close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

274.Обзор европейских технологий

код для вставкиСкачать
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
ОБЗОР ЕВРОПЕЙСКИХ ТЕХНОЛОГИЙ
СИТУАЦИЯ
В ОТРАСЛИ
ВЕЛИКОБРИТАНИИ
Mike O’Brien, глава министерства энергетики и изменения климата. Это министерство было недавно
создано премьер-министром Дж. Г. Брауном
Вопрос. С какой целью было создано новое министерство?
Ответ. Новое министерство было создано с целью
контроля энергоресурсов и изменения климата. Эти
две проблемы тесно взаимосвязаны. В настоящее время ни одно решение не может быть принято без учета
одной из этих проблем, являющихся самыми острыми
и требующими эффективных решений.
Вопрос. Добыча нефти в стране снизилась на 6 %. Какие шаги планирует предпринять правительство, чтобы
предотвратить сокращение добычи?
Ответ. Как и другие сектора нефтегазовая отрасль
принимает все усилия для развития. Нефтегазовая
отрасль является лидирующей в области разработки
инновационных технологий. По сравнению с другими
отраслями в этом секторе отмечается стабильность и
благоприятный инвестиционный климат. В последние годы разработка Северного моря привлекает все
большее число новых компаний. Совокупная добыча
Великобритании составляет 39 млрд брл (в нефтяном
эквиваленте). Извлекаемые запасы Северного моря
оцениваются в более чем 20 млрд брл. В соответствии
с прогнозом инвестиции в разработку Северного моря
в 2009 г. незначительно сократятся. Несмотря на этот
факт, интерес к разведке и инвестированию разработки
континентального шельфа Великобритании повысится
по сравнению с предыдущим годом. Правительство планирует адаптировать лицензионную политику с целью
поддержки отрасли. В сложившихся условиях, несмотря
на колебание цен, важно поддерживать стабильность
сети поставок. Следует отметить, что правительство и
отрасль прилагают все условия, чтобы повысить возможности разработки Северного моря.
Вопрос. Какова стратегия отрасли в области сокращения выбросов СО2?
Ответ. Великобритания разработала самую четкую
энергетическую политику в мире. Отраслевыми компаниями разрабатываются масштабные программы по
снижению к 2050 г. выбросов париковых газов до 80 %
38
от уровня 1990 г. Мы должны уделять особое внимание проблемам изменения климата и формированию
энергетической политики, тем более что располагаем
для этого всеми средствами.
Вопрос. Наблюдается ли прогресс в области разработки альтернативных энергоресурсов?
Ответ. Великобритания – достаточно ветреный
регион, окруженный морями, что подтверждает изобилие возобновляемых энергоресурсов. Расширение
разработок возобновляемых ресурсов, таких как ветер, является жизненно необходимой задачей, как с
точки зрения обеспечения энергоресурсами, так и с
точки зрения сохранения окружающей среды. Правительство Великобритании занимает лидирующее
положение в вопросе снижения к 2020 г. выбросов
парниковых газов на 20–30 %.
Наиболее значимым для Великобритании энергоресурсом является ветер. Использование этого энергоресурса в 2009 г. увеличилось на 26 % (по сравнению
с 2006 г.). Великобритания считается лидером в области использования энергии ветра, опередив Данию.
Вопрос. Какова перспектива поставок в Великобританию природного газа?
Ответ. Половина газа, поставляемого в Великобританию, добывается в Северном, Норвежском морях и
континентальном шельфе Европы. Часть газа транспортируется по подводному трубопроводу, часть – привозится судами СПГ из Алжира, Тринидада, Египта и
Катара. С 2006 г. объемы импорта газа в значительной
степени возросли.
Mike O’Brien (М. О’Брайен), глава министерства энергетики и изменения климата. М. О’Брайен является также
членом Парламента Великобритании.
№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
РАСШИРЕНИЕ МАСШТАБОВ РАЗРАБОТКИ
ГЛУБОКОВОДНЫХ РЕГИОНОВ
ØØ. Reinertsen, президент StatoilHydro USA & Mexico
Еще до слияния в 2007 г. Statoil и Norsk Hydro активность разработок в Мексиканском заливе обеих компаний была достаточно высока. В настоящее время StatoilHydro является одним из самых крупных операторов в
глубоководных регионах Мексиканского залива, применяя технологии, разработанные для использования в
условиях Северного моря. Компания также расширяет
наземные разработки газовых месторождений.
Вопрос. Какова стратегия разработки Мексиканского залива StatoilHydro?
Ответ. В 2004 г. мы исследовали различные участки
мира в поисках запасов углеводородов. Ресурсы, которые могли бы заинтересовать такие крупные компании
как StatoilHydro, могут залегать в глубоководных участках Мексиканского залива. Поэтому этот регион стал
первым в списке выбранных нами. Кроме того, мы поняли, что технологии, разработанные нами для использования в условиях Северного моря, могут применяться и
при глубоководных разработках Мексиканского залива.
Мы считаем, что с этой целью необходимо объединить
усилия нескольких компаний и исследовать глубоководные регионы, чтобы собрать портфолио. Компания
Statoil объединила свои усилия с Chevron, ExxonMobil,
EnCana, Anadarko, ConocoPhillips и Spinnaker. Это позволило нам создать портфолио, включающее 400 лицензионных договоров, что ставит нашу компанию на четвертое место среди операторов Мексиканского залива. В
настоящее время в Мексиканском заливе осуществляют
операции 200 компаний. В это портфолио входят эксплуатируемые месторождения, которые недавно открылись,
оцениваются, разрабатываются или эксплуатируются.
Наша компания владеет большим числом месторождений, которые в настоящее время исследуются, и бурение
которых начнется в ближайшее время. В 2009 г. мы планируем перебросить в Мексиканский залив две буровые
установки. Первая установка, строящаяся в Сингапуре
компанией Maersk, прибудет в Мексиканский залив уже
в середине лета. Вторая установка прибудет в сентябре.
Строительство этой буровой установки осуществляется
компанией Transocean. Мы разработали на 2010 г. масштабную программу разведки, включающую бурение
восемнадцати разведочных скважин.
Вопрос. Насколько отличались стратегии разработки Мексиканского залива Statoil и Hydro, и не возникает ли разногласий после слияния?
Ответ. Стратегия Statoil в то время была сфокусирована только на глубоководных разработках, в то время как
стратегия Hydro рассматривала операции в Мексиканском
заливе как часть планов. После слияния мы единодушно
решили повысить активность разработок на шельфе, сфокусировав внимание на глубоководных регионах.
Вопрос. Какие технологии, использующиеся в Северном море, компания будет применять в Мексиканском заливе?
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
Ответ. Мы планируем использовать оборудование для
повышения отдачи и которое экономит затраты на реализацию проекта. На месторождениях, разрабатываемых в
суровых условиях Северного моря, отдача продукта составляет 50 %. В настоящее время благодаря инновационным технологиям отдача продукта увеличивается до 70 %.
В качестве сравнения отдача продукта на глубоководных
месторождениях Мексиканского залива составляет более
50 % и благодаря инновационным технологиям этот показатель можно повысить еще на 10–20 %. В Норвегии
мы разработали новую технологию, способствующую сокращению затрат на бурение, благодаря бурению одной
протяженной горизонтальной скважины. Специалистами
нашей компании разработано подводное оборудование,
такое как подводный сепаратор, благодаря которому сепарация оды и нефти осуществляется непосредственно
на морском дне, затем нефть транспортируется на платформу. Это способствует экономии большого количества
энергии, которая может быть направлена на повышение
нефтеотдачи. Кроме того, мы разработали подводное насосное оборудование, благодаря которому нефть может
транспортироваться на протяженные дистанции и транспортироваться на платформу.
Вопрос. Активность разработки StatoilHydro газоносных сланцев США повышается, несмотря на высокую активность разработки глубоководных регионов
Мексиканского залива. Как компания справляется с
реализацией таких различных проектов?
Ответ. Несколько лет назад компания рассматривала возможность проведения операций в США и, особенно, на шельфе. Главной причиной этого решения
стал поиск ресурсов, подходящих для долговременной
разработки. Следует отметить, что компания не располагает возможностью оценить запасы газоносных
сланцев, поскольку это направление в значительной
степени отличается от глубоководных разработок. В
связи с этим, если компания запланирует проведение
таких операций, это придется осуществлять в партнерстве со специалистами из других компаний. В настоящее время мы заключили партнерские соглашения на
разработку месторождения Маркеллус с компанией
Chesapeake. Эта компания является самой крупной
газодобывающей компанией США; она управляет
100 наземными буровыми установками. Мы стремимся
повысить квалификацию наших специалистов. Между
нашими компаниями подписаны соглашения на разработку других аналогичных месторождений.
Вопрос. Как отразилось снижение цен на нефть и
газ на планы StatoilHydro в США?
Ответ. В целом наша стратегия разработана. Но сроки
реализации проектов в США ограничены стандартными
операциями (Standard Operating Practice), поскольку мы
действуем в рамках соглашения с Minerals Management
Service (MMS) на разработку месторождений в конкрет-
39
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
ные сроки. Компанией разработаны конкретные планы
и мы не заинтересованы тормозить активность проведения разведочных работ. Мы располагаем буровыми
установками и, конечно, будем их использовать.
Вопрос. Каковы Ваши прогнозы добычи нефти и
газа в ближайшие один – три года?
Ответ. Наша компания является оператором почти
80 % месторождений в Норвегии. Наша задача – увеличить к 2015 г. добычу нефти и газа и мы делаем это благодаря разведке новых месторождений и расширения существующей инфраструктуры. Мы можем использовать
эту инфраструктуру для добычи на небольших месторождениях. В то же время мы пытаемся увеличить объемы
добычи путем повышения отдачи продукта благодаря
разработке инновационных технологий. Наша компания
ведет успешную добычу в южной части Северного моря
на месторождении Гуллфакс; коэффициент отдачи на
этом месторождении составляет 75 %. В настоящее время
мы планируем начать разработки в северной части на
участке Халтенбанкен, где расположены такие месторождения как Кристин и Эсгард. Мы активно исследуем
прилегающие районы, с целью расширения инфраструктуры. StatoilHydro недавно открыла запасы нефти, расположенные недалеко от месторождения Норн. С целью
ускорения разработки мы можем связать эту скважину с
инфраструктурой Норн. Аналогичная технология может
применяться и в Мексиканском заливе. Чтобы оправдать
строительство новой инфраструктуры необходимо месторождение со значительными запасами. Однако если
инфраструктура уже существует, остается только подсоединиться к ней и начать разработку меньших запасов.
Вопрос. Какие важные проекты были закончены
в 2008 г.?
Ответ. Мы разработали масштабный план одновременной разработки гигантского газового месторождения Сноувит, расположенного в северной части Норвежского моря, и гигантского месторождения Ормен
Лэнж, расположенного в центральной части Норвежского моря. Добытый газ будет транспортироваться
на побережье на установку по очистке, и экспортироваться в Великобританию по трубопроводу. Рядом
с месторождением Сноувит не построено подводной
инфраструктуры из-за суровых условий окружающей
среды. В настоящее время добыча на месторождении
увеличена на 80 %.
Наша компания реализует совместный с Chevron
проект на Таити. Добыча начнется в 2009 г. Совместно с этой компанией мы также разрабатываем участок
Джек/Сен Мало, который стал первым в регионе Уолкер Ридж. На обоих месторождениях мы используем
норвежские технологии, такие как подводная наносное
оборудование и нагнетание воды.
Øivind Reinertsen (О. Рейнертсен) работает в отделении
StatoilHydro в Хьюстоне с 2005 г. После объединения компаний в 2007 г. занял пост президента StatoilHydro USA &
Mexico. Г-н Рейнертсен принимал участие в реализации
многих проектов в Норвегии, в том числе Слейпнер и Гуллфакс. Г-н Рейнертсен отвечает за реализацию операций
на участке Тампен – одном их основных добывающих
регионов норвежского континентального шельфа.
ПОДДЕРЖКА ИННОВАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ
M. Cercato, президент группы Eurogif, the European Oil and Gas Innovation Forum. Группа представляет
национальные ассоциации и компании из европейских стран, входящие в состав Engineering,
Manufacturing, Supply and Service (EMSS).
Вопрос. Какова роль Eurogif в развитии E&P-сектора?
Ответ. С одной стороны Eurogif поддерживает R&Dсотрудничество и инновационные решения, такие как
участие в программе European Technology Platforms –
совместной разработки проектов в различных регионах. С другой стороны Eurogif представляет EMSS-разработки, поддерживаемые Международным энергетическим агентством (International Energy Agency), Европейской комиссией (European Commission) и международной ассоциацией нефтегазодобывающих компаний
(International Association of Oil and Gas Producers).
Вопрос. Каким образом Eurogif поддерживает разработку новых технологий?
Ответ. Eurogif как ассоциация не принимает участия в разработках, но поддерживает и координирует
активность членов ассоциации.
Вопрос. Каковы проблемы повышения добычи?
Ответ. К основным проблемам можно отнести активность бурения, строительство перерабатывающих
40
заводов или размещение регазификационных установок, строительство трубопроводов и др. Это связано с
экологическими проблемами и другими причинами.
Повышение национальной добычи в значительной степени зависит от внедрения инновационных решений
и повышения E&P-активности.
Вопрос. Как относится правительство к E&P-разработкам?
Ответ. Многие страны не проводят разведочных
операций или активность разведки очень низкая. К таким странам относятся Великобритания, Нидерланды,
Германия, Италия и Румыния.
Marco Cercato (М. Геркато) в 1966 г. закончил университет
La Sapienza в Риме. Он начал свою карьеру в качестве
инженера-нефтяника в компании Christensen Diamond
Products. Позже он занимал в этой компании должности
менеджера и управляющего директора. Затем г-н Геркато присоединился к компании Eastman Teleco и Baker
Hughes Italy. В 1995 г. он занял пост вице-президента,
а затем и президента SAITre Drilling. В настоящее время
г-н Геркато занимает должность президента Eurogif.
№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
ПЕРЕСМОТР НАЛОГОВОГО ПОЛОЖЕНИЯ В ГЕРМАНИИ
Д-р T. Tiessen, представитель компании Wintershall, ответственный за добычу в Германии, Ливии, России,
Аргентине и Нидерландах. Wintershall (отделение BASF) является одной из крупных добывающих компаний
в Германии.
Вопрос. Как отразилось кредитное сжатие и падение цен на нефть и газ на реализацию проектов Wintershall?
Ответ. В настоящее время мы переживаем экономический кризис, который отразился и на E&P-секторе.
Однако, несмотря на такую сложную ситуацию, компания Wintershall все еще занимает прочные позиции.
Сложные условия открывают отрасли новые возможности. Например, мы считаем, что высокие цены на буровые установки и сервисные услуги будут снижаться.
Мы знаем, как отразится снижение цен на активности
разведки и инвестиционных проектах, а также знаем,
каким проблемам уделять повышенное внимание.
Вопрос. Какие наиболее важные проекты предстоит
реализовать Wintershall в 2009 г.?
Ответ. Морское месторождение нефти Миттелплейт, на котором 50 % активов принадлежат компании Wintershall, останется одним из наиболее важных
проектов. Доказанные запасы этого месторождения
(самого крупного в Германии) составляют примерно
200 млн брл. Разработка этого месторождения в 2008 г.
продолжилась бурением двух успешных скважин.
Добыча газа в Германии сфокусирована на проектах
«сжатого газа». Партнером Wintershall в этих проектах
выступает компания Gas de France. Продолжается добыча газа на месторождении в Лир, расположенном на
севере Германии, которая началась в 2007 г. С бурением
в 2009 г. новых скважин, объемы добычи увеличатся.
Компания также фокусирует внимание на разработке газовых запасов в Аргентине. Партнером Wintershall в этом проекте выступает компания Total. При
разработке этого месторождения используется инновационная технология разрыва пласта.
В 2008 г. в Нидерландах компания принимала участие в операциях по демонтажу и капитальному ремонту морской газодобывающей платформы. После этих
операций платформа получит новое название и будет
переброшена на новую точку бурения.
Вопрос. Какова роль компании Wintershall в стране
и за рубежом?
Ответ. Компания фокусирует внимание на регионах
с целью проведения исследований технологий. Среди
выбранных регионов можно отметить Россию, Каспийское море, Северную Африку и Южную Америку. Мы
знаем, как экономически эффективно разрабатывать
и добывать нетрадиционные запасы нефти и газа. В
настоящее время совокупная добыча компании насчитывает 130 млн брл в нефтяном эквиваленте. Наша
цель заключается в увеличении совокупной добычи за
период 2000–2010 гг. еще на 120 млн брл. Однако этот
показатель может быть увеличен и до 140 млн брл. В последние годы мы инвестировали свыше 1465 млрд евро
в разведку и оценку участков, включая месторождение
Ревус. Также мы занимаемся вопросами технической
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
экспертизы. Например, в настоящее время мы контролируем 18–26 морских платформ в южном секторе
Северного моря. С этой целью мы используем новейшие системы радиоконтроля. Благодаря этим операциям число аварий и возгораний в последние годы значительно сократилось.
Вопрос. Как Вы оцениваете тенденции в Германии
добычи нефти и газа в ближайшие годы?
Ответ. Объемы добычи сырой нефти в Германии ниже
спроса. Добыча нефти в Германии составляет 3,1 млн т,
это удовлетворяет лишь 3 % спроса. Данные по добыче
газа в Германии более утешительные. Национальная добыча удовлетворяет 16 % спроса. Следует отметить, что
добыча углеводородов в Германии снизилась. В 2008 г.
добыча газа составляла 15,5 млрд м3, это на 9 % меньше,
чем в 2007 г. Добыча сырой нефти в 2008 г. снизилась
на 10 % до 3,1 млн т. Отчасти это объясняется технологическим фактором. Например, упала добыча на давно
разрабатываемых месторождениях. При разработке новых месторождений Германия все чаще сталкивается с
различными проблемами, как технологическими, так и
геологическими. Нефтегазовые компании Германии прилагают все усилия, чтобы приостановить снижение добычи углеводородов. Инвестиции в отраслевые проекты
увеличились на 17 % (на более чем 470 млн евро). Большая
часть инвестиций направляется на разработку технологий повышения отдачи на уже открытых месторождениях. Активность бурения в 2008 г. также повысилась (на
27 скважин). Операторы надеются на многообещающее
будущее нефтегазовой отрасли страны.
Вопрос. Как правительство Германии инвестирует
отраслевые проекты?
Ответ. В начале 2009 г. был принят Закон о возобновляемых энергоресурсах (Renewable Energies Act).
Кроме того, министерство по природным ресурсам
разработало программу поддержки глубоководного
бурения, цель которой минимизировать риски.
Вопрос. Планирует ли компания Wintershall разрабатывать геотермальные ресурсы Германии?
Ответ. Активность разработки Wintershall геотермальных ресурсов достаточно высока. Например, в Ландау мы
добываем геотермальные энергоресурсы из бывших нефтеносных пластов. Эта энергия поставляется в близлежащий муниципальный водный парк La Ola. При помощи
этих энергоресурсов нагревается 22 тыс. л/ч воды.
Dr. Ties Tiessen (д-р Т. Тиссен) вошел в директорат компании Wintershall AG в 2005 г. На этом посту он отвечает
за добычу в Германии, Ливии, Нидерландах, России и
Аргентине. Д-р Тиссен работал в отделении компании
в Триполи (Ливия), где занимал должность генерального менеджера. Г-н Тиссен изучал право и общественные науки в университете Кьеля (Германия). В 1989 г.
г-н Тиссен работал в компании BASF Group. В компании
Wintershall AG он работает с 1996 г.
41
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
ЦЕНТРИРОВАНИЕ
ОБСАДНЫХ КОЛОНН
C. Berry, Centek Ltd.
Из всех элементов колонны труб, спускаемых в которых достаточно точно совпадает с диаметром
скважину, меньшее внимание уделяют центраторам. расширенного участка ствола, часто повреждаются
Ничем не примечательные, незаметные и периоди- при прохождении через установленные выше обсадчески устанавливаемые, они обычно остаются неза- ные колонны меньшего диаметра. Пружины в резульметными до тех пор, пока не сломаются или не воз- тате сжатия необратимо деформируются настольникнут проблемы с центрированием. Их назначение ко, что теряют упругость и не способны расширять– центрировать обсадную колонну в стволе скважины, ся до требуемого диаметра расширенного участка
обеспечивая свободную циркуляцию цементного рас- ствола.
твора вокруг колонны, и способствовать образованию
Одним из решений данной проблемы стала разпрочного цементного кольца, обеспечивая зональную работка цельных (монолитных) центраторов. Однаизоляцию интервалов. Если центраторы не обладают ко такие центраторы имеют некоторые недостатки,
достаточной прочностью для центрирования колонны, поскольку их постоянный диаметр меньше диаметра
или ломаются, последствия могут быть весьма серьез- ствола расширенного участка. Положение усугубляными с точки зрения затрат.
ется в сильно отклоненных скважинах с расширенЕсли поломка центраторов происходит в наклонной ным участком ствола. Как и в необсаженном стволе,
скважине, говорить о центрировании колонны вообще диаметр центраторов слишком мал для эффективне приходится, а эффективное цементирование сква- ного центрирования, поэтому системы прилегают к
жины становится невозможным; к тому же это может нижней стенке ствола, что приводит к значительно
приводить к прихвату колонны. Прихваченные буриль- менее эффективному цементированию (по сравненые колонны являются одной из основных причин про- нию со случаем точно совпадающих по диаметру прустоев в бурении, и самой распространенной причиной жинных центраторов, предназначенных для такого
прихвата является поломка центраторов. Каждый год ствола).
примерно в 400 скважинах по всему миру происходят
Центраторы последнего поколения изготавливают
поломки центраторов, и при средней стоимости одной из штучной полосы термообработанной стали с закаскважины 1,5 млн долл. это выливается в общую сум- ленной и отпущенной поверхностью, которая значиму убытков 600 млн долл., которые чаще всего можно тельно снижает потери крутящего момента и трение.
предотвратить.
Абразивный износ в результате спуска и вращения
Чтобы добиться хорошего сцепления цемента с об- труб практически исключен. Такие центраторы обсадной колонной и породой, необходимо вытеснить ладают высокой усталостной прочностью при осевых
буровой раствор. Чем лучше центрирована колонна, усилиях и радиальных боковых нагрузках на пружины
тем эффективнее будет вытесняться буровой раствор. при вращении колонны. Снижение крутящего момента
В наклонных и горизонтальных скважинах в случае от- обеспечивает вращение обсадных труб без износа как
сутствия центрирования колонны она будет прилегать в обсаженных, так и необсаженных стволах на больк нижней стенке ствола, что весьма затрудняет получе- шей, чем прежде, глубине.
ние равномерного цементного кольца. К тому же, эксНесмотря на то, что такие центраторы полностью
центричное расположение колонны может ухудшать сжимаются при прохождении через обсадную косцепление цемента в результате облонну, они восстанавливают свою
разования каналов (рис. 1). Кроме
форму с очень высокой степенью
того, в случае сужения кольцевого
центрирования как только оказызазора на некоторых участках ствоваются в необсаженной части ствола может возникать противодавлела. Имея невысокий профиль, они
ние, что приводит к необходимости
занимают меньше места в кольценагнетать цементный раствор при
вом пространстве, поэтому в нецементировании с очень небольшим
значительной степени влияют на
расходом с целью предотвращения
эквивалентную плотность циркуляразрыва пласта.
ции, давая возможность оператору
С самыми серьезными пробленагнетать раствор более высокими
мами приходится сталкиваться при
темпами, одновременно улучшая
размещении центраторов в скваочистку скважины.
жинах с увеличенным диаметром Рис. 1. Поперечное сечение данной
При спуске обсадной колонны
ствола. Главной проблемой в них обсадной трубы является наглядной расходы могут возрасти в резульстановится получение эффектив- иллюстрацией того, как неудовлетвори- тате прихвата или ее спуска не до
центрирование приводит к
ного центрирования обсадной ко- тельное
глубины забоя (из-за трения, меобразованию каналов и некачественному
лонны на этом участке. Обычные сцеплению цемента
ханических препятствий или супружинные центраторы, диаметр
жения ствола), а дополнительные
42
№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
спускоподъемные операции и забуривание новых
стволов влияют на увеличение затрат. Кроме того, некачественное цементирование (неравномерное размещение цементного раствора) из-за неэффективного
центрирования может привести к замедлению добычи
и преждевременному поступлению воды. Все эти проблемы можно решить, обеспечив грамотное центрирование колонны.
Типичным примером поломки центраторов является случай на наземной буровой в Германии в сентябре
2008 г. В горизонтальной скважине в результате большой осевой нагрузки произошла поломка центраторов.
В 5400-метровый горизонтальный участок ствола была
спущена 7-дюймовая колонна-хвостовик длиной 1900
м. Поломка центраторов стала причиной 30-суточного
простоя стоимостью 14 млн долл. Грамотное решение
состояло в том, чтобы использовать упругие центраторы с улучшенной степенью центрирования и высокой
допускаемой осевой нагрузкой, предотвращающих
соприкосновение муфтовых соединений колонны со
стенками ствола скважины.
Еще одним примером является случай в южной
части британского сектора Северного моря в октябре
2007 г. В скважину с углом наклона ствола 80° была
спущена 7-дюймовая колонна-хвостовик длиной 330 м.
Произошел прихват колонны-хвостовика, при этом стабилизаторы сжались и произошел слом ребер (шейки).
Ловильные работы по извлечению хвостовика продол-
жались семь суток, и простой обошелся в сумму 6 млн
долл. В данном случае грамотное решение заключалось
в увеличении площади обтекания, степени центрирования и упругости центраторов. Для подбора подходящих
центраторов были выполнены динамические расчеты
на модели.
Приведенные примеры иллюстрируют упущения
при выявлении и оценке опасных факторов и последующего снижения рисков путем спуска грамотно подобранных центраторов. Прежде чем выбирать центраторы, необходимо провести тщательный анализ (в
том числе с использованием моделирующих программ)
таких параметров, как площадь обтекания, необходимая степень центрирования, прочность и геометрия
ствола скважины, необходимость изоляции интервалов
и степень упругости центраторов, необходимых для
проходки известных пластов, а также провести оценку
начальных и рабочих нагрузок.
Cliff Berry (К. Бери) имеет 30-летний опыт промысловой работы в качестве специалиста по цементированию
скважин. До прихода в компанию Centek Ltd. работал
в Halliburton, Diamond B (UK) Ltd. и BJ Tubular Services.
В настоящее время занимает должность руководителя
отдела сбыта и маркетинга и отвечает за сбыт продукции по всему миру. С м-ром Бери можно обратиться по
адресу: cliff.berry@centekltd.co.uk.
ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ КОРРОЗИИ
БЛАГОДАРЯ ПЛАКИРОВАННЫМ ТРУБАМ
М. Connelly, Corrus Tubes
Стандартные трубы, изготовленные из высокопрочных низколегированных углеродистых сталей,
характеризуются скоростью коррозии примерно 0,2
мм/год в среде углекислого газа при давлении 10 бар
(1 бар = 105 Па) и температуре 60 °С, тогда как трубы из коррозионностойких сплавов характеризуются
скоростью коррозии не более 0,005 мм/год при тех же
самых условиях. Это означает, что при 30-летнем сроке эксплуатации трубопровода толщина стенки трубы
уменьшится на 6 мм в первом случае, и не более чем на
0,15 мм во втором случае.
Повышение агрессивности сред привело к увеличению спроса на коррозионностойкие трубы. Спрос в
основном обусловлен тенденцией последних лет, когда
в продукции скважин разрабатываемых месторождений содержится больше хлоридных ионов, H2S и CO2.
Прежде использовались трубы из углеродистой стали, однако возникла необходимость в принятии мер по
снижению коррозии при изготовлении и эксплуатации
трубопроводов. Чтобы свести к минимуму или вообще
исключить коррозию, требуются значительные силы
и средства.
Коррозионная стойкость. К коррозионностойким
сплавам относятся аустенитные и мартенситные нержавеющие стали, сплавы на основе никеля и титана.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
Выбор типа сплава зависит от условий применения.
Чтобы обеспечить коррозионную стойкость, содержание хрома должно быть не менее 11 %.
В морских условиях в большинстве случаев коррозионностойкие сплавы сами по себе не обладают
достаточной прочностью, чтобы противостоять гидростатическому смятию при рабочих глубинах, или
выдерживать напряжения, возникающие при укладке трубопровода. Поэтому их применяют в качестве
внутреннего стакана в более прочной наружной оболочке.
Инновационная технология плакирования. Плакированная труба представляет собой конструкцию,
в которой коррозионностойкий сплав сваривается
металлургическим способом с более прочным материалом из углеродистой стали в процессе прокатки
листа. Производительность и скорость изготовления
труб большого диаметра (более 406,4 мм) при этом небольшая.
Компания Corrus Tubes разработала способ изготовления таких труб с помощью метода, получившего
название UOE, в котором заготовке сначала придается
U-образная форма, затем О-образная форма и наконец производится расширение до необходимых размеров.
43
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
Используя метод UOE, компаКонтроль методом проникаюния разработала технологический
щего красителя позволил выявить
маршрут для изготовления коррозилюбые нарушения сцепления на
онностойких труб, что позволило ей
поверхности разделки на концах
поставлять в больших количествах
трубы, между подложкой из углеротакие трубы с теми же допусками на
дистой стали и слоем коррозионноразмер, что и трубы из углеродистой
стойкого сплава и любые отслоения
стали.
этого слоя. После дуговой сварки
Оптимальный сварной шов.
под флюсом на внутренней и внешЧтобы подтвердить экономическую
ней поверхностях и наплавления
эффективность технологического Рис. 2. Дуговая сварка под флюсом слоя проводился контроль сварных
маршрута, была выполнена про- обеспечила получение валика высотой швов методом рентгенографии.
грамма исследований и испытаний. 0–0,5 мм
Механические свойства. Были
У двух разных поставщиков были
определены механические свойприобретены восемь листов углеродистой стали толщи- ства представительных образцов изготовленных труб.
ной 15 и 25,4 мм и коррозионностойкого сплава марки Методом ASTM A264 определена прочность на сдвиг
316L толщиной 3,0 и 2,5 мм.
370 МПа; регламентируемое минимальное значение
Оптимальные сварочные характеристики зависят равно 140 МПа. При определении всех механических
от геометрических параметров кромок листа. Компа- свойств, кроме прочности на сдвиг, перед проведением
ния вложила средства в разработку нового кромко- испытания слой коррозионностойкого сплава снимали
фрезерного станка и использовала его для Х-образной на станке.
разделки кромок слоя углеродистой стали. ОдновреИспытания на изгиб и перегиб (180°) проводили на
менно снимается слой коррозионностойкого сплава материале-основе трубы из углеродистой стали вокруг
до заданного размера. Точная обработка на станке обе- оправки диаметром 83 мм. Никаких признаков растреспечивает превосходное качество сварного шва.
скивания ни на одном испытанном образце обнаружеСпособы дуговой сварки под флюсом на внутренней но не было. Были измерены значения твердости шва,
и внешней поверхностях, используемые для слоя угле- полученного дуговой сваркой под флюсом, и наплавродистой стали на плакированных трубах, аналогичны ленного слоя; они отвечали соответствующим техничеспособам, применяемым для таких сталей, хотя особое ским требованиям (максимальные значения твердости
внимание уделялось параметрам режима сварки для вну- по Виккерсу Hv10 равнялись соответственно 227 и 208).
треннего шва. Это обеспечило получение валика высотой Проведены испытания на сенсибилизацию материа0–0,5 мм при сохранении предусмотренного профиля лов (ASTM 262, метод E) в форме листа и трубы; оба
толщины внутреннего наплавленного валика сварного материала успешно прошли испытание. Покрытие из
шва. Тем самым добились получения бездефектного шва сплава марки 316L подвергли испытанию на появление
с отличными механическими свойствами (рис. 2).
хлорного железа (ASTM G48, метод А); оно показало,
Для наплавления слоя коррозионностойкого сплава что критическая температура точечной коррозии для
на внутренний сварной шов совместно с компанией Air материала тела трубы составляет более 15 °С.
Liquide Welding рассматривались способы дуговой сварТаким образом, в результате опытно-конструкки металлическим электродом в среде инертного газа, торских работ компания разработала способ изготовледуговой сварки двумя электродами в защитной среде, ния плакированных труб наружным диаметром 406,4–
многопроходной дуговой сварки под флюсом, дуговой 1067 мм методом UOE на трубопрокатном стане.
сварки под флюсом с поперечными колебаниями электрода и электрошлаковой сварки. Был выбран последний
Connelly (М. Коннели) контролирует разработку новой продукции
способ сварки, поскольку он обеспечивал необходимые Martin
и проведение маркетинга в Corrus Tubes. В компании работает с 1993 г.
уровни качества, маневренности и производительности. после окончания Университета Стрэчклайд в Глазго (Великобритания),
Компания вложила средства в изготовление по особому где получил степень первого класса отличия по металлургии и материаловедению. Прежде чем занять должность металлурга по разработке новой
заказу универсального автономного сварочного ком- продукции, работал в техническом отделе, отделе качества, производплекса для электрошлакового наплавления.
ственном отделе.
РАЗМЕЩЕНИЕ РАСШИРЯЕМОЙ
ПОДВЕСКИ ХВОСТОВИКА ПОСЛЕ
НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ
К. Bourassa, T. Husby, R. Watts, ConocoPhillips; К. Nussbaun, P. Wood, READ Well Services
Когда компания ConocoPhillips решила вести
наклонно-направленное бурение на обсадных трубах (casing directional drilling – CDD) с платформы в
44
норвежском секторе Северного моря, потребовалась
конструкция скважины, в которой низ 7 3/4-дюймовой
эксплуатационной обсадной колонны можно было пре№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
вратить в обсадную колонну-хвостовик до заканчивания скважины. Потребовалась такая система подвески
хвостовика, которая была бы пригодна для операций
CDD, не требовала бы применения инструмента для
спуска, сохраняла полный внутренний диаметр для
спуска и извлечения КНБК и служила бы барьером на
пути миграции газа в течение всего срока эксплуатации
скважины.
В качестве перспективного технического решения
была выбрана технология расширяемых труб. Выбрав
сервисную компанию, сформулировав основные требования к конструкции и проведя испытания, группа
специалистов успешно разместила 7 3/4-дюймовую
подвеску хвостовика (являющуюся частью обсадной
колонны); успешно запрессовала подвеску расширением в 10 3/4-дюймовой обсадной колонне; и получила соединение, способное выдерживать нагрузку более 200 т и газонепроницаемое при давлении
34,5 МПа, которое отвечало требованиям V0-стандарта
ISO 14310.
ВВЕДЕНИЕ
Компания ConocoPhillips хотела довести методом
CDD последнюю колонну 7-дюймовых обсадных труб
до кровли продуктивного пласта, зацементировать
башмак обсадной колонны, затем превратить последнюю колонну в колонну-хвостовик и извлечь верхнюю
секцию 7-дюймовой обсадной колонны. Переход на
колонну-хвостовик требовался для заканчивания и вызова притока; для дальнейших операций по забуриванию нового ствола; для решения проблемы эквивалентной плотности циркуляции при бурении 6-дюймового
интервала ствола в продуктивной толще; и для решения проблемы недостатка места в оборудовании устья
скважины.
КНБК предусматривалось спускать на канате через
подвеску хвостовика, которую предстояло включать в
состав компоновки на поверхности, а затем вести бурение и устанавливать на глубине примерно 1460 м.
Поэтому стандартный узел подвески хвостовика в данном случае не мог быть использован.
В этих условиях желательно было использовать
подвеску хвостовика с тем же самым (или близким)
наружным и внутренним диаметром, что и у обсадной колонны и без привлечения инструмента для
спуска; для этого как нельзя лучше подходила технология расширяемых труб. Подвеска хвостовика
должна была выдерживать двунаправленные осевые
нагрузки и обеспечивать газонепроницаемость после установки. Вместе с тем, прежде чем быть установленной внутри 10-дюймовой основной обсадной
колонны, подвеска хвостовика должна была надежно
сопрягаться с оборудованием для CDD (в первую очередь с КНБК) и выдерживать ожидаемые нагрузки
при бурении (т. е. давление промывочной жидкости,
крутящий момент и трение). Насколько мы можем
судить, подвеска хвостовика и система расширения труб гидравлическим давлением (hydraulically
expandable tubular system – HETS) компании READ
Well Services полностью отвечали этим требованиям.
В процессе проектирования скважины было решено
спустить две 7 3/4-дюймовые подвески хвостовика,
разделенные одной 7 3/4-дюймовой обсадной трубой.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
Вторая подвеска выступала в качестве резервной и
использовалась бы в случае неудачной установки
первой подвески хвостовика. Инструмент для механического отсоединения был установлен только
выше верхней подвески хвостовика. Во время операции была задействована только нижняя подвеска
хвостовика.
Подвеска хвостовика до расширения и установки
должна представлять собой неотъемлемую часть колонны CDD. Она должна быть прочной и долговечной,
чтобы выдерживать неблагоприятные условия бурения и, следовательно, до расширения должна быть
рассчитана на номинальное разрывающее внутреннее
давление 29,0 МПа, максимально допустимую осевую
нагрузку 300 т и максимально допустимый крутящий
момент 61 кН⋅м.
Нагрузочную способность подвески хвостовика
необходимо было обеспечить путем создания прессовой посадки металл–металл между подвеской и
основной обсадной колонной. Способность создавать очень прочное механическое соединение между концентрично расположенными расширяемыми
трубами является главной отличительной характеристикой HETS. Принцип расширения был применен
в отношении подвески хвостовика, при котором она
пластически деформируется по всей длине (2,4 м) до
тех пор, пока ее наружный диаметр не достигает внутреннего диаметра основной 10-дюймовой обсадной
колонны.
В конструкции скважины требовалось, чтобы подвеска хвостовика могла выдерживать максимально
допустимую нагрузку 200 т как при сжатии, так и при
растяжении в течение всего срока эксплуатации скважины. Необходимо было также добиться газонепроницаемости как при внутреннем, так и внешнем давлении. При всех режимах нагрузки необходимо было
обеспечить герметичность при перепаде давления
34,5 МПа. Такая герметичность достигалась сочетанием
уплотнения металл-металл и эластомерных уплотнительных элементов на наружной поверхности подвески
хвостовика.
Подвеска хвостовика была рассчитана на температуру 15–115 °С с учетом ожидаемых температур в
скважине.
КОНСТРУКТИВНЫЕ РЕШЕНИЯ
Подвеска хвостовика должна была обладать достаточной прочностью, чтобы выдерживать прилагаемые
механические нагрузки как до, так и после расширения, и при этом иметь достаточную пластичность,
обеспечивающую ее полное расширение и контакт с
основной обсадной колонной.
Для корпуса подвески хвостовика была выбрана
нержавеющая сталь марки 316L с минимальным пределом текучести 248 МПа, поскольку она достаточно
прочна, чтобы выдерживать нагрузки при размещении и эксплуатации, и имеет высокую пластичность.
Однако прочность этой стали была недостаточна, чтобы обеспечить требуемую техническими условиями
соединительную резьбу, поэтому к корпусу хвостовика
методом стыковой сварки приварили концы из более
прочной стали марки AISI 8630 с минимальным пределом текучести 552 МПа.
45
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
Подвеска, по сути, представляет собой трубу почти
постоянного по всей длине наружного диаметра, при
этом вблизи концов толщина стенки больше, а в центральной части меньше, чтобы обеспечить нужное поведение при механическом расширении. Уплотнительные
элементы установлены на концах трубы с более толстой
стенкой; сначала расширяется центральная часть трубы
с более тонкой стенкой. Уплотнительные элементы подвески входят в соприкосновение с наружной обсадной
трубой ближе к концу процесса расширения. Расширение от центра к концам подвески предотвращает защемление рабочей жидкости между уплотнительными
элементами, исключая, тем самым, образование гидравлической пробки, которая может помешать расширению. Для описания процесса расширения применялось
моделирование методом конечных элементов. В процессе испытания подвески ее конструкция совершенствовалась – менялись в основном тип стали, размещение и
форма уплотнительных элементов – однако основные
принципы остались прежними.
Конструкция компоновки уплотнительных элементов
претерпела изменения на этапе испытаний. В первоначальной конструкции не предусматривалось сочетание
соединения металл-металл и эластомерных элементов,
однако окончательная (и удачная) компоновка уплотнительных элементов стала результатом всесторонних
испытаний. Многочисленные равномерно распределенные уплотнения дублируют друг друга и занимают
малую часть длины на внешней поверхности подвески
на обоих концах. Решающее значение для их характеристик имеет остаточное контактное давление между
подвеской хвостовика и основной обсадной колонной
после расширения. Моделирование методом конечных
элементов показало, что контактное давление на уплотнениях металл–металл может достигать 1034 МПа.
ИСПЫТАНИЕ И ОЦЕНКА
Конструкция подвески хвостовика для данного
случая была совершенно новой, и первое успешное ее
размещение в промысловых условиях имело большое
значение для заканчивания скважины. Была разработана программа всесторонних испытаний, которую выполнили, начиная с декабря 2006 г. Затем было проведено расширение, опрессовка и испытание нагрузкой
пяти полноразмерных хвостовиков, причем расширение проводили при ожидаемых в скважине нагрузке
и температуре. Один из пяти хвостовиков спустили и
установили в ходе натурного испытания в наземной
скважине. Шестую подвеску подвергли испытанию на
имитацию условий бурения.
После расширения хвостовика испытания проводили в соответствии с требованием V0 стандарта ISO
14310, в том числе:
• на циклическое растяжение в пределах ±200 т;
• циклическое воздействие температуры в пределах
15–115 °С;
• создание внешнего и внутреннего давления
37,9 МПа с использованием азота и подтверждение значения интенсивности утечки V0 (нулевая
утечка);
• создание внешнего и внутреннего давления
37,9 МПа с использованием воды и подтверждение значения интенсивности утечки V3;
46
• на циклический изгиб при давлении для имитации
условий бурения.
В ходе проведения испытаний были выявлены некоторые недостатки первоначальной конструкции хвостовика. Особо следует отметить создание компоновки уплотнений, способной обеспечить параметр V0 в соответствии
со стандартом ISO 14310. Результаты первого испытания
подвески с корпусом из углеродистой стали марки А333-6
оказались неудовлетворительными. Использование в последующей конструкции хвостовика сталей марки 316L
и AISI 8630 оказалось удачным решением.
Среди результатов проведенных испытаний можно
отметить следующие.
Третья подвеска, в которой использовалась сталь
марки А333-6, очень быстро разрушилась, и испытание
прекратили.
Пятую подвеску испытали на циклическую изгибающую нагрузку. Суммарное число циклов при изгибе
4,72°/30 м и внутреннем давлении 13,8 МПа составило
962 316. До и после циклического испытания создавали
внутреннее давление 37,9 МПа с целью проверки герметичности; утечек не обнаружили. Была проведена
проверка хвостовика методом проникающего красителя для выявления трещин, которые могли образоваться в результате циклического нагружения – не было
обнаружено ни одной трещины.
Шестую подвеску расширили и установили в наземной скважине. Получившееся соединение не было пригодно для гидравлического испытания, однако провели
испытание на предельно допустимую нагрузку. При
сжимающей нагрузке 370 т зафиксировано смещение
подвески на 3 мм.
КОМПОНОВКА HETS
После того, как подвеска хвостовика, являющаяся
частью обсадной колонны для бурения, достигла запроектированной глубины установки и была зацементирована, в скважину на бурильных трубах спустили
компоновку HETS и расположили в пределах подвески. Основными узлами HETS (снизу вверх) являются
глубинный фиксатор, расширительный инструмент,
скважинный гидравлический блок (downhole hydraulics
module – DHM) и резервуар для рабочей жидкости.
Глубинный фиксатор был специально разработан
для точного размещения инструмента HETS внутри подвески хвостовика, при этом он совершенно не мешает
спуску и подъему компоновки низа бурильной колонны.
Внутри 7-дюймовой обсадной трубы ниже подвески расположен специальный двойной (муфтовый) профиль.
В ниппельном замковом узле, установленным в нижней части расширительного инструмента, имеется пять
подпружиненных собачек, которые точно соответствуют профилю в фиксирующем переводнике. Фиксатор
конструктивно выполнен таким образом, что проходит
через переводник с усилием 1,36 т. Когда дают натяжку, фиксатор входит в зацепление с переводником; для
его освобождения необходимо приложить усилие 9,0 т.
Таким образом, натяжка с усилием 4,5 т подтверждает
зацепление и свидетельствует о том, что компоновка
точно размещена внутри подвески.
Расширительный инструмент представляет собой
гидроприводное двухманжетное устройство высокого
давления с эластомерным уплотнением, рассчитанным на
№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
Напряжение
Напряжение
Напряжение
Напряжение
давление до 200 МПа. После раздвижения манжет в пространство между
ними нагнетают жидкость; по мере
роста давления происходит сначала
Пластическая
Пластическая
упругое, а затем пластичное расширедеформация
деформация
ние подвески. Процесс раздвижения
Внутренняя
манжет регулируется с целью сохраВнутренняя
труба
труба
нения герметичности до полного контакта подвески с основной обсадной
Деформация
Деформация
колонной (рис. 3). Поскольку давление продолжает расти, наружная обсадная труба упруго деформируется
Наружная
Наружная
до тех пор, пока не набрано заданное
труба
труба
конечное давление расширения. ЗаПластическая
Пластическая
деформация
деформация
тем созданное давление сбрасывают
периодическим его снижением на
Внутренняя
Внутренняя
10,3 МПа, и манжеты возвращаются в
труба
труба
исходное положение. Конструктивно
Деформация
Деформация
гидравлическая манжета представляКонтактное
ет собой выполненный из полимера
давление
уплотнительный элемент, усиленный
Рис. 3. Процесс расширения инструмента HETS внутри концентрично расположенных
стальными прутками с целью предоттруб и зависимости «напряжение–деформация»
вращения выдавливания элемента.
Скважинный гидравлический блок, который мож- ной колонны для бурения включили две подвески. Затем
но спускать на гибких или бурильных трубах, состоит возобновили бурение, которое продолжалось 21 сут до
из фильтров, гидравлических регулирующих клапанов, измеренной глубины 3688 м. Компоновку для бурения
мультипликатора давления (гидроусилителя), механи- подняли на поверхность, а обсадную колонну зацеменческого расцепляющего устройства со срезной шпиль- тировали. Затем приступили к проведению операций по
кой и модуля регистрации давления. Мультипликатор расширению и установке подвески хвостовика.
давления – поршневого типа со степенью сжатия 7:1 –
Первый рейс. Компоновку HETS спустили в сквапредназначен для создания конечного давления расши- жину на бурильных трубах и затем установили в фикрения (около 158 МПа). При любом давлении на входе сирующем переводнике на измеренной глубине 1436 м.
мультипликатор обеспечивает на выходе в небольшом Включили наземные насосы, и давление начало постеобъеме давление до 207 МПа. На входе мультиплика- пенно расти. Однако оно возрастало не так, как ожитора установлены два блока фильтров.
далось; был зафиксирован непрекращающийся рост
Система регулирующих клапанов обеспечивает устьевого давления до 42,7 МПа. Ожидаемое переключеавтоматическое управление процессом раздвижения ние инструмента из транспортного положения в режим
манжет и повышения давления. Модуль регистрации установки не произошло. Наиболее вероятной причиной
давления представляет собой обычный манометр с этого, как полагают, стало образование пробки либо в
запоминающим устройством, приспособленный для DHM, либо в резервуаре. Как только запас жидкости в
данного вида работ.
резервуаре был израсходован, компоновку подняли на
Резервуар для рабочей жидкости разработан для поверхность и выполнили функциональную проверку
хранения запаса чистой жидкости (обычно вода HW443 DHM, которая показала, что данный блок не работал.
или HW540), используемой в DHM. Как правило, это
Расследование показало, что перепад давления
несколько насосно-компрессорных труб, расположен- 10,3 МПа между скважиной и колонной бурильных труб
ных между бурильными трубами наверху и DHM вни- (буровой раствор плотностью 1,71 г/см3 в скважине и
зу. После крепления труб их заполняют чистой жидко- вода в колонне) стал причиной поступления бурового
стью. Сверху устанавливают подвижный шток и весь раствора в DHM и резервуар. Буровой раствор закуузел спускают в скважину на бурильных трубах. По- порил гидравлическую систему, а давление повредило
сле того, как инструмент HETS закреплен в глубинном верхнюю пробку, которую с силой прижало к верхнему
фиксаторе, можно приступать к нагнетанию жидкости переходнику. Произошло это в результате выхода из
с поверхности, при этом подвижный шток вытесняет строя обратного клапана в выпускном канале.
чистую жидкость в DHM.
В следующем рейсе было решено заменить воду
выше резервуара буровым раствором плотностью
УСТАНОВКА ПОДВЕСКИ СКВАЖИНЫ
1,77 г/см3, чтобы компенсировать перепад гидростатиВ январе 2007 г., по завершении квалификационных ческого давления между рабочей жидкостью в резериспытаний, в скважине В-16А месторождения Элдфиск вуаре и буровым раствором в скважине. Поскольку запровели операции по установке подвески хвостовика с купоренный инструмент HETS нельзя было разобрать и
помощью HETS. Всего было выполнено три рейса, при прочистить в промысловых условиях, во втором рейсе
этом вносились изменения в рабочий процесс и кон- спустили резервную компоновку HETS.
струкцию расширительного инструмента, необходимые
Второй рейс. Компоновку HETS разместили в фикдля успешной установки подвески. Когда долото нахо- сирующем переводнике и включили наземные насосы
дилось на измеренной глубине 2321 м, в состав обсад- высокого давления с подачей около 4 л/мин. Давление
47
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВЫЕ РАЗРАБОТКИ
Параллельно с рассмотренной работой ведется разработка спускаемого на электрокабеле инструмента HETS
Сброшенное
В манжетах
В подвеске
На устье
Давление на устье, фунт/дюйм2
стабильно возрастало до 15,2 МПа, при котором зафиксировали переключение инструмента в режим установки.
После этого давление увеличивалось в нормальном режиме, однако достигнутые реальные значения были немного
ниже ожидаемых. Изменение наклона линии давления,
которое обычно наблюдается при контакте подвески с
обсадной колонной, не зафиксировали. После нагнетания
1000 л жидкости (при емкости резервуара 1200 л) операцию прекратили и извлекли компоновку.
Проведенная на поверхности функциональная проверка показала, что компоновка полностью исправна.
Анализ данных устьевого и скважинного давления позволил установить, что возможной причиной неудачи
стал гидростатический дисбаланс в инструменте HETS,
из-за которого давление в скважине помешало привести
в действие гидравлические манжеты инструмента. Чтобы обеспечить равенство давления, в конструкцию инструмента внесли изменения и усовершенствования.
Третий рейс. Усовершенствованную компоновку
HETS разместили на необходимой глубине и включили наземные насосы. Через некоторое время устьевое давление возросло до 15,2 МПа, что указывало на
переключение инструмента, а затем оно возрастало
обычным порядком. Затем устьевое давление достигло
максимального значения 33,8 МПа и примерно через
105 мин нагнетания начало резко снижаться, указывая
на то, что сработал предохранительный клапан. Давление в системе сбросили, а инструменты извлекли из
скважины. Затем провели опрессовку подвески хвостовика буровым раствором при давлении 25,5 МПа
(эквивалентно 34,5 МПа при опрессовке водой).
Намеченное максимальное давление расширения
равнялось 158 МПа выше гидростатического. Просмотр
скважинных данных (рис. 4) показал, что после трех циклов повышения давления расширительный инструмент
функционировал как положено, создавая в манжетах
давление 145 МПа (зарегистрированное значение минус гидростатическое давление 21,4 МПа). Расчет методом конечных элементов подтвердил, что подвеска при
указанном давлении полностью расширилась и уплотнительные элементы полностью вошли в контакт, обеспечив газонепроницаемость по классу V0. Расчетное
значение нагрузочной способности подвески, полученное на конечно-элементной модели, равнялось 260 т.
Давление в скважине, фунт/дюйм2
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
Макс. давление;
откр. предохран.
клапана
Контакт с основной
обсадной колонной
Пластич. деформ.
корп. подвески
хвостовика
Рост давления
Время
Рис. 4. Динамика изменения давления на устье и в скважине
в процессе расширения подвески (третий рейс)
и планируется его применение. Это позволит повысить
эффективность работ, поскольку избавит от необходимости спускать инструмент на колонне бурильных труб.
Кроме того, в рамках технологии расширяемых труб
проводится оценка различных подвесок хвостовиков и
пакеров обсадных колонн других типоразмеров.
Kevin Bourassa (К. Бурасса) получил степень по технологии добычи нефти
в 1992 г. Начал работать в Conoco Inc. в Лафейетт (шт. Луизиана). В 1997 г.
перевелся в Абердин, где работал инженером-буровиком в Conoco UK Ltd. и
инженером-буровиком на буровой в Norske Conoco AS. В 2001–2005 гг. работал на НТНР-скважинах в Норвегии и Дании, после чего стал руководителем
буровых работ на платформе Bravo месторождения Элдфиск. В начале 2008 г.
стал директором по скважинным операциям в ConocoPhillips в Норвегии.
Tove Husby (Т. Хасби) работает инженером-буровиком в ConocoPhillips
Norway в течение 10 лет. Она получила степень магистра по технологии
добычи нефти в Норвежском университете технологии и науки в г. Тронхейм, Норвегия.
Rick Watts (Р. Уаттс) инженер-буровик в ConocoPhillips в Хьюстоне. Отвечает
за внедрение технологии бурения на обсадных трубах. Имеет 31-летний опыт
в бурении и заканчивании скважин; выпускник факультета горного дела
Колорадского университета по специальности технология добычи нефти.
Chris Nussbaum (К. Нуссбаум) получил степень с отличием по физике в
Йорском университете (Великобритания). С 1980 г. работал на должностях,
связанных с проведением операций в скважинах, а в настоящее время
занимает должность главного исполнительного директора дочернего отделения TecWel в Великобритании. В течение 10 лет состоит членом SPE
и является избранным председателем секции SPE в Абердине.
Peter Wood (П. Вуд) менеджер проектно-конструкторского отдела в READ
Well Services. Имеет 10-летний опыт проектирования/конструирования и
управления проектами, связанными с применением спускаемых на канате
каротажных приборов и гидравлически расширяемых трубных конструкций. Получил степень бакалавра с отличием по лазерной физике и оптоэлектронике и степень кандидата наук по океанографии в Университете
Стрэчклайд (Глазго, Шотландия). С ним можно связаться по адресу: Peter.
Wood@Readgroupuk.com.
Мониторинг состояния подводных насосов
позволяет обойтись без внеплановых операций
K. Eriksson, A. Vaernes, G. Homstedt, Aker Solutions Norway
Сокращение простоев благодаря контролю основных показателей технического состояния
Подводные насосы нуждаются в регулярном техническом обслуживании и ремонте в связи с общим
износом. Периодичность обслуживания и ремонта
48
зависит от условий работы насоса. Ремонт насоса,
как правило, связан с его заменой. Чтобы свести к
минимуму время простоя, такую операцию лучше
№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
проводить в плановом порядке. При внеплановой
операции время простоя может увеличиться до одного месяца и более; на плановую операцию также уходит около месяца, однако время простоя составляет
лишь 24 часа.
Операцию замены можно проводить, основываясь
на некоторых факторах:
• эксплуатация насоса до выхода из строя (время
простоя один месяц из расчета, что в наличии имеется запасной насос);
• замена насоса через каждые четыре года (время
простоя 24 ч исходя из расчета по наихудшему варианту);
• замена насоса именно тогда, когда это необходимо
(опираясь на определенные данные о его состоянии, время простоя 24 ч).
Последний способ, известный как техническое обслуживание и ремонт исходя из текущего состояния,
широко используется для палубного оборудования. Что
касается подводных систем эксплуатации, то широкое
применение мощных насосов на морском дне связано
с необходимостью их ремонта и технического обслуживания. Чтобы такой способ принес сколько-нибудь
реальную выгоду с учетом того, что проведение подводной операции занимает один месяц, необходимо
заранее прогнозировать состояние насоса примерно
на месяц.
Стоимость продукции, потерянной в связи с прекращением добычи из-за остановки насоса, зависит от многих факторов, но может достигать 1 млн
долл/сут. Таким образом, проведение плановой операции (вместо внеплановой) может сберечь около
30 млн долл.
Отслеживая и прогнозируя некоторые основные
показатели технического состояния насосной установки, и наблюдая за постепенным снижением напора насоса, можно оценить оставшийся срок его эксплуатации.
ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ
Рассмотрим лишь некоторые наиболее значительных основных показателей технического состояния и
то, каким образом они могут служить информацией для
оценки продолжительности эксплуатации.
Расход смазочного масла. В типичной подводной
насосной установке в системе смазочного масла, предназначенного для охлаждения высоковольтного электродвигателя и смазки подшипников, поддерживается
избыточное давление, чтобы масло из системы постоянно поступало в установку.
При температурах, характерных для морского
дна, масло имеет высокую вязкость, поэтому для того
чтобы поддерживать избыточное давление в течение
длительного времени, например, после остановки
насоса, поблизости от установки, расположенной
на большом расстоянии от платформы, необходимо
иметь достаточно большой блок подводных аккумуляторов.
Расход масла объясняется двумя причинами. Первая связана с увеличением и уменьшением объема
масла в результате изменения температуры внутри
насоса и/или электродвигателя. При снижении уров-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
ня мощности (или остановке насоса) масло остывает
и уменьшается в объеме, и для восстановления объема с платформы подается дополнительное количество
масла. После увеличения мощности или включения
насоса излишний объем масла поступает в установку.
Другой причиной расхода масла (с точки зрения
контроля) является его постепенная утечка через
уплотнения. По мере того, как каналы утечки масла
расширяются, расход масла, вначале очень небольшой, постепенно возрастает. В определенный момент
времени расход масла достигает такого значения, при
котором его уже нельзя достаточно быстро восполнить
подачей по шлангокабелю. Поскольку применяемое
масло имеет высокую вязкость, допустимая скорость
утечки (при длине шлангокабеля 20 миль) составляет
около 10 л/час. Если скорость утечки превышает указанное значение, поддерживать избыточное давление
масла в электродвигателе уже не удается. Предполагается, что при прочих равных условиях расход масла во
времени возрастает линейно.
В более распространенной системе подача масла в
каждый подводный насос осуществляется из индивидуального бака в гидравлической силовой установке
на палубе платформы. Расход масла можно определить, отслеживая постепенное снижение уровня
масла в этих баках. В примере, показанном на рис. 5,
подразумевается постепенное снижение уровня масла в баке в результате утечки через уплотнения насоса. Резкое возрастание уровня масла соответствует
периодам времени, когда его доливают в бак. В периоды времени, когда частота вращения вала насоса
в значительной степени меняется, отмечается более
быстрое снижение уровня масла. Этого и следовало
ожидать, поскольку при изменении частоты вращения
(и, следовательно, мощности) изменяется температура и давление масла, что приводит к увеличению его
расхода.
Таким образом, расход смазочного масла необходимо измерять тогда, когда частота вращения вала насоса
постоянна, чтобы отличать небольшие утечки масла
через уплотнения от значительных расходов масла,
обусловленных уменьшением его объема в результате изменения температуры при перемене частоты
вращения.
Давление смазочного масла в блоке аккумуляторов. Блок подводных аккумуляторов масла обычно
состоит из восьми аккумуляторов вместимостью 20 л
каждый. Они включаются в работу после остановки
электродвигателя, когда он остывает и необходимо
восполнить уменьшившийся объем масла с целью поддержания избыточного давления. Блок аккумуляторов
имеет большой запас надежности, однако если, например, половина аккумуляторов прекращают работать,
гарантировать избыточное давление во время остановки насоса уже невозможно.
При остывании объем масла уменьшается настолько, что для поддержания избыточного давления необходимо дополнительно подать около 30 л
масла. Этот объем сначала поступает из того или
иного аккумулятора, и затем с течением времени
он пополняется за счет подачи масла по длинному
шлангокабелю. Таким образом, при остывании дав-
49
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Измеренные значения
8 аккумулятор
1–7 аккумуляторов
Давление, бар
Частота вращения, мин-1
Относительный уровень масла, %
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
Продолжительность работы насоса, сут
Рис. 5. Построив график снижения уровня масла в баке
и изменения частоты вращения вала насоса, можно сделать
вывод об уровне утечки масла через уплотнения
ление масла в аккумуляторах снижается, и степень
снижения давления зависит от числа действующих
аккумуляторов.
Наблюдая за характером изменения давления в блоке аккумуляторов, можно приближенно определить
число все еще действующих аккумуляторов, и когда
оно достигнет недопустимого значения, можно приступать к планированию операции.
Еще одним фактором, влияющим на снижение давления, является начальная средняя температура масла
на момент остановки электродвигателя по сравнению с
температурой морской воды. Чем сильнее изначально
нагревается масло, тем больше уменьшается его объем,
и значительнее снижается давление.
Таким образом, расход масла из блока аккумуляторов определяется временной зависимостью объема
масла от средней температуры (на которую, в свою
очередь, влияют измеряемая начальная средняя температура масла, сравнительно постоянная температура
морской воды и сравнительно постоянные теплоизолирующие свойства корпуса насоса). Постоянные параметры можно определить заблаговременно в ходе
комплексных исследований.
Поступление масла в блок аккумуляторов определяется следующими факторами:
• разностью давлений в начале и конце шлангокабеля;
• расстоянием от платформы до морского дна;
• плотностью масла;
• вязкостью масла,
• диаметром и длиной шлангокабеля.
Динамика изменения давления в блоке аккумуляторов определяется числом действующих аккумуляторов
(суммарным объемом масла), относительным объемом
и поступлением и расходом масла.
Самым распространенным видом отказа аккумулятора является его разрядка. Зная вышеприведенные
параметры, можно рассчитать кривую падения давления во времени после остановки насоса для различных
вариантов (работают все аккумуляторы; работают все,
кроме одного; работают все, кроме двух и т.д.). Просчитав все возможные варианты, можно определить
случай, который наиболее точно соответствует измеренным значениям.
50
Время, ч
Рис. 6. Измеренные и расчетные значения давления в блоке
подводных аккумуляторов в случае работы от одного до восьми
аккумуляторов
На рис. 6 приведены данные о давлении масла в блоке подводных аккумуляторов в процессе остывания
и расчетные кривые изменения давления во времени
в случае работы от одного до восьми аккумуляторов.
Измеренная кривая совпадает с кривой для восьми работающих аккумуляторов, что и следовало ожидать,
поскольку измерения проводились вскоре после установки насоса.
Подача насоса. Подачу насоса можно рассчитать,
зная напор, частоту вращения и мощность на валу.
По мере изнашивания насоса создаваемый напор
снижается (при допущении, что все остальные параметры насоса остаются неизменными). В упрощенном виде зависимость между подачей (Q), напором (Н)
и мощностью на валу (N) насоса можно записать
как:
N = k × Q × H.
Для объемного (поршневого) насоса подача напрямую связана с частотой вращения приводного вала (n)
следующим выражением:
Q = k2 × n.
Используя оба выражения, получаем:
или
N = k3 × n × H,
H = N/(k3 × n).
Напор измеряют с помощью датчиков давления, а
мощность – на платформе (на выходе блока управления частотой вращения насоса). Введя поправки на
потери мощности в шлангокабеле и электродвигателе,
получаем мощность на валу. Частота вращения вала
напрямую связана с частотой питающего напряжения
на выходе блока управления, поэтому этот параметр
также известен.
По мере изнашивания насоса создаваемый напор
при определенной мощности и частоте вращения так№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Продольная вибрация
Повреждение вращ. элемента
Повреждение внутр. кольца
Поперечная вибрация
Повреждение нар. кольца
Рис. 7. Построив график интенсивности вибрации на
различных частотах для подводного насоса, работающего
с незначительными повреждениями, можно заранее
приблизительно рассчитать частоты, на которых возникнут
характерные проявления
же снижается. К причинам этого снижения относится
возрастание утечек внутри насоса и трение.
Таким образом, простой способ контроля подачи насоса состоит в том, чтобы подобрать постоянную k3 так,
чтобы она точно совпадала с имеющимися данными
на начальный момент времени, когда насос работает
в штатном рабочем режиме. Поскольку со временем
создаваемый напор снижается, можно, например, выбрать время замены насоса при снижении напора ниже
80 % от его начального значения.
Вибрация. При анализе колебательных спектров
наличие определенных частот свидетельствует о возникновении в насосной установке повреждений определенного типа. Можно заранее рассчитать, на каких
примерно частотах возникнут эти проявления. Пример
работы насоса с незначительными повреждениями показан на рис. 7. В данном примере видно, что датчик
поперечной вибрации, установленный на неведомом
конце, регистрирует вибрацию примерно на рассчитанных частотах. Отслеживая динамику вибраций во
времени, можно, например, заметить появление повреждения внутреннего кольца.
На рис. 8 результаты измерения действующих значений вибрации, полученные в ранее выполненном
анализе частота-амплитуда-время (frequency-amplitude-temperature – FAT), объединены с последними
данными о вибрации, полученными при эксплуатации
насоса в море. В данном примере можно видеть, что интенсивность вибрации после шести месяцев эксплуатации насоса практически совпадает со значениями,
полученными в анализе FAT, и это указывает на то, что
никакого ухудшения технического состояния в связи
с вибрацией не произошло.
Профили давления в приводе клапана. Как только подводный гидропривод включается в работу, подводный модуль управления регистрирует изменение
давления во время хода привода. Эти данные поступают на платформу и доступны для анализа. Сравнивая профили давления для нового установленного
привода с последними записями, можно обнаружить
ухудшение технического состояния клапана/привода (рис. 9).
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
Интенсивность вибрации, мм/с
Частота вибрации, Гц
Продольная вибрация
Поперечная вибрация
Февр.6
Июнь 1
Июнь 4
Июнь 7
Рис. 8. Сравнение результатов измерения вибрации, полученных
ранее при анализе FAT (слева), с последними данными о
вибрации, полученными после шести месяцев эксплуатации
насоса (справа), показывает, что интенсивность вибрации
практически совпадает с первоначальными значениями
Клапан начинает перемещаться
Абсолютное давление,
фунт/дюйм2
Интенсивность вибрации,
мм/с (0 – max)
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
Клапан упирается в ограничитель хода
Продолжительность хода = 1,7 с
Сила сжатия пружины ~ 3000 фунт/дюйм2
Отсчет, 100/с
Рис. 9. Увеличение гидравлического давления говорит о том,
что привод сжимает пружину. Клапан начинает перемещаться
при давлении 5300 фунт/дюйм2, движется поступательно
без отклонений, и когда привод упирается в ограничитель
(пружина полностью сжимается), давление резко возрастает
до 7600 фунт/дюйм2 в связи с повышением давления в
системе
Все элементы профиля давления отражают главные
характеристики клапана. Давление, необходимое для
открытия клапана, характеризует силу сжатия пружины, а падение давления после открытия свидетельствует о коррозии. Продолжительность хода клапана
характеризует растяжение пружины, а крутизна увеличения давления после закрытия клапана говорит о
каких-либо утечках.
Профили давления в гидроаккумуляторах. В подводном модуле управления обычно установлены два
гидроаккумулятора. Как только включается в работу
подводный гидропривод, из этих аккумуляторов отбирается рабочая жидкость. При большой длине шлангокабеля для подзарядки аккумуляторов требуется несколько минут. Регистрируя давление в аккумуляторе,
и, отмечая изменения в поведении кривой давления,
можно определить число работающих аккумуляторов,
а также больше или меньше жидкости по сравнению
с обычным значением всасывает один из клапанов во
время хода (рис. 10).
Если оба аккумулятора разряжены, надежная работа клапанов становится невозможной. Подводные
электромагнитные клапаны обычно имеют гидравли-
51
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Абсолютное давление, фунт/дюйм2
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
водный модуль управления до того, как разрядится и
второй аккумулятор.
Klas Eriksson (К. Эрикссон) получил степень магистра по физике в Королевском технологическом институте в Стокгольме (Швеция) и занимает в компании Aker Solutions Norway должность главного инженера
в группе подводной подготовки и поддержки добычи скважин. В круг
его обязанностей входит консультация по вопросам мониторинга состояния и проектирования систем управления (контроля). Имеет опыт
установки нескольких морских систем в Норвегии и США, в том числе
на месторождениях Осеберг, Драуген и Марлин. В настоящее время
работает в пилотном проекте по сжатию газа на дне моря на месторождении Ормен Ленг.
Рис. 10. Динамика изменения давления в блоке подводных
гидроаккумуляторов при срабатывании 4-дюймового клапана.
Во время хода клапана расходуется примерно 1 л рабочей
жидкости. Давление в аккумуляторе упало примерно на 1400
фунт/дюйм2 и восстановилось примерно через 15 мин
Arve Vaernes (А. Вернес), менеджер департамента по контролю и мониторингу в группе подводной подготовки и создания подпора продукции
скважин. В 1996 г. получил степень магистра по технической кибернетике в Норвежском технологическом институте. Затем в течение 11 лет
занимался разработкой программного обеспечения для моделирования
и работал в оборонном проекте, в сентябре 2007 г. пришел в компанию
Aker Solutions Norway.
ческий затвор, и если подача рабочей жидкости резко
снижается, затвор освобождается, и перемещение клапана может стать непредсказуемым. Если разрядился
один аккумулятор, следует запланировать на ближайшее время проведение операции чтобы заменить под-
Gunder Homstedt (Г. Хомствет), менеджер по технологии в группе подводной подготовки и поддержки продукции скважин в Aker Solutions
Norway. В 1971 г. получил степень магистра по методам управления, в
1989 г. степень кандидата наук по технологии бурения на нефть. Руководит программами опытно-конструкторских работ по разработке
новых средств для подводной сепарации и создания подпора продукции
скважин.
ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ
ПО ЛИКВИДАЦИИ СКВАЖИН
НА МЕСТОРОЖДЕНИИ МИЛЛЕР
J. Wright, Qserv
Процесс вывода из эксплуатации скважин на месторождениях Северного моря набирает силу. Один
из крупнейших проектов осуществляется в настоящее
время на месторождении Миллер (оператор-компания
ВР), где масштабы работ по ликвидации скважин расширяются.
Нефтедобывающая промышленность Великобритании продолжает работать с полной нагрузкой,
и высокий коэффициент использования персонала
и оборудования является обычным делом. Эффективная организация работ по обслуживанию скважин является важнейшим условием их рентабельной
эксплуатации. При выводе из эксплуатации сква-жин,
из которых добыча нефти прекращена, когда возмещение эксплуатационных затрат равно нулю, эффективность работ имеет очень большое значение.
ОБСЛЕДОВАНИЕ
СКВАЖИН
Месторождение Миллер расположено в 270 км к
северо-востоку от Абердина в центральной части Северного моря. Нефть впервые обнаружили в 1982 г.,
а добыча началась в 1992 г. Максимальная добыча
нефти равнялась 150 000 брл/сут, газа – 225 млн
фут3/сут. В середине 2007 г. месторождение достигло предела экономически целесообразной добычи,
и было закрыто.
52
Для проведения работ при помощи троса, гибких труб
и нагнетания жидкостей, которые необходимы при ликвидации скважин на платформе месторождения, была
привлечена компания Qserv, занимающаяся обслуживанием скважин, технологических установок и трубопроводов. В каждой скважине провели предварительное
обследование с целью определения герметичности колонн НКТ. Необходимо было уточнить, какие скважины
можно ликвидировать путем обычного цементирования
через устьевую головку, а в каких скважинах колонна
НКТ сообщалась с межтрубным пространством, что
требовало спуска гибких труб для установки цементной
пробки на требуемой намеченной глубине.
Во все скважины при помощи троса спускали шаблон,
чтобы убедиться в свободном проходе, а затем устанавливали мостовые пробки. Колонну НКТ опрессовывали затем чтобы убедиться в ее герметичности, затем перфорировали выше мостовой пробки, и промывали межтрубное
пространство морской водой. Затем проводили еще одну
опрессовку колонны НКТ и межтрубного пространства,
чтобы убедиться в герметичности эксплуатационного
пакера. Обследование показало, что в семи скважинах
требовалось проведение операций на гибких трубах.
УТИЛИЗАЦИЯ ЖИДКОСТЕЙ
В условиях отсутствия на платформе полного
комплекта оборудования для работы с жидкостями,
№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
которое уже вывели из эксплуатаподъемных операций на полу буроции, потребовалась альтернативная
вой установки, а точное гидравличесистема для перемещения всех выское управление мачтовой вышки
ходящих из скважины жидкостей
сводило к минимуму вмешательство
и их надежной утилизации. Для
оператора при отсоединении инжекторной головки от стояка. К тому же
надежного управления всеми поэто давало возможность задействотоками жидкости в течение всего
проекта использовалась закрытая
вать талевый блок для удержания в
система сброса. Однако в связи с
подвешенном состоянии противовыбросового блока (при его перемещенедостаточной вместимостью обслуживающего судна требовалось
нии между скважинами) без демонправильная организация работ с
тажа используемого оборудования, а
целью предотвращения снижения
также параллельно монтировать на
эффективности.
инжекторной головке блок контроля
Компания предоставила систему
давления для проведения операций
для работы с жидкостями и провена гладкой проволоке.
дения их мониторинга, включая наПо словам Колина Смита, руковососы, емкости и трубопроводы для
дителя группы по ликвидации скванадежной перекачки содержимого
жин на месторождении Миллер. Перзакрытой системы сброса и утилизавые два этапа работ были выполнены
Рис. 11. Мачтовая вышка на полу буровой
ции всех жидкостей в специальной
весьма эффективно, и все основные
установки
скважине. Систему постоянно устазадачи проекта успешно решены.
новили на платформе на все время
проведения работ, что позволило выполнять операции ПЕРСОНАЛ
в скважинах без неоправданных потерь рабочего вреКомпания понимала важность привлечения для промени. Это также позволило автономно проводить де- ведения работ квалифицированного персонала, владемонтаж конструкций платформы с целью сокращения ющего несколькими специальностями. Операции при
сроков выполнения проекта.
помощи троса, на гибких трубах и закачка жидкостей
проводились каждый день. Использование отдельных
бригад специалистов для каждого вида работ было бы
МАЧТОВАЯ ВЫШКА
Все операции на гибких трубах проводили через экономически неэффективным решением, поэтому компол буровой установки, но в связи с большим объе- пания ВР была заинтересована в привлечении собственмом необходимых работ было решено использовать ной группы специалистов, каждый из которых прошел
мачтовую вышку сервисной компании для работы с комплексную подготовку с учетом технических особенинжекторной головкой вместо подвешивания ее на та- ностей каждого вида работ. Многопрофильное обучение
левом блоке (рис. 11). Хотя возникла необходимость в позволило значительно сократить затраты на оплату трудополнительном предварительном планировании с це- да и содержание персонала и одновременно предусмолью обеспечения необходимого взаимодействия, при- треть резерв незанятых специалистов, которых могут
менение мачтовой вышки позволило предотвратить привлекать другие сервисные компании, что в конечном
возникновение многочисленных рисков, с которыми счете оптимизирует график выполнения работ.
приходится сталкиваться при проведении операций
на гибких трубах, и значительно повысить производительность работ.
JimWright (Дж. Райт) получил степень бакалавра с отличием и степень
Улучшенные функциональные возможности мач- магистра по механике и морскому проектированию в Университете Ротовой вышки позволили отсоединить инжекторную берт Гордон. М-р Райт начал работать в компании Qserv инженером по
эксплуатации, оказывая техническое содействие заказчикам компании
головку от талевого блока и не демонтировать ее при в операциях на гибких трубах и нагнетании жидкостей. В конце 2007 г.
проведении работ. В результате сократилось число перешел в отдел развития бизнеса.
НОВЫЙ ПОДХОД
К ПРОВЕДЕНИЮ ОПЕРАЦИЙ
НА ПОДВОДНОМ ТРУБОПРОВОДЕ
J. Mair, Subsea 7
Типовые операции на подводном трубопроводе
обычно выполняют с помощью водолазов. Компания
Subsea 7 работает над созданием новой технологии
подключения к подводному трубопроводу без прекращения его эксплуатации. Инновационная технология
Subsea Grouted Tee (заливки подводного тройника
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
эпоксидной смолой) позволит снизить риски, капитальные затраты и продолжительность работ. В устройстве
используется механический способ подсоединения
отходящего фитинга к находящемуся под давлением
действующему трубопроводу, который является альтернативой масштабным сварочным операциям.
53
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
В 2006 г. компания осознала поПосле того, как фитинг обхватенциальные выгоды этой технолотил магистральный трубопровод,
гии и приступила к реализации сос помощью обычных гидропривместного технического проекта с
водных ключей затягивают болты
на горизонтальных фланцах. Поинжиниринговой консалтинговой
сле этого устанавливают временкомпанией Advantica (Великобритания) по адаптации данной техноные торцевые уплотнения. Затем
логии к подводным условиям припроводят опрессовку кольцевого
менения. Спонсоры совместного
зазора при давлении 0,14 МПа.
проекта (BP, Total и ConocoPhillips)
Морскую воду и отложения соли
поддержали это начинание, установытесняют пресной водой, а кольвив в качестве начальной задачи разцевой зазор просушивают подамещение устройства на небольшой
чей сухого азота до относительной
глубине с далеко идущими планами
влажности менее 20 %.
его использования на сверхбольших
Затем можно приступать к разглубинах без участия водолазов.
мещению подводного нагнетаТройник можно использовать на
тельного блока. Для гарантии, что
Рис. 12. Захват подводного тройника
трубопроводе с намного большей раскрывает свои гидроприводные установочные параметры соответствуют условиям окружающей
овальностью, чем это допускают
плашки
скрепляемые болтами механические
подводной среды, в блоке можно
фитинги. Поскольку сварка не применяется, устрой- провести (перед нагнетанием) ряд проверок. В блоке
ство обладает механической надежностью и может вос- имеются два эластичных баллона, в одном из которых
принимать нагрузки, как минимум, не ниже установ- содержится эпоксидная смола, а в другом отвердитель.
ленных для магистрального трубопровода. В верхней Оба компонента нагнетают независимо друг от дручасти корпуса тройника имеется отвод, который либо га и смешивают во встроенном смесителе. Процесс
приваривается к корпусу, либо формируется выдавли- нагнетания занимает примерно 15 мин. После этого
ванием в процессе изготовления. В отводе установлена выжидают некоторое время, пока происходит отвервыдерживающая высокое давление двойная манжета ждение, и одновременно начинают подготовку к свер(block-and-bleed) из гидрогенизированного бутадиен- лению трубопровода для подключения ответвления.
нитрильного каучука, которая приводится в действие После отверждения смолы, прежде чем приступить
с помощью раздвижных пластин. Нижняя половина к сверлению, проводят опрессовку ответвления при
корпуса тройника разделена на две части, приводимые номинальном давлении.
в действие гидравликой (рис. 12).
Внутренний диаметр тройника подобран таким об- ПЕРСПЕКТИВЫ
разом, что между ним и трубопроводом образуется
После завершения совместного проекта и доработкольцевой зазор. В этот зазор нагнетается эпоксидная ки новая технология готова к применению. Ее основсмола, которая после отверждения создает механиче- ные достоинства включают следующее:
ское сцепление тройника с трубопроводом, обеспечи• отсутствие сварки в гипербарической камере;
вая полное перераспределение нагрузки.
• отсутствие необходимости привлечения квалифицированных водолазов;
ПРИМЕНЕНИЕ
• сокращение сроков выполнения работ;
Переделка наземного устройства в вариант для под• отсутствие необходимости снижать давление в
водного применения была выполнена на 24-дюймовом
трубопроводе;
ответвлении с заглушкой от 24-дюймового трубопро• выигрыш в стоимости по сравнению с другими
вода с использованием фланцевого соединения ANSI
способами;
Class 900 для операций на небольшой глубине, доступ• использование в аварийной ситуации;
ной водолазу. Был разработан опытный образец за• в перспективе применение системы без привлеглушки 24 × 24″ и установлен на небольшой глубине в
чения водолазов.
опытном бассейне с привлечением водолазов и водоСравнение сварного тройника и нового устройства
лазного оборудования. Работы проводились в три этапа: показывает, что экономию затрат можно получить
проектирование и оценка тройника, проектирование и как на этапе предварительного тестирования на соотизготовление системы нагнетания эпоксидной смолы ветствие техническим требованиям, так и в морских
и испытание в гипербарической камере.
операциях. При этом не требуется предварительное
Гидравлические поршни сжимают основное пер- тестирование, отпадает необходимость в предварительвичное седлообразное уплотнение на магистральном ном нагреве, приобретении оборудования для неразрутрубопроводе. Кольцевые уплотнительные прокладки, шающего контроля, модификации подводной камеры,
размещенные в горизонтальных фланцах и полуотводе проектировании сварочного и охлаждающего оборуфитинга, обеспечивают газогерметичность в кольцевом дования, обучении и подготовки водолазов. В морских
зазоре между магистральным трубопроводом и фитин- операциях экономия затрат достигается благодаря отгом. Это позволяет вытеснять морскую воду азотом по- сутствию необходимости монтировать и демонтиросле установки торцевых уплотнений. Кольцевые уплот- вать подводную камеру и сварочное оборудование, а
нения являются временными и облегчают проведение также проводить сварочные работы и неразрушающий
операций сушки зазора и нагнетания смолы.
контроль.
54
№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
Устройство можно использовать во многих случаях,
в том числе для подключения ответвления под острым
углом и К-образных ответвлений. Возможная область
применения: замена клапана (задвижки), подключение
отвода трубопровода, байпас для ремонта трубопровода
и ликвидации затора/ввода инструмента.
Сегодня подсоединение ответвления с помощью
водолазов является обычной операцией, которая
осложняется при ее проведении на трубопроводе,
находящимся под давлением. Максимальная глубина
проведения работ с участием водолазов на сегодняшний день составляет около 250 м. В планах компании
создание в будущем технических решений для прокладки трубопроводов в глубоких и сверхглубоких
водах путем размещения рассмотренного устрой-
ства с помощью методов дистанционного управления. Компания Subsea 7 имеет действующее по всему
миру лицензионное соглашение с Advantica, подтверждающее что она является единственной подрядной компанией, представляющей рассмотренную
технологию.
John Mair (Дж. Мэр), получил степень по механике и имеет 30-летний
опыт проведения подводных операций. В 1978 г. начал работать в Subsea
Offshore инженером. В 1998 г. перешел на должность технического директора по Великобритании в компании DSND, которая в 2002 г. стала
частью Hulliburton Subsea, где его назначили главным менеджером. Г-н
Мэр является членом координационной группы в недавно разработанной Национальной программе подводных исследований (National Subsea
Research Initiative).
ОСЛАБЛЕНИЕ ВОЗДЕЙСТВИЯ
ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ СИЛ
БЛАГОДАРЯ ДЕМПФИРУЮЩЕЙ СИСТЕМЕ
P. Minola, S. Garavaglia, Saipem SpA, Италия
Трубопроводы на объектах нефтегазодобычи, морских сооружениях,
нефтеперерабатывающих заводах и
Эластомерные вставки
других промышленных установках
подвергаются ударным динамическим воздействиям, например, гидравлическим ударам, колебаниям и
другим ударным силам, вызываемым
непредсказуемым перемещением
жидкости или нештатными технологическими режимами.
Пружинный узел
Традиционным способом уравновешивания продольных динамических сил является применение
аксиально-жесткого демпфера, на- Рис. 13. Демпфирующая система с пружинным узлом и эластомерными вставками,
значение которого ограничивать которые составляют демпфирующий модуль
продольные перемещения. Однако
при таком способе неуравновешенные динамические тонн так, чтобы после освобождения стопорных штифсилы могут разгружаться непосредственно на опор- тов равнодействующая сила на конструкцию равнялась
ные конструкции, а незначительное время передачи нулю, а весь демпфирующий модуль был сжат.
Соединенные стяжками зажимы, установленные
воздействия и очень большая жесткость опорной конна трубопроводе, обеспечивают контакт по периметру
струкции могут увеличивать эти силы.
Новая демпфирующая система, состоящая из окружности трубы за счет сил сцепления и трения. Диупругих и эластомерных компонентов, уменьшает намическая нагрузка, поглощенная зажимом на одной
интенсивность ударных сил и ослабляет передачу ди- стороне (в зависимости от направления распространамического воздействия, что позволяет применять нения волны давления), передается демпфирующему
модулю, который в свою очередь передает уменьшеноблегченные опорные конструкции.
ное и ослабленное ударное воздействие опорной конструкции.
КОМПОНЕНТЫ СИСТЕМЫ И ЕЕ
Значительным преимуществом новой демпфируюФУНКЦИОНИРОВАНИЕ
Основным элементом демпфирующей системы, по- щей системы в производственно-экономическом плане
лучившей название SlugStop, является модуль, состоя- является высокая степень унификации, что придает ей
щий из патентованного сжимаемого пружинного узла, модульный характер и адаптируемость. Каждое устройустанавливаемого последовательно с двумя эластомер- ство спроектировано в расчете на уравновешивание макными вставками (рис. 13). Перед монтажом пружинный симальной нагрузки 30 т. Размещенные последовательузел предварительно нагружается усилием в несколько но, многочисленные устройства системы могут охватить
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
55
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
широкий спектр динамических задач в пределах широкого диапазона нагрузок. Тем самым нагрузки перераспределяются на две и более опорные конструкции, что
дает возможность руководителям участков обойтись без
дорогостоящей модификации и усиления балок и фундаментов. Кроме того, транспортировка и перемещение по
участку облегчается благодаря модульной конструкции
и простоте монтажа отдельных устройств.
Монтаж системы без применения сварки позволяет адаптировать ее к уже установленной опорной
конструкции даже в тех случаях, когда параметры этой
конструкции отличаются от расчетных. Например, в
случае, когда расстояние между анкерными балками,
полученное при расчете, отличается от фактического
расстояния на участке, и когда расчетная толщина (ширина) анкерного фундамента отличается от толщины
уже заложенного фундамента.
ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ СИСТЕМЫ
Новую демпфирующую систему впервые смонтировали на СПГ-заводе (оператором которого выступает
компания Dolphin Energy) в Рас-Лаффан (Катар) в июне
2007 г. Ее установили на 32-дюймовом трубопроводе,
который подвергался воздействию сильных гидравлических ударов. Расчеты, выполненные на исходной
схеме с традиционными жесткими опорами, показали
наличие чрезмерных осевых (продольных) сил.
На всем протяжении трубопровода установили в общей сложности 98 устройств, которые охватили четыре
участка завода: резервуарный парк, защитный волнолом и причал. Устройства разместили как на линейном
участке трубопровода, так и на петлевых участках в
целях уменьшения и ослабления динамических сил и
предотвращения смещения трубопровода с первоначального места.
МОНИТОРИНГ ПОВЕДЕНИЯ ТРУБОПРОВОДА
В апреле 2008 г. на заводе в Катаре были проведены
наблюдения с целью мониторинга поведения трубопровода в реальных условиях гидравлического удара. Это
явление возникало регулярно из-за периодического
маневрирования танкеров во время налива.
Также были выполнены исследования двух видов: динамические наблюдения за трубопроводом и
опорной конструкцией (эстакадой) во время вступления волны давления с помощью датчиков вибраций,
установленных в определенных точках; наблюдения
за максимальным перемещением трубопровода относительно опорных конструкций с помощью датчиков
перемещений.
Датчики вибраций регистрировали поведение трубопровода в продольном направлении на участке, где была
установлена новая демпфирующая система (рис. 14).
Специальные датчики перемещений, измеряющие
максимальные смещения конструкций, установили в
местах расположения демпфирующей системы, боковых направляющих и подвески.
Данные, полученные с помощью датчиков вибраций, подтвердили, что ударные силы сказываются на
результатах измерения вибрации, поскольку они приводят к возникновению высокочастотных колебаний
(шума). Диапазон частот колебаний для конструкции
составляет 4–6 Гц, в то время как частота шума, обу-
56
Демпфирующая система
Места
установки датчиков
Рис. 14. Местоположение датчиков вибраций и демпфирующей
системы
словленная ударом, может достигать 200 Гц; из этого
следует, что высокочастотные колебания не влияют на
перемещение конструкции.
Во время наблюдений было зафиксировано равномерное перемещение трубопровода в продольном
направлении с максимальным значением 12 мм. Наблюдения показали, что распространение возмущения гасится как в прямом, так и обратном направлении.
Демпфирующая система подвергалась динамическому
воздействию, которое передавалось на анкерную конструкцию; перемещение трубопровода, было компенсировано. Степень демпфирования также полностью
соответствовала прогнозу. Наблюдения за состоянием
трубопровода и опорных конструкций подтвердили,
что они остаются неповрежденными и сохраняют работоспособность.
После года эксплуатации демпфирующей системы
компания Dolphin Energy сообщила, что она работает
нормально.
ПОСЛЕДУЮЩИЕ ПРИМЕНЕНИЯ
Вторую демпфирующую систему успешно смонтировали на трубопроводной сети, установленной на
фундаменте факельной установки высокого давления
на третьей технологической линии СПГ-завода Ruwais
в Абу-Даби (ОАЭ).
Планируется установка демпфирующей системы
на трубопроводной сети из стеклопластиковых труб
на аммиачно-карбамидной установке с целью защиты
трубопровода и опорных конструкций от чрезмерных
динамических нагрузок, возникающих при гидравлических ударах в результате включения/выключения
насосов или отключения электроэнергии.
Рассматривается вопрос об установке еще одной
демпфирующей системы на 36-дюймовом трубопроводе
на насосной станции для нагнетания воды, на котором
применение аксиально-жестких демпферов привело к
появлению гидравлических ударов, которые представляли серьезную опасность для опорных конструкций.
Перевели Д. Баранаев, С. Сорокин
№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Документ
Категория
Наука и техника
Просмотров
81
Размер файла
3 058 Кб
Теги
европейской, обзор, технология, 274
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа