в соответствии со стандартом, но этот стандарт
импульс и идентифицируют рыночный спрос.
необязательно должен быть традиционным стандарПодготовка рабочей силы – это еще одна проблетом ISA, он может быть собственным стандартом
ма, волнующая многих. У нас есть много групп специкомпании на изделие высшего качества. Эти станалистов, осуществляющих анализ и определяющих
дарты отличаются в различных компаниях. Все станлучшее позиционирование для ISA с целью разрешедарты компаний предусматривают общие (консенсусния этой злободневной проблемы. Мы ожидаем, что
стандарты), например, ISA 95. Этот стандарт можно
2008 г. будет годом совершенствования и одобрения
применить в любой области, что позволяет компания
нашей текущей стратегии и успеха всего того, что
достичь взаимопонимания и обменяться корпоративсвязанно с автоматизацией.
ным опытом. Как видите, ISA играет очень важную
роль. Мы также участвуем во многих консорциумах
Связаться с редактором раздела «Новости» НР B. Thinnes
в надежде сломать территориальные границы, кото(Б.Тиннес) можно по адресу: bt@HydrocarbonProcessing.com.
рые могут мешать интеграции и взаимозаменяемосПеревел Г. Липкин
ти. Эта насущная задача, которая часто наталкивается
B. Thinnes, редактор раздела «Новости» НР
70
№5 май 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
НОВАЯ ТЕХНОЛОГИЯ РЕГАЗИФИКАЦИИ СПГ
R. Bryngelson, Exelerate Energy, Хьюстон, Техас
Для удовлетворения потребностей в энергоресурсах необходимо строительство новых терминалов
Глобальное потребление энергии продолжает расти. Отрасль энергетики находится в поисках новых
решений для получения эффективных экологически безвредных топлив. Природный газ стал именно
тем топливом, которое удовлетворяет этим требованиям. Наряду с достоинствами природный газ имеет
и серьезные недостатки. В связи с тем, что в США,
Великобритании и в других странах добыча газа падает, и многие развивающиеся страны, вступающие
в энергетический рынок, нуждаются в больших объемах, поставщики энергии вынуждены искать новые
решения для удовлетворения спроса, где одним из
труднейших вызовов является доставка газа из отдаленных промыслов.
Бурное потребление энергии возродило интерес
к сжиженному природному газу (СПГ) как средству удовлетворения глобального спроса на углеводородное топливо. На протяжении более 40 лет
решением проблем газоснабжения была доставка
СПГ с удаленных месторождений и предприятий
по сжижению в прибрежные регазификационные
терминалы, расположенные в ключевых центрах
потребления. Учитывая капитальные затраты на
сооружение терминалов и зависимость рынков
сбыта регазифицированного СПГ от поставок
газа, прибыль на вложенный капитал и надежность снабжения, как правило, достигаются на основе долгосрочных контрактов с фиксированными ценами. В результате, рынок СПГ оказался не
настолько индустриализированным по сравнению
с рынками других нефтехимических продуктов и
нефти. Отсюда меньшая гибкость и большая устойчивость рынка СПГ.
ОТ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ ДО ПОТРЕБИТЕЛЯ
Высокие затраты на вступление в СПГ-бизнес,
наряду с исторически сложившимся требованием интегрированной цепочки снабжения «от устья
скважины до потребителя», привели к доминирующей роли отраслевых супергигантов. Это создает
значительные барьеры на пути вступления инноваторов в этот бизнес. Как и в любой иной монополии
на продукцию, изменения на рынке СПГ болезненно
медленны. Однако по мере проявления преимуществ
новых способов ведения бизнеса, быстро наступает
«момент движения», и количественные изменения
переходят в новое качество.
Потребители занимаются поисками новых путей
надежного снабжения природным газом в соответствии с требованиями, выполнение которых ранее
было недостижимо. Строительство регазификационного терминала на суше занимает три года, а планирование, проектирование и получение разрешений могут потребовать несколько лет и более 1 млрд
№5 май 2008
Рис. 1. Для удовлетворения растущего спроса на природный
газ требуются специальные океанские суда, доставляющие
СПГ на потребительские рынки
долл. Вполне понятно, что это не универсальное решение. Поставщики газа должны учитывать:
краткосрочные и среднесрочные потребности
в природном газе с учетом предстоящего развития, например, строительства газопроводов или
открытия новых месторождений;
сезонный рыночный спрос.
А также обеспечивать:
доступ к развивающимся рынкам, в регионах
с неопределенным общим ростом в будущем,
или в регионах с политической или экономической нестабильностью;
разрешение поставок в густонаселенные или
экологически чувствительные районы.
Важными движущими факторами являются: затраты, время (скорость поставки на рынок) и географическое размещение. Удовлетворение растущих энергетических потребностей с учетом интересов потребителей означает современный подход к проблемам. Прежде доставка природного газа заключалась
в транспортировке продукта «из пункта А в пункт
В», теперь речь идет о дорогостоящих объектах. Нет
сомнения в том, что транспортировка СПГ и его безопасная и надежная доставка экономически выгодным
и экологически безвредным способом проблематична
(рис. 1). Однако благодаря новым технологиям и инновационному подходу эти цели могут быть достигнуты, и рынки получат то, в чем они нуждаются.
НОВЫЕ ПОДХОДЫ К РЕГАЗИФИКАЦИИ
Новые технологии регазификации повышают надежность транспортировки СПГ. Плавучие регазификационные устройства на специально сконструированных судах создают большую гибкость для приемочных терминалов. Новые регазификационные
суда не только транспортируют СПГ к месту назна71
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
чения, но также служат плавучим терминалом для
испарения СПГ и поставки ПГ на потребительские
рынки. Эти суда загружают таким же образом, как
и СПГ-танкеры на традиционных терминалах с установками для сжижения (рис. 2). Однако новый процесс регазификации на борту судна позволяет гибко
разгружать СПГ тремя способами:
в жидком виде на обычном приемочном терминале;
в виде парообразного газа через глубоководную
систему погрузки (submerged turret load – STL)
с подводным буем на корпусе судна;
в виде парообразного газа через газовый коллектор высокого давления, расположенный перед СПГ-погрузочными кронштейнами судна.
Максимальная скорость разгрузки судна с СПГ
в глубоководном порту зависит от комбинации пропускной (приемочной) способности газопровода и
производительности бортового регазификационного
оборудования.
Технология полностью отвечает (или превосходит) международным требованиям и требованиям
США. Эта система является надежным решением
проблем, она может эксплуатироваться в жестких
экологических и экстремальных морских условиях.
Наряду с гибкостью, СПГ-суда с регазификационным оборудованием на борту сохраняют способность загружаться на стандартном терминале для
погрузки СПГ без усиленной тяги, балансиров и других характеристик, которые могли бы ограничивать
их эксплуатационные возможности.
МЕТОДЫ ГЛУБОКОВОДНОЙ ТРАНСПОРТИРОВКИ
Глубоководная портовая система регазификации
является одним из новейших и технологически прогрессивных способов решения проблем, связанных
с доставкой природного газа. Суда с СПГ причаливают в открытом море (становятся на якорь, испаряют
СПГ и доставляют ПГ на рынок по подводному газопроводу, таким образом, исключая необходимость
в наземной инфраструктуре). В этой системе подводный бакен погружается на глубину 80–100 фут
(рис. 3, 4). Единственным элементом надводной инфраструктуры является маркировочный трос до бакена для исключения навигационных препятствий.
Подводные бакены крепятся к морскому дну цепями,
проволочными тросами и пневматическими якорями
и служат причалом для судна.
Первая турельная STL-установка для СПГ была
спроектирована и построена для глубоководного порта Guld Gateway, расположенного в 116 милях (1 миля
= 1,609 км) от побережья Луизианы в Мексиканском
заливе. За этим проектом последует другой проект
в Northeast Gateway глубоководном порту (с вводом
в эксплуатацию в январе 2008 г.), расположенном в
13 милях от бухты Массачусетс (рис. 5). Установки
STL могут быть построены в шесть раз быстрее, чем
обычный сухопутный СПГ-терминал, причем при намного меньших капитальных затратах.
При проектировании глубоководных портовых
STL-установок была использована патентованная
технология, применяемая в турбулентном Северном
море. STL-бакены, гибкие райзеры и коллекторы
72
Рис. 2. Новая плавучая установка регазификации СПГ на борту
судна повышает гибкость в эксплуатации приемочного терминала и транспортных судов
Рис. 3. Глубоководная регазификационная система представляет собой подводный бакен, установленный в оффшорной
зоне
Рис. 4. Глубоководная регазификационная установка может
эксплуатироваться в экстремальных условиях с высокой степенью надежности и безопасности
№5 май 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
Рис. 7. На терминале Teessiole применяется причальная система регазификации для приемки СПГ
Рис. 5. Сооружение глубоководной регазификационной системы в 13 милях от бухты Массачусетса в открытом море
пригодный из существующих пирсов с газопроводом высокого давления, соединяющих разгрузочное устройство СПГ на судне с распределительной
газопроводной сетью на суше, таким образом, минимизируя наземную инфраструктуру и негативное
воздействие на окружающую среду (рис. 6). Первая
причальная установка (рис. 7) была введена в эксплуатацию на терминале Excelerat Energy в Teeside
в феврале 2007 г. Установка была построена и введена в эксплуатацию за один год и стоила в 10 раз
меньше, чем наземный СПГ-терминал. Новые технологии регазификации позволяют различные варианты для владельцев приемочных терминалов. Новые
решения учитывают затраты, сроки доставки СПГ
и географическое положение, и, самое важное, они
повышают гибкость операций на терминале.
Рис. 6. Причальная регазификационная система снабжения соединительным газопроводом для непосредственной разгрузки СПГ-судов
рассчитаны на прием и доставку газа в самых сложных условиях окружающей среды.
РАЗРАБОТКА ПРИЧАЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
Новые разработки для причальных сооружений
облегчают операции и повышают надежность приемочных терминалов. Суда, снабженные оборудованием для регазификации СПГ на борту, были также
базой для разработки причальной системы регазификации СПГ. Эта система использует новый или
№5 май 2008
ПРОЕКТ ГЛУБОКОВОДНОГО ПОРТОВОГО
ТЕРМИНАЛА NORTHEAST GATEWAY
Northeast Gateway Deepwater Part, расположенный в бухте Массачусетс в 13 милях к юго-востоку от
города Глаусестер, может служить образцом хорошо
разработанного и успешно реализованного проекта
с учетом интересов всех инвесторов. Процесс проектирования и реализации был связан с преодолением
препятствий и проблем. Ключом к успеху явилось понимание рыночных нужд и проблем, благодаря чему
этот проект станет надежным и безопасным сектором
энергоснабжения Новой Англии.
Строительство оффшорного импортного СПГ-терминала может иметь смысл по целому ряду причин.
Во-первых, обеспечивается сравнительно легкий доступ к газопроводной инфраструктуре при минимальном воздействии на окружающую среду. Кроме того,
исключается необходимость в наземной инфраструктуре, и весь процесс доставки СПГ осуществляется
вдали от густонаселенных центров и критически важных инфраструктур. Однако для реализации проекта требуется согласование многих проблем со всеми
вовлеченными инвесторами и общественностью.
КОНТАКТ С ИНВЕСТОРАМИ, АКЦИОНЕРАМИ
И ОБЩЕСТВЕННОСТЬЮ
С самого начала разработки проекта глубоководного терминала группа проектировщиков понимала,
что оффшорное размещение терминала позволит из73
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
бежать проблем, связанных с традиционными СПГтерминалами на новых участках на суше. Но избежать
разногласий не удалось. Поэтому, проектировщики
считали обучение и распространение информации о
преимуществах глубоководного терминала приоритетным делом. Еще за год до начала разработки проекта были проведены встречи с региональными инвесторами в Бостоне и на Северном Побережье бухты Массачусетс. В этих переговорах принимали участие не только представители федеральных агентств и
штата Массачусетс, но также коммерческие рыболовецкие группы, муниципальные правительства, бизнес-группы и по существу, любые группы людей, желавших получить больше информации о проекте.
Во время этих начальных коммуникационных совещаний была собрана информация, позволившая принять решение о размещении Northeas-глубоководной
системы регазификации – недалеко от Massachusetts
Bay Disposal Site (MBDS) – океанской свалки – места для утилизации отходов, строго ограниченного по
акватории с учетом интересов рыболовецких организаций. Преимущества выбора точки для размещения
глубоководной системы регазификации СПГ заключается в отдаленности от океанских рыбоводческих
заповедников на Северном побережье и South Essex
Ocean Sanctuary – на южном побережье. Кроме того,
это место находится севернее Морских путей ведущих в Бостон, благодаря чему снижаются транзитные
расстояния для судов, курсирующих по основным зонам обитания океанской фауны
ОЗАБОЧЕННОСТЬ ПО ПОВОДУ
БЕЗОПАСНОСТИ ПОРТОВ
После террористических атак 2001 г. многие города США, включая Бостон, потребовали усиления безопасности поставок СПГ в их порты. Во время трагических событий 11 сентября разработчики терминала пришли к заключению, что глубоководный порт
имел бы меньше проблем безопасности и надежности, чем наземный терминал, не умаляя энергетических преимуществ для региона.
Наличие оффшорного газопровода в Массачусетской бухте, введенного в эксплуатацию 2005 г.
облегчило процесс. Привязка к этому газопроводу
исключила необходимость наземного строительства,
связанного с Northeast-портом. Все строительные работы, включая подводные подключения к HubLine,
производились в открытом море. В результате были
снижены капитальные затраты, и весь строительный
цикл занял около шести месяцев.
ПРЕИМУЩЕСТВА ПРОЕКТА
В рамках разработки проекта группа проектировщиков выступила с инициативой, независимо от
официальных мер по указанию правительственных
инстанций, осуществить программу по сбору 5 млн
долл. для оказании помощи в снабжении топливом и
повышении эффективности использования энергии
с привлечением неправительственных организаций.
Программа была рассчитана на три года. Она началась со сбора 1 млн долл. в 2006 г., 2 млн долл. в 2007 г.
и еще 2 млн долл. будут собраны в 2008 г.
74
Кроме того, разработчик проекта согласился
выделить 27,5 млн долл. – пакет отступных, состоящий из 6,3 млн долл. для создания фонда сохранения рыбных ресурсов (Gloucester Fishing Community
Preservation Fund), 1,7 млн долл. за ущерб, причиненный коммерческим интересам рыбаков, 5,3 млн долл.
для расширения общественного доступа на Boston
Harbor Islands, 3 млн долл. на картографирования дна
океана и дополнительных фондов для охраны обитателей моря, на образование и научные исследования.
Этот благотворительный пакет также предусматривает выделение средств на современный акустический мониторинг китов и систему исследований,
разработанные совместно с лабораторией орнитологии Корнельского университета, Национальной
океанической и атмосферной администрацией
и Океанографическим Институтом Woods Hole. Эта
система на протяжении пяти лет будет передавать
акустические данные по миграции китов в акватории Бостонского порта для более надежного обнаружения и во избежание столкновений с китами, в частности, с Североатлантическим Right Whole.
Разработчик проекта впервые в мировой практике договорился о разработке специальной программы привлечения 25 % персонала порта и экипажей
судов, имеющих гражданство США для обучения
в Massachusetts Maritime Academy, Main Maritime
Academy и Texas A&M Galveston для обучения с целью работы на существующих СПГ-судах. Эта программа подготовки членов экипажей судов на ранних
стадиях проектирования и строительства глубоководных портовых терминалов будет способствовать
карьерному росту и исключит проблемы нехватки
квалифицированных кадров в будущем.
ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ВАРИАНТЫ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ
Благодаря новым разработкам судовых, бортовых
глубоководных и причальных разгрузочных регазификационных методов доставка газа с мест его добычи потребителям может быть осуществлена безопаснее и эффективнее. Владея новейшими достижениями в технологии регазификации СПГ, торговцы СПГ
имеют возможность быстрее и с большей экономической эффективностью доставлять СПГ на потребительский рынок.
Перевел Г. Липкин
Rob Bryngelson (Р. Брангельсон), президент и высшее должностное лицо Exelerate
Energy. Ранее исполнял обязанности исполнительного вице-президента, ответственного
за широкие глобальные операции компании,
связанные с импортом СПГ и его регазификации. Имеет 15-летний опыт работы на глобальных энергетических рынках. До перехода в Exelerate
был управляющим директором El Paso Global LNG и отвечал
за развитие СПГ-инфраструктуры, снабжение и маркетинг
ПГ в Северной Америки. Лично руководил несколькими
проектами по сооружению наземных СПГ-терминалов и
глубоководных систем для регазификации СПГ. Имеет ученые степени магистра в области бизнеса, администрации и
машиностроения, полученные в Техасском университете
в Остине и бакалавра по авиационно-космическим технологиям, полученную в Texas A&M University.
№5 май 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ
ВЗАИМОЗАМЕНЯЕМОСТИ
ПРИРОДНОГО ГАЗА
K. Shah, Aker Kvaerner, Хьюстон, Техас
Проблемы качества импортируемого природного газа обусловливают необходимость его дополнительной
обработки на приемочных терминалах
Значение сжиженного природного газа (СПГ)
с точки зрения использования в качестве энергоресурса и удовлетворения неуклонно растущего потребления в США повышается. По оценкам
Администрации по информации в области энергии
(EIA) потребление природного газа в США в 2004 г.
составило 22 трлн фут3 с прогнозируемым ростом до
26 трлн фут3 к 2010 г. и приблизительно 31 трлн фут3
к 2025 г. Импортируемый СПГ способствует удовлетворению внутреннего спроса на природный газ.
Импорт СПГ возрастет с 0,65 трлн фут3 в 2004 г. до
6,4 трлн фут3 к 2025 г.
Поставки СПГ из разных месторождений газа
мира уникальны и отличаются от поставок из американских источников. Весь СПГ имеет общее свойство – более высокое содержание углеводородов.
Кроме того, природный газ, получаемый из СПГ,
очень сухой с минимальным содержанием инертных веществ. Общий эффект заключается в более
высокой теплотворной способности, которую также
называют высокой теплотой сгорания (high-heating value – HHV) СПГ, поставляемого на приемочный терминал и в распределительные газопроводы.
Изменения поставок и качественных характеристик, связанных с более высоким содержанием углеводородов, влияют на рынок (экономику) и практику
эксплуатации газопроводов.
КАЧЕСТВО ПРИРОДНОГО ГАЗА, ПОСТАВЛЯЕМОГО
ПО ГАЗОПРОВОДНОЙ СЕТИ США
В поисках решения транспортных проблем спецификации на качество природного газа, транспортируемого по газопроводам США, разрабатывались на
протяжении 150 лет. К этим спецификациям можно
отнести, например, выпадение жидкости, образование
гидратов, коррозию и совершенствование механической конструкции газопроводов высокого давления.
Наряду с требованиями регулирования точки росы (во
избежание выпадения жидкости в газопроводе) было
осознано экономическое значение экстракции бензина (компонентов С5+ и, наконец, экстракции этана
или продуктов сжижения СПГ). После оценки экономического значения экстракции сжиженного нефтяного газа (пропана, бутана, С3 и С4) в качестве сырья
для нефтехимической промышленности, особенно на
побережье Мексиканского залива США.
В последние три года были разработаны спецификации на природный газ, транспортируемый по
№5 май 2008
газопроводам США, HHV которого не должно превышать 1075–1100 БТЕ/фут3. Этот сухой газ поставляют для промышленности и муниципального
потребления в различных регионах страны. По данным Министерства энергетики США (Department
of Energy – DOE) большая часть природного газа,
поставляемого по «межштатной» газопроводной
сети, подвергается предварительной обработке с целью отгонки этана и более тяжелых компонентов.
Существующая инфраструктура газообработки и нефтехимическая промышленность в Южном регионе
поддерживают эти методы обработки. Но аналогичной
инфраструктуры для продуктов сжижения природного
газа, транспортируемых по газопроводам, и нефтехимической инфраструктуры на восточном Побережье и
Северо-Восточных регионах страны нет.
КАЧЕСТВО ГАЗА – СОВРЕМЕННАЯ ТЕНДЕНЦИЯ
Из-за напряженности в поставках природного
газа импортеры были вынуждены разрешить поставки продукта, содержащего этан и более тяжелые
компоненты. Такой «более жирный» газ с более высоким HHV нежелателен, потому что при его сжигании пламя может быть слишком высоким или слишком горячим для некоторых областей применения
отопительных приборов.
В последние три года прилагались скоординированные усилия для решения этой проблемы.
Федеральная комиссия по энергетическому регулированию (Federal Energy Regulatory Commission –
FERC) разработала комплекс стандартов на качество
природного газа. По требованию FERC Министерство
энергетики США учредило Национальную лабораторию по технологии в области энергетики (National
Energy Technology Laboratory – NETL) для проведения детального исследования качества и взаимозаменяемости природного газа. FERC, вероятно,
воздерживается от разработки общенациональных
стандартов из-за географических различий по химическому составу импортируемого природного газа.
Комиссия склоняется к изданию отдельных инструкций на основании SoCal, белой книги NGC и исследований NETL. Вполне возможно, что окончательный вариант инструкций будет основываться на характеристиках Wobbe Index (WI), аналогично тому,
который применяется в Европе для установления
стандартов на природный газ, транспортируемый по
газопроводам, для некоторых регионов. Wobbe Index
75
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
Индекс Воббле
Качество газа – современные тенденции
1,400
Высокий диапазон
Желтый жетон, СО, NOx
Самовоспламенение
(детонация)
1,350
Низкий диапазон
Удаление, СО, продувка
1,000
1,050
1,100
1,150
Теплотворная способность газа, БТЕ/фут3
Рис. 1. Тенденции качества природного газа в результате регазификации импортируемого СПГ
также называют фактором взаимозаменяемости,
и определяют следуюoим образом:
WI=HHV/(SG)1/2
где HHV – общая теплотворная способность ПГ
в БТЕ/фут3, SG – удельный вес газа (воздух = 1,0).
от 1037 до 1146 БТЕ/фут3). В большинстве случаев
импортируемый СПГ имеет величину HHV выше
1100 БТЕ/ст. фут3, что превышает большинство
стандартов США на газопроводный транспорт природного газа. Эти стандарты на качество газа изменяются в зависимости от региона. Регионы подразделяются на три основные зоны – Тихоокеанскую,
Атлантическую и Южную. В Атлантическом регионе, особенно в его северо-восточной части газопроводные компании стремятся получать природный газ с HHV, равной 1050 БТЕ/фут3 (максимум
1075 БТЕ/фут3). Владельцы СПГ-терминалов имеют
возможность и технические средства для снижения
HHV и удовлетворения требованиям, предъявляемым к характеристикам газа.
НАГНЕТАНИЕ АЗОТА
Нагнетание азота является одним из наиболее
часто применяемых способов регулирования HHV
природного газа. Существуют два способа нагнетания азота на СПГ-терминале: под низким и под высоким давлением, в зависимости от количества азота,
подлежащего нагнетанию. На рис. 2 представлена
блок-схема, иллюстрирующая обе альтернативы.
Очевидно, предпочтительно нагнетать азот под
низким давлением благодаря экономии энергосредств, но возможности применения этого варианта ограничены. Азот под низким давлением обычно нагнетают в конденсатор (boil offgas – BOG),
работающий под давлением 75–100 фунт/дюйм2
(1 psig = 0,07 кг/см2). Количество азота, нагнетаемого под низким давлением, зависит от:
переохлаждающего эффекта в СПГ со стороны
насосов;
количества конденсата, образовавшегося в процессе транспортировки СПГ из резервуара на
терминал;
количества экспортного газа, поставляемого
с терминала.
Азот под высоким давлением нагнетают в экспортный газ непосредственно после СПГ испарителей.
Конструкция системы должна позволять максимальное нагнетание азота под низким давлением и обеспечивать дополнительное количество азота, необходимого для нагнетания под высоким давлением, предельно допустимо для данного газопровода.
Текущая тенденция в характеристиках качества трубопроводного природного газа заключается
в величинах WI, равных 1350–1400. Это позволяет
исключить эксплуатационные и экологические проблемы. Максимальное и минимальное значение WI
может незначительно изменяться в зависимости от
региональных условий. На рис. 1 качество импортируемого природного газа представлено графически.
Спецификации на качество транспортируемого по
трубопроводу газа, вероятно, также будут предусматривать максимальное содержание инертного
газа, аналогично различным газопроводам, допускающим максимум 2–3 % азота. В некоторых случаях
ограничивается также максимальное содержание
СО2 (1 мол. %), и запрещается впрыск СО2 для регулирования WI.
Существуют различные технические подходы
(поставщиков СПГ и владельцев терминалов) к качеству природного газа для различных регионов страны.
Желательно иметь гибкость в источниках снабжения для удовлетворения растущих энергетических
потребностей в будущем. В зависимости от источника поставки СПГ владельцы терминалов могут выбрать вариант,
Таблица 1. Стандартный состав СПГ, импортируемого из разных стран
удовлетворяющий требованиям,
предъявляемым к качеству газа,
Страна
Метан,
Этан,
Пропан,
Бутан,
Азот,
экспортируемого в США.
С 1, %
С2, %
С3, %
С4+, %
N2, %
КАЧЕСТВО ИМПОРТИРУЕМОГО
ГАЗА
В настоящее время в США
построено пять импортных СПГтерминалов с поставками из разных стран. В табл. 1 приведены
данные по составу импортируемого СПГ и странам-экспертам.
В этой таблице также приведены значения HHV (в пределах
76
HHV,
БТЕ/фут3
Алжир
87,6
9,0
2,2
0,6
0,6
1119
Австралия
89,3
7,1
2,5
1,0
0,1
1123
Малайзия
89,8
5,2
3,3
1,4
0,3
1128
Нигерия
91,6
4,6
2,4
1,3
0,1
1109
Оман
87,7
7,5
3,0
1,6
0,2
1146
Катар
89,9
6,0
2,2
1,5
0,4
1118
Тринидад
и Тобаго
96,9
2,7
0,3
0,1
0,0
1037
№5 май 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
СПГ
Хранение
СПГ, встроенные
насосы
1,100
Нагнетание
азота под низким давлением
Сжатие и
конденсация BOG
СПГ-разгрузочные
насосы
Генерирование
азота
1,090
Испарение
СПГ
Нагнетание
азота под Газ в газопровод
высоким
давлением
HHV в природном газе
Рециркуляция
паров
1,080
1,070
1,060
1,050
1,040
1,030
1 % N2 в сырье
0,7 % N2 в сырье
0,5 % N2 в сырье
0,2 % N2 в сырье
1,020
1,040 1,050 1,060 1,070 1,0801,090 1,100 1,110 1,120 1,230
HHV в сырье
Рис. 2. Нагнетание азота под низким давлением для регулирования HHV импортированного природного газа
Рис. 3. Диаграмма оценки HHV в природном газе при разном
процентном содержании нагнетаемого азота
Азот – инертный газ, не обладающий теплотворной способностью. Он снижает HHV и способствует снижению величины WI благодаря более
высокому удельному весу по сравнению с природным газом. Однако количество азота, нагнетаемого
в газ, ограничивается 2–3 мол. % в зависимости от
характеристик газопровода. На рис. 3 представлена
диаграмма, позволяющая быстро вычислить влияние нагнетания азота на HHV продуктового (экспортного) газа.
Преимущества нагнетания азота заключаются
в более низких капитальных затратах, легкости получения из воздуха, меньшем числе внешних факторов
и легкостью применения. Недостатки заключаются
в высоком расходе энергосредств и ограничениях
максимальной концентрации азота в газопроводе
для экспортного газа, что может препятствовать максимальному снижению HHV.
портного терминала с интегрированной экстракцией этана и более тяжелых компонентов (natural gas
liguids – NGL). Жидкий NGL-продукт с более высоким давлением насыщенных паров содержит весь
пропан и бутаны, и большую часть этана из сжиженного природного газа. NGL транспортируют на нефтехимические комплексы по специальным высоконапорным трубопроводам.
Экстракция NGL из СПГ является самым экономически привлекательным способом регулирования HHV. Этот метод эффективен в контроле HHV
газа при очень низких эксплуатационных затратах.
Инфраструктура газопроводов и нефтехимических
комплексов на побережье Мексиканского залива
США способствует эффективному контролю качества газа. NGL, экстрагируемые из СПГ, используют в качестве нефтехимического сырья в Южном
регионе. Основной недостаток этого процесса заключается в высоких капитальных затратах (на
Тихоокеанском и Восточном побережье/Северовосточных регионах) в связи с отсутствием инфраструктуры. В табл. 2 приведены данные по уровню
снижения HHV при экстракции NGL из СПГ, импортируемого из различных источников.
ЭКСТРАКЦИЯ ЭТАНА И БОЛЕЕ ТЯЖЕЛЫХ
КОМПОНЕНТОВ ИЗ СПГ
Разработано несколько технологий экстракции
продуктов сжижения природного газа из СПГ. На
рис. 4 показана типичная конфигурация СПГ имТаблица 2. Снижение HHV в результате экстракции NGL из СПГ
Страна
Алжир
Австралия
Малайзия
Нигерия
Оман
Катар
Тринидад
и Табаго
∗
∗∗
∗∗∗
Импортный
СПГ HHV,
БТЕ/фут3
Экспортный
газ HHV, БТЕ/
фут3 *
1119
1123
1128
1109
1146
1118
1037
1052
1043
1026
1023
1046
1031
1012
Общее производство
NGL, брл/сут
57825
65258
77472
67724
76884
68092
30683***
Объем экспортного газа,
млн фут3/сут**
1412
1401
1384
1398
1385
1398
1500***
Производство NGL основано на большинстве СПГ с, приблизительно,
30 тыс. брл/сут этана.
Объем газа в таблице основан на эквиваленте СПГ – 1500 млн фут3/сут.
Экстракция NGL из Тринидада и Тобаго не требуется для СПГ; объем
NGL, указанный в таблице, только для эстрагированного NGL.
№5 май 2008
ГЕНЕРИРОВАНИЕ
ЭНЕРГИИ И ИНТЕГРАЦИЯ
ТЕРМИНАЛОВ СПГ
На
Восточном
побережье
и в северо-восточном
регионе
есть рынок для сжиженных нефтяных газов (liquid petroleum
gas – LPG) пропана и бутанов.
Кроме того, LPG, благодаря низкому давлению насыщенных паров, могут быть выделены из NGL
и легко транспортироваться внутри региона или за его пределы в
цистернах или баржах. Проблема
заключается в содержании этана
в импортируемом СПГ. Во многих
случаях содержание этана очень
высоко, что приводит к более высокой HHV по сравнению с мета77
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
ном (где стандарты иногда превышают нормы качеств для газопроводного газа).
Эта концепция описана на
рис. 5. Она заключается в применении комбинации испытанных
способов снижения HHV. Методы
экстракции NGL из СПГ, описанные выше, могут быть дополнены
выделением этана из NGL с помощью этаноотгонной колонны.
СПГ-терминал оснащен достаточными охлаждающими мощностями от холодного СПГ для обеспечения охлаждения системы орошения колонны. Этан, выделенный
из NGL, может быть использован
в качестве топлива для генерирования электроэнергии. Удаление
этана из LNG, кроме того, снижает
HHV газопроводного ПГ.
Электростанции обычно применяют комбинированный цикл
с несколькими электрогенерирующими турбинными блоками
с парагенерирующей системой
на основе рекуперации тепла
(heat-recovery steam generation
– HRSG). На рис. 6 показана концепция системы генерирования
электроэнергии с комбинированным циклом. Тепло, выделяемое
в результате конденсации пара,
обычно отводят путем охлаждения окружающим воздухом или с
помощью градирни. Интеграция
электростанции позволяет рекуперировать тепло, которое обычно
отводится циркулирующим теплоносителем для теплоснабжения
установки регазификации СПГ
на терминале. Холодный теплоноситель рециркулирует из испарителей СПГ-терминала и используется для конденсации пара; таким
образом, достигается экономия
энергии, которая обычно требуется для эксплуатации охлаждающих воздуходувов или вентиляторов градирни.
Этот метод проиллюстрирован
на примере типичного терминала с установкой регазификации
производительностью 1,5 млрд
ст. фут3/сут и комбинированной
электростанцией с номинальной
мощностью 500 МВт. В табл. 3
приведены данные по достижимому уровню снижения HHV. В таблице также указанны количества
LPG и этана, экстрагируемого из
импортированных СПГ.
78
BOG-компрессор
и обратный холодильник
Экстракция NGL
NGL в газопровод
–151 С
Разгрузка СПГ
4,4 С
Газопровод
Раб. давл.: 1000–1200 фунт/дюйм2
Расч. давл.: 1440 фунт/дюйм2
Подача теплоносителя
Насосы,
Буствстр.
в наземные ерные
резервуары насосы
для хранения
СПГ-испаритель, 1,5 млрд
фут3/сут
Рециркуляция
теплоносителя
Подогреватель
теплоносителя
Рис. 4. Конфигурация импортного СПГ-терминала с интегрированной установкой
экстракции NGL
BOG-компрессор
и обратный холодильник
Экстракция NGL Этаноотгонная
колонна
СНГв резервуар
на хранение
Газопровод
Раб. давл.: 1000–1200 фунт/дюйм2
4,4 С
Расч. давл.: 1440 фунт/дюйм2
–151 С
Разгрузка СПГ
Подача
Топливо
теплоносителя
с высоким
Наземсодержанием
ные резер- Бустерные
этана на электвуары
Рециркуляция
ростанцию
для хране- насосы СПГ-испаритель,
теплоносителя
1,5 млрд фут3/сут
ния
Электро20 МВт
на терминал генератор 500 480 МВт
МВт
в сеть
Рис. 5. Конфигурация импортного СПГ-терминала с интегрированной электростанцией
Таблица 3. Снижение HHV в импортируемых СПГ с интегрированием электростанции
Страна
Алжир
HHV
импортируемого СПГ,
БТЕ/фут3 *
1119
HHV экспортируемого газа,
БТЕ/фут3**
1052
Этан на
электростанцию,
брл/сут***
Общее
производство LPG,
брл/сут****
Объем экспортного
газа, млн
брл/сут****
47,62
27571
1412
Австралия
1123
1043
47,62
35004
1401
Малайзия
1128
1026
47,62
47218
1384
Нигерия
1109
1023
47,62
37470
1398
Оман
1146
1046
47,62
46630
1385
Катар
1118
1031
47,62
37838
1398
Тринидад
и Табаго
1037
1012*****
47,62
429
1452
* Общий эквивалент СПГ = 1500 млн фут3/сут. Объем экспортного газа
после объемной усадки и топлива.
** СПГ, поступающий на терминал, отвечает требованиям для газопроводной транспортировки.
*** Топливо с высоким содержанием этана (нижнее теплотворная способность (LHW) 1618,5 БТЕ/фут3: общая теплотворная способность –
1769,4 БТЕ/фут3 генерирования энергии.
**** Ожидаемая отгрузка качественного газа в систему газопроводов.
∗∗∗∗∗
Приведенные данные относятся к СПГ, подвергнутому обработке.
№5 май 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
Таблица 4. Сравнение расхода топлива и выбросов (парниковых газов) на интегрированных и неинтегрированных терминалах для регазификации СПГ
Основное преимущество этой концепции заключается в том, что она позволяет решить проблему
контроля качества природного газа, поставляемого на Северо-восток и в другие регионы страны, где
Расход топливного
Ежегодные выбросы
нет инфраструктуры для поставки NGL. Она также
газа, млн БТЕ/ч
СО2, тыс. т/год
повышает общую эффективность использования
Тип
НеинНеинтегИнтегИнтегэнергии и снижения выбросов в окружающую среустановки
риротегриро- рированрироду. Энергозатраты (расход топлива) на терминале
ванная
ванная
ная
ванная
для регазификации СПГ составляет приблизительно 1,5 % от энергосодержания поступившего СПГ.
Электро3212
3212
1835
2017
Интеграция с электростанцией позволяет реализостанция
вать эту экономию и снизить объем импорта СПГ на
СПГ931
0
527
0
такую же величину. Кроме того, снижение выбросов
терминал
парниковых газов (СО2) является ключом к достижеСуммарно
4119
3212
2362
2017
нию экологических целей в «экологически неблагополучных» штатах страны.
В табл. 4 приведены данные
Электроэнергия в сеть
по
снижению расхода топлива
Холодные
и
выбросов
парниковых газов
отработанные
Этан – топливо
для электрогена интегрированном терминагазы
нератора
ле мощностью 1,5 млрд фут3/сут
Окружающий воздух
340МВт
по объему регазификации СПГ.
Приведенные в таблице сравниДве турбины
тельные цифры показывают, что в
Отработавшие
газы
Природный газ под
интегрированной системе общий
из турбины, 604 С
Пар под
160МВт
высоким давлением
давлением
расход топлива сокращается при1500 фунт/
Электроэнергия
Пар под давлением 1,5
дюйм2
на терминал
близительно на 28 %, а выбросы
2
фунт/дюйм при t= 47 С
Горячий
парниковых газов на 17 % по сравтеплононению с неинтегрированным регаСПГ под
ситель
высоким
зификационным терминалом.
давлеХолодный
На рис. 7 показана аналогичная
теплоноситель
нием
конфигурация импортного термиИспарение СПГ
нала с электростанцией с комбиКонденсат
нированным циклом с применепри температуре
нием системы рекуперации тепла
47 С
из системы охлаждения сжатого
Рис. 6. Конфигурация импортного СПГ-терминала с электростанцией
воздуха. В настоящее время в этой
конфигурации газовой турбины
применяют охлаждающую воду
с промежуточной жидкостью для
Электроэнергия на терминал и в сеть
охлаждения
межступенчатого
Холодные
сжатого
воздуха.
СПГ терминал,
отработанные
Этановое
интегрированный
с электростангазы
топливо
цией, может обеспечить охлажОкружающий
воздух
дение, необходимое для сжатого
105МВт
воздуха, с рекуперацией тепла
для регазификации СПГ. Эта
Отработавшие газы из турбин
Холодильник
сжатого окконцепция, при условии испольружающего
Пар
20МВт
зования этана в качестве топлива
воздуха
для турбины, может обеспечить
Пар
под
давлением
Природный газ
1,5 фунт/дюйм2 при 47 С
под высоким давлением
необходимый контроль HHV экспортного природного газа, а такГорячий теплоноситель
же повышение эффективности
использования топлива и снижеХолодный
ние выбросов парниковых газов.
теплоноситель
Ожидаемое снижение общего
СПГ под высоким
расхода энергии составляет около
давлением
360 БТЕ на каждый кВт генерироИспарение СПГ
Конденсат
при 47 С
ванной энергии.
Интегрированные СПГ-терминалы с электростанцией страдают
Рис. 7. Конфигурация импортного СПГ-терминала с комбинированной электронекоторыми ограничениями и нестанцией
№5 май 2008
79
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
достатками. Ожидаемые капитальные затраты выше.
Концепция может потребовать координации усилий
различных индустриальных секторов, что усложняет
ответственность разработчиков терминалов. Кроме
того, LPG, получаемый в процессе снижения HHV,
можно сбывать на локальных рынках, а для отгрузки
LPG на другие локальные сезонные рынки может потребоваться дополнительная инфраструктура.
ПЕРСПЕКТИВЫ
В статье описано несколько методов регулирования качества газа для удовлетворения требования
спецификаций на природный газ, поставляемый потребителям по газопроводной сети. Предложенные
решения имеют известные преимущества и не лишены недостатков в зависимости от конкретных региональных требований газопроводных компаний
и существующей инфраструктуры. Решения, удовлетворяющие требованиям региональных стандартов на качество газа, могут быть разными в зависимости от требований, предъявляемых владельцами
газопроводов, и от нормативных документов FERC.
Интеграция СПГ-терминалов может создать благоприятные условия для повышения эффективности
использования энергии и снижения выбросов парниковых газов, а также позволяет решать проблемы качества экспортного газа в таких регионах как
Северо-восток США.
Перевел Г. Липкин
80
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Country analysis briefs, United States, US EIA Website:
http://www.eia.doe.gov/emeu/cabs/usa. html.
2. US Department of Energy, Office of Fossil Energy, DOE/
FE-0489, «Ensuring Consistent Quality for End Use»,
http://www.fossil.energy.gov.
3. Report on Joint Workshop on NG Quality Standards
(CPUC R.04-01-025, CEC 04-IEP-01), California Public
Utility Commission, California Energy Commission,
April 4, 2005.
4. AES Ocean Express vs. Florida Gas Transmission, Docket
No. RP04-249-002.
5. US Department of Energy, Office of Fossil Energy, document DOE/FE-0489, «Typical Composition of LNG
Imports by Country», http://www.fossil. energy.gov.
6. Kulish, S. and Wanvik, «Terminal considerations», LNG
Industry, a supplement to Hydrocarbon Engineering,
Autumn 2005.
Kamal Shah (К. Шах), технический вицепрезидент Aker Kvaerner, Inc., Хьюстон,
Техас. Имеет 20-летний опыт в разработке
технологии переработки природного газа
и руководства проектами в нефтегазовом и энергетическом секторах. Окончил
Мичиганский университет. Имеет ученую степень магистра в области химических технологий.
№5 май 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
ПРОГРЕССИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ УЛУЧШАЮТ
ЭКОНОМИКУ ПРЕДПРИЯТИЙ,
ЗАНИМАЮЩИХСЯ СЖИЖЕНИЕМ
ПРИРОДНОГО ГАЗА
F. P. Ross и S. T. Walther, Mustang Engineering, Хьюстон, Техас; и K. T. Cuellar, Ortioff Engineers, Ltd., Хьюстон, Техас
Новые интегрированные методы отбора/испарения расширяют возможности владельцев импортных СПГтерминалов
В США и многих индустриально развитых странах природный газ (ПГ) стал идеальным источником
энергии благодаря его минимальному воздействию
на окружающую среду и легкости распределения.
В зависимости от цены на нефть ПГ может также
обеспечивать экономические преимущества. Вот почему глобальное потребление ПГ неуклонно увеличивается как в устоявшихся, так и в развивающихся
экономиках.
ПРЕДПОСЫЛКИ
Во многих развитых странах добыча ПГ убывает
при одновременном росте его потребления. Растет
оно и в развивающихся странах, где имеются запасы
ПГ, но недостаточно развитая инфраструктура препятствует доставке газа туда, где он необходим.
Там, где есть трубопроводы, ПГ можно сжижать
криогенным способом (-162 °С). Сжиженный природный газ (СПГ) перевозят на специально сконструированных судах (СПГ-танкерах). В 1964 г.
British Gas начала импортировать СПГ из Алжира в
Соединенное Королевство. Этот СПГ затем регазифицировали (испаряли) и направляли в распределительную сеть. В 70-х и в начале 80-х гг. прошлого
столетия в США были построены четыре импортных
терминала для приемки и испарения СПГ. Из-за резкого падения цен на нефть в начале 80-х гг. спрос на
СПГ не оправдал ожидания, и несколько импортных
терминалов практически были «законсервированы»
до конца 90-х годов.
Все поставки нефти и ПГ были напряжены, цены
росли, СПГ снова стал привлекательным по экономическим и экологическим соображениям. Было
построено множество установок по снижению ПГ,
многие предприятия мирового класса находятся в
стадии строительства. Это новые поточные линии
будут вырабатывать большие объемы СПГ для поставок на мировые рынки.
За последние четыре года было объявлено о строительстве 125 приемочных СПГ-терминалов или расширения существующих приемочных терминалов
в мире, что свидетельствует о потенциальном росте
потребления СПГ в этом секторе энергетического
бизнеса.
№5 май 2008
Каждая партия поставленного СПГ может характеризоваться различиями в составе и в теплотворной способности. Теплотворная способность СПГ
зависит от состава ПГ, подвергаемого сжижению, и
типа сжиженного нефтяного газа (СНГ), отбираемого на установке по сжижению ПГ. Практически на
всех СПГ-установках из поступающего ПГ удаляют
гексаны и более тяжелые компоненты, а также большинство пентанов для предотвращения замерзания
в криогенном оборудовании. Дополнительная экстракция пропана и бутана зависит от экономических
приоритетов владельцев СПГ-установок. На некоторых установках из исходного сырья практически
экстрагируют 95 % и более пропана и 100 % бутанов,
наряду с тяжелыми компонентами еще до сжижения
ПГ. На некоторых установках эти компоненты остаются в потоке сжиженного газа и становятся частью
СПГ, продаваемого на мировом рынке.
Процентное содержание этана, пропана и бутана, оставшихся в СПГ после сжижения, определяет
энергосодержание СПГ. Энергетический уровень,
выраженный высшей теплотворной способностью
(high heating value – HHV) имеющихся и планируемых СПГ-партий, может находится в пределах
от 1020 БТЕ/ст. фут3 для «тощего» СПГ, содержащего очень мало компонентов тяжелее метана, до
1170 БТЕ/ст. фут3 для «жирного» СПГ, содержащего
много этана, пропана и бутанов.
В странах, не имеющих ресурсов ПГ, в частности,
в Японии, распределительные системы и конечные
потребители рассчитаны на получение газа с HHV
в верхних пределах. В большинстве стран с исторически сложившимися поставками природного газа
газопроводными распределительными системами имеются стандарты качества газа, которые, как
правило, ограничивают HHV ПГ в пределах 150–
1050 БТЕ/ст. фут3. Импортеры СПГ в этих странах
вынуждены либо ограничивать поставки источниками СПГ, вписывающимися в эти пределы, либо модифицировать состав газа перед его подачей в распределительную систему.
Существуют два способа сжижения теплотворной способности СПГ с высокими значениями
БТЕ/ст. фут3. Первый способ заключается в смеше81
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
нии СПГ с инертным газом (обычно азотом) до или
после испарения. Это ограничивает возможность
применения инертного газа, потому что в большинстве спецификаций ПГ-инертный компонент не должен превышать 4 %. К тому же производство азота
связано со значительными энергозатратами. На выработку электроэнергии расходуются ископаемые
топлива, являющиеся в результате сжигания загрязнителями атмосферы при сжигании. Поскольку
нагнетание азота в поток ПГ не дает никакой добавленной стоимости, капитальные и эксплуатационные затраты, необходимые для строительства
и эксплуатации установок по производству азота,
значительно снижают прибыль на капитал, инвестированный в терминал (return of investment –
ROI).
Второй способ снижения теплотворной способности ПГ заключается в экстракции из СПГ «не-метан» углеводородов (этана, пропана, бутана и пентана) до или после процесса испарения. Процесс
отбора продуктов сжижения природного газа (natural gas liquids recovery – NGLR) способен снижать
теплотворную способность любого СПГ до величин,
предусмотренных спецификациями. Эта способность кондиционировать СПГ позволяет импортеру
повышать прибыль за счет направления импортируемых СПГ партий в места максимальной экономической прибыльности.
В отличие от нагнетания инертного газа процесс
NGLR создает второй продукт – продукт сжижения природного газа (natural gas liquids – NGL) –
который имеет большую ценность как химическое
сырье, чем как энергоноситель, если он остается в
газовом потоке. Несмотря на более высокие капитальные и эксплуатационные затраты на NGLR установку, более высокая ценность продуктов NGL
окупает эти затраты и может повысить ROI для всего терминала.
Удаление «не-метан»-углеводородов из СПГ после испарения обычно производится на криогенной
установке турбо-детандерного типа. Удаление NGL
во время испарения СПГ дает преимущества, заключающиеся в том, что «не-метан»-компоненты
уже находятся в жидкой форме и в этом состоянии используются в процессе фракционирования.
Предположим, что владелец импортного СПГ-терминала пожелает построить NGLR-установку для
повышения гибкости импорта и получения экономических преимуществ. Описанию преимуществ
интегрирования NGLR и функций испарения в единую интегрированную установку перед раздельными установками испарения и NGLR посвящена данная статья.
РАЗДЕЛЬНАЯ СИСТЕМА ИСПАРЕНИЯ СПГ
ИЛИ ИНТЕГРИРОВАННАЯ СИСТЕМА
NGLR-ИСПАРЕНИЯ
В раздельной (сегрегированной) системе испарение СПГ может осуществляться одним из нескольких способов. Для испарения больших объемов СПГ
преимущественно применяют четыре технологии,
среди которых: погруженные испарители со сгора82
нием части испаряемого газа (submerged-combustion
vaporizers – SCV), испарители на открытых стеллажах (open-rack vaporizers – ORV), испарители
с промежуточной жидкостью (immediate-fluid-vaporizers – IFV) и испарители с использованием окружающего воздуха.
В процессе SCV СПГ пропускают через теплообменники, погруженные в водяную баню. Водяную
баню нагревают путем сжигания части испарившегося СПГ. В процессе ORV большое количество морской воды пропускают через оребренные алюминием трубы, в которых содержится испаряемый СПГ.
В IFV процессе СПГ испаряют в теплообменнике с
применением промежуточной жидкости, которую
подогревают с помощью внешнего источника.
Имеются два основных типа AAV (ambient-air
vaporizers). Первый тип – прямое испарение воздуха, в котором воздух протекает через оребренные
алюминием трубы из нержавеющей стали, в которых
содержится испаряемый СПГ. Второй тип – гибридный, сочетание процессов AAV и IFV. В этом способе окружающий воздух используется для подогрева
промежуточной жидкости, который прокачивают
через кожухо-трубный теплообменник, в котором
испаряется СПГ.
Преимущество этого процесса заключается в непосредственном применении AAV без недостатков
циклического размораживания и СПГ, распределяемом под высоким давлением в ходе процесса. Одно
из преимуществ использования промежуточной
жидкости заключается в том, что тепловую энергию
атмосферы можно использовать в различных целях.
Эта возможность имеет критически важное значение для NGLR-процесса испарения.
РАЗДЕЛЬНОЕ ИСПАРЕНИЕ СПГ И ОТБОР NGL
В процессе раздельного СПГ-испарения и отбора
NGL (рис. 1) СПГ сначала испаряют с помощью одного из ранее упомянутых процессов испарения. После
испарения газ обрабатывают в типичном криогенном
турбо-детандерном процессе. С середины 60-х гг. эти
процессы широко применяются для отбора углеводородных жидкостей из газовых потоков. Установки
для турбо-детандерного отбора NGL производительностью каждой поточной линии до 2200 млн ст. фут3
эксплуатируются во многих регионах мира.
В этих процессах сырьевой газовый поток поступает под газопроводным рабочим давлением,
и путем расширения с помощью турбо-детандера рабочее давление снижается для обеспечения
адекватного замораживания с целью выделения
желаемых компонентов. Такое снижение температуры и давления необходимы с учетом фазовых
поведенческих характеристик газа. После разделения легких и тяжелых компонентов в метано- или
этаноотгонной дистилляционной колонне (в зависимости от желаемых продуктов) отбирают NGL.
Остаточный газ затем подвергается повторному
сжатию с 400 фунт/дюйм2 до давления перекачки
по газопроводам, обычно 1000–1250 фунт/дюйм2.
Сила сжижения, необходимая для криогенной
турбо-детандерной установки производительно№5 май 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
Фракционирование легких и
тяжелых углеводородов в интегПроизводительность
рированном процессе очень схоПроизвометаноотгонной
же с фракционированием в сегредительность:
колонны:
гированном процессе. Основное
575 млн БТЕ/ч
50 млн БТЕ/ч
различие заключается в том, что в
при 107 С
отличие от сегрегированного процесса, где требуется рабочая энергия для сжижения тяжелых угле873 млн ст.
водородов и значительной части
3
фут /сут
Экстракция NGL:
легких компонентов для фракциостаточного
уровни экстракции:
1000 млн
онирования,
интегрированный
СПГ
газа
95 % этана, 100 %
фут3/сут
Испарение СПГ
пропана и более
процесс начинается с полностью
1200
фунт/
1200 ст. фунт/
тяжелых
конденсированных компонентов
дюйм2, 38 С
дюйм2, 1,7 С
компонентов
(в виде СПГ) и нуждается в допол1250 фунт/
дюйм2, 119 С
нительной тепловой энергии для
испарения части потока с целью
Продукт сжижения
облегчения фракционирования.
природного газа
Эта тепловая энергия является
частью той же энергии, которая
потребовалась бы для непосредсРис. 1. Раздельная система испарения СПГ и отбора NGL
твенного испарения СПГ без экстракции жидкостей.
Рис. 2 иллюстрирует процесс
Расходный
фракционирования. В этом проСПГ-бак
цессе тепловую энергию подают
Детандер/
в три точки. Первая точка: достакомпрессор
точное количество тепловой энергии подают в поток СПГ перед
СПГ в теплотурбо-детандером с тем, чтобы на
обменник
его выходе образовалась двухфазСырьевой
Метаноотгонная
СПГ
ная смесь, пригодная для фракциколонна
Теплообменник
онирования. Тепло также подают
в боковой ребойлер и в нижний
СПГ
Холодный
ребойлер фракционирующей кона испарисепаратор
тель
лонны. Благодаря низким темпеБоковой
ратурам впускного подогревателя
Рециркуляция жидкости
ребойлер
и бокового ребойлера для этих цетеплоносителя
Нижний
лей годится теплоноситель, раборебойлер
Подача жидкости-теплоносителя
тающий при 10 С. Более высокая
температура теплоносителя потNGL-продукт
ребуется для ребойлера в нижней
части колонны.
В процессе испарения СПГ
Рис. 2. Процесс фракционирования для оптимизации расхода энергии на иcпарение
окружающим воздухом приСПГ и экстракцию NGL
меняют промежуточную жидкость, работающую в диапазоне
3
10–15
С,
для
испарения
СПГ, когда отсутствует инстью 1000 млн ст. фут /сут, находится в пределах
тегрированная установка для отбора NGL. Поэтому
40–60 тыс. л. с. и более, в зависимости от давления
этот процесс испарения вполне применим для фракв распределительном газопроводе.
ционирования.
Поскольку потребление тепла практически одинаИНТЕГРИРОВАННЫЙ ОТБОР NGL И ИСПАРЕНИЕ СПГ
ково (немного меньше 600 млн БТЕ/ч для испарения
Первая в мире крупномасштабная интегрированная
1000 млн ст. фут3/сут СПГ) с отбором/или без отбоустановка отбора NGL/испарения СПГ в настоящее
ра жидкостей, интегрированный процесс испарения
время находится в стадии строительства. На этой уставоздухом (фракционирования) очень гибок. Он позновке будут внедрены патентованный процесс фракволяет использовать жидкость-теплоноситель для поционирования СПГ для NGLR-установки и прогрессивдачи тепла либо на установку для отбора жидкостей,
ная система испарения с использованием окружающелибо на процесс испарения, либо на сочетание того
го воздуха для обеспечения энергии, необходимой для
и другого в зависимости от рабочих условий конъиспарения. Эти процессы были избраны, потому что
юнктуры рынка. Эта гибкость позволяет принимать
они взаимодополняют друг друга и сулят максимальи обрабатывать разные партии СПГ с незначительные экономические и экологические выгоды.
№5 май 2008
83
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
Гибридное испарение с использованием окружающего воздуха:
производительность 482 млн
БТЕ/ч при 10 С
СПГ
1250 фунт/
дюйм2 , –155 С
Метаноотгонная колонна:
производительность
50 млн БТЕ/ч при 107 С
Интегрированное испарение СПГ
и отбор NGL
Остаточный
газ: 873 млн
ст. фут3/сут
Продукт сжижения
природного газа
2
NGL уровни отбора 1200 фунт/дюйм ,
1,7 С снижение
95 % этана
100 % пропана и более выбросов, загрязняющих
тяжелых компонентов
атмосферу
Рис. 3. Интегрированная система испарения СПГ и отбора NGL
для повышения эффективности использования энергии и достижения оптимального NGL-потока
ными изменениями рабочих параметров установки
для отбора жидкостей. Некоторое дополнительное
количество высокотемпературной тепловой энергии
требуется для ребойлеров в нижней части метаноотгонной и этаноотгонной колонны, но эта тепловая
функция постоянна как для сегрегированных, так и
для интегрированных процессов.
Пожалуй, самым примечательным преимуществом комбинированного процесса является использование энергии на прокачивание вместо сжатия.
В процессе фракционирования нет надобности в
компрессорах для рекомпрессии остатка после дистилляции. Поток СПГ поступает на установку для отбора жидкости под газопроводным давлением. После
фракционирования и реконденсации СПГ прокачивают обратно в газопровод под рабочим давлением.
Этот поток жидкости при температуре около –87 С
поступает в испарители СПГ в процессе использования окружающего воздуха для окончательной регазификации перед подачей в газораспределительную
систему. Для сжатия потока испарившегося продукта, полученного из обычного процесса отбора NGL,
требуется в 13 раз больше энергии, чем на прокачивание в процессе фракционирования. Для установок производительностью 1 млрд фут3/сут с подачей
газа в газораспределительную сеть под давлением
1200 фунт/дюйм2 – экономия энергии составляет
приблизительно 52900 л. с.
Процесс, блок-схема которого показана на рис. 3,
отражает общую интегрированную систему испарения СПГ и экстракцию NGL на установке, находящейся в стадии строительства. Существующая SCVрабочая система будет внедрена на существующем
приемочном СПГ-терминале. В этом конкретном случае СПГ поступает на установку для отбора NGL под
давлением 1500 фунт/дюйм2, где из него отбирают
98,2 % этана и 100 % пропана и более тяжелых компонентов. После реконденсации «тощего» остаточного
газа давление потока снова повышают до 1500 фунт/
дюйм2 и подают в секцию испарения испарительной
системы с использованием окружающего воздуха.
Расход энергии на установке для отбора NGL составляет только 3,4 МВт. Для сравнения, в сегрегирован84
ном процессе отбора NGL на обычной установке расход энергии составил бы приблизительно 46,6 МВт.
ПЕРСПЕКТИВЫ
Интегрированный процесс испарения СПГ/отбора NGL может быть легко внедрен на вновь строящемся или существующем приемочном терминале.
Это экономически выгодный способ испарения СПГ
и отбора продуктов сжижения (NGL) с преимуществом использования энергии, содержащейся в атмосфере, выделяющейся в процессе замораживании
СПГ. Объединенный процесс позволяет владельцу
терминала удовлетворять практически любым требованиям по теплотворной способности газа, направляемого в газораспределительную сеть, при сохранении гибкости в импорте СПГ с широким диапазоном химического состава. Кроме того, владелец
терминала получает дополнительный продуктовый
поток (NGL), причем ценность NGL в качестве химического сырья, как правило, значительно выше, чем
ценность энергии тех же компонентов в потоке природного газа.
Комбинированный процесс испарения-фракционирования, кроме того, значительно снижает вредоносное воздействие установки на окружающую
среду. Во-первых, процесс испарения окружающим
воздухом экстрагирует энергию из атмосферы, а не
сжигает часть СПГ для получения тепловой энергии.
Во-вторых, отпадает необходимость в производстве
азота для разбавления испарившегося СПГ с целью
удовлетворения требованиям спецификаций на теплотворную способность ПГ, направленного в газораспределительную сеть. И, наконец, интегрированный процесс снижает расход энергии на экстракцию
NGL по сравнению с раздельными процессами испарения СПГ и экстракции NGL.
Перевел Г. Липкин
F. Patrick Ross (Ф. Росс), более 40 лет проработал в нефтегазовой промышленности, главным образом в области
переработки ПГ, сжижения ПГ и регазификации СПГ.
Участвовал в разработке и осуществлении многих проектов на руководящих должностях. Выпускник Хьюстонского
университета, имеет ученые степени бакалавра и магистра
в области химических технологий и охраны окружающей
среде. Зарегистрирован как профессиональный инженер
в штате Техас.
Kyle T. Cuellar (К. Куллэр), имеет 20-летний опыт работы
в поисково-разведочных нефтегазовых проектах на руководящих должностях. Специализируется в проектировании криогенных систем сжижения природного газа.
Окончил Техасский A&M университет. Имеет ученую степень бакалавра. Соавтор многих патентованных конструкций и технологий в области криогенной переработки природного газа, производства СПГ и его регазификации.
Susan T. Walther (С. Уолтхер), инженер-технолог с более чем 20-летним опытом работы. Специализируется на
проектах, связанных с испарением СПГ. Мисс Walther с
отличием окончила Техасский A&M университет. Имеет
ученую степень бакалавра в области химических технологий и зарегистрирована как профессиональный инженер
в штате Техас.
№5 май 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
УДАЛЕНИЕ СЕРОВОДОРОДА
ИЗ СИНТЕЗ-ГАЗА
J. Watson, K. D. Jones и T. Barnette, Gas Technology Products, Division of Merichem Chemical and Refinery Services LLC,
Шаумбург, шт. Иллинойс
Технология снижения содержания серы на установках газификации отходов – источник углеводородного
сырья или топлива
В Японии быстрое сокращение мест для свалки отходов способствовало разработке проектов, направленных на газификацию городских и промышленных
твердых отходов. Кроме того, поиск чистого альтернативного топлива и источников химического сырья
оправдывал интерес к газификации разнообразных
индустриальных и муниципальных твердых отходов.
Синтез-газ, образующийся при газификации твердых
отходов, может быть использован для получения электроэнергии и в качестве сырья для ряда нефтехимических/химических процессов. Однако этот синтезгаз содержит сероводород – коррозионно-агрессивное токсичное соединение серы, которое необходимо
удалить для получения чистых, экологически безопасных, топлив и сырья. В данном конкретном случае на
японском предприятии был использован усовершенствованный метод удаления серы для очистки синтезгаза, полученного из твердых отходов.
ИСТОЧНИКИ СИНТЕТИЧЕСКОГО ТОПЛИВА
Газификация твердых промышленных и муниципальных отходов дает ряд нежелательных продуктов, одним из которых является сероводород (H2S).
Выработанный синтез-газ должен подвергаться обработке для удаления серосодержащих соединений.
Количество общей серы, содержащейся в потоках
неочищенного синтез-газа, невелико по сравнению с
объемами, полученными на крупных НПЗ и на установках по переработке природного газа. На нефтеперерабатывающих заводах процесс Клауса стал стандартным способом извлечения элементарной серы.
Однако высокие капитальные затраты и сложность
в эксплуатации, связанная с небольшими установками Клауса, заставляют разработчиков газификации
твердых остатков заняться поиском лучших альтернатив. В Японии в некоторых проектах газификации
применялась жидкостная редокс-технология для
экономически выгодного извлечения серы и обеспечения чистым синтез-газом разнообразных потребителей тепла.
Успешное внедрение жидкостной редокс-технологии на рынке газификации твердых отходов в
Японии создало технических фундамент для распространения этой технологии на другие рынки. Пуск
первого европейского проекта установки газификации с использованием этого окислительно-восстановительного процесса запланирован на этот год, и
несколько жидкостных редокс-установок находятся
в настоящее время в стадии проектирования и строительства для проектов газификации угля в Китае
№5 май 2008
и США. Если содержание общей серы в неочищенном синтез-газе меньше 40 т/сут, жидкостный редокс-процесс является оправданным выбором для
очистки синтез-газа и извлечения серы в форме,
пригодной для использования.
ПРЕДПОСЫЛКИ
Борьба с H2S в потоках топливного газа – проблема не новая. В своей неизменной форме H2S это
крайне токсичный коррозионно-агрессивный газ
с неприятным запахом, который создает проблемы, связанные с безопасностью и материальными
потерями. Из-за высоких уровней содержания H2S
многим потокам неочищенного природного газа требуется переработка для снижения концентрации
кислых газов перед транспортировкой и распределением топлива. H2S, оставшийся в топливе, окисляют
в двуокись серы (SO2), который наряду с SO2, образовавшимся при сжигании разнообразных твердых
и жидких топлив, является главным виновником кислотного дождя. Удаление серы из газовых потоков –
старая проблема при использовании высокосернистых газов, которая сейчас приобретает все большее
значение как проблема экологическая. Более широкое применение газификации для превращения
веществ, содержащих серу, в полезный синтез-газ
обеспечивает возможность улавливать серу, прежде
чем она превратится SO2, и затем разбавится в дымовых газах. Основы знаний, приобретенные при переработке H2S-содержащих топливных газов, охватывают самые разнообразные отрасли промышленности и становятся частью расширяющейся сферы
применения технологии газификации.
С давних пор ученые считали железо превосходным окислителем для превращения H2S в элементарную серу. Однако, из-за очень низкой растворимости
железа в водных растворах, оно должно было присутствовать в сухом состоянии или в виде суспензий,
или компаундированным с токсичными веществами,
например цианидами. В 60-е годы в Англии начали
проводить исследовательскую работу по повышению
растворимости элементарного железа в водных растворах. Эта работа привела к внедрению процесса
с использованием хелатных комплексов железа (CIP).
Однако до конца 70-х гг. они еще не были настолько
разработаны, чтобы обладать достаточной стойкостью
к окислению для обеспечения технической стабильности и успешного применения в промышленности.
В течение последних 30 лет эта технология нашла
применение во многих отраслях промышленности.
85
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
ЖИДКОСТНАЯ РЕДОКС-ТЕХНОЛОГИЯ
ДЛЯ ГАЗИФИКАЦИИ
В Японии первое применение этой жидкостной
редокс-технологии реализовано в 2001 г. Высокая
стоимость утилизации отходов на свалках в Японии
стимулировала разработку проектов газификации
отходов. Эти проекты давали дополнительные преимущества, обеспечивая новые источники альтернативной энергии. Успех проекта первого процесса с
использованием жидкостной редокс-системы быстро привел к проектированию и строительству пяти
дополнительных установок в японской индустрии
газификации твердых отходов. Аналогичных проект
вскоре стартовал в Европе. Опыт, приобретенный в
обработке синтез-газа с установок газификации отходов, привел к выбору жидкостной редокс-технологии для проектов газификации угля в США и Китае.
Эти проекты, основанные на угле, находятся в стадии разработки и реализации с запланированным
вводом в эксплуатацию в 2008 г.
В таблице перечислены установки с применением жидкостной редокс-системы, использованные в настоящее время для проектов синтез-газа.
Жидкостная редокс-технология была применена
к синтез-газу, полученному из различных видов сырья с широким спектром использования к качестве
топлива и сырья. Установки с жидкостной редокссистемой работают в широком диапазоне давлений,
удаляя H2S как непосредственно из синтез-газа, так
и из кислого газа аминной очистки, выделенного из
синтез-газа. Первые проекты имеют низкие нагрузки по извлечению серы – 100 кг/сут, но более поздние проекты рассчитаны на более высокие нагрузки по сере – 4 т/сут извлеченной серы. Ожидается
дальнейшее увеличение размеров установок. В настоящее время жидкостная редокс-технология предусмотрена повсеместно для проектов газификации
с нормами извлечения серы от 100 кг до 36 т/сут.
ХИМИЗМ ПРОЦЕССА
Жидкостный редокс-процесс проводится как
изотермический, дешевый в эксплуатации, спо-
соб осуществления модифицированной реакции
Клауса.
H2S + 1/2О2 Н2О + S
Основная модифицированная реакция Клауса
разделена на 5 последовательных ступеней.
Абсорбция H2S:
H2Sгаз + Н2Ожидкость H2Sводн. + Н2Оводн.
Ионизация H2S:
H2Sводн. Н+ + HS–
Окисление сульфида:
HS– + 2Fe3+ S° + 2Fe2+ + H+
Абсорбция кислорода:
1
/2О2 газ + Н2Ожидкость 1/2О2 водн. + Н2Оводн.
Окисление железа:
1
/2О2 водн. + Н2О + 2Fe2+ 2ОН– + 2Fe3+
Себсорбер
вентури (факультативно)
Аппарат для
окисления
Циркуляционные
насосы для
раствора
Суспензия
серы
Насос для
фильтрата
Воздух
86
(5)
Лепешка серы
Приемник
фильтрата
Воздух
Аппарат
с автоциркуляцией
Суспензия
серы
Воздуходувка
Рис. 1. Прямая обработка синтез-газа с использованием обычного жидкостного редокс-процесса
(4)
Ленточный
вакуум-фильтр
Ленточный
вакуумфильтр
Лепешка
серы
Приемник
фильтрата
(3)
Отходящий
Промывочная
газ
вода
Центральная
шахта
Кислый газ
Ввод химических реагентов
Абсорбер с
подвижным
слоем
(2)
Уравнения 1 и 2 представляют абсорбцию H2S
в водный раствор хелатного комплекса железа и его
последующую ионизацию. Ур. 3 представляет окисление ионов гидросульфида в элементарную серу
и сопутствующее восстановление трехвалентного
(активного) железа в двухвалентное (неактивное)
состояние. Ур. 4 и 5 представляют абсорбцию кислорода (из окружающего воздуха) в водный раствор
с последующим окислением двухвалентного железа
обратно в трехвалентное состояние.
Ур. 3 и 5 протекают очень быстро. Следовательно,
системы на основе железа обычно производят малое
количество ионов побочного триосульфата. Однако
ур. 1 и 4 протекают медленно и являются регулирующими скорость ступенями во всех процессах с хелатными комплексами железа.
В химизме процесса железо выполняет две функции. Во-первых, оно служит донором и акцентором
электронов – или, иначе говоря, реагентом. Во-вторых, оно служит катализатором в ускорении всей
реакции. Благодаря этому двойному назначению железо часто называют «каталитическим реагентом».
Несмотря на то, что существует много металлов, способных выполнять эти функции, железо было выбрано для жидкостного редокс-процесса из-за его дешевизны и нетоксичности.
Отходящий
Промывочная
газ
вода
Предварительно
очищенный синтезгаз
(1)
Насос для
фильтрата
Рис. 2. Непрямая обработка синтез-газа – производного H2S – с использованием жидкостной редокс-схемы с автоциркуляцией
№5 май 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
Хелатообразующий агент(ы) вообще не принимает никакого участия в химизме процесса. Его роль
сводится к простому удерживанию ионов железа в
растворе. Ионы ни двухвалентного (Fe2+), ни трехвалентного (Fe3+) железа, не являются высокорастворимыми или высокостабильными в водных растворах. Железо обычно осаждается при низких концентрациях либо в виде гидроокиси трехвалентного
железа [Fe(OH)3], либо железистого сульфида (FeS).
Хелатообразующие агенты представляют собой органические соединения, которые, как клешнями, захватывают железо, предотвращая выпадение в осадок ионов железа. В жидкостном редокс-процессе
используется запатентованная система хелатообразующих агентов для удерживания ионов в растворе в
широком диапазоне рН.
На основе жидкостного редокс-процесса разработана очень гибкая технологическая схема для обработки газовых потоков, содержащих умеренные
количества H2S. К преимуществам этих систем относятся способность обрабатывать как аэробные, так и
неаэробные газовые потоки с коэффициентами извлечения, превышающими 99,9 %, по существу 100 %
исходя из концентрации и количества H2S, и производство безвредных побочных продуктов.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ
В применении этого химизма для широкого спектра газовых потоков в различных промышленных процессах было успешно использовано много разнообразных технологических схем. Две наиболее распространенные технологические схемы, использованные
в жидкостном редокс-процессе в этой области применения, а также в газификации, показаны на рис. 1 и 2.
На рис. 1 представлена «обычная» установка, используемая для переработки газовых потоков, которые
являются либо горючими, либо не могут быть загрязнены воздухом. Эта технологическая схема использована для прямой обработки потоков синтез-газа без
предварительного использования системы растворителя для отделения кислых газов от синтез-газа.
На рис. 2 показана установка с «автоциркуляцией», использованная для переработки негорючих
потоков, которые могут быть загрязнены воздухом.
Если для последующей переработки требуется удаление диоксида углерода (СО2) из неочищенного
синтез-газа, то, как правило, сначала лучше удалить
кислые газы (СО2 и H2S), используя систему на основе растворителя, и затем извлекать серу по непрямой
жидкостной редокс-конфигурации. Прямая обработка синтез-газа по жидкостной редокс-технологии
позволяет достигнуть снижение H2S, сопоставимой
с достигаемым на установках удаления кислых газов
растворителями. Поэтому выбор жидкостной редокс-конфигурации обычно определяется экономикой всей технологической схемы проекта.
При использовании обычной жидкостной редокс-схемы неочищенный синтез-газ охлаждают
и очищают от твердых частиц и увлеченных жидкостей в аппаратах предварительной очистки перед
абсорбером(ми). В этой схеме процесса ур. 4 и 5 –
в аппаратах окисления.
Некоторые типы абсорберов по-прежнему используются для прямой обработки синтез-газа.
Поскольку в растворе внутри абсорбера образуется твердая сера, могут быть использованы только
незагрязняющиеся устройства. На рис. 2 показано
активное контактирование в абсорбере жидкостного редокс-раствора с предварительно очищенным
синтез-газом. Эти устройства используются так же с
применением низкого давления, когда требуется минимальный перепад давления синтез-газа.
Другие устройства использованы в качестве абсорбера для операций высокого давления, а также
для схем, требующих сверхвысоких коэффициентов извлечения. Длительный опыт проектирования и
обслуживания жидкостных редокс-установок, удовлетворяющих широкому диапазону условий и целей
Применение жидкостной редокс-технологии в процессах газификации
Страна
Дата
пуска
Тип
газификации
Давление/тип
установки
Использование
синтез-газа
Китай
2008
Газификация угля
Высокое/прямой
Производство
уксусной кислоты
США
2008
Газификация угля
Низкое/
непрямой
Топливо по
Фишеру
Италия
Июнь
2006
Газификация
MSW
Низкое/прямой
Япония
2006
Низкое/прямой
Япония
2005
Япония
2005
MSW
(газификация
твердых
муниципальных
отходов)
Япония
2004
Япония
2003
Пластиковые
отходы
Высокое/прямой
Аммиачное
удобрение
Япония
2001
Пыль с установки
дробления и
переработки
автомобильного
лома
Низкое/прямой
Конфиденциально
№5 май 2008
Производительность, млн
фут3/сут
26,89
H2S на
входе,
млн-1
4070
H2S на
выходе,
млн-1
<0,5
0,36
77 400
<1
Производство
электроэнергии
17,92
2632
<20
Производство
электроэнергии,
метанол, аммиак,
водород
17,26
4050
<40
23,73
3000
<40
5,15
400
<20
15,32
400
<20
28,2
140
<1
6,4
296
<10
87
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
переработки, привел к созданию портфеля контактных устройств, которые обеспечивают надежную
работу абсорбера в любом случае. Очищенный от
серы синтез-газ выходит из абсорбера(ов) и обычно
проходит через ловушку с отделителем тумана для
удаления увлеченного жидкостного редокс-раствора, после чего он пригоден для дальнейшего использования.
Жидкостный редокс-раствор из абсорбера направляют в аппарат для окисления на регенерацию.
В этом аппарате воздух равномерно барботирует
через раствор, превращая железо снова в активное состояние. Аппарат для окисления состоит из
емкости с коническим дном, оснащенной воздушным распылителем и рядом щитков и перегородок.
Направленное распыление сжатым воздухом создает «эрлифт», который активизирует циркуляцию и
обеспечивает контактирование раствора с воздухом в верхней секции емкости. Регенерированный
раствор снова откачивается в абсорбер для завершения цикла.
Сера оседает в конусообразной секции аппарата
для окисления и образует суспензию с концентрацией S от 10 до 15 масс. %. Концентрированная суспензия откачивается из конуса в фильтр для серы.
Коническое дно не только создает спокойную зону,
способствующую концентрации частиц серы, но
и обеспечивает пространство для запаса серы, что
позволяет снимать фильтр для технического ухода,
не нарушая непрерывное проведение цикла жидкостного редокс-процесса.
Если кислые газы удаляют из синтез-газа с использованием процессов на основе растворителей,
то для их предварительной обработки перед жидкостной редокс-установкой требуется только ловушка для удаления увлеченных жидкостей. Как
показано на рис. 2, кислый газ, а также воздух для
регенерации, направляются в сосуд с автоциркуляцией, и избыточный воздух и «очищенный» СО2
объединяются в одном выпускном канале из этого
сосуда.
В схеме с автоциркуляцией процессы ур. 1–3
протекают в «centerwell», представляющим собой
ни что иное, как отрезок трубы, открытый с обоих
концов. Процессы, описанные в ур. 4 и 5, осуществляются в остальной части сосуда, который служит
аппаратом для окисления. Задача centerwell – выделить ионы сульфида в абсорбере из воздуха в аппарате окисления, сокращая, таким образом, образование побочных продуктов. На этих установках
кислый газ, отделенный от синтез-газа, барботирует в centerwell, и воздух равномерно барботирует
в остальной части сосуда. Разность в «аэрированной» плотности между раствором на каждой стороне centerwell создает естественную циркуляцию
из аппарата для окисления в абсорбер и обратно.
Уникальность схемы с автоциркуляцией состоит в
том, что для циркуляции раствора между абсорбером (centerwell) и аппаратом для окисления не требуется никаких насосов.
Аппарат с автоциркуляцией, как и аппарат для
окисления в традиционной схеме, представлен с
88
коническим днищем, где концентрация серы перед откачкой суспензии на фильтрацию достигает
10–15 вес. %. Эта коническая зона служит рабочей
емкостью для продуктовой серы, когда фильтр находится на техобслуживании.
И в той и другой жидкостной редокс-схеме установка имеет контур ввода химикатов и фильтра
для серы. Система ввода химикатов включает баки
и дозсерующие насосы, которые позволяют регулировать ввод щелочи, желаемого катализатора и
хелатообразующего агента для возмещения минимальных количеств, утраченных в лепешке серы, и
потерь, обусловленных деградацией хелата и образованием солей. Многочисленные усовершенствования в жидкостной редокс-технологии сократили
эти потери и необходимость в подпитке. Другие запатентованные химические вещества также поступают из этой системы для подавления вспенивания
и биологической активности по мере надобности.
В этом жидкостном редокс-процессе использован ряд методов фильтрации, выбор которых
зависит в первую очередь от размера установки.
Суспензия серы и жидкостного редокс-раствора
подается насосом из отстойного конуса на фильтр,
где сера концентрируется в лепешку, состоящую
из серы и воды со следами солей, железа и хелатов.
Метод фильтрации, представленный на рис. 1 и 2,
это самый распространенный метод с вакуум-фильтром ниточного типа. Обычно, лепешка, полученная этим методом, содержит примерно 65 вес.% S.
Влажная лепешка проста в обращении после сбора
в отвалы или в огромные лепешки, поступающие с
ленты фильтра, что исключает проблемы, которые
могли бы возникнуть при обращении со свободными жидкостями. Такое содержание влаги позволяет
также достаточное удаление солей (побочный продукт) в лепешке для сбалансирования производства
в процессе, исключая, таким образом, необходимость обработки жидких стоков на очистном сооружении.
ПРОДУКТОВАЯ СЕРА
Элементарная S, извлеченная в жидкостном редокс-процессе, имеет довольно глубокие отличия от
серы, полученной другими процессами. Размер частиц извлеченной серы находится в пределах от 8 мк
до 1 мк, что значительно меньше, чем у S, полученной другими способами. И поскольку эта твердая
S образована в водном растворе, она не содержит
в себе никаких уловленных паров H2S, которые могут выделяться во время последующих манипуляций.
Жидкостной редокс-процесс дает S с четко определенными признаками:
более пластичная текстура частиц;
гидрофильный характер и смешиваемость с водой;
более быстрое поглощение почвой и разложение.
Преимущества для аграрной индустрии связаны
с этим ускоренным процессом и легкостью применения. Сельскохозяйственные потребители особо
признают преимущества использования S, полученной в жидкостной редокс-системе, для корректиро№5 май 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
вания pH почвы, подкормки растений и в качестве
фунгицидов.
Жидкостная редокс-S нетоксична и была допущена к применению Институтом контроля органических материалов (Organic Materials Review Institute –
OMRY), который устанавливает стандарты на зерновые культуры для получения символов «органически». OMRY работает в соответствии с директивами
USDA (Министерство сельского хозяйства США) на
использование серы «National Organic Program Rule
7 CFR Part 205».
В виду глобального ужесточения ограничений по
выбросам SO2 сокращение кислотного дождя является убедительной мотивацией повышения спроса на
удобрения для обеспечения оптимального pH почвы
и восстановления питательного баланса, необходимого многим культурам. Жидкостной редокс-процесс может обеспечить источник быстродействующей S для местных сельскохозяйственных потребителей.
ПЕРСПЕКТИВА
Превращение многих жидких и твердых материалов, официально отнесенных к разряду отходов, в
полезные синтез-газы, повлияет на повышение разнообразия продуктов газификации отходов во всем
мире. Естественно эти проекты будут ограничены
с точки зрения масштабности. Разнообразие используемых отходов приведет к значительному увеличению числа проектов с образованием от малых
до умеренных количеств H2S, содержащегося в неочищенном продуктовом синтез-газе. Жидкостный
редокс-процесс оказался превосходным методом
очистки синтез-газа и извлечения S в проектах такого профиля.
Кроме того, ожидается создание небольших проектов газификации угля для обеспечения топливным
газом с целью замены традиционного природного
газа в выбранных проектах альтернативного топлива. Газификация угля была также предложена для
выработки электроэнергии и/или ценных жидких
продуктов из угля на месторождении для сокращения транспортных расходов. Если эти проекты используют малосернистый уголь, то образование от
малых до умеренных количеств H2S опять склоняет
в пользу жидкостной редокс-обработки. С распространением газификации на эти и другие проекты,
подлежащие определению, жидкостный редокспроцесс может проложить надежный малозатратный путь к чистому синтез-газу и пригодной к употреблению сере.
Перевела Н. Иванова
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Karr, J., President of Hondo Chemical Inc., «Sulfur:
At The Crossroads of Energy, The Environment, and
Agriculture», Fertilizer International, May/June 2002.
John F. Watson (Д. Ф. Уотсон), бизнес-менеджер, работает в области продвижения
технологий очистки газов GTP в мировую
индустрию. Специализируется по проектам,
связанным с удалением H2S в процессах переработки природного газа в различных регионах мира. Имеет многолетний опыт работы на руководящих должностях, включая сбыт, маркетинг, финансирование и планирование. Имеет ученые степени бакалавра и
менеджера в области химических технологий.
Tony Barnette (Т. Барнетт), работает в GTP
(Gas Technology Products) около 19 лет, из
них 2 года менеджером по применению.
Специализируется в сбыте и маркетинге систем обессеривания GTP с использованием
процесса LO-CAT. Имеет ученую степень бакалавра в области химической технологии.
Kenneth D. Jones (К. Д. Джонс), инженер
по применению в GTP с опытом работы
более 10 лет. Специалист по продажам и
маркетингу. Сотрудничает с группой инженерной проработки на стадиях разработки
проектов. Имеет ученую степень бакалавра
в области химической технологии.
РЕГИОНАЛЬНЫЕ НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
ЕВРОПА
Компания BASF планирует
расширить производство высокоактивного полиизобутена с
низким молекулярным весом
в Антверпене (Бельгия). После
расширения производства производительная мощность повысится на 25 тыс. т, достигнув
100 тыс. год. начало работ было
запланировано на март 2008 г.
Total открыла новую компанию Adria LNG для разработки
№5 май 2008
конструкции терминала для регазификации CGU. Строительство
завода будет осуществляться на
побережье Хорватии. Производительная мощность завода составит 10 млрд м3/год с перспективой увеличения мощности до
15 млрд м3/год.
БЛИЖНИЙ ВОСТОК
Octal Holding & Co. инвестировала 300 млн долл. в строительство завода по производству полиэтиленовой резины в Омане.
Производительная мощность завода составит 330 тыс. т/год.
АЗИАТСКОТИХООКЕАНСКИЙ
РЕГИОН
Компания Total приступила к
сооружению новой производственной линии по получению полипропилена в Дэасан (Северная Корея)
и станет владельцем 50 % акций
совместно с компанией Samsung.
Производительная мощность завода
составит 300 тыс. т/год с последующим увеличением до 540 тыс. т/год.
89
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
АНАЛИЗ ОТХОДЯЩИХ ГАЗОВ
НА УСТАНОВКЕ РЕГЕНЕРАЦИИ СЕРЫ
R. Hauer, K. Harris и D. Potter, Ametec, Питтсбург, Пенсильвания, P. Harris, Haritec, Калгари, Альберта, Канада и B. Lewis,
Alon USA, Биг Спринг, Техас
Технология комбинированных анализаторов улучшает техническое обслуживание установки и снижает
стоимость эксплуатации
УСТАНОВКА ОЧИСТКИ ОТХОДЯЩЕГО ГАЗА
НА ОСНОВЕ АМИНА
Цель функционирования очистной секции – превратить все компоненты серы в отходящие газы на
установке регенерации серы, регенерировать в качестве H2S и достигнуть полной эффективности ре90
Альтернативная
точка
пробоотбора
Анализатор
в точке
пробоотбора
В печь
Отходящий газ
Клауса
Воздух
Горелка
Реактор
LPS
Топливо
Абсорбер
Отходящий газ
+Н2
Охлаждающая колонна
Для первоначальной сборки и дальнейшего совершенствования газового анализатора, установленного на линии отходящих газов очистной секции (tail
gas treating unit – TGTU) установки регенерации
серы (sulfur recovery unit – SRU), было необходимо
разработать новый метод. Для регулирования содержания газов в кобальто-молибденовом каталитическом реакторе возникла необходимость измерения
количества водорода. А для того, чтобы определить
эффективность аминового смесителя и кобальто-молибденового каталитического реактора необходимо
было измерить количество сероводорода (H2S) и карбонила серы (COS).
Анализатор состоит из ультрафиолетового оптического блока и теплопроводного детектора для
одновременного измерения сероводорода, карбонила серы и водорода в точке пробоотбора верхнего
погона аминового абсорбера. Эти измерения предварительно были выполнены с помощью газовой
хроматографии или низкотемпературного/сухого
(cold/dry) газоанализатора. Комбинирование техники детектирования, электроники и пробоотборной
системы в отдельном интегрированном анализаторе непрерывного действия в значительной степени
влияет на снижение стоимости эксплуатации и улучшение технического обслуживания.
Пробоотборным системам в этом случае уделяется
особое внимание. Токсичность сероводорода хорошо
известна; поэтому пробоотборная система была спроектирована таким образом, чтобы выходящий газ возвращался в процесс в ту же самую пробоотборную
систему, откуда был взят. Нагретая в нагревателе из
алюминия или нержавеющей стали проба направлялась во влажном состоянии для контроля температуры. Проба может быть изолирована от процесса и
обратно заполнена так, чтобы надежность и целостность системы сохранялись в течение определенного
времени. Интегрально-мембранный фильтр продвигает захваченную жидкость, а аспиратор используют
для возвращения пробы в процесс. Проба, пробоотборная линия и детали пробоотборной системы нагреваются до температуры выше точки росы воды с
тем, чтобы избежать попадания воды в пробу.
CW
WHE
Регенератор
амина
Проба
H2 O
Амин
из регенера.
тора
Рис. 1. Упрощенная схема процесса с пробоотборной системой
и измеряемыми точками на линии отходящих газов очистной
секции
генерации в размере 99,9 % и даже более. Существует
несколько типов очистительных аппаратов для отходящих газов (tail gas treaters – TGT), а также для побочной продукции сульфатов, но в «закрытом контуре» TGT на основе амина, где поток, насыщенный H2S,
рециркулирует обратно в SRU, так как является преобладающим в потоке. Описанная система основана
на исследованиях для колонн с покрытыми носителем
стенками (support coated open tubular – SCOT) TGT,
но анализатор и пробоотборная система применимы
во многих вариантах TGT на основе амина (рис. 1).
Процесс состоит из трех основных этапов.
Каталитическая гидрогенизация и гидролиз
всех сернистых компонентов (сероводород H2S, двуокись серы SO2, карбонил серы COS, дисульфид углерода CS2, пары серы и серная жидкость в отходящих газах Клауса) в H2S.
Катализатор – кобальто-молибденовый (СоМо),
а эту стадию называют иногда восстановлением СоМо
или реакторной. Восстановление всей смеси, содержащей серу, в сероводород требует достаточного
количества водорода в реакторе с кобальто-молибденовым реактором, поэтому возникает необходимость
применения анализатора водорода [1].
Сероводород избирательно абсорбируется из
отходящих газов посредством аминового растворителя после охлаждения. Эта стадия иногда называется абсорберной или смесительной.
№5 май 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
Амин регенерируется (сероводород десорбируется из растворителя). Высококонцентрированный
сероводородом поток рециркулирует обратно на
вход установки регенерации серы. Отходящий газ из
абсорбера направляется в печь для прокаливания.
Для анализа H2S/H2 предусмотрены два места
пробоотбора. Одно место для взятия пробы находится непосредственно после кобальто-молибденового
реактора и охлаждающей колонны (перед абсорбером); таким образом, измерения H2S представляют
все сернистые смеси в отходящих газах установки
регенерации серы.
Эта схема имеет точный материальный баланс
(измерение эффективности регенерации), который
можно использовать технологами как оптимизацию
приборного оснащения.
Второе место для отбора пробы находится после
абсорбера (перед печью), чтобы контролировать процесс очистки амина. Также путем сравнения измерений количества сероводорода с непрерывно контролируемой величиной эмиссии двуокиси серы после
печи различия могут быть определены по концентрации серы в смеси, включая карбонил серы и дисульфид углерода, что представляет собой достаточно ценную информацию для инженеров-технологов,
а также для проведения самого процесса (COS и CS2
могут быть измерены с помощью UV-анализатора).
Самим пробоотборным системам уделяется незначительное внимание, а подробно рассматривается проблема определения места анализатора в той
или иной описанной позиции с точки зрения просты
обслуживания. Пробоотборная система состоит из
нагретых датчика, пробоотборной линии и емкости.
Если требуется отбор пробы перед охлаждающей
колонной (после кобальто-молибденового реактора), в этом случае проба должна быть кондиционной
с применением холодильного аппарата с целью исключения конденсации воды на выходе. Следует отметить, что холодильный аппарат не требуется, если
отбор проб осуществляется после абсорбера.
При выборе точки отбора пробы придерживаются двух общих доводов. Во-первых, точка отбора
пробы в существующем очистителе отходящих газов
может быть размещена перед охлаждающей колонной; затраты на замену точки отбора могут оказаться
выше, чем затраты на использование холодильного
аппарата. Во-вторых, на заводе с производительностью до 70 000 брл/сут, расположенном приблизительно в 45 милях (1 миля = 1,609 км) от Мидланда (Техас),
в пробоотборной системе использовали диффузор (с
целью повышения надежности при измерении водорода перед охлаждающей колонной/абсорбером; перед
запуском колонна/абсорбер находились на байпасе).
Такая система была бы желательна при измерении количества сероводорода после абсорбера, когда
установка находится в эксплуатации.
Подобный вариант способствует предотвращению повреждений, когда абсорбер находится на байпасе в течение короткого интервала времени. Было
спроектировано несложное ручное переключение,
при котором можно выбрать то или иное место для
отбора пробы; в таком случае система очищает неис-
№5 май 2008
пользованную пробу с азотом и при этом применяют
холодильный аппарат, чтобы удалить воду.
КОНСТРУКЦИЯ АНАЛИЗАТОРА
Проектирование на установке SCOT с использованием данных UV-анализатора, несомненно, обеспечивает ряд преимуществ, в том числе способность
одного анализатора измерять количество водорода,
сероводорода и, возможно, карбонила серы и дисульфида углерода. Основным преимуществом соединения этих измерений является сокращение издержек,
как с применением анализатора, так и при его сборке. Заводская себестоимость при этом значительно
снижается вследствие исключения дубликатов, таких как микроконтроллер, пробоотборная система,
блоки питания и т.д. Кроме того, сокращения издержек можно достигнуть при монтаже за счет снижения числа пробоотборных линий, датчиков, электрических соединений, а также экономии площади.
Часть анализатора была сконструирована в хорошо оборудованной оптической лаборатории, сотрудники которой обладали богатым опытом работы с измерительной техникой такого типа (рис. 2.).
Оптическая лаборатория обеспечивает базовую
линию, линейность и высокую чувствительность.
Определение этих характеристик желательно в тех
случаях, когда один компонент измерен при низкой
концентрации в отсутствии интерферентной смеси,
и особенно, когда имеются многократно измеряемые
компоненты в пределах спектральной поглощательной способности абсорбента [2, 3].
При измерении сероводорода на верхнем погоне аминового смесителя длина сосуда составляла
81 см, в этом случае требовалась полная шкала от
0 до 500 млн-1. Затем для измерения H2S на верхнем
погоне смесителя установили полную шкалу от 0 до
1000 млн-1 при длине сосуда 40 см.
ТЕПЛОПРОВОДНОСТЬ
Теплопроводность чувствительного элемента подразумевает мостиковую схему с соответствующим
нагревательным проволочным элементом на обеих сторонах мостика. Один из этих нагревательных
элементов применяют как эталонный, уплотненный в камере, содержащей воздух, в то время как
другой элемент подвергается действию пробы газа.
Постоянное напряжение проходит через мостик и
контролирует максимальную температуру элемента. Измеряемый элемент теряет больше тепла, чем
эталонный элемент, если проба газа имеет теплопроводность выше, чем теплопроводность эталонного
воздуха. Значительные потери тепла снижают температуру, и сопротивление измеряемого элемента
становится меньше. Это разбалансирует схему мостика, в результате в мостике увеличивается выходное напряжение, которое приводит к увеличению
теплопроводности пробы газа. Оба нагретых элемента расположены в камере; проба газа проходит через
металлокерамический диск и диффундирует в зоне
вокруг элементов (рис. 3).
Теплопроводные чувствительные элементы могут
быть использованы для измерения состава бинарных
91
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
Микро.
регулятор
Металлокерамический
пламегаситель
Оптический узел
Вход пробы
Расщепитель
Диск фильтра
Фильтр
Уплотненный
эталонный
элемент
Линзы
Лампы 2
Лампы 1
Измери.
тельная
емкость
Баланси.
рующий
экран
Текущий контроль
Отражатель
Текущий контроль
Измери.
тельный
детектор
Рис. 2. Двойной лучевой длинноволновой спектрометр
смесей газа, если два компонента в смеси достаточно различаются по теплопроводности. Однако проба
газа верхнего погона в аминовом смесителе в установке SCOT не представляет собой бинарную смесь
газа. Обычный поток составляет приблизительно
10 % водяного пара, 10 % двуокиси углерода и 3 % водорода в равновесии с азотом. Кроме того, в смеси
находится незначительное количество сероводорода, различных углеводородов, карбонила серы и окиси углерода, но эти компоненты в незначительной
степени влияют на теплопроводность смеси, поскольку их концентрация ниже относительной в основных
компонентах. Это дает возможность измерения водорода, если концентрация водяного пара и двуокиси
углерода стабильна или влияние их незначительно.
В аминовом смесителе концентрация водяного
пара является функцией температуры и давления,
так как проба газа существенно насыщена водой в
смесителе. Достаточно хороший контроль температуры амина и давления в потоке будет результатом
соответственно стабильной концентрации водяного
пара. Концентрация СО2 зависит от состава сырья
установки регенерации серы и колебаний потребности воздуха на SRU. Концентрация СО2 может также изменяться от циклической нагрузки понижающего газогенератора (reducing gas generator – RGG),
который обычно применяют при добавлении водорода в поток перед слоем катализатора. Концентрация
СО2 колеблется более, чем водяной пар, поэтому
желательно ввести такой параметр как теплопроводность (thermal conductivity – TC) чувствительного
элемента, чтобы минимизировать влияние изменений на концентрацию двуокиси углерода.
Проводились исследования с целью определения
влияния давления пробы и температуры чувствительного элемента на теплопроводность газовой смеси, состоящей из азота, водорода, двуокиси углерода
92
Выход пробы
Усиле. Усиле.
ние ние
Эталон.
ный
детектор
Измерительный
элемент
Рис. 3. Схема теплопроводного чувствительного элемента
и водяных паров. Было выяснено, что влияние колебаний СО2 на теплопроводность смеси может быть
незначительным при температуре чувствительного
элемента между 400 и 600 °С. Более высокая температура увеличивает колебания концентрации
водяного пара, которая не является проблемой
сточки зрения применения со стабильным содержанием водяного пара. В случае применения
с нестабильной концентрацией водяного пара или
если анализатор переключен между потоками, возможно, провести измерения в безводной среде, чтобы ликвидировать эту проблему.
После анализа данных в этих исследованиях было
определено, что концентрация Н2 смеси характерна
пробе газа верхнего погона смесителя, и может быть
применено следующее уравнение:
H2 = SH2(MS–M0) +QH2(MS–M0)2 –
– (P–P0) – [CO2] – [H2O],
(1)
где Н2
– концентрация водорода, мол. %;
SH2
– линейный коэффициент усилия ТС
чувствительного элемента;
QH2 – квадратичная поправка ТС чувствительного элемента;
MS
– сигнал чувствительного элемента на
пробу газа, V;
– сигнал чувствительного элемента на
M0
«нулевой» газ, mV;
– коэффициент давления;
Р
– давление по показаниям прибора, мм. рт. ст.;
Р0
– давление на нулевой отметке, мм. рт. ст.;
– поправочный коэффициент для СО2;
[CO2] – концентрация СО2 в газовой пробе, мол. %;
– поправочный коэффициент для водяного пара;
[H2O] – концентрация водяного пара в газовой
пробе, мол. %.
Эту формулу также применяют при выборе напряжения питания для ТС-чувствительных элементов
в SCOT-процессе, соответствующего рабочей температуре, что дает наилучшее сочетание чувствительности
при измерении водорода в пределах от 0 до 10 %.
№5 май 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
НАГРЕВАЕМЫЙ ПРОБООТБОРНЫЙ ДАТЧИК
В SCOT-процессе проба газа из верхнего погона
абсорбера содержит умеренно высокое количества водорода и сероводорода, что нежелательно при
выпуске газа в атмосферу; даже при низком уровне
Н2 и H2S требуется анализатор. Проба обычно насыщена водой при температуре 40–50 °С, поэтому
во избежание конденсации требуется нагрев пробы
и других элементов системы.
Был выбран аспиратор для транспортирования пробы,
чтобы избежать возврата пробы в процесс. Точка возврата пробы была выше места, выбранного для аспиратора,
с целью предотвращения противодавления на выходе,
соединенного с длинной пробоотборной линией.
В разработанном датчике (рис. 4) предусмотрены два шаровых клапана для изоляции пробы, мембранный фильтр диаметром 25 мм и аспиратор.
Нагреватель, закрепленный в верхней части датчика, охватывает все детали системы, чтобы поддерживать температуру выше, чем температура точки
росы воды. Датчик термостойкости в системе соединен с анализатором и применяется для регулирования температуры. Внутренний переключатель имеет
функцию вторичного контроля для ограничения превышения температуры. Нагреватель проверен и соответствует работе в опасной зоне Division 1 и Zone 1.
ЗАВОД BIG SPRING, ТЕХАС
Завод имеет две установки по регенерации серы,
одна из них производительностью 60 т/сут, другая –
Переключающая
пробоотборная емкость
1
F
Выход
Проба газа
Неиспользуемая
проба
3
Соединительная
камера
Нагреватель
Соединительная
трубка
Мембранный
фильтр
Аспиратор
Вход
эталонного газа
Шаровой
клапан
Шаровой
клапан
Переходная
трубка
Проба
Рис. 4. Схема нагреваемого пробоотборного датчика
75 т/сут. Аппаратура на обеих установках размещалась на линиях отходящих газов очистной секции.
Анализатор включал нагреваемую переключаемую пробоотборную систему, которая функционировала между стандартной пробоотборной точкой
на аминовом абсорбере и другими пробоотборны-
Емкость анализатора
0–30
фунт/дюйм2
2
Пробоотборная
трубка
Вход пробы
PI
Ультра.
фиолетовый
элемент
для пробы
4
Возврат пробы
TC
FI
Азотная очистка
0–5 LPM
FF
Холодиль.
ный
аппарат
S
Линия эталонного газа
Привод аспиратора
Слив в безопасное
место
0–30
фунт/дюйм2 PI
0–100 PI
фунт/дюйм2
Нулевой привод Привод аспиратора
(баллон с N2:
(воздух или N2:
0–60 фунт/дюйм2) 0–60 фунт/дюйм2)
0–30 фунт/дюйм2
S
0–30 фунт/дюйм2
PT
PI
PI
H2S
H2S
Рис. 5. Анализатор пробоотборной системы
№5 май 2008
93
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
94
ции SO2 до нуля поток переключают обратно в реактор. Температура на выходе из реактора возрастает,
так как нагревается горячим газом поток из RGG.
Показания анализатора свидетельствуют о том,
что процесс быстро возвращается в нормальное
состояние, после того как температура в реакторе стабилизируется. Обычно концентрацию COS не
регистрируют анализатором на выходе абсорбера.
Небольшое повышение концентрации COS (несколько
выше 5 млн-1) отмечается тогда, когда точку пробоотбора временно переключают перед охлаждающей колонной. Концентрация COS, равная 5 млн-1, соответствует равновесным концентрациям при полностью активном катализаторе (в этом случае около 1,5 лет).
Реакции гидролиза и гидрогенизации потребуют
значительного количества водорода, так как он имеет большую концентрацию, чем другие серные группы (за исключением сероводорода), и, так как 3 моля
водорода требуют моль SO2, как показано в химическом уравнении:
SO2 + 3H2
H2S + 2H2O.
(2)
Пары серы и жидкость могут также потребовать
значительного количества водорода. Стабильный
процесс на установке регенерации серы и качествен-
1
3
5
4
Н2, %, COS, млн.1, SO2 SRU, %
ДАННЫЕ ИСПЫТАНИЙ
На рис. 7 показаны некоторые данные, нанесенные на диаграмму: концентрация H2S в млн-1 на выходе абсорбера; температура слоя катализатора в °С;
концентрация водорода на выходе из абсорбера
в млн-1; концентрация COS на выходе из абсорбера
в млн-1 и концентрация SO2 в % на выходе отходящих
газов установки регенерации серы.
Как видно из диаграммы, вначале идет нормальный стабильный процесс с концентрацией водорода от 2 до 3 % и сероводорода 100 млн-1. В течение
некоторого периода концентрация SO2 в отходящих
газах составляет 0,2 % и температура катализатора
несколько ниже 300 °С. Около 19:00 была зафиксирована концентрация SO2, равная 1 %. С тем, чтобы
обезопасить амин от SO2, проходящего через реактор, поток был переведен на байпасную линию около установки.
Температура реактора снижается, в то время как
поток находится на байпасной линии. Процесс на
установке регенерации серы начинает стабилизироваться примерно в 4:30 и после снижения концентра-
Рис. 6. Отложение серы на фильтре
H2S, млн.1 и температура катализатора, °С
ми точками, установленными перед абсорбером и
охлаждающей колонной. Был применен осушитель
для пробы с целью удаления из нее водяного пара во
избежание проблем, связанных с высоким содержанием воды, когда отбор пробы осуществляется перед
охлаждающей колонной (рис. 5).
При работе анализатора в течение определенного
периода времени установили, что срок службы мембранного фильтра может быть увеличен благодаря
периодическому переключению между пробоотборными точками, когда осуществляется обратная промывка пробоотборника с азотом. Обратная промывка
должна быть эффективной при периодически удаляемых частицах продукта из фильтра. Пробоотборник
был переделан с целью увеличения диаметра мембранного фильтра (приблизительно до 55 мм), который
позволил использовать большее количество пробы, а
также для обслуживания – большой интервал времени. Небольшой диаметр плоского элемента фибрового фильтра был также увеличен с целью снижения
нагрузки частиц на мембранный фильтр.
Переконструированный нагреваемый датчик был
установлен на заводе в сентябре 2006 г. и работал около
трех месяцев без обратной промывки. Датчик должен
был бы бесперебойно работать до конца испытаний, но
скорость его потока снизилась до 5 до 2,5 л/мин. После
этого датчик был размонтирован и его проверка показала, что на фибровом фильтре, имеющем 6-миллимитровый слой, выступила сера (рис. 6).
Возможно, что эта сера на фильтре – результат нарушения процесса, когда идет расщепление
SO2, хотя слой кобальто-молибденового катализатора в аминовом абсорбере был ранее заменен.
Мембранный фильтр был еще вполне чистым, несмотря на отложения серы на фибровом фильтре.
Резервный фибровый фильтр в это время отсутствовал, так что этот слой серы был удален и установлен
новый мембранный фильтр. Движение потока было
восстановлено с производительностью 5 л/мин.
2
1
2
H2S, млн.1
COS, млн.1
3
4
Выход, °С
SO2, %
5
Избыток, Н2, %
Рис. 7. Данные нарушения процесса на установке регенерации
серы
№5 май 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
H2S, млн.1 и температура катализатора, °С
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
Н2, %, COS, млн.1, SO2 SRU, %
3
5
4
2
1
2
H2S, млн.1
COS, млн.1
3
4
1
Выход, °С
SO2, %
5
Избыток, Н2, %
Рис. 8. Данные, отражающие влияние отклонения концентрации SO2 от номинального значения на процесс
ный контроль концентрации SO2/состояния воздуха
на установке являются необходимыми для успешного процесса SCOT TGTU. Это влияние показано
на рис. 8, где отклонение от номинального значения
концентрации SO2 резко снижает концентрацию Н2
в верхнем погоне абсорбера. Температура на выходе
реактора увеличивается с изменением концентрации
SO2, так как реакция, показанная в уравнении (2),
экзотермическая. Избыток водорода регулировали
вручную, но при достаточно стабильном процессе.
ВЫВОДЫ
Качественные контроль и измерения избытка
водорода очень важны для обеспечения стабильности процесса SCOT TGTU. Измерение сероводорода на выходе из абсорбера можно осуществлять
с помощью мониторов в процессах очистки амина.
Анализаторы усовершенствовали, чтобы сочетать
эти измерения с оптимальным измерением COS.
Анализаторы в течение года проходили испытания
на установке регенерации серы One SCOT на заводе
Big Spring. Показания COS на выходе из абсорбера
были близки к нулю, что соответствовало хорошему
гидролизу, достигнутому за счет качественного катализатора в реакторе. Обратная связь в этом испытании использована в улучшении конструкции пробоотборной системы, в результате добились надежной
эксплуатации при различных условиях процесса.
Собирая данные, исследую характеристики процесса и, усовершенствуя конструкцию нагреваемого
датчика, решили проблему внедрения модификации
датчиков в целях повышения качества процессов установки регенерации серы.
Примечание. Эта статья была представлена на симпозиуме ISA Analysis Symposium 2008 и опубликована с разрешением ISA, www.isa.org.Copyright ISA 2008.
Перевел А. Степанов
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Massie, S., M. Huffmaster and P. McGillycuddy, «Low
temperature SCOT, a new horizon in tail gas treating»,
№5 май 2008
Laurence Reid Gas Conditioning Conference, Norman
Oklahoma, 2006.
2. Adam, H. and P. Harris, «The design and practical application of UV process photometers Part I», L’Analyse
Industrielle, France, 1996.
3. Adam, H. and P. Harris, «The design and practical application of UV process photometers Part II», ISA Analysis
Division Symposium, Chicago, 1996.
Randy Hauer (З. Хайер), более 30 лет занимается исследованиями в области аналитических процессов. М-р Хайер начинал свою
карьеру с процессов по регенерации серы
на газоперерабатывающем заводе Amoco
Canada East Crossfield. Тогда он работал
в Western Research в отделе промышленных
анализаторов, в группе по оптимизации/исследованиям
процессов гидроочистки. М-р Хайер закончил факультет
химической технологии университета в Южной Альберте.
Phil Harris (Ф. Харрис), стал заниматься
конструированием аналитических приборов более 25 лет назад. Проработав 10 лет
в ядерной промышленности, в 1993 г. он
стал работать в Western Research, где руководил R&D, разработал 900 видов анализаторов. В 1998 г. м-р Харрис основал HariTec,
консультационную компанию и продолжает консультировать в AMETEK Process Instruments, в основном по процессам аналитической химии, конструированию приборов
и численным анализаторам. М-р Харрис имеет степень бакалавра по физике и степень магистра по химии.
Kevin Harris (К. Харрис), начинал работать в Western Research в 1990 г. как консультант после получения степени магистра в области механики при университете
в Калгари. Окончательно м-р Харрис поступил работать в Western Research в 1991 г.
С того времени м-р Харритс занимается
вопросами разработки анализаторов для различных применений, включая анализаторы точки росы углеводородов
и содержания сероводорода в природном газе. М-р Харрис
пришел в AMETEK Process Instruments благодаря воссоединению с бывшим DuPont Process Instruments и организации Western Research.
Dan Potter (Д. Поттер), занимается проблемой аналитических исследований в промышленности. Он начинал свою карьеру
инженером в Western Research в Европе
в области применения аналитических приборов для процессов регенерации серы. Мр Поттер занимается также техническим
обслуживанием, продажей продукции установки регенерации серы и анализаторов на природном газе.
Byron Lewis (Б. Левис), специалист по
контролю процессов при Alon USA завода
LP Big Spring. М-р Левис имеет 14-летний
опыт работы на этом заводе, обеспечивая
приборами, электрооборудованием группу технического обслуживания установок, а также инженеров-конструкторов.
Его подготовка и образование – электроника и электрика.
95
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: надежность
исключение рискованных тенденций
в обеспечении надежности*
H. P. Bloch, штатный сотрудник НР и J. S. Mitchell, Merdium, Inc., Роаноке, шт. Виржиния
Следуйте этим инструкциям для повышения безопасности процессов и снижения затрат на техническое
обслуживание и текущий ремонт
Надежность и безопасность – все голосуют «за»,
но не каждый практикует их в действительности. Это
заявление справедливо, если бы это было не так, то
мы не слышали и не читали бы о множестве проблем
и бедственных ситуациях, имеющих место то тут, то
там. Специалисты в области техники безопасности
знают, что без фундаментальной и неуклонной приверженности к безопасности невозможно добиться
устойчивого успеха в любом виде деятельности. Мы
называем это культурной переменой. Однако культурные перемены и устойчивая приверженность
к внедрению мер, делающих эти изменения успешными, даются нелегко. Они протекают медленно и
должны постоянно усиливаться для достижения необходимого уровня эксплуатационной готовности оборудования и соответствия требованиям надежности.
Они также должны быть последовательно выстроены
в надлежащем порядке. Если снижение затрат становится необходимым по какой бы то ни было причине,
то Вы должны сначала повысить надежность и снизить потребность в неплановых работах. Только это
приведет к снижению затрат.
Недавние аварии, некоторые из которых с трагическими последствиями, должны настораживать нас
и воспитывать в духе острой необходимости расширения культуры безопасности за пределы индивидуальной безопасности до безопасности процессов.
Теперь, когда безопасность процессов приобретает
приоритетное значение, соответствующая необходимость надежности и прогнозируемости выдвигается на первый план. Развивая совершенствование
надежности, необходимое для достижения желаемых уровней безопасности, мы должны помнить
о необходимости интроспективных и серьезных изменений в делах большинства. Упор на снижение
затрат должен быть сбалансирован пониманием
риска, которому Вы себя подвергаете. Менеджер
уже не может произвольно потребовать снижения
затрат без тщательного документирования последствий. К этим последствиям относится работа, которая никогда не будет выполнена, и опыт, которого
уже нет. В прошлом некоторые «умники» разрешали
вносить пагубные изменения, в которых навязанный
риск носил спекулятивный характер и не был основан на реальности данной ситуации. В других умах
рождались еще более сумасбродные идеи, которые
*Перевод дается в сокращении.
96
основывались на принципе «это твои проблемы, тебе
решать, как поступать в новых условиях», но ничего
не говорится о том, что может случиться и как преодолеть последствия случившегося.
Соедините отсутствие воображаемого руководства с потерей опытного персонала, и Вы получите
ответ на вопрос, почему прогресс такой медленный,
и события столь болезненны. Многие из этих изменений привели к неблагоприятным «паблисити»,
многочисленным придирчивым проверкам и эффектным штрафам. В данной статье мы пытаемся рассмотреть некоторые проблемы надежности в такой
степени, в которой это позволяют вежливость и желание избежать судебных разбирательств.
почему изменения
часто приходят с опозданием
Существует множество причин, почему необходимые изменения не вносятся с надлежащей
тщательностью. Часто изменения наталкиваются на
сопротивление, потому что внедрение мер, направленных на повышение надежности, стоит денег, а результирующая экономия не столь очевидна как, скажем, увольнение части рабочей силы. Увольнение
рабочей силы часто основывается на предположении, что оставшийся рабочий пул будет трудиться
более интенсивно, или что работа, которая не была
выполнена, вообще не была нужна. Предположим,
что кому-то еще удалось добиться снижения затрат
без учета риска, связанного с сокращением численности персонала, и попыткой организации вернуться к строго регламентированной деятельности.
Однако несколько проблем недавнего времени, получивших широкую огласку, показали ошибочность
менталитета, в частности, «сократили ведомость на
выплату зарплаты в надежде, что все будет в порядке». При окончательном подсчете затрат окажется,
что экономия, достигнутая за счет сокращения численности персонала, составит лишь незначительную каплю по сравнению с утраченными жизнями
и материальным ущербом, штрафами, судебными
разбирательствами. Злобными публикациями и загубленными карьерами в результате такого необдуманного подхода.
Необходимо учитывать фактические и потенциальные потери в случае отказов оборудования из-за
несоблюдения сроков профилактического технического обслуживания и осмотра. Такие меры свое-
№5 май 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: надежность
временно не могут быть проведены, если обслуживающий персонал полностью загружен рутинными
обязанностями по поддержанию всего в рабочем
режиме. Фактические и потенциальные затраты
непосредственно связаны с решением сократить
численность рабочей силы без адекватного рассмотрения риска. Простая математическая оценка
и сезонный обзор данных в графическом изображении показывают, что экономия за счет сокращения
численности персонала, как правило, недолговечна.
Наоборот, повышение надежности увеличивает
срок службы оборудования и устраняет необходимость вмешательства, и благодаря этому безопасно
снижает затраты. Правильно принятые меры дают
осязаемые улучшения в надежности и перманентно вносят вклад в безопасную эксплуатацию оборудования.
Однако, слишком часто, будущая экономия за счет
повышенной надежности оборудования не вычисляется, потому что точные данные либо отсутствуют,
либо их трудно получить. Если точность является
синонимом 100%-ной достоверности, то мы тоже готовы отказаться от своих философских убеждений.
Однако, точность в пределах здравого смысла и логики – это фактически все, что требуется. Специалисты
могут обосновать солидные затраты, прогноз которых
руководство посчитало бы трудным. Компетентные
инженеры-консультанты обычно имеют доступ к данным, которые близки к ситуациям на объектах, аналогичным вашим. Эти данные могут быть использованы
для определения оправданности затрат на совершенствование надежности с достаточной точностью. Суть
проблемы: к сожалению, по разным причинам лишь
немногие пытаются докопаться до этих данных. Без
подкрепляющих данных или глубокой сметной калькуляции затрат руководители компаний никогда не
добьются реализации рекомендаций по повышению
надежности.
Серьезные недостатки систем управления
Многие компьютеризованные системы управления техническим обслуживанием (computerized
maintenance management systems – CMMS), находящиеся в эксплуатации, были приобретены в
модульном исполнении в рамках общей интегрированной бизнес системы. Это системы приобретены
без предварительных консультаций с компетентными специалистами в области надежности. В тех
немногих случаях консультаций со специалистами
их мнения, как правило, игнорировали. В результате, многие рутинные задачи, которые должны
легко выполняться индивидуумом, пользующиеся
компьютерной системой как средством, а не развлечением, решаются с большим трудом, и во многих случаях вообще становятся неразрешимыми. В
одном из недавних случаев мы обратили внимание
на корпоративный отчет, составленный вручную
по бумажным копиям заказов, выполненных за
определенный срок. Анализ этого отчета занял несколько дней, такая ситуация возникает из-за того,
№5 май 2008
что система CMMS устанавливается без учета корпоративных требований. В результате получение
информации занимает продолжительное время и
связано со значительными проблемами.
За исключением нескольких организаций-пользователей, инвестировавших десятки, если не
сотни, миллионов долларов в специализированные CMMS, большинство вынуждены вручную
выполнять задачи, которые могли бы выполняться
компьютером. Время, затрачиваемое высококвалифицированными специалистами на компиляции
вручную, могло бы с большей пользой быть затрачено на инициативы, направленные на совершенствование управления производством с существенной отдачей.
Многие существующие организации будут нанимать центральную группу по информационной
технологии (IT) для «поддержания» CMMS системы.
«Вы только скажите нам чего Вы хотите, и мы все
сделаем», – таков ответ на критические замечания
в адрес центральной IT-группы. Все звучит красиво
до тех пор, пока речь не заходит о затратах времени и средств, когда «поддержание» CMMS системы практически является эвфемизмом оправдания
колоссальных затрат для IT-отдела. Кроме того,
Центральная IT-группа Вашего предприятия должна
точно знать, что Вам конкретно нужно, потому что
они понимают только подробные спецификации.
Многие профессионалы в области надежности говорят, что они точно знают, чего они хотят (или к чему
стремятся) до тех пор, пока они не начнут поиск и не
обнаружат неожиданные зависимости в результате
анализа представленных данных. Один компетентный инженер в этой области комментировал ситуацию следующим образом: «дайте мне ящик с песком,
в котором я буду иметь полную свободу в поисках
сокровищ в данных – быстро и легко». Как объяснить это требование центральному IT-отделу, главная миссия которого часто направлена на контроль
всех данных?
На любой запрос центральный IT-отдел откликнется и ответит, что все необходимое имеется и
доступно. Однако при этом вынуждены признать,
что задача часто бывает трудной и времяемкой для
пользователей, считающих компьютерную систему
средством повышения производительности буквально «за одни сутки». Руководство необходимо
убедить в подготовке специалистов в области надежности, проектировщиков и диспетчеров, что
обеспечит более эффективное выполнение обязанностей при тех же затратах. Компьютерные средства должны позволять пользователям CMMS искать
данные, расширять, корректировать информацию
и составлять отчеты гибко, быстро и эффективно,
прибегая к поддержке со стороны центральной IT.
Доступ к контролю управления
Уважаемый профессионал в области надежности
производства недавно обратился к нам с претензией
по поводу того, что специалисты по техническому
97
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: надежность
обслуживанию лишены доступа к центральной операторной. Он был удивлен приведенному аргументу,
что исключение доступа специалистов по техническому обслуживанию и надежности к операторной – это «новейшее веяние». Отношение между
производством и техническим обслуживанием, которое в последние годы было контрпродуктивным,
теперь подменяется компьютерной операторной,
в которой операторы насаждаются вне и независимо
от профессионалов в области технического обслуживания. На протяжении многих лет руководящие
деятели в промышленности усердно трудились над
смягчением разногласий за счет усиления равного
партнерства между производством и техническим
обслуживанием. Эти усилия теперь подменяются
конструкцией операторной на уровне лучших мировых стандартов, которая практически ликвидирует
связи и тесное сотрудничество между производством и техническим обслуживанием, которые так
необходимы в напряженные периоды, например,
в условиях неполадок, остановок и пусков.
Аргумент доступа к операторной
Авторы довольно откровенно воспринимают серьезность новейших «лучших методов» управления
надежностью через компьютерную операторную. Мы
хотели бы, чтобы читатель сам мог исследовать всю
эту область и оценить результаты того, что называют
«новейшей передовой практикой». Будет утрачена
важная координация между операторной и персоналом на местах эксплуатации оборудования, и оператор на пульте управления окажется «заточенным в
монастырь». Несмотря на, казалось бы, правильную
мотивацию этого шага – стремление исключить отвлечение внимания оператора, очевидно, что ограничение доступа в операторную фактически создает административные барьеры, которые в будущем будет
трудно (или вообще невозможно) преодолеть.
Если бы авторы провели достаточно глубокое
исследование фактической работы операторной
с управляемым доступом, этой проблеме уделялось бы более пристальное внимание. Опытный
обозреватель привел примеры предприятий без
ограничений взаимодействия между оператором/
рабочими-ремонтниками, в которых отсутствует
сотрудничество между подразделениями. Он насторожил нас примером, в котором был обеспечен
ограниченный доступ, а управление эксплуатацией оборудования и его техническим обслуживанием оценивалось по общей эффективности, все работы выполнялись бригадами, и результаты были
превосходны. Он считает, что концепция, которую
мы предлагаем в данной статье, правильна, но не
уверен полностью ли оправдана критика практики
ограничения доступа к операторным. «Существует
множество причин управления доступом к операторной, но основная заключается в том, чтобы
привлечь внимание законодательных органов к
безопасности нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий в США. ARI, NPRA, ACS,
98
ICCA и другие организации усиленно работают
над тем, чтобы доказать регулирующим и законодательным органам, что эти отрасли промышленности США саморегулируемы».
Проблемы обучения новых сотрудников
Мы знаем, что в тенденциях к использованию
рабочей силы на контрактных условиях доминирует
стремление к снижению затрат. Мы также осознаем, что эта тенденция необратима, но не пытаемся
что-либо изменить. Однако необходимо исправить
ложное представление о том, что подрядчик располагает квалифицированной рабочей силой, владеющей
техникой безопасности. Просто наивно полагать, что
контрактная сила будет способствовать совершенствованию безопасности эксплуатации оборудования.
Как указано выше, именно такое совершенствование
часто является ключом к снижению риска, лучшей
эффективности ремонта и технического обслуживания во избежание неоправданных затрат.
Можно задаться вопросом: имеется ли у контрактной рабочей силы культура безопасности и
надежности, соизмеримая с целями данного предприятия? Как подбирают контрактную рабочую
силу и как ее вознаграждают – по истинной оценке
ее общей эффективности или по низкой почасовой
оплате? Необходимо принимать меры по повышению эффективности технического обслуживания
путем «устранения» ограничений, а не просто путем
лучшего планирования рабочих мест или снижения
стоимости запасных частей. Хотя это искоренение
лучше всего достигается во время разработки спецификаций на оборудование и его выбора, оно также справедливо после монтажа оборудования, если
достигнуто точное определение коренных причин
отказа оборудования.
Наивно полагать, что подрядчик предложит владельцу лучший подход к совершенствованию надежности, он скорее попытается «всучить владельцу
оборудования бесполезный или ненужный продукт,
или процесс, или просто счет на более высокую почасовую оплату». В одном из подобных примеров
подрядчик установил сложный сухой газовый уплотнитель на воздуходувку, который был абсолютно
не нужен и увеличил риск. На другом предприятии
начали осуществлять дорогостоящую программу,
нацеленную на повышение надежности технического обслуживания, без какой бы то ни было приоритетности мер. В результате, они выбились из
временных рамок и израсходовали средства еще
до наступления самого высокого риска, связанного
с наиболее сложными оборудованием и системами.
Если Вы желаете иметь дело с подрядчиком с абсолютно прозрачной приверженностью к принципам
надежности и безопасности процессов, то на Вашем
предприятии должен быть назначен ответственный
и очень компетентный специалист, способный контролировать деятельность подрядчика. Есть у Вас такой человек? Наделен ли этот человек достаточными
полномочиями и подотчетен ли он кому-нибудь?
№5 май 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: надежность
Еще большее сожаление вызывает тенденция
в попытке принятия ряда мер по снижению рисков
на фоне явлений, имевших место в последние годы.
Среди этих мер: надлежащий монтаж оборудования,
способы доработки, например, тщательная центровка оборудования, имеющие большое значение для
долговечности машин и оборудования. Часто пренебрежение этими принципами увеличивает риск катастрофических отказов. Если текущие тенденции будут
отмечаться еще несколько лет, возникнут другие
индустриальные инциденты. Это неминуемо, потому
что все вокруг нас эродирует, стандарты не соблюдаются, и на фоне всех этих явлений мы вместо разумной приверженности к компетентности и культуре
надежности и безопасности получили поток предписывающих ограничительных указаний, нормативных
документов и вредоносных инспекторских проверок.
Пренебрежение элементами
оправдания затрат
Оправдание затрат обычно основано на ожидаемой экономии на рабочей силе и материалах для осуществления ремонта и технического обслуживания,
короче говоря, на стоимости простоев, которых удалось избежать. Однако есть и другие формы экономии затрат, которые также следует учитывать. Речь
идет о выделении финансовых средств для оплаты
сотрудников, специально назначенных для выполнения задач повышения надежности и безопасности
процессов.
Хорошо продуманная система оправдания затрат должна включать в себя суммы, сбереженные благодаря предотвращению пожаров на НПЗ.
Статистика одного крупного НПЗ показывает, что
каждые 1000 отказов насосов приводят к ущербу
вследствие пожаров, измеряемому 1,3 млн долл.
Если хорошо спланированная программа повышения надежности насосов на НПЗ была бы рассчитана не на 2,5 года MTBF (среднее время между
отказами – mean-time between failure), а на 7,5 лет,
чего фактически добились некоторые НПЗ в США,
то представьте себе сколько затрат вы могли
бы оправдать для достижения таких результатов!
Практически увеличение среднего MTBF насосов
на НПЗ на один год экономит более 1 млн долл/год
на переменных затратах. Если Вы находитесь на
среднем 2,5-летнем MTBF, то Вы тратите приблизительно на 5 млн долл/год больше, чем Ваши более удачливые конкуренты! Вернемся к больному
вопросу, затронутому выше. Представьте себе, что
сокращению рабочей силы будет предшествовать
программа повышения надежности с целью увеличения MTBF.
Существует ряд ошибочных концепций, касающихся значения надежности, зависимости между ремонтом и техническим обслуживанием, результатами
повышения надежности и безопасностью процессов.
Например, многие инженеры думают, что чем выше
вложения в техническое обслуживание, тем выше надежность оборудования. Статистика промышленнос№5 май 2008
ти показывает обратную картину, и заводы с самыми
крупными затратами на ремонт и техническое обслуживание часто оказываются самыми ненадежными и
имеют дурной послужной список по безопасности и
охране окружающей среды. Это объясняется очень
простой причиной: самые ненадежные предприятия
имеют больше отказов оборудования, там практикуется культура привыкания к неплановым работам
(в три раза больше, чем на передовых НПЗ), применяют устаревшие приемы устранения неполадок.
Заслуживает внимание и такой аспект проблемы:
«если одна и та же машина отказывает неоднократно,
то это означает, что на Вашем заводе, либо не применяется эффективный анализ коренных причин
(не были приняты надлежащие меры по устранению
неполадок), либо культивируется подход «пусть все
течет, как обычно своим чередом». В любом случае,
Ваше предприятие никогда не попадет в список передовых в Вашей отрасли промышленности, если Вы не
будете владеть всей необходимой информацией для
устранения причин отказов.
решение проблем
Мы задаемся вопросом: что лично вы можете сделать, чтобы противостоять потенциально опасным
тенденциям? Если вы менеджер, как вам обучить
и удержать сотрудников, стремящихся стать продуктивными профессионалами, в области надежности
и технического обслуживания? Ниже приведены
основные элементы, рекомендованные авторами на
основании их собственного многолетнего опыта работы в этой области.
Насаждайте и усиливайте культуру надежности и безопасности процессов.
Разработайте и скопируйте расписание ролей и
ответственностей.
Помогайте сотрудникам и группам выдвигать,
внедрять и контролировать приоритетные инициативы, направленные на повышение эффективности мер
по совершенствованию надежности. Этот процесс
создает культуру инициативности, собственности и
подотчетности, важную для оптимизации надежности
и приносящей экономические выгоды.
Осуществляйте сами и настаивайте на обоснование затрат, опираясь на вычисления затрат на весь
срок службы оборудования, включая риск.
Распространяйте знания среди профессиональных сотрудников, повышающие их готовность
к поддержанию инициатив, направленных на повышение надежности.
Производите ротацию своих профессиональных сотрудников.
Установите атмосферу сотрудничества, связи
и дискуссий среди трех групп специалистов, влияющих на надежность оборудования: операторовэксплуатационников, ремонтников и инженернотехнических работников.
Прежде, чем назначить специалистов на
должность, определите их права! Дайте им современную аппаратуру и программное обеспечение.
99
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: надежность
Обучайте специалистов и настаивайте на
проведении структурных и многократных анализов всех случаев отказов оборудования, выявлении
и устранении обнаруженных неполадок.
Имейте твердый, хорошо продуманный,
взаимоприемлемый план обучения персонала.
Модифицируйте его только по взаимному соглашению между менеджером и работником.
Вовлекайте сотрудников в решение общих задач даже в том случае, когда может быть целесообразнее поручить выполнение конкретной трудной
задачи самому опытному.
Используйте расследования по поводу инцидентов и «на грани инцидента» для выявления
коренных инженерных причин и условий произошедшего. Такие меры будут более эффективными,
чем попытки свалить вину на человеческий фактор
даже в том случае, если ошибка оператора являлась частью проблемы.
Усиливайте Вашу решимость принимать правильный ответ, а не просто любой ответ, оставаясь
гибким в принятии окончательных решений, анализируя причины отказов.
И, наконец, последняя рекомендация вам, как
топ-менеджеру или руководителю компании, которую следует серьезно рассмотреть. Делайте то,
что делали самые удачливые и прибыльные нефтехимические заводы с неизменным успехом четыре
десятилетия назад. Скажите руководителям отделов ремонта и технического обслуживания, отдела
эксплуатации, что «в один прекрасный день» в
будущем Вы попросите их поменяться местами и
изучить особенности работы, чтобы стать взаимозаменяемыми. Это положит конец позированию,
спорам «кто важнее». Это научит их взаимопониманию, коммуникабельности, сотрудничеству и
укажет правильный путь к гуманитарным и физическим ценностям.
Перевел Г. Липкин
Heinz P. Bloch (Г. П. Блох), штатный сотрудник НР. Имеет сорокалетний опыт работы в США, Италии, Испании, Англии,
Нидерландах и Японии на руководящих
должностях, связанных с надежностью и
безопасностью эксплуатации оборудования.
После выхода на пенсию г-н Блох занимается оказанием
консультантских услуг, писательской и преподавательской деятельность. Автор 17 солидных книг и более 380
других публикаций по указанной тематике. Он большую
часть своей жизни посвятил консультированию специалистов в перерабатывающей промышленности в разных
регионах мира по проблемам, связанным с увеличением полезного срока службы оборудования. В настоящее
время редактирует раздел «Надежность/оборудование»
в журнале НР. Он является пожизненным членом ASME и
зарегистрирован как профессиональный инженер в штатах Техас и Нью-Джерси.
John S. Mitchell (Д. С. Митчелл), до прихода
на фирму Meridium, Inc., 20 лет проработал
менеджером на крупном нефтехимическом
комплексе, был ответственным за внедрение методов повышения производительности, надежности оборудования на АВВ.
Основатель и президент компании Machinery Information
Management Open Systems Alliance, президентом и высшим должностным лицом Brüel & Kjær, AS. В течение
своей 35-летней профессиональной карьеры г-н Митчелл
был видным сторонником развития и внедрения в бизнес, технических и эксплуатационных стратегий, направленных на оптимизацию сроков службы технологического оборудования. Г-н Митчелл автор двух книг и справочников, выдержавших четыре издания, опубликовал более
ста технических докладов и статей.
РЕГИОНАЛЬНЫЕ НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
СЕВЕРНАЯ АМЕРИКА
AMEC Paragon подписала контракт с Baard Energy на обеспечение технической поддержки проекта Ohio River строительства установки по производству чистого
топлива в Уэлсвилле (шт. Огайо).
Цель контракта – поддержать
начальный этап работ, обеспечив
инженерную поддержку и управление. К реализации начального
этапа работ приступили в ноябре
2007 г. Производительная мощность установки составит 50 тыс.
брл/сут авиационного и дизельного топлива, а также других продуктов, изготовленных из биомассы, угля и другого сырья.
Компания Arkema сдала в эксплуатацию охлаждающую уста100
новку HFC-32 в Калверт Сити
(Кентукки). Продукция завода
с производительной мощностью
25 тыс. т/год будет поставляться
на рынки США.
Компании Benefuel, Inc. и
Seymour Biofuels, LLC, планируют
построить завод по производству
биодизельного топлива производительной мощностью 10 млн
галл/год. завод будет построен в
Сеймуре (Индиана), поскольку
для процесса переработки необходимы большие объемы воды.
Компания Chevron USA Inc.
планирует построить завод по
производству бензина в Паска­
гула (Миссисипи). Затраты на
строительство составят примерно
500 млн долл. в Начало строительства запланировано на первый
квартал 2008 г. окончание проекта
намечено на середину 2010 г. производительная мощность установки составит 600 тыс. галл/год.
ЮЖНАЯ АМЕРИКА
Компания Polinter C.A. планирует расширить производство
полиэтилена низкой плотности
(linear low-density polyethylene –
LLDPE) и полиэтилена высокой
плотности (linear high-density polyethylene – HDPE) при помощи
использования
инновационной
технологии NOVA Chemicals Corp.
после расширения производства
производительная мощность предприятия на 40 кт и к концу 2008 г.
достигнет 215 кт/год.
№5 май 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ИННОВАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
СТАБИЛЬНОСТЬ АКТИВОВ БЛАГОДАРЯ
ПРОГРАММЕ MERITтм
D-r J. Bravo, Shell Group
В высоко конкурентном мировом производственном секторе нахождение способов улучшения
практических результатов может часто означать для
компании достижение успеха. Так, если программа
последовательно обеспечивает регулярную высокую
эффективность наряду с сокращениями ежегодных
расходов на обслуживание в среднем на 25 %, то она
вызывает значительный интерес.
Программа MERIT™ по обслуживанию управления
активами компании Shell Global Solutions обеспечивает такие преимущества. «Основное внимание программы MERIT сфокусировано на стабильности», –
заявляет Дж. Оллебранди, управляющий консультант
отдел управления активами и производством.
«Сокращение стоимости, конечно, главная цель в
процессе любого улучшения производственной работы, но если внимание уделяется исключительно
только этой проблеме в комплексе задач, то результаты обычно ограничиваются незначительным сроком».
«Программа MERIT включает в себя все необходимое для обеспечения преимуществ, фокусируясь на повышении надежности работы установки и
внедрении инновационных процессов ведения бизнеса, рабочих процессов и систем в работу компании», – говорит г-н Оллебранди.
«Как правило, это способствует повышению надежности активов, улучшению пригодности и оптимизиации затраты на обслуживание», – объясняет
г-н Оллебранди.
Фундаментальная часть MERIT – управление деловыми рисками. Цель метода Shell заключается в
контроле бизнеса с применением упреждающих управляющих рисков, а также в использовании рациональных методологий для получения выгод и предотвращения возможных рисков. Полная осведомленность и управляющие риски позволяют организациям приложить ресурсы к критическим аспектам
работы и уменьшить внимание к менее критическим
аспектам (установление приоритетов).
Благодаря целостному подходу к управлению
активами, работа MERIT направлена на максимизацию ценных разработок. Командные инструменты,
методы, опыт и процессы выстраиваются так, чтобы
удовлетворить отдельным деловым потребностям и
задачам и затем объединить их в бизнесе.
Вместо фокусирования внимания на отдельные элементы, достигается оптимизация управления активом
целого процесса в результате понимания взаимосвязей между ключевым обслуживанием и надежными
действиями. Для достижения такого подхода MERIT
сосредотачивается на реализации четырех задач:
надежности актива и его целостности;
устранении дефектов;
№5 май 2008
выполнении оптимального объема работы;
эффективности выполнения и взаимозависимости действий.
То, в чем нуждаются компании, и, что может часто им недоставать, является всесторонней системой
управления активом, включая управление производством, обслуживанием, надежностью и осмотром
установки и оборудования. Это формирует фонд для
процесса обслуживания.
«Без всесторонней системы управления активом
обслуживающие действия часто неструктурированны, нескоординированы и обычно не выравниваются для реализации различных операций», – добавляет г-н Оллебранди. «Целостный подход MERIT
к управлению активом преобразует эти действия в
структурированные процессы. В конечном счете, это
означает, что Ваша система управления активами
становится более всесторонней».
Особое внимание уделяется улучшению работы
существующих установок клиента, а не перепроектированию их. Для повышения эффективности
MERIT основывается на процессах работы и выравнивании целей всей организации.
Превосходный пример применения MERIT. Эта
программа помогла обеспечить повышение доходности благодаря снижению затрат на обслуживание.
Это достижение Shell Global Solutions с PKN ORLEN,
одной из крупнейших нефтехимических компанией
Центральной Европы.
На протяжении 3,5 лет использования программа
MERIT доказала свою жизнеспособность и продемонстрировала преимущества, способствуя регулярным сокращениям затрат на техническое обслуживание до 30 %.
Типичный для MERIT подход – большее вовлечение персонала PKN ORLEN в свою работу.
Координатор проекта, член управляющего звена
компании и инженерно-конструкторского отдела,
был также включен в команду MERIT.
Наибольшее внимание программы было привлечено к повышению культуры и улучшению отношения к производству в пределах организации, а также
кардинальному изменению подхода к управлению
рисками в сфере обслуживания.
«Это стало главной задачей», – отмечает г-н Оллебранди. «На заводе уже была внедрена культура предотвращения риска, но должно меняться и мышление».
MERIT
помогла
изменить
и
мышление.
«Существовала потребность в принятии более превентивного (предупреждающего) подхода, а также в
пересмотре потребности каждой задачи обслуживания и расположении по приоритетам на основе риска. Измерение производительности было тем, что ранее не осуществлялось», – добавляет г-н Оллебранди.
101
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ИННОВАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
PKN ORLEN считает, что в дальнейшем выгоды
будут достигаться за счет использования лучших методов, введенных программой MERIT. Сотрудники,
которые работали над программой, также приобрели
новые навыки и способности, которые оказались пригодны для других программ усовершенствования.
«PKN ORLEN, хороший пример использования
MERIT, демонстрирует, как мы работаем в тесном
сотрудничестве с клиентом», – добавляет г-н Оллебранди.
Программы реализовались через практические
модули, которые покрывают полный диапазон управления активами. Они включают:
управление бизнес-производительностью;
управление бизнес-рисками;
принятие решений на основе рисков;
инициативное управление;
управление рисками, надежностью и технической целостностью;
процесс устранения дефектов;
планирование и оптимизация проведения обычного технического обслуживания;
управление оборотными средствами;
заключение контракта и стратегия поставки
оборудования;
составление бюджета и контроль за уровнем
расходов.
«Мы постоянно рассматриваем и обновляем программу MERIT для уверенности, что применяем лучшие методы и обратную связь с клиентом», – говорит г-н Оллебранди.
Программа MERIT обычно состоит из трех стадий.
Сначала, MERIT Pathfinder определяет экономическую жизнеспособность программы, включая оценку
уровня производительности клиента по сравнению
с другими высоко производительными компаниями,
использующими методику управления техническим
обслуживанием, надежностью оборудования и целостностью завода. Рассматриваются несоответствия между данными клиента и лучшими образцами
в промышленности, а также идентифицируются области усовершенствования.
Во-вторых, MERIT Review проводится командой, включающей представителей заказчика и Shell
Global Solutions, задача, которой понять текущие методы обслуживания участка в подробностях, сравнить их с эффективными промышленными методами и идентифицировать практику лучшего обслуживания.
Объединенная команда детализирует рекомендации и определяет действия по улучшению работы
в управлении активами. Затем план действий по достижению высокого уровня предлагается вместе с
определениями усовершенствований. Оцениваются
потенциальные возможности усовершенствований,
достигнутых в процессе реализации плана действий.
Наконец, поддержка выполнения программы
MERIT сосредотачивается на передаче эффективных
методов клиентской организации, чтобы это стало
частью рабочей культуры клиента, при этом получение их в собственность гарантирует, что эти усовершенствования жизнеспособны.
Г-н Оллебранди заключает, что «использование
такой программы, как MERIT, жизненно важно для
производственных компаний, которые ищут пути
оптимизации затрат, в то же время, поддерживая или
повышая конкурентоспособность завода и качество
продуктов в мировой экономике. Доказано, что программа управления активами помогла нашим клиентам преодолеть производственные пробелы с точки
зрения достижения жизнеспособной, более высокой
производительности управления активами при оптимальных затратах».
Перевела А. Бубнова
НОВЫЕ НАЗНАЧЕНИЯ В ОТРАСЛИ
М-p J. Frieling
(Дж.
Фрилинг),
был назначен на
должность менеджера по Ливии
(Libya Country) Well
Services Division (отделению BJ Services), осуществляющий операции в европейском
и африканском регионам. М-р
Фрилинг работает в компании
свыше пяти лет, в этот период
он занимал различные должности. В последнее время он занимал должность менеджера по
Нидерландам.
IAGC объявила, что бывший
руководитель Управления по
природным ресурсам (Mineral
102
Management Survey – MMS), Walt
Rosenbusch (У. Розенбуш) присоединился к Ассоциации
В Хьюстоне (Техас). М-р Розенбуш
был назначен на должность вицепрезидента по проектам и задачам. М-р Розебуш свыше 25 лет
проработал в секторе оценок и экспертизы.
K. Hogenson (К. Хогенсен)
основала
новую
компанию,
Bambridge Resources, в которой
заняла должность президента
и исполнительного директора.
Bambridge Resources будет управлять инвестиционной компани-
ей Bambridge Oil
and Gas. До этого
назначения г-жа
Хогенсон
занимала
должность
президента Santos
USA Corp.
Sondex объявила о назначении на
должность менеджера по развитию
бизнеса в российское
отделение
компании Derek.
W. Hood (Д. У. Худа). М-р Худ проработал в отрасли свыше 28 лет.
М-р Худ работал в области промышленной экспертизы на Ближнем
Востоке и в Северной Африке.
№5 май 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ИННОВАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
РАЗРАБОТКА ИННОВАЦИОННЫХ РЕШЕНИЙ
НА ОСНОВЕ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОПЫТА
D-r J. Bravo, Shell Group
Несколько лет назад было принято решение продвигать исследования и учредить независимую коммерческую деловую группу. В связи с этим была
создана компания Shell Global Solutions, представляющая собой структуру, специализирующуюся на
продаже данных экспертиз другим энергетическим
и перерабатывающим компаниям
С самого начала основным элементом нового
бизнеса было лицензирование технологий компании
Shell лицам, работающим в области нефтепереработки. Системы решений, предлагаемых Shell Global
Solution, базируются на опыте, полученном при использовании технологий на собственных производственных мощностях. «Передача технологии владельцу
патента, улучшает возврат средств, связанных с проектом, и повышает успешность производства. Это –
одно из наших ключевых преимуществ по сравнению
с другими лицензиарами» – считает г-н С. Озмен, генеральный директор отдела лицензирования.
«Мы непрерывно обновляем наши лицензионные технологии, потому что владеем собственными
производственными установками, которые требуют
передовых методов, чтобы оставаться конкурентоспособными. Безусловно, сторонний покупатель может быть уверен в этих лицензионных технологиях
и результатах, потому что они уже дали нам нужный
эффект», – подчеркивает г-н Озмен.
Поддержание новшеств – движущая сила для
создания более эффективных и надежных процессов. Эти разработки отражают сложность проблем
современных НПЗ и соответствуют определенным
и требованиям, таким как производство более чистых топлив, развитие более эффективных и надежных процессов и сокращение эмиссии.
Для решения этих задач Shell Global Solutions приложила значительные усилия к развитию разработки катализаторов гидроопереработки. В настоящее
время компания стала ведущим поставщиком таких
катализаторов.
«Наша объединенная структура технической
поддержки соответствует мировому уровню, – добавляет г-н Озмен, – и обеспечивает уникальную
комбинацию продуктов, технологий и услуг. Мы
производим, обслуживаем и поддерживаем лучшие
катализаторы гидропереработки, и эти технологии
доступны».
C недавнего времени национальные и многонациональные правительственные организации совместно занимаются разработкой спецификаций по
качеству топлив с целью улучшения качества городского воздуха и сокращения загрязнения.
Shell через свою катализаторную компанию
Criterion Catalyst & Technology и Shell Global Solutions
предлагает лидирующие технологии производства
№5 май 2008
сверхнизкосернистых дизельных топлив (ultra-lowsulfur diesel – ULSD), как это требуется в рамках меняющихся правил. За прошедшие два года для более
50 установок ULSD были проданы лицензии североамериканским нефтепереработчикам. В 2006 г. пять
новых лицензионных соглашений было подписано
на установки гидрокрекинга. Shell Global Solutions
также контролирует более 60 % рынка внутреннего
оборудования для реакторов гидропереработки.
Решающим в этом успехе является признание,
что каждая заводская площадка имеет определенные
нужды и требования. Проекты носят специфический
характер как с точки зрения области использования,
так и с точки зрения сырья, а также эксплуатационных режимов. Мы работаем в тесном сотрудничестве с нашими лицензиатами, чтобы разрабатывать
оптимальный проект установки гидропереработки
и катализаторную систему, которая уникальна для
каждой установки.
Клиентам предлагается гибкость поставок. Они
могут использовать собственные решения проекта
наряду с изготовленным на заказ базовым проектным пакетом, который соответствует требованиям
лицензиата и требованиям подрядчиков. Это обеспечивает оптимальная катализаторная система и патентованная технология оснащения реакторов современным внутренним оборудованием.
Знание потребностей клиента, 40-летний производственный опыт Shell Global Solutions и ее предложения подтвержденных технологий доказывают значительный вклад компании в проекты ULSD.
«В настоящее время мы имеет более 35 установок
ULSD вне США, главным образом, в Европе», – добавляет г-н Озмен. «Компания является крупнейшим
в мире оператором установок гидроочистки с глобальным опытом по очистке различных типов/качеств сырья, производственным переменным и по
спецификациям продукта».
Shell Global Solutions помимо технологии гидропереработки предлагает такие передовые технологии
как атмосферно-вакуумная перегонка, термический
крекинг, каталитический крекинг флюид и очистка
природного газа.
«Безусловно, это связано со значительной частью
работы Shell Global Solutions по оказанию помощи
компаниям, которые заботятся о прибыльности и рациональных решениях для углеводородной перерабатывающей промышленности. Будь это долгосрочный рост, максимизация производительности актива, формулирование эффективного ответа на новое
законодательство или работа по созданию более экологически безопасной энергии будущего – все прекрасно подходит», – отмечает г-н Озмен.
Перевела А. Бубнова
103
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Экспро. Один брэнд. Одна миссия.
Управление потоком продукции скважин
Системы буровых
штуцеров
Исследование и ввод
скважин
Технологические системы
подготовки продукции скважин
Работы в скважинах на кабеле
Соединительные
устройства и измерения
Основная специализация компании «Экспро» —
управление потоком продукции скважин, при этом
основное внимание уделяется таким вопросам, как
измерение, совершенствование, контроль и обработка
потока продукции нефтяных и газовых скважин, в
строительство которых были вложены значительные
средства.
За последние годы наша компания росла быстрыми
темпами, и сегодня мы объединяем сильные стороны
наших производственных подразделений, работающих
широким фронтом по всему миру, сводя их воедино
под одним брэндом «Экспро».
Наша задача — предоставлять заказчикам продукцию
и услуги отличного качества. Те отношения, которые
сложились у Вас с такими марками, как Expro, Ecodrill,
Egis, Downhole Video, Flarestack, Kinley, Tronic, Matre,
Petrotech, Power Chokes, PowerWell Services и Surface
Productions Systems, будут и в дальнейшем приносить
Вам выгоду под новым брэндом — Экспро.
Экспро. Один брэнд. Одна миссия.
Управление потоком продукции скважин.
+7 (495) 679 84 96
+7 (495) 679 84 97
expo.russia@expogroup.com
Экспро Евразия Лимитед Московский Филиал
119021, Россия, Москва,Комсомольский пр-кт,
д. 16/2, стр. 3,4
exprogroup.com
exprogroup.ru
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Документ
Категория
Наука и техника
Просмотров
40 354
Размер файла
24 723 Кб
Теги
2008, нефтегазовых, 1167, технология
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа