close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

878.Нефтегазовые технологии №1 2009

код для вставкиСкачать
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НЕФТЕ ГАЗОВЫЕ
®
С О Д Е Р Ж А Н И Е
Старейшие инновации России
СПОСОБ ЗАКРЕПЛЕНИЯ КОЛОНН
БУРОВЫХ ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫХ ТРУБ .................................... 2
Научно-технический журнал
Издается с 1979 г.
Рег. ПИ № 77-14588 от 07.02.03
Учредитель:
Издательство «Топливо и энергетика»
В.Ю. Красик Генеральный директор
Л.В. Горшкова Директор
Е.Ю. Смирнова Зам. директора по маркетингу
и распространению
Редакция:
Л.В. Федотова Главный редактор издательства
А.В. Романихин Главный редактор журнала
Н.В. Кутасова Научный редактор
Л.С. Борисова Редактор
Е.М. Сапожников Верстка
Е.В. Чичилов Верстка
Россия, 109 029, Москва, ул. Скотопрогонная, 29/1
Телефон (495) 670-7481
e-mail: art@ogt.su
e-mail: catalog_publ@mtu-net.ru
www.ogt.su
Gulf Publishing Company
Part of Euromoney Institutional Investor PLC.
Other energy group titles include:
World Oil®, Hydrocarbon Processing®
and Petroleum Economist
John D. «Rusty» Meador President/GEO
Alexandra Pruner Senior Vice President
Mark Peters Vice President
Houston Office:
Mailing Address: P.O. Box 2608
Houston, Texas 77252-2608,U.S.A.
Phone: +1 (713) 529-4301,
Fax: +1(713) 520-4433
www.worldoil.com
London Office:
P.O. Box 105
Baird House 15/17 St. Cross Street
London EC1N 8UW
Phone: +44 (0) 20 7831 5588,
Fax: +44 (0) 20 7831 4557
© 2009 by Gulf Publishing Co. All rights reserved.
© 2009 Издательство «Топливо и энергетика».
Перепечатка, все виды копирования и воспроизведения
публикуемых материалов возможны
только с письменного разрешения редакции.
Редакция оставляет за собой право
сокращения присылаемых материалов.
Мнение редакции не всегда совпадает
с мнением авторов материалов.
На первой странице обложки:
Перерабатывающий завод Cover Motiva компании Norco
(шт. Луизиана, США).
НЕФТЬ МИРА
WORLD OIL
ЧТО ПРОИСХОДИТ В НЕФТЯНОЙ
И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ .........................................10
Бурение
B. Simmons
ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ СКВАЖИН В СОЛЯНЫХ ПЛАСТАХ ...............14
D. Reum, J. Dahlem, J. Pollock
СОКРАЩЕНИЕ ВРЕМЕНИ БУРЕНИЯ БЛАГОДАРЯ
ЧЕТЫРЕХЛОПАСТНОМУ ДОЛОТУ .............................................20
Автоматизация и контроль
B. Karschnia
УЛУЧШЕНИЕ АВТОМАТИЗАЦИИ ПРОЦЕССОВ
С ПОМОЩЬЮ БЕСПРОВОДНОЙ ТЕХНИКИ ...............................25
N. Jalilova, A. Tautiyev, M. Strathman, S. Sama
ОПТИМИЗАЦИЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ
НА МЕСТОРОЖДЕНИИ АЗЕРИ .................................................27
Технологии RMOTC
M. E. Wassell, M. E. Cobern, V. Saheta,
A. Purwanto, M. Cepeda
АКТИВНЫЙ ДЕМПФЕР ВИБРАЦИЙ УЛУЧШАЕТ РАБОЧИЕ
ПОКАЗАТЕЛИ И УМЕНЬШАЕТ ЗАТРАТЫ НА БУРЕНИЕ .................32
Добыча
P. M. Collins, M. B. Dusseault, D. Dorscher, E. Kueber
ОПТИМИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА «ХОЛОДНОЙ»
ДОБЫЧИ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ ВМЕСТЕ С ПЕСКОМ ......................36
Обзор по Северной Америке
R. J. Mason
ПОВЫШЕНИЕ АКТИВНОСТИ БУРЕНИЯ ....................................46
D. M. Cohen
СНИЖЕНИЕ ДОБЫЧИ МЕТАНА ИЗ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ ...........49
K. Boughal
РАСШИРЕНИЕ МАСШТАБОВ РАЗРАБОТКИ
НЕТРАДИЦИОННЫХ РЕСУРСОВ ..............................................51
T. Marsh
СОСТОЯНИЕ СЕВЕРОАМЕРИКАНСКОГО РЫНКА
НАЗЕМНЫХ БУРОВЫХ УСТАНОВОК .........................................55
R. Curran, S. M. G. Hidalgon
АКТИВНОСТЬ БУРЕНИЯ В СЕВЕРНОЙ АМЕРИКЕ .......................59
ОТРАСЛЕВАЯ СТАТИСТИКА ...................................................64
ГЛУБОКОВОДНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
DEEPWATER TECHNOLOGY
S. T. Ellis, G. Siappas, Angus Colyer, R. F. Mitchell
ИССЛЕДОВАНИЕ НАДЕЖНОСТИ ПОДВОДНОЙ
ГИДРАВЛИЧЕСКОЙ ЛИНИИ УПРАВЛЕНИЯ ................................66
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
HYDROCARBON PROCESSING
КОРОТКО О РАЗНОМ.............................................................75
Переработка
S. Putek, D. Januszewski, E. Cavallo
ИНТЕГРАЦИЯ ГИДРООЧИСТКИ –
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ГИДРОКРЕКИНГА............................82
Разработка процессов
J. Holmgren, R. Marinangeli, P. Nair, D. Elliott, R. Bain
ПРОБЛЕМЫ ОБЛАГОРАЖИВАНИЯ ПИРОЛИЗНЫХ МАСЕЛ ..........88
J. A. Barsamian
ОПТИМИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА КОМПАУНДИРОВАНИЯ .................93
C. D. Roberts
ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА СУЛЬФИДИРОВАНИЯ
КАТАЛИЗАТОРОВ ГИДРООБРАБОТКИ.......................................95
Ротационное оборудование
N. Al-Otaibi, A.Alkhowaiter
МОДЕРНИЗАЦИЯ ПАРОВЫХ ТУРБИН .......................................97
ИНФОРМАЦИЯ О ПОДПИСКЕ НА ЖУРНАЛ ..............................103
Фото предоставлено Motiva и Emerson Process Management
Подписано в печать 01.01.2009. Формат 60х90/8. Бумага мелованная. Печать офсетная. Печ. л. 13. Общий тираж 2000 экз. Зак.
Отпечатано в ФГУП «ПИК ВИНИТИ». 140010, Россия, Люберцы, 10, Октябрьский пр-кт, 403
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
СТАРЕЙШИЕ ИННОВАЦИИ РОССИИ
УВАЖАЕМЫЕ ЧИТАТЕЛИ ЖУРНАЛА
«НЕФТЕГАЗОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ»!
Нашу рубрику «Новейшие мировые технологии в России и СНГ» в 2009 г. мы решили открыть с материалов «Старейшие инновации России», которые, мы надеемся, Вам понравятся. Мы хотели бы показать, как
развивалась Россия в сфере инноваций в прошлом, какие таланты до настоящего времени она всегда являла
миру и вбирала в себя весь лучший мировой опыт.
Мы уверены, что Вашим компаниям есть чем поделиться в сфере новых технологий, инноваций, изобретений, услуг, новых методик и продукции, поэтому мы приглашаем Вас к сотрудничеству в нашу рубрику,
где Вы можете разместить информационные, рекламные материалы о новейших технологиях, разработках
ВАШЕЙ компании с целью ознакомления и продвижения Вашей продукции, услуг на мировом рынке, включающем Россию, СНГ и Балтию. Ведь именно новые технологии, инновации, новые методы и услуги давали,
дают и, я уверена, дадут возможность выхода компаниям из реалий мирового экономического кризиса.
Мы подготавливаем специальные анти-кризисные информационные блоки по материалам нашего
журнала, а также журналов World Oil и Hydrocarbon Processing, которые Вы сможете приобрести в 2009 г.
Печатные материалы рубрики «Новейшие мировые технологии в России и СНГ» будут помещены
на сайте журнала «Нефтегазовые технологии» : www.ogt.su, который выходит на сайты журналов World Oil/
Нефть мира – 35 310 экз/мес в 2008 г. по BPA Worldwide, признанного лидера по размещению рекламного
материала на мировом нефте-газовом рынке: www.worldoil.com и Hydrocarbon Processing/Переработка углеводородов: www.HydrocarbonProcessing.com. Сайты этих журналов, включая сайт нашего единственного переводного журнала в России, соединяющего в себе оба элитных издания World Oil и Hydrocarbon Processing
(их русскоязычные версии), посещают более 150 000 специалистов ТЭК всего мира!
Материалы рубрики также планируются для внесения в базы данных основных НИИ нефтегазовой
отрасли России, СНГ, Торгово-промышленных палат, посольств зарубежных стран.
Ждем отзывов, информационных и рекламных материалов Ваших компаний!
С уважением,
и удачного Вам 2009 г.
Л. В. Федотова,
Главный редактор издательства
СТАРЫЕ РУССКИЕ МЕРЫ И ПЕРЕВОД ИХ В МЕТРИЧЕСКИЕ
Старые русские меры
Меры длины
Аршин = 16 вершкам =
28 дюймам
Верста = 500 саженям
Дюйм = 10 линиям
Линия = 10 точкам
Миля = 7 верстам
Сажень = 3 аршинам = 7 футам
Точка
Фут = 12 дюймам
Меры площади
Десятина = 2400 кв. саженям
Кв. аршин = 256 кв. вершкам =
784 кв. дюймам
Кв. верста = 250 000 кв. саженям
Кв. вершок
Кв. дюйм
Кв. сажень = 9 кв. аршинам =
49 кв. футам
Кв. фут = 144 кв. дюймам
Меры объема тела
Куб. аршин = 4096 куб. вершкам
Куб. вершок
Куб. дюйм = 1000 куб. линий
Куб. сажень = 27 куб. аршинам
Куб. фут = 1728 куб. дюймам
2
Метрические меры
0,7112 м
1,0668 км
25,4 мм
2,54 мм
7,4676 км
2,1336 м
254 мк
0,3048 м
1,0925 га
0,5058 м2
1,1381 км2
19,7580 см2
6,4516 см2
4,5522 м2
0,0929 м2
359,7287 дм3
87,8244 см3
16,3871 см3
9,7127 м3
28,3168 дм3
Старые русские меры
Метрические меры
Меры массы (веса)
Берковец = 10 пудам
Доля
Золотник = 96 долям
Лот = 3 золотникам
Пуд = 40 фунтам
Фунт = 32 лотам
1,63805 ц
44,43 мг
4,266 г
12,797 г
16,3805 кг
409,512 г
Меры объема сыпучих тел
Гарнец
Осьмина = 4 четверикам
Четверик = 8 гарнцам
Четверть = 2 осьминам =
8 четверикам = 64 гарнцам
Меры объема жидкостей
Бочка = 40 ведрам
Ведро = 4 четвертям = 10 штофам
Винная бутылка = 121/2 шкаликам =
1
/16 ведра
Водочная бутылка = 5 чаркам =
1
/20 ведра
Чарка = 2 шкаликам
Четверть = 5 водочным бутылкам
Штоф (кружка) = 2 водочным
бутылкам
Шкалик
№1 • январь 2009
3,2798 л
1,0495 гл
26,239 л
2,0991 гл
491,96 л
12,299 л
0,7687 л
0,615 л
122,99 мл
3,0748 л
1,2299 л
61,50 мл
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
СТАРЕЙШИЕ ИННОВАЦИИ РОССИИ
СПОСОБ ЗАКРЕПЛЕНИЯ КОЛОН
БУРОВЫХ ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫХ
ТРУБ
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
3
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
СТАРЕЙШИЕ ИННОВАЦИИ РОССИИ
4
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
СТАРЕЙШИЕ ИННОВАЦИИ РОССИИ
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
5
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
СТАРЕЙШИЕ ИННОВАЦИИ РОССИИ
6
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
СТАРЕЙШИЕ ИННОВАЦИИ РОССИИ
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
7
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
СТАРЕЙШИЕ ИННОВАЦИИ РОССИИ
8
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
WORLD OIL, Vol. 229, № 8, 9 – 2008
Publisher Ron Higgins
Bryan Simmons, BJ Services
CEMENTING ACROSS SALT FORMATIONS
EDITORIAL
Editor Perry A. Fischer
Drilling Engineering Editor Victor A. Schmidt
Production Engineering Editor David Michael Cohen
Engineering Editor Mark H. Tran
Technical Editor Krista Kuhl
Technical Editor Katrina Schulz
Contributing News Editor Henry D. Terrell
Contributing Editor Arthur Berman
Contributing Editor Leonard V. Parent
Contributing Editor Les Skinner
Contributing Editor, Washington John McCaughey
Contributing Editor, Middle East Dr. A. F. Alhajji
Contributing Editor, North Sea Dr. ∅ystein Noreng
Contributing Editor, FSU Jacques Sapir
Contributing Editor, Latin America Dayse Wertheim Labrantes
Contributing Editor, S. E. Asia Jeffrey M. Moore
Contributing Editor, LNG Saeid Mokhatab
Dave Reum, Williams Production RMT;
Jim Dahlem and Jay Pollock, Varel International
FOUR-BLADE BIT HELPS REDUCE DRILLING TIME
BY AS MUCH AS HALF
Bob Karschnia, Emerson Process Management
DOES WIRELESS IMPROVE PROCESS AUTOMATION?
Nigar Jalilova and Abekir Tautiyev, BP;
Mike Strathman and Sergi Sama, Aspen Technology
OPTIMIZING THE AZERI FIELD ASSET
Mark E. Wassell and Martin E. Cobern, APS Technology Inc.;
Vishal Saheta and Arifi n Purwanto, Smith International;
and Mandy Cepeda, Rocky Mountain Oilfield Testing Center
ACTIVE VIBRATION DAMPER IMPROVES PERFORMANCE
AND REDUCES DRILLING COSTS
Patrick M. Collins, Petroleum Geomechanics Inc., Calgary;
Maurice B. Dusseault, University of Waterloo, Ontario;
Darcy Dorscher and Ed Kueber, Nations Energy Company Ltd.
OPTIMIZING CHOPS OPERATIONS
Richard J. Mason, The Land Rig Newsletter
RISING DEMAND FOR DRILLING SERVICES
MEANS TIGHT LAND RIG MARKET
David Michael Cohen, Production Engineering Editor
COALBED METHANE EXPANSION STALLS
Katrina Boughal, Technical Editor WO
UNCONVENTIONAL PLAYS GROW IN NUMBER
AFTER BARNETT SHALE BLAZED THE WAY
Tom Marsh, ODS-Petrodata
NORTH AMERICAN OFFSHORE RIG MARKET
STABLE AT A LOWER RATE
Scot T. Ellis, George Siappas and Angus Colyer, Chevron;
and Robert F. Mitchell, Halliburton
SUBSEA HYDRAULIC CONTROL LINE RELIABILITY INVESTIGATED
MAGAZINE PRODUCTION +1 (713) 525-4633
Director–Production and Information Technology Sheryl Stone
Manager–Advertising Production Cheryl Willis
Assistant Manager–Editorial Production Amy Dodd
Assistant Manager–Editorial Production Chris Valdez
Artist/Illustrator David Weeks
ADVERTISING SALES
see Advertisers’ index
CIRCULATION +1 (713) 520-4440
Director–Circulation Linda K. Johnson
E-mail: circulation@gulfpub.com
EDITORIAL ADVISORY BOARD
Senior Editorial Advisor
Paul L. Kelly, Consultant, Rowan Companies Inc.
Editorial Advisors
William Donald (Donnie) Harris III, CEO,
Forrest A. Garb & Associates, Inc.
Alexander G. Kemp, Schlumberger Professor,
Petroleum Economics, University of Aberdeen
Dr. D. Nathan Meehan, President, CMG Petroleum Consulting Ltd.
Galen Cobb, Vice President, Industry Relations, Halliburton,
and Chairman, Petroleum Equipment Suppliers Association
Douglas C. Nester, COO, Prime Offshore L.L.C.
David A. Pursell, Research Principal,
Pickering Energy Partners, Inc.
Lawrence R. Dickerson, President and COO, Diamond Offshore
Drilling, Inc., and Chairman, National Ocean Industries Association
Robert E. (Bob) Warren, Vice President, Industry & Government
Affairs, Pride International, Inc.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Нефть мира
ЧТО ПРОИСХОДИТ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЕННОСТИ
K. H. Kuhl, научный редактор WO
РАТИФИКАЦИЯ БОЛГАРИЕЙ SOUTH STREAM
В конце июля 2008 г. Парламент Болгарии ратифицировал соглашение между Болгарией и Россией
о строительстве трубопровода South Stream. При заключении соглашения было оговорено, что 50 % активов будет принадлежать Болгарии, и 50 % активов
будет принадлежать России. По трубопроводу South
Stream будет осуществляться транспорт природного
газа из России в Италию. Трубопровод будет проложен из черноморского порта Новороссийск по территории Болгарии в Австрию и Италию. Затраты на
реализацию проекта составят 20 млрд долл.
ВОССТАНОВЛЕНИЕ ТРУБОПРОВОДА В НИГЕРИИ
По сообщению спикера компании Shell, восстановление поврежденного трубопровода, принадлежащего компании, происходит достаточно медленно. В конце июля 2008 г. трубопровод Nembe Greek
был поврежден в результате диверсии. С тех пор
идет борьба за ликвидацию повреждений. «Восстановительные работы продвигаются достаточно медленно, поскольку нас беспокоит проблема безопасности», - отметил спикер компании. В настоящее
время из-за повреждения трубопровода приостановлена транспортировка 40 тыс. брл/сут нефти. Государственная компания Нигерии National Petroleum
Corp. отмечает, что до диверсии добыча на месторождении легкой нефти Бонни составляла 175 тыс.
брл/сут. Министр нефтяной промышленности Нигерии О. Аджу-Могобиа отмечает, что «диверсии были
прекращены и добыча на месторождении частично
восстановлена, но представители Shell утверждают,
что работы по восстановлению трубопровода не завершены».
ВОЗОБНОВЛЕНИЕ РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ
В ИРАКЕ
В начале августа 2008 г. в Ираке вновь были возобновлены разведочные операции. По словам министра нефтяной промышленности страны А. Джихада, на участки, подлежащие исследованиям, уже
было завезено оборудование. По предварительным
данным доказанные запасы нефти Ирака составляют 115 млрд брл. Кроме того, министр отметил, что
набираются три группы высококвалифицированных
специалистов (геофизиков, геологов и инженеров)
для проведения операций с использованием современного оборудования.
EXXONMOBIL ИНВЕСТИРУЕТ РАЗРАБОТКУ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Компании ExxonMobil Australia и BHB Billiton инвестировали в разработку месторождения Таррам
1,1 млрд долл. Это месторождение со значительными запасами углеводородов расположено в басс.
Джипсленд на шельфе шт. Виктория. Басс. Джипсленд является совместным проектом Esso Australia
10
Resources Pty Ltd. (отделения ExxonMobil Australia) и
BHB Billiton, где каждая компания владеет 50 % активов. Перед этим компании инвестировали 1 млрд
долл. в разработку месторождения газа Киппер, расположенного в басс. Стрейт. По предварительным
данным доказанные запасы месторождения Таррам
составляют 1 трлн фут3 природного газа и 110 млн
брл нефти и конденсата. Как сообщил М. Нолан,
глава ExxonMobil Australia, запасов месторождения
Тарам хватит на обеспечение электроэнергией целого города с населением 1 млн чел. На протяжении
20 лет. «Разработка запасов басс. Стрейт также является достаточно перспективной, – отметил г-н Нолан. – По нашим оценкам запасы бассейна составляют 7 трлн фут3 природного газа».
ИНВЕСТИЦИИ ЧИЛИ В РАЗВЕДОЧНЫЕ
ОПЕРАЦИИ
Официальные источники Чили объявили об инвестировании государством 300 млн долл. в проведение
разведочных операций на нефть и природный газ на
протяжении следующих лет. Участок, на котором будет осуществляться разведка, расположен в регионе
Магелланова пролива. Нельсон Муньос, менеджер
операций, представитель компании National Petroleum Company отметил, что эти цифры составляют
примерно половину планируемой к инвестированию
суммы, которая будет вноситься на протяжении трех
лет проведения операций.
ДОГОВОР МЕЖДУ ЭКВАДОРОМ И КОМПАНИЕЙ
PETROBRAS
По сообщению министра нефтяной промышленности и природных ресурсов Г. Чирибога, правительство Эквадора и представитель компании Petrobras
заключили договор о сотрудничестве. В рамках договора компания Petrobras будет оказывать сервисные
услуги при разработке нефтяных запасов страны,
инвестировать проекты, реализовать программы повышения добычи и другие услуги. По условиям контракта операции будут проводиться на участке 18,
месторождении нефти Пало Азул. Совокупная добыча нефти на месторождении после реализации проекта составит 32 тыс. брл/сут.
ДОГОВОР МЕЖДУ ЭКВАДОРОМ И ВЕНЕСУЭЛОЙ
Эквадор и Венесуэла заключили 25-летний договор об образовании совместной компании с целью
симуляции и повышения добычи на месторождении
нефти Сача. «В настоящее время добыча составляет
40 тыс. брл/сут. В соответствии с условиями договора
планируется повысить добычу до 70 тыс. брл/сут.»,
– отметил официальный представитель компании
Petroecuador. В совместной компании Petroecuador
будет владеть 70%-ной долей активов. Государственная компания Венесуэлы PDVSA соответственно будет владеть 30%-ной долей активов. Месторождение
Сача расположено в амазонских джунглях. Доказанные запасы нефти составляют 480 млн брл.
№1 • январь 2009
10
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВОСТИ БУРЕНИЯ
L. Skinner, редактор-консультант WO
ВЫСОКИЕ ЦЕНЫ НА ЭНЕРГОРЕСУРСЫ
В настоящее время самой горячей темой для обсуждения являются цены на энергоресурсы. Ажиотаж подогревается постоянными докладами о
дефиците буровых установок, разведке новых горизонтов, статистических исследованиях и т.д. Многие
понимают, что эта тенденция не носит положительный характер, даже, несмотря на повышение цен и
высокую активность нефтегазовых компаний.
Однако следствием повышения цен стало снижение спроса на энергоресурсы. А следствием этого
может стать снижение цен. Более того, чем быстрее
будут расти цены на нефть, тем быстрее начнется их
снижение. Можно сказать, что рынок существует.
Исследователи Канады представили интересные результаты – в течение 100-дневного периода цены повышались от 17 до 23 раз. Как я уже упоминал, достигнув
пикового показателя, цены стали постепенно снижаться.
Я также провел некоторые исследования и сделал
следующие выводы. Покупатели стараются найти
бензоколонку с минимальной ценой на топливо. Отсюда следует, что владельцы бензоколонок, снижающие розничные цены на один – два цента имеют
большую прибыль, чем продавцы, увеличивающие
розничную стоимость топлива. Соответственно, чтобы иметь большую прибыль, владельцам бензоколонок следует снижать розничные цены. Однако следует
заметить, что владельцы бензоколонок не допускают,
чтобы розничные цены на топливо приравнивались
или опускались ниже оптовых. Как правило, они лучше аналитиков предугадывают колебание цен и прогнозируют затраты на покупку топлива у оптовиков.
Без прогнозирования динамики изменения оптовых
цен розничные продавцы могут разориться. При этом
важную роль играет конкурентоспособность.
Большая часть розничных продавцов в Хьюстоне
занимается продажей табака и пива и, в редких случаях, топлива. Некоторые розничные продавцы уже
занимались продажей топлива и потерпели неудачу. В
настоящее время в связи с развитием топливного рынка и повышением цен на углеводороды, они вновь возвращаются к мысли о топливном бизнесе. Однако это,
как я уже упоминал, связано с некоторыми проблемами, в частности, сокращением спроса на топливо.
Если вы помните, после ураганов Катрина и Рита цены на углеводороды подскочили. В то время це-
ны на углеводороды повысились до 3–4 цент/галл.
В настоящее время, когда мы все встревожены
повышением цен, этот показатель составляет 1–
2 цент/галл.
Отсюда можно сделать вывод, что нельзя во всем
винить оптовых продавцов. Нельзя забывать о том,
что существует еще одна проблема – затраты на
топливо для буровых установок также возросли. Во
многих регионах стоимость дизельного топлива превышает стоимость бензина. Особенно это касается
регионов, в которых активно осуществляется разработка месторождений. Кроме того, следует учитывать повышение спроса на дизельное топливо.
А что вы думаете об авиационном топливе? К сожалению, вертолеты все еще не могут летать без топлива, а авиационное топливо, отнюдь, не дешево.
Общественность понимает, что мы покупаем топливо, и будет покупать его в будущем. Мы подписываем контракты с оптовыми поставщиками. Оптовая
цена складывается из затрат на добычу, хранение,
транспортировку и переработку углеводородов. При
этом надо учитывать заработную плату, медицинское обслуживание, питание и проживание рабочих
на буровой. Все эти факторы складываются в значительную сумму.
Что бы не происходило, и как бы не изменялись
тенденции, если спрос на топливо будет падать, цены
также снизятся. Это логично. Цены на дизельное топливо также будут снижаться. Кто захочет покупать
дизельное топливо по цене 4 долл/галл?
Остается надеяться, что цены на аренду и техническое обслуживание буровых установок также снизятся. Техническое обслуживание представляет основную
статью расходов, которую следовало бы сократить.
Я надеюсь, что цены на сырую нефть вскоре
стабилизируются и о цене на дизельное топливо
4 долл/галл мы никогда больше не услышим.
Перевел Д. Баранаев
L. Skinner (Л. Скиннер), редактор консультант
WO. После окончания техасского университета
получил диплом инженера-химика. В нефтяной
отрасли работает свыше 32 лет. М-р Скиннер занимается вопросами модернизации технологий
бурения и управления скважиной. За время работы м-р Скиннер сотрудничал с рядом независимых
компаний. Связаться с м-ром Скиннером можно
по адресу: lskinner@sbcglobal.net.
КОММЕНТАРИЙ РЕДАКТОРА
P. Fisher, редактор WO
Wall Street Journal в июле напечатал статью, которая вызвала вспышки гнева и разногласия, особенно
среди общественных групп, которые обычно относятся к этому журналу как к Евангелие. Статья была
простым анализом перемен, выполненным наблюдателями различных фьючерсных бирж в сравнении.
№1 • январь 2009
Результаты подтвердили, что в 2000 г. 37 % продавцов были биржевиками, а 63 % – не биржевиками,
а физическими лицами. К 2008 г., биржевики заняли
71 % рынка. Они использовали данные американской
Комиссии по срочной биржевой торговле.
На заседании Комиссии по срочной биржевой
торговле (товарный надзорный орган) отмечали, что
работа над решением проблем измерения ведется,
11
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
более того, некоторые изменения уже можно произвести. Определение биржевиков – спорный вопрос (Комиссией по срочной биржевой торговле они
определены как не коммерческие). Практически все
Индексные Биржевики в настоящее время используют средство, называемое «сделка», которое позволяет биржевику обойти размерные лимиты Комиссии
по срочной биржевой торговле. Если вы хотите приобрести 400 млн долл. в нефтяных фьючерсах, что в
значительной степени превышает данные лимиты,
вы просто входите в базу данных «сделки».
Большинство инвесторов являются Индексными
Биржевиками, ни один из которых не имеет возможности приобрести хотя бы один баррель чего-либо.
Фонды в этих индексных торгах поднялись с 13 млрд
долл. в 2003 г. до 260 млрд долл. к марту 2008 г. (рост
составил) 1900 %.
Чтобы доказать, что биржевая торговля не играет роли с точки зрения цен на товары или нефть,
те, кто обладает очевидной идеологией – банкиры,
брокеры, продавцы - используют скрытую часть
чтобы доказать, что не происходит никакого повышения продаж (те графики, которые в течение декады в основном двигаются горизонтально и затем
вдруг неожиданно ползут вверх). Мерил Линч написала прекрасное письмо редактора, где говорится,
что биржевиков нельзя обвинять из-за того, что отношение части производных товаров ко всем OTCфинансовым производным составляет всего лишь
1,8 %. Это похоже на спор, что население мира не
увеличивалось благодаря более высокому деторождению, так как отношение числа мужчин к числу
женщин составляет 50:50.
Торговый оборот, основанный на данных Межконтинентальной биржи Атланты, Американской
фирмы, работающей под началом Англии, увеличился втрое с 2005 до 2008 гг., представляя 47 % глобальных продаж нефтяных фьючерсов – на самом
деле, опасность заключается в том, что любая попытка изменить правила обернется тем, что биржевики
займут большую часть их оффшорного бизнеса на
Нью-йоркской товарной бирже энергоносителей.
(Стоит отметить жесткую конкуренцию между НьюЙорком и Лондоном, чтобы понять, что Лондон может сместить Нью-йоркскую товарную биржу энергоносителей как лидера нефтяных продаж).
По настоящему удивительный факт заключается
в том, что те, кто говорит о невероятно высоких ценах на товары, ничего не могут сделать с биржевиками – все это обеспечивает и восполняет основные
принципы – должны логически говорить, что откат
к прежним правилам торговли, например, в 1999 г.,
не будет иметь эффекта, даже если это и «перевод
стрелок» – это была бы чрезмерно пустая трата времени. До сих пор угроза любого отката пробуждает
оттенки недовольства и крики тех, кто получил выгоду от последних огромных скачков вверх торгового
оборота и денежных потоков (даже в Комиссии по
срочной биржевой торговле). Это похоже на то, как
если бы любая попытка восстановить торговлю до
2000 г. закончилась бы провалом. И такое поведение
может сделать кого-либо скептиком.
12
Чем быть замешанным в споре о том, как оценивать биржевиков, я только скажу, что рынок драматически поменялся. Кто бы мог с этим поспорить?
В течение последних пяти лет произошло увеличение
вложений капиталов в товарные фьючерсы на 2000 %,
и до сих пор продолжает расти – на 1 млрд долл.
В начале июля главный экономист Дэвид Висс отметил, что спекуляция способствует увеличению цен
на нефтяные фьючерсы. Чарльз Бидерман, сообщил,
что повышение маргинальных требований до 25 %
станет результатом падения цен на нефть на 50 %. Изменения в законах о товарах, введенные Конгрессом,
могли:
• устранить льготы Комиссии по срочной биржевой торговле для банков по спекулятивным лимитам в транзакционных сделках и требовать
отчет по всем позициям, которые отмечаются
во всех обменах;
• устранить все пробелы Энронского/Лондонского «черного ящика»;
• увеличить границу от текущих 7–8 %;
• предотвратить аннулирование Акта, который
устанавливал запрет на совмещение одним банком функций коммерческого и инвестиционного 1999 г. (act Glass – Steagall) который на
протяжении 66 лет мудро контролировал и стабилизировал все сделки.
Поймите, что это те же самые мошенники, которые продавали миллиарды в купюрах и затем, пока
еще чернила не успевали высохнуть, упаковывали
и продавали их как «обеспечение безопасности» по
всему миру, где они до сих пор находятся в банках,
в таких местах, как Лихтенштейн. Когда они поняли,
что их дело идет своим чередом, и они больше не могут уклоняться от уплаты, они стали переводить свои
деньги на фьючерсные рынки. А куда же еще? Вы
думаете, на эти рынки попали эти миллиарды долларов? Как бы не так! Они испарились.
Однако эти «сделки» больше заключаться не будут. Мы можем оглядываться назад и видеть горы в
нефтяных сделках, исторических ценах и других товарах. Но это будет не симметричный пик – правый
склон горы будет круче, чем левый. Различные эксперты – президент компании Shell, исполнительный президент ExxonMobil, менеджеры фондов и
многие другие считают, что новая подходящая цена
от 50 до 80 долл., дает развиваться ценам и влияет на
ослабление доллара.
Республиканцы в Конгрессе говорят, что они хотят открыть морские участки, на которых бурение
сейчас запрещено, на усмотрение отдельных штатов.
Президент Буш 7,5 лет обдумывал это решение.
Но, если смотреть на вещи реально, Вашингтон,
Орегон и внешний восточный континентальный
шельф не очень перспективны с точки зрения разработки на нефть, и я был бы удивлен, если бы нефтяные компании оценивали бы эти разрешения
на бурение высоко. Это не касается Калифорнии и
Флориды, жители которых, вероятнее всего никогда
не проголосуют за разрешение на морское бурение.
Итак, на самом деле, это символическая политическая демонстрация.
№1 • январь 2009
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Смогут ли демократы в Конгрессе изменить правила торговли и энергетическое законодательство?
Допустят ли они бурение в заповедниках Аляски хотя
бы на 0,01 %? Нет. Поднимут ли они границу фьючеросв? Будут требовать лимиты на «сделки»? Заново
разделять банки и брокеров? Нет. Они знают, что их
кормят руки. Они будут следить за ситуацией, и не
принимать серьезных решений, например, частично
закроют Энронскую лазейку или будут требовать от
биржевиков заполнения новых форм. Но они будут
делать это с большим неистовством.
Конгресс потратит 2000 млрд долл. на войну выбора, 90 млрд долл. на этаноловые взятки, 300 млрд долл.
для того, чтобы поручиться за банки-мошенников,
согласно доктрине, по которой они «слишком крупные, чтобы позволить себе упасть», и всего лишь
5 млрд долл. потратятся напрямую на энергетическую программу.
Большое число общественных групп (в основном
играющие на телевидение) говорят, что увеличение
цены на нефть вчетверо произошло просто вследствие требования превысить запасы, не предложив
никаких подходящих решений
На последнем саммите ОПЕК я был на Арабском
телевидении, где меня спросили о причине, по которой цены на нефть настолько высоки. Я сказал, что
Саудовская Аравия также отчасти влияет на этот
факт, тем, что у нее есть свободная возможность
протестовать.
Что это означает? Это могло бы обозначить, что
высокие цены на нефть способствуют повышению
поставок и сокращению спроса. Или это могло бы
обозначать, что ОПЕК (например, Саудовская Аравия) может легко контролировать цены во время
балансирования. Но если я подниму 12-месячную
планку на 3 месяца раньше, я получаю практически
обратную картину. Тем не менее, если вы строите
график мирового спроса на нефть, это будет выглядеть, как другая «сделка», только наоборот. При этом
существует причина для беспокойства, с тех пор,
как два основных производящих региона – Северное Море и Мексика, оказались на пике производ-
ства, которые находятся в так называемой пропасти
(6–9 %).
Странная вещь, которая может разрушить это
прогноз – правительства начинают пересматривать
свои этаноловые субсидии. В США, Кэй Бэйлей Хатчисон и Нэнси Пелоси – лидеры республиканцев и
демократов – недавно оба одновременно сказали,
что массивная этаноловая субсидия может иметь
следствием «непреднамеренные последствия». Почему эта субсидия в международные перевозки закончилась? Мировое производство этанола составляет более 1 млн брл. Даже после компенсации его
содержания на 1/3, вырабатывается 2 млн брл хорошего сырья. Проще говоря, мы стали зависимы от
этанолового снабжения.
Существуют еще три причины, почему нефтяные
цены остаются высокими.
1. Драматические перемены на товарных рынках,
ставшие следствием изменений в законах и правилах, которыми они оперируют.
2. Пиковый страх (страх – не есть актуальное
снижение).
3. Спад курса доллара.
Я твердо уверен, что экономика имеет много общего с судьбой. А судьба в настоящем правительстве
США с годами сходит «на нет». Это выражение нашего статуса на мировой сцене, так же, как и слабый
доллар. Но подходящие выборы президента поменяют все, и не будет иметь значения, какой из кандидатов выиграет – они оба лидеры.
«Иногда я удивляюсь, правда ли что Земля управляется умными людьми или имбицилами, которые на
самом деле имеют это в виду». Марк Твен.
Связаться с редактором WO Victor Schmidt (В. Шмидтом) можно по адресу: schmidtv@worldoil.com.s
Перевела Л. Койфман
Редакции журнала
«НЕФТЕГАЗОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ»
т р е б у ю т с я:
•переводчики – специалисты в области добычи, бурения, геологии, геофизики,
нефтепереработки, нефтехимии, владеющие английским языком;
•научный редактор – специалист в области переработки углеводородов,
нефтехимии (Москва, Московская обл.).
Телефон: (495) 670-74-81, e-mail: art@ogt.su
№1 • январь 2009
13
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ СКВАЖИН
В СОЛЯНЫХ ПЛАСТАХ
B. Simmons, BJ Services
Применение цементных растворов с низким или высоким содержанием соли снижает риски при
проходке соляных пластов
В регионе Мексиканского залива расположены
крупнейшие в мире из известных на сегодняший
день (рис. 1)отложения соли [1]. Почти 60 % из них
пока не исследованы. Исследованные в Мексиканском заливе районы (рис. 2) простираются от площади Юинг Бэнкс до площади Миссисипи Кэньон [2].
Кроме того, в 27 штатах США и Канаде имеется более 400 подземных соляных каверн-хранилищ (рис. 3
и 4), способных вместить более 3 трлн фут3 газа [3,4].
В условиях сокращения запасов нефти значение этих
соляных структур существенно возросло. В статье
[2], посвященной разведке подсолевых формаций в
Мексиканском заливе, приводится объяснение целенаправленного интереса отрасли к этим формациям.
«На протяжении 45 лет разведочное и эксплуатационное бурение в Мексиканском заливе прекращалось,
если на намеченных глубинах встречалась соль. Затем в 80-е годы на глубинах более 1000 фут (1 фут =
0,3048 м) ниже соляных покровов были обнаружены
качественные породы-коллекторы, не открытые ра-
нее. С тех пор компании, вдохновленные богатыми
открытиями и вооруженные усовершенствованными
методами сбора и обработки сейсмических данных,
вкладывают миллионы долларов в разведку перспективных подсолевых горизонтов».
Разрушение цементного кольца, происходит ли
оно в нефтяной скважине или в скважине газового хранилища, увеличивает расходы и снижает
стоимость активов. Нарушение целостности цементого кольца приводит к потере запасов газа,
небезопасной эксплуатации, преждевременному
поступлению воды, дополнительным расходам на
назапланированные ремонтные работы или закрытию скважин для выполнения требований веСкважины, пробуренные в 1990–2008 гг.
Скважины, пробуренные в 1980–1989 гг.
Скважины, пробуренные в 1980–1989 гг.
Пелтекс
Луизиана
Новый
Орлеан
Лейк
Вашингтон
I
II
Бей Маршанд
.$
.$
44
7 4.*
.$
4.*
7
45
8$
4.* &*
&8#
45
4.*
7
&* 44
)*"
&#
4.*44 4445
7
(# (#44
($
($ ($
(#
(#($
III
Милли
Рис. 1. Области распространения подсолевых отложений в мире
Истощенные коллекторы
Соляные каверны
Водоносные горизонты
Рис. 3. Соляные каверны
14
IV
Рис. 2. Местоположение подсолевых скважин в Мексиканском
заливе:
I. Преобладает вертикальное движение соли. II. Более глубоководные районы: преобладает горизонтальное и вторичное вертикальное движение соли. III. Менее глубоководные районы: преобладает
горизонтальное и вторичное вертикальное движение соли. IV. Преобладает первичное горизонтальное движение соли
Пластовые соляные отложения
Бассейн соляных куполов
Рис. 4. Соляные каверны в США
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
домственных нормативных актов. В статье рассматриваются вопросы цементирования скважин в
соляных интервалах и приводятся соображения, по
которым следует или не следует использовать соль
при подборе наиболее подходящей рецептуры цементного раствора.
КЛЮЧЕВЫЕ
ПАРАМЕТРЫ
При цементировании скважины в соляном интервале необходимо провести оценку нескольких параметров. Немаловажное значение имеет определение
типа соли. Является ли она галитом, ангидритом, бишофитом или карналлитом? Считается, что в Мексиканском заливе большая часть соляных формаций
(примерно на 97 %) представлена чистым галитом [5].
Необходимо также определиться с рецептурой системы бурового раствора (на углеводородной основе,
на водной основе, синтетический, соленасыщенный и
т.д.). Растворение пластовой соли в процессе бурения
можно предотвратить, применяя сильно насыщенный солью буровой раствор на вод-ной или углеводородной основе. При использовании сильно насыщенного солью бурового раствора на водной основе
расширение ствола скважины не происходит, если в
процессе циркуляции его постоянно подогревают для
поддержания насыщенности [6]. Применение бурового раствора на углеводородной основе также может
предотвратить расширение ствола, однако при этом,
вероятно, возрастет время проработки (калибровки)
ствола и произойдет незначительный прихват труб в
образующейся скважине номинального диаметра. В
таких случаях для освобождения прихваченных труб
прибегают к закачке порций пресной воды [5].
Другими факторами, требующими рассмотрения,
являются профили температуры и давления в стволе
скважины. Точное значение забойной статической
температуры необходимо при планировании испытания цемента. Низкие температуры в глубоководных скважинах и высокие температуры в «горячих»
скважинах приводят к изменению свойств цементного раствора, реологических характеристик и его
способности выполнять свои функции в этих условиях. Диаграммы термометрии по соседним скважинам существенно упрощают определение забойной
статической температуры. Программные средства
позволяют определить забойную динамическую температуру, необходимую для испытания цемента. Информация о забойном давлении в скважине, градиенте давления гидроразрыва пласта, поровом давлении
имеет немаловажное значение при моделировании
поведения цементного раствора в стволе скважины. Программные средства позволяют также моделировать режим течения, продолжительность размещения цемента, вытеснение бурового раствора,
градиент давления гидроразрыва пласта, расстояние
между центраторами и давление в лифтовой колонне при цементировании скважины. Точные значения
порового давления и давления гидроразрыва пласта
необходимы для правильного моделирования поведения цементного раствора в стволе скважины перед
проведением операции.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
Еще одним важным фактором является назначение обсадной колонны. Намеченная обсадная колонна
и вмещающие породы определяют тип цемента и добавок, необходимых для качественной изоляции кольцевого пространства. В некоторых случаях, возможно,
потребуется использовать цементный раствор с подавлением миграции газа для предупреждения возникновения в будущем каких бы то ни было проблем
с давлением за обсадной колонной. Наличие хвостовиков потребует использовать другую программу испытания цемента, обеспечивающую установку пакера
хвостовика и изменение направления вытеснения излишка цемента выше пакера хвостовика.
Необходимо оценить назначение цемента: будет
ли это изоляция водоносных горизонтов, предотвращение миграции газа или изоляция кольцевого
пространства? Чтобы минимизировать перемещение соли, необходимо подбирать цементные растворы с более коротким сроком развития предельного
статического напряжения сдвига и быстрым развитием прочности на сжатие, что надежно остановит медленное перемещение соли. Это приводит к
необходимости использовать различные добавки к
цементу для борьбы с газом, увеличения прочности
на сжатие и придания цементу способности расширяться, а также соль в различной концентрации
для совместимости цементного раствора с пластом.
Главное назначение цементного кольца – снизить
опасность сосредоточенного нагружения обсадной
колонны и обеспечить целостность ее башмака для
того, чтобы как можно быстрее продолжить углубление скважины [7].
РАСТВОРЕНИЕ
ПЛАСТОВОЙ СОЛИ
После оценки основных факторов необходимо
изучить влияние гидродинамики цементного раствора и его химическое воздействие на соляной пласт.
В процессе цементирования скважины в соляном
интервале обычно происходит растворение соли, то
есть ее вымывание из соляного пласта. Отбор пластовых образцов помогает определить химическую активность соли по отношению к цементу. Количество
растворенной пластовой соли зависит от количества
соли в цементном растворе, реологических свойств
раствора и скорости нагнетания.
Из этих трех факторов наибольшее значение имеет скорость нагнетания. При структурном режиме
течения соль растворяется меньше, чем при ламинарном режиме, а при ламинарном и турбулентом режиме течения растворяется достаточное количество
соли для увеличения конечной ее концентрации до
значений более 5 % в зависимости от скорости течения в кольцевом пространстве и длительности воздействия. При структурном режиме течения и обычной
длительности воздействия получается цементный
раствор с концентрацией соли 3–5 % [8]. Нагнетание цементного раствора при ламинарном или турбулентном режиме течения приводит к значительному
увеличению скорости растворения соли [9].
Необходимо отметить, что растворение пластовой соли может происходить даже после оконча15
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
тельного схватывания цемента путем обмена ионами
между фильтратом цементного раствора и соляным
пластом. Изучение явлений, происходящих при растворении соли, является первым шагом при подборе
оптимального состава цемента. Растворение пластовой соли приводит к нежелательным эффектам, в том
числе образованию микрокольцевого пространства
между цементом и пластом, изменению реологических свойств цементного раствора, объемной усадке цемента, расширению необсаженного интервала
ствола и нежелательным реакциям с некоторыми добавками цемента.
Ключевым фактором к пониманию процессов,
происходящих при цементировании, является скорость смыкания ствола скважины соляным пластом
(bore hole closure rate – BHCR). Движение соляного пласта обусловлено, главным образом, разностью температур и напряжений. По имеющимся
данным, при бурении в массивных соляных формациях значение BHCR может превышать 0,5” за
12 ч [7]. Поскольку при затвердевании цемента в
нем уменьшается гидростатическое давление, соль
перемещается в направлении ствола. Если значение
BHCR достаточно велико, то микрокольцевое пространство, образовавшееся в результате растворения соли, может закрыться пластом, и в этом случае
можно применять цемент с низким содержанием
соли. Закрытие микрокольцевого пространства не
происходит мгновенно, поэтому при наличии газа
следует проявлять осторожность. Если есть проблемы с миграцией газа, следует использовать соленасыщенный цементный раствор с подавлением газа. Если величина BHCR не столь велика, для
предотвращения образования микрокольцевого
пространства следует применять соленасыщенный
цементный раствор. Необходимо отличать BHCR от
скорости ползучести соли. В Мексиканском заливе она составляет в среднем 2,5–3” в год [7]. Еще
одним существенным фактором является кольцевой зазор между обсадной колонной и стенкой
ствола скважины. Для эффективного размещения
цемента оптимальное его значение должно составлять 1,5” [10].
ПОДБОР
РЕЦЕПТУРЫ ЦЕМЕНТА
После изучения явлений в стволе скважины и
определения гидродинамики приступают к подбору
рецептуры цемента. При выборе концентрации соли
в цементе необходимо учитывать несколько факторов. Хотя высокая концентрация соли способствует
предотвращению растворения пластовой соли или
замедлению скорости ее растворения, другие факторы помогут установить, является ли высокая концентрация соли оптимальным выбором [9]. Основные преимущества, связанные с использованием
соленасыщенных цементных растворов включают
повышенное сцепление с соляными пластами, повышенную стойкость к химическому воздействию,
пониженную склонность к миграции газа в процессе схватывания и меньшее растворение пластовой
соли.
16
Основные недостатки, связанные с использованием соленасыщенных цементных растворов включают
замедление схватывания цемента в связи с наличием
соли и длительное время ожидания затвердевания цемента, пониженная прочность на сжатие в связи с наличием соли, явления ионообмена, объемная усадка
цемента, снижение эффективности действия добавок (особенно понизителей водоотдачи) и проблемы,
касающиеся регулирования реологических свойств
цементных растворов.
Были выполнены исследования по определению
замедляющего эффекта растворения соли в цементном растворе. Результаты говорят о том, что соленасыщенные цементы в целом требуют большего
времени нагнетания и характеризуются более медленным развитием прочности на сжатие [7]. Вместе
с тем, цементные растворы с низким содержанием
соли, находившиеся в условиях растворения пластовой соли при их размещении в стволе скважины, не становятся хуже из-за эффектов замедления
[11]. Лабораторные исследования показывают, что
цементные растворы, не содержащие соли, можно
разместить в соляных интервалах скважин. При
этом окончательная концентрация соли в них в результате растворения пластовой соли не превышает 10 %. При скорости растворения соли, характерной для структурного режима течения, получается
цементный раствор с концентрацией соли 3–5 %,
зависящей от продолжительности воздействия
[8]. Скорость растворения соли при ламинарном
и турбулентном режиме течения может привести
к увеличению концентрации соли на 5 % и более,
что зависит от продолжительности воздействия.
При использовании цементного раствора с низким
содержанием соли (3–5 % KCl) общее содержание
соли в нем укладывается в нейтральный интервал
с учетом добавления 3–5 % пластовой соли. Важно помнить, что низкая концентрация соли, как
правило, ускоряет схватывание цемента. При использовании чистого цементного раствора в соляном интервале следует соблюдать осторожность,
поскольку увеличение солености на 3–5 % за счет
растворения пластовой соли может ускорять схватывание цемента.
Многие исследователи очень подробно изучали
влияние соли на развитие прочности на сжатие.
Общая точка зрения такова, что соленасыщенным
цементам требуется больше времени для развития
прочности на сжатие. С другой стороны, цементные
растворы с низким содержанием соли быстрее набирают прочность на сжатие. Такая характеристика обычно требуется для защиты обсадной колонны
от течения пластичной соли. Необходимо отметить,
что определяющим фактором является быстрое
развитие прочности на сжатие, а не ее высокое значение. Исследования развития прочности на сжатие показали, что цементные системы становятся
более гибкими и пластичными за счет уменьшения
прочности на сжатие. Более быстрое развитие прочности на сжатие приводит к образованию цемента
более хрупкого и подверженного растрескиванию и появлению микрокольцевого пространства.
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
Рис. 5. Цемент, выдержавший испытание на протяжении срока эксплуатации скважины
Рис. 6. Цемент, не прошедший испытание на протяжении срока эксплуатации скважины
Цементы с высоким значением модуля Юнга более
подвержены разрушению, вызываемому изменением давления и температуры [12]. Собрав информацию о значениях модуля Юнга и коэффициента
Пуассона и введя их в программу, можно просчи-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
тать модель, показывающую устойчивость цемента
во времени (рис. 5 и 6). Основная задача – подобрать цемент с небольшим значением модуля Юнга
(около 1,029), высоким коэффициентом Пуассона
(не менее 0,205), хорошей прочностью на растяже17
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
Таблица 1. Операции и события, происходящие на протяжении
срока эксплуатации скважины
Операции/события
Основные изменения
Уменьшение объема гидратации цемента
Опрессовка
Заканчивание скважины
Гидроразрыв пласта
Добыча углеводородов
Нагнетание флюидов
Движение пласта
Перфорирование
Последующее бурение
Усадка цемента
Раздувание колонны
Давление и температура
Давление и температура
Давление и температура
Снижение температуры
Сжатие/оседание
Взрывная ударная волна
Вибрационная ударная волна
ние (300–350 фунт/дюйм2) и хорошей прочностью
на сжатие (2500–3500 фунт/дюйм2).
Еще одним существенным фактором является обмен ионами кальция и магния, встречаемыми в рассолах, сопутствующих некоторым соляным интервалам.
Выяснилось, что это явление вызывает интенсивное
гелеобразование и длительное химическое воздействие со стороны ионов магния, что активизирует
разрушение цемента [11]. Ангидриты магния широко
распространены в Западном Техасе. Что же касается
побережья Мексиканского залива, то исследования
показали, что встречаемая здесь соль представляет
собой очень чистый (на 97 %) галит, который не вызывает проблем с ионообменом, более распространенным в других формациях.
В нефтяных скважинах происходит определенное
уменьшение гидратации цемента. «Усадка» цемента
объясняется тем, что объем, занимаемый исходным
цементом и водой, превышает объем, занимаемый
затвердевшим цементом и оставшейся водой. Цементы со средним или высоким содержанием соли
ведут себя при давлении и температуре иначе, чем
цементы, не содержащие соли. Соленасыщенные
цементы имеют то преимущество, что соль входит в
состав фильтрата цементного раствора. По мере того
как под действием окружающей нагрузки цемент
теряет воду, кристаллики соли занимают в цементе
больше места, чем они занимали в растворе. Процесс
кристаллизации соли снижаем усадку, в некоторых
случаях может приводить к объемному расширению
цемента. На этот процесс влияет температурная зависимость растворимости соли в фильтрате цементного раствора. Без окружающей нагрузки и воды
пониженной минерализации, с которой происходит
ионообмен, в цементе развились бы такие большие
напряжения, что с течением времени он бы разрушился изнутри. Если расширение цемента за счет
кристаллов соли не способствует закрытию микрокольцевого пространства, то усадку цемента можно
«свести на нет» введением добавок, способствующих
постгидратационному расширению. Уменьшение
гидратации цемента обычно составляет около 4 % от
объема цемента [12].
На протяжении срока эксплуатации скважины цемент подвергается различным воздействиям
(табл. 1) [12]. Экстремальные эксплуатационные
условия, которые возникают в скважинах газовых хранилищ и газодобывающих скважинах, могут вызывать разрушение цементного кольца, что
18
Таблица 2. Свойства, которыми должен обладать цемент в краткосрочной и долгосрочной перспективе
Краткосрочная перспектива:
цементный раствор
Долгосрочная перспектива:
цементное кольцо
Совместимость с пластом
Температурно стабильное при давлении и температуре в скважине
Необходимая плотность
Стойкость к химических реагентам
Поддающийся смешиванию
Способность выдерживать напряна поверхности
жения при проведении различных
операций в скважине
Несхватывающийся при статических Обеспечивать разобщение
и динамических условиях
интервалов на протяжение срока
эксплуатации скважины
Необходимое время загустевания
Необходимая водоотдача
Необходимое развитие прочности
Полное размещение в кольцевом
пространстве
Устойчивость к притоку флюидов
или миграции газа
приводит к миграции флюидов по кольцевому пространству. Разрушение цемента при эксплуатации
скважины проявляется в виде потери сцепления с
обсадной колонной, растрескивания и пластической деформации. Наиболее часто причинами разрушения цементного кольца являются напряжения,
обусловленные изменением давления и температуры, и неизбежные при эксплуатации скважины.
Это подчеркивает необходимость (при подборе рецептуры цемента) проработки вопроса о его свойствах на краткосрочную и долгосрочную перспективу (табл. 2) [12].
Разрушение цементного кольца влечет за собой
постоянные проблемы с давлением за обсадной колонной. Чтобы снизить опасность разрушения цемента, он должен обладать необходимыми характеристиками, как в краткосрочной, так и в долгосрочной
перспективе при изменении давления и температуры
в стволе скважины.
ВЫВОДЫ
Назначение цементного кольца в соляных пластах
– снизить опасность сосредоточенного нагружения
обсадной колонны и обеспечить целостность башмака для того, чтобы как можно быстрее продолжить
углубление скважины.
Увеличение прочности цемента на сжатие имеет первостепенное значение в пластах, содержащих
пластичные соли. Движение пластичной соли приводит к сосредоточенному нагружению обсадной
колонны или ее смятию. Чтобы свести к минимуму
вероятность такого события, необходимо подбирать
цементный раствор с более коротким сроком развития предельного статического напряжения сдвига и
быстрым развитием прочности на сжатие, что предотвратит перемещение соляного пласта.
При продвижении цементного раствора происходит растворение пластовой соли, что приводит к
размыванию ствола скважины. Цементные растворы с небольшим содержанием соли (5 %) и улучшенными реологическими свойствами, нагнетаемые
при структурном режиме течения, способствуют
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
уменьшению объема соли, растворяемой цементным раствором при его размещении в кольцевом
пространстве.
Загрязнение цементного раствора пластовой солью в меньшей степени влияет на замедление схватывания цемента, чем использование цементного
раствора, приготовленного с добавлением соли.
Следовательно, если соль растворяется в цементном
растворе на более поздней стадии, влияние соли на
замедление схватывания значительно уменьшается.
В соляных и водовосприимчивых пластах следует использовать цементы с небольшим содержанием KCl
(3–5 % по массе воды) вместо NaCl. Результаты исследований говорят о том, что цементы с 3%-ным содержанием KCl обладают лучшими свойствами раствора и затвердевания, чем другие соленасыщенные
цементы.
Соленасыщенные цементы следует применять
только тогда, когда данные свидетельствуют о том,
что в критических интервалах ствола скорость движения пластовой соли недостаточна для закрытия
в разумные сроки микрокольцевого пространства,
образовавшегося в результате растворения соли после размещения цемента. Разработаны добавки для
улучшения расширяемости цемента, снижения водоотдачи и увеличения прочности на сжатие, которые
помогают решить проблему с микрокольцевым пространством, обеспечивают вполне приемлемую водоотдачу и ускоряют развитие прочности на сжатие.
Соленасыщенные цементы применяют при цементировании обсадных колонн скважин в соляных
куполах, которые будут разрабатываться методом
растворения и использоваться в качестве кавернгазохранилищ. В этом случае такие цементы обычно
используют для снижения рисков нарушения изоляции между кавернами-хранилищами и вышележащими интервалами пресной воды.
В состав буферных растворов следует включать
соль. Содержание соли может меняться от 5 % KCl
до насыщения. Основное назначение буферных растворов заключается в вытеснении бурового раствора
перед цементированием и предотвращении попадания бурового раствора в цементный раствор. В целом
это касается и соляных пластов, но с одним исключением. Поскольку турбулентные режимы течения, как
правило, вызывают более интенсивное растворение
соли, для предотвращения ее растворения лучше использовать более вязкие буферные растворы. Добавлять соль в буферный раствор следует после его
гидратации.
Ниже приводятся некоторые рекомендации.
• Не расхаживать обсадную колонну после поступления буферного раствора в кольцевое пространство.
• Использовать программу моделирования для
100%-ного центрирования обсадной колонны.
• Устанавливать на выкидной линии для бурового
раствора клапан для недопущения неконтролируемой скорости (свободного падения) при сбрасывании
верхней цементировочной пробки.
• Поддерживать противодавление при вытеснении для замедления скорости в кольцевом простран-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
стве без превышения эквивалентной плотности циркуляции.
• Рассчитывать скорости структурного режима
течения бурового, буферного и цементного растворов исходя из нижних значений их реологических
свойств и минимального диаметра ствола скважины
по данным кавернометрии.
Эффективность первичного цементирования
скважины в соляном интервале во многом зависит от
качества ствола скважины. Если в процессе бурения
происходит значительный размыв ствола, затрудняется центрирование обсадной колонны и получение
хорошего сцепления цемента в соляном интервале.
При выполнении вышеуказанных рекомендаций получение в трудных условиях качественно зацементированной обсадной колонны становится больше
вопросом планирования и проведения операции и в
меньшей степени делом случая.
Перевел С. Сорокин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. George, D., «Technology that led to mahogany driving global exploration
of salt bodies», Offshore, January 1994, pp. 27–34.
2. Moore, D. and R. O. Brooks, «Gulf of Mexico subsalt play is building on its
history», Petroleum Engineer International, December 1995, pp. 26–31.
3. «Major US salt deposits», Salt Cavern Information Center, http://web.ead.
anl.gov/saltcaverns/usdeposit/index.htm.
4. «Storage of natural gas», NaturalGas.Org, http://www.naturalgas.org/
naturalgas/storage.asp.
5. Barker, J. W. and K. W. Feland, «Drilling long salt sections along the US
Gulf Coast», SPE 24605 presented at the SPE Annual Technical Conference
and Exhibition, Washington DC, Oct. 4–7, 1992.
6. Muecke, N. B. and N. A. Kiji, «Heated mud systems: The solution to
squeezing salt problems», SPE 25762 presented at the SPE/IADC Drilling
Conference, Amsterdam, Feb. 22–25, 1993.
7. Heathman, J. and R. Vargo, «Salt vs. non-salt cement slurries: A holistic
review», AADE Paper 06-DFHO-36 presented at the AADE Drilling Fluids
Conference, Houston, April 11–12, 2006.
8. Goodwin, K. J. and K. Phipps, «Salt-free cement: An alternative to collapsed
casing in plastic salts», Journal of Petroleum Technology, February 1984, pp.
320–324.
9. Martins, A. L., Miranda, C. R., Santos, F. J. P. and A. Bove, «Dynamic
simulation of offshore salt zone cementing operations», IADC/SPE 74500
presented at IADC/SPE Drilling Conference, Dallas, Feb. 26–28, 2002.
10. Sweatman, R., Faul, R. F. and C. Ballew, «New solutions for subsalt-well
lost circulation and optimized primary cementing», SPE 56499 presented at
ATCE, Dallas, Oct. 6–9, 1999.
11. Van Kleef, R. P. A. R., «Optimized slurry design for salt zone cementations»,
SPE/IADC 18620 presented at SPE/IADC Drilling Conference in New
Orleans, Feb. 28–March 3, 1989.
12. Ravi, K. et al., «Safe and economic gas wells through cement design for life
of the well», SPE 75700 presented at Gas Technology Symposium, Calgary,
April 30–May 2, 2002.
Bryan Simmons (Б. Симмонс) работает в отрасли
с 1974 г. Получив степень бакалавра по технологии добычи нефти и степень бакалавра гуманитарных наук,
он работал промысловым инженером, окружным инженером и региональным инженером в BJ Services.
Кроме того, имеет 17-летний опыт работы в качестве
инженера по цементированию и оператора испытателя пласта, спускаемого на бурильных трубах. В настоящее время в круг его обязанностей входит подбор
рецептуры соленасыщенных и обычных цементных
растворов для глубоководных скважин, HTHP-скважин на побережье
Мексиканского залива и в самом Заливе. Является членом Американской ассоциации инженеров-буровиков (AADE), Общества инженеровнефтяников (SPE) и консультативного совета по нефти при университете Николлс, был членом ряда других комитетов, имеющих отношение к
отрасли. Является аттестованным инженером-глубоководником, работает в офисе BJ Services в Новом Орлеане.
19
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
СОКРАЩЕНИЕ ВРЕМЕНИ БУРЕНИЯ
БЛАГОДАРЯ ЧЕТЫРЕХЛОПАСТНОМУ
ДОЛОТУ
D. Reum, Williams Production RMT; J. Dahlem, J. Pollock, Varel International
Новое долото также экономит затраты за счет бурения всего интервала за один рейс
Компания Williams Production скважины и во многих случаях про- БАССЕЙН ПАЙСЕНС
RMT является одним из самых ак- ходку интервала одним долотом,
Богатый газом басс. Пайсенс
тивных операторов в басс. Пай- исключая спуско-подъемные опе- площадью 6000 миль2 (1 миля =
сенс на северо-западе шт. Колора- рации для смены долот и КНБК.
1,609 км) находится на северодо, эксплуатируя в этом регионе
Компания-изготовитель
для западе шт. Колорадо и делится
25 буровых установок. Из более имитации условий бурения и га- примерно пополам Interstate 70 и
чем 2300 скважин компания добы- рантии того, что новое долото бу- рекой Колорадо (рис. 1). Бурение
вает около 560 млн фут3/сут при- дет соответствовать требованиям ведется в основном на участке
родного газа. Большинство буровых к скорости проходки, частоте вра- Гарфилд, но на севере распростраустановок размещено на буровых щения и управляемости в пластах няется на территорию участка Рио
площадках, в которых имеется до басс. Пайсенс, использовала свою Бланко, а на юге на территорию
22 окон для бурения наклонно- фирменную конструкцию долота участка Меса. Буровые работы
направленных скважин глуби- PDC и программу моделирования. оператор осуществляет, как праной, как правило, 7000–9500 фут
В связи с улучшением конструк- вило, в районе между месторожде(1 фут = 0,3048 м). Бурение сква- ции долота оператор может не толь- ниями Парашют и Райфл как южжин до конечной глубины обыч- ко быстрее вводить скважины в экс- нее, так и севернее Interstate 70.
но занимает 10–12 суток, при плуатацию, но и сократить затраты В число разбуриваемых в настояэтом верхние 2000 фут проходят на бурение. Если затраты на строи- щее время месторождений входят
13 1/2-дюймовыми шарошечными тельство скважины составляют Парашют, Рулисон, Норд Рулисон,
долотами с коническими шарош- 38 000 долл/сут, включая суточную Грэнд Вэлли и Саут Грэнд Вэлли.
ками и 13 1/2-дюймовыми долота- стоимость содержания буровой
При бурении традиционной
ми PDC (с поликристаллическими установки (20 200 долл.) бурение скважины первым встречается
алмазными вставками), заканчивая типичной газовой скважины в басс. пласт грин-ривер третичной сискважину с использованием не- Пайсенс обойдется оператору в стемы. На плато Роан севернее мескольких 7 7/8-дюймовых пятило- сумму от 380 000 до 456 000 долл.
сторождений Парашют и Рулисон
пастных долот PDC. В некопреобладает залежь гринторых скважинах, в связи
ривер, состоящая главным
с различным характером
образом из глинистых
Рэнгли
Басс.
встречаемых формаций,
Микер
сланцев (в том числе неПайсенс
при бурении 7 7/8-дюйфтеносных), мергелей и
шт. Колорадо
мового интервала компамелкозернистых песчаниния использует от трех до
ков. Непосредственно под
Формация
-5000 фут
четырех пятилопастных
ней залегает пласт васатч,
о
д
меса-верде
а
-2500 фут
ор
л
долот.
о
сложенный песчаниками
Гленвуд
р. К
Рулисон
Компания Varel Internaи аргиллитами и нередко
Грэнд
Райфл Спрингс
Вэлли
tional спроектировала, иссодержащий интервалы
пытала и изготовила новое
конгломератных песчаниПарашют Мамм Крик
четырехлопастное долото
ков и других конгломераPDC, получившее обознатов. Ввиду наличия этих
Грэнд
чение VTD416PH, котоконгломератов при буреДжанкшен
2500 фут
рое позволило оператору
нии кондукторной части
5000 фут
снизить время проходки
ствола часто требуется ис7 7/8-дюймового интерпользовать помимо 13 1/2вала на 30–50 %. Благодадюймового долота PDC
Рис. 1. Компания Williams Production RMT эксплуатирует в басря увеличению скорости
еще и 13 1/2-дюймовое
сейне Пайсенс 25 буровых установок, большинство из которых установлены на буровых площадках, в которых имеется
проходки долото новой
шарошечное долото. Эксдо 22 окон для бурения наклонно-направленных скважин.
конструкции обеспечило
плуатационная часть ствоКарта предоставлена компанией Williams
более быстрое бурение
ла (как правило диаметром
20
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Формация уильямс-форк,
2800–3800 фут
7 7/8″) начинается в пласте
васатч и продолжается в
пласте меса-верде. Газоносный интервал является частью этой залежи и
известен под названием
уильямс-форк,
который
относится к позднемеловому периоду. Этот интервал стоит из плотных,
вертикально уложенных
песчаных линз. Формация
уильямс-форк имеет толщину от 1700 до 2400 фут
и встречается на глубинах
от 4000 до 9000 фут и более
(рис. 2).
Группа меса-верде, мощность 3500–4600 фут
: БУРЕНИЕ
Переходная газоносная
зона
Газоносная свита
(1700–2400 фут)
Камео 850 фут
мещением резцов и самими резцами, что приводит
к значительно меньшему
износу резцов. Сочетание
устойчивой
двухрядной
конструкции четырехлопастного долота с усовершенствованными
резцами уменьшило величину
скольжения-трения, необходимую для управления
долотом.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
Формация
иль
ПРОЕКТИРОВАНИЕ
ДОЛОТА
Козетт 300 фут
Газоносные
песчаники
При проектировании
Коркоран 120 фут
нового четырехлопастного
долота пришлось учесть неРис. 2. Эксплуатационная часть ствола скважин начинаетНОВОЕ ДОЛОТО
сколько факторов. Первый
ся в формации васатч и продолжается в формации месаверде, где имеется газоносный интервал уильямс-форк.
ПРЕВОСХОДИТ
касается эрозии. Обычно
Разрез предоставлен компанией Williams Production RMT
ПЯТИЛОПАСТНЫЕ
долота проектируют с одной
ДОЛОТА
промывочной насадкой на
До разработки нового четы- зрения наклонно-направленного лопасть. Однако в связи с наличирехлопастного долота все опера- бурения более интенсивное раз- ем у буровой установки мощных
торы, работающие в басс. Пай- рушение породы четырехлопаст- насосов и необходимостью обеспесенс, использовали при бурении ного долота в большинстве случа- чивать очистку торцевой поверхнаклонно-направленных скважин ев не признается бурильщиками. ности долота сочли целеообразным
различные пятилопастные, а не- Однако после некоторого периода добавить дополнительные насадки.
которые даже шестилопастные адаптации к новой конструкции Новое долото имеет шесть промыдолота PDC. Благодаря менее ин- бурильщики стали считать новое вочных насадок.
тенсивному разрушению породы четырехлопастное долото таким
Новое долото вооружено мень(по сравнению с обычными че- же легким в управлении благодаря шим числом резцов, по сравнению
тырехлопастными долотами) они меньшему реактивному крутящему с другими четырехлопастными дообеспечивали бурильщику бо- моменту, лучшей управляемости и лотами компании-изготовителя,
лее точный контроль траектории в целом более высокой скорости что улучшает его управляемость.
скважины. Эмпирическое прави- проходки.
Резцы исходного долота обладали
ло гласит, что долота с большим
Отчасти это объясняется воз- большей ударопрочностью и меньчислом лопастей обычно имеют можностью управления долотом шей износостойкостью, чем резцы
больше резцов и, следовательно, в связи с его конструкцией, раз- нового долота. Новые резцы обламеньшую нагрузку на резец, чем
дают большей износостойкостью
долота с меньшим числом лопаи незначительно меньшей ударостей и резцов. Уменьшение глубипрочностью, что оказалось более
ны резания приводит к снижению
удачным сочетанием для формаколебаний крутящего момента
ций басс. Пайсенс. Некоторое
(желательной характеристики для
снижение ударопрочности и подолот) используемых бурильщивышение износостойкости привеками для соблюдения проектной
ло к тому, что новое долото глубже
траектории скважины.
внедряется в породу и позволяет
У обычных четырехлопастных
бурить 7 7/8-дюймовые интервалы
долот глубина резания больше, что
скважин одним долотом за один
вызывает колебания крутящего морейс (рис. 3).
мента, которые могут приводить
Благодаря своей конструкции
к отклонению долота от траектоновое долото менее интенсиврии бурения из-за ухудшения его
но разрушает породу, чем больуправляемости. Четырехлопастное
шинство традиционных четырехдолото захватывает больше поролопастных долот и даже менее
ды, но это одновременно приводит
интенсивно, чем некоторые пятик отклонению долота влево, в то
лопастные долота. Это означает,
время как оно вращается вправо.
что оно имеет меньшую глубину
Смещение долота влево вызываетрезания и, следовательно, меньшие
Рис. 3. Фирменное четырехлопастное
ся реактивным крутящим моменколебания крутящего момента, кодолото
том на забойном двигателе. С точки
торые приводят к потере бурильГлубина
8220–8700 фут
Роллинс 350 фут
21
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
щиком ориентации долота. Как
правило, если долото захватывает
больший объем породы, это приводит к закручиванию бурильной
колонны. Когда долото начинает
вращаться в обычном режиме, бурильная колонна раскручивается,
изменяя ориентацию долота. Такие колебания крутящего момента
вызывают колебания показаний
приборов, что ухудшает управляемость.
Однако в целом, с точки зрения наклонно-направленного бурения, новое четырехлопастное
долото интенсивнее разрушает
породу, нежели большинство пятилопастных долот, но поскольку
его вооружение легче, это позволяет бурильщику использовать
меньшую осевую нагрузку на
долото. В результате, четырехлопастное долото требует меньшей
нагрузки при бурении с такой же
скоростью, что и пятилопастное
долото. При меньшей нагрузке на
долото облегчается его управление. В результате мы получаем долото с более высокой скоростью
проходки и лучшей управляемостью.
Кроме того, четырехлопастные
долота более ранней конструкции
слишком интенсивно разрушали
породу, и поэтому не подходили
для использования их в наклоннонаправленном бурении. Принимая
во внимание оба фактора (эрозию
и интенсивность разрушения породы), компания Varel приступила
к проектированию нового долота,
опираясь на данные литологии по
соседним скважинам, запланированные энергетические параметры (нагрузку на долото и частоту вращения) и предполагаемый
режим бурения. Эта информация
использовалась в программном
обеспечении САПР компании для
создания нового четырехлопастного долота PDC.
ПРОЦЕСС ПРОЕКТИРОВАНИЯ
ДОЛОТА
Программа SPOT для проектирования и моделирования долот
PDC была разработана французской компанией Crystal Profor,
активы которой компания Varel
приобрела в 2000 г. Французская
компания разработала ее примерно 10 лет назад, пользуясь
22
Рис. 4. Вооружение фирменного четырехлопастного долота
собственными алгоритмами для
моделирования сил, действующих на долото и создания долота
с максимальными показателями
работы.
Программа использует экспериментальные и промысловые
данные, куда входят результаты
испытания, как долота, так и отдельных режущих элементов. По
существу, она представляет собой имитатор процесса бурения,
применяемый для определения
оптимальной конструкции долота в конкретных условиях. Программа дает возможность компании Varel исследовать различные
варианты вооружения долота для
данного района с целью создания
оптимальной конструкции. Можно одновременно рассматривать
несколько различных конструкций, что позволяет инженерам
работать с одной конкретной конструкцией и сравнивать ее с другими системами (рис. 4).
В программе проектирования
определяется профиль долота и на
него накладывается вооружение.
Вычисляются осевые и радиальные силы, действующие на долото;
вооружение изменяется с целью
оптимизации этих сил. В сущности, оптимизация долота с учетом
условий оператора проводилась с
использованием всей имеющейся
в программе информации с последующим виртуальным бурением
в имитаторе перед изготовлением долота. Для создания долота с
учетом конкретных условий применения конструкция можно
скорректировать. Для определения наилучшей ориентации
промывочных насадок и расхода
жидкости инженеры компанииизготовителя используют методы
вычислительной гидродинамики.
После завершения гидравлического расчета полученные данные
объединяются с данными из программы проектирования и загружаются в программу моделирования объемных деталей, из которой
получают программы для фрезерования отливок долота.
При проектировании долот для
наклонно-направленных скважин
программа проектирования может
моделировать поведение долота,
соответствующее запросам оператора с точки зрения наклонно-направленных характеристик. Программа выдает определенные параметры, в том числе: необходимую
для бурения нагрузку на долото, необходимый крутящий момент для
вращения долота, интенсивность
разрушения породы в поперечном
и продольном направлении, износ
режущих элементов и другие параметры режима бурения и характеристики долота.
С помощью программы GeoScience в программу проектирования можно также ввести диаграммы электрического каротажа
по соседним скважинам месторождения. Это собственная программа литологии компании Varel, использующая метод анализа
каротажных диаграмм для улучшения выбора долота и его оптимизации. Программа литологии/
оптимизации долота обрабатывает
информацию о типе пласта, абразивности, пористости, буримости
и других параметрах формации.
Затем эта информация вводится в
программу проектирования с целью создания долота для бурения
конкретной формации.
Предшествующее планирование с помощью программы литологии/оптимизации долота и
программы проектирования способствует оптимальному выбору
долота специальной конструкции.
Эти программы также используются при анализе после применения долота в скважине с целью
улучшения его характеристик
путем изменения различных расчетных параметров, конструкции
долота и технологии изготовления
режущих элементов.
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
В общем и целом, компанияизготовитель долот использует метод, состоящий из шести этапов:
• сбор данных по соседним скважинам и их анализ с помощью
программы литологии/оптимизации долота;
• использование
программы
проектирования и полученной
на первом этапе информации
для проектирования вооружения долота;
• построение долота на спроектированном вооружении
(группа
проектировщиков
использует такие параметры
вооружения,
как
высота
и ширина лопасти, число
промывочных насадок, схема
расположения калибрующей
поверхности и т.д.);
• расчет конструкции долота
методами
вычислительной
гидродинамики для проверки
схемы расположения промывочных насадок (если она
оказывается неоптимальной,
расчет вновь повторяют до
получения предусмотренного
расхода жидкости);
• выдача заводу-изготовителю
окончательной документации
(файлов) для изготовления
долота;
• применение долота на месторождении, сбор новых данных
и повторение процесса проектирования, если долото не
вполне отвечает требованиям
заказчика.
РАБОЧИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
В связи с лучшими показателями работы нового четырехлопастного долота, почти во всех скважинах басс. Пайсенс компания
Williams использует эту систему
для бурения, по крайней мере, части, а то и всего 7 -дюймового интервала.
Новым долотом было пробурено за один рейс большое количество 7 -дюймовых интервалов. Во
многих случаях скорость проходки
и проходка бурением в футах оказались больше, чем у долот других
компаний. Кроме того, во многих
скважинах требовалось использовать два-три пятилопастных долота других компаний, что увеличивало время спуско-подъемных
операций.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
В скважине РА-А новым долотом за один рейс пробурили
7 7/8-дюймовый интервал протяженностью 5171 фут (табл. 1).
Общее время бурения составило
64,5 ч, средняя скорость проходки
– 80,2 фут/ч. Исходя из почасовой стоимости бурения (750 долл.),
стоимость одного фута проходки
оценивается в 14,21 долл.
Для сравнения, для бурения соседней скважины РА-С потребовалось два пятилопастных долота
двух разных компаний. Интервал
бурения был равен 5738 фут. Первое долото PDC пробурило 3127 футов за 67,5 ч при средней скорости
проходки 46,3 фут/ч. Бурение этой
части 7 7/8-дюймового интервала
продолжалось на три часа дольше,
чем бурение новым четырехлопастным долотом интервала 5171 фут.
Стоимость одного фута проходки
первым долотом составила 19 долл.
Долото PDC другой компании использовали для бурения оставшихся 1984 фут, на что потребовалось
еще 60 ч. Средняя скорость проходки этой части ствола составила
33,1 фут/ч, а стоимость одного фута
проходки превысила 25 долл.
В итоге, бурение 7 7/8-дюймового интервала скважины РА-С заняло в два раза больше времени и
потребовало в два раза больше долот, чем бурение 7 7/8-дюймового
интервала скважины РА-А новым
четырехлопастным долотом. При
этом в таблице не указывается
время спуско-подъемных операций для смены долот и время, потраченное на бурение 600-футовой части интервала.
РЕЖИМ БУРЕНИЯ
На различных месторождениях
басс. Пайсенс при бурении интервалов с использованием долот компании Varel использовался принятый в этом регионе режим бурения.
Расходы жидкости в промывочных
насадках с конфигурацией 6 × 12
или 6 × 13 менялись от 470 до
520 галл/мин. При среднем расходе
500 галл/мин и суммарном проходном сечении 0,720 дюйм2 общая
мощность (на дюйм2) в среднем составляет 2,7 л.с. (1 л.с. = 745,7 кВт).
Поскольку скважины наклоннонаправленные, обычной практикой
является применение высокомоментных низкооборотных забойных двигателей с частотой вращения
110–120 мин-1. Кроме того, частота
вращения 30–50 мин-1 является рабочей для режима бурения. Средние нагрузки на долото менялись
от 5000 до 26 000 фунт (1 фунт =
0,453 кг). В процессе бурения некоторых интервалов более крепких сцементированных песчаников формации вильямс-форк выяснилось, что
при снижении скорости проходки
зачастую выгодно снижать производительность насосов для того, чтобы
снизить частоту вращения двигателя и дать возможность долоту лучше
«вгрызаться» в породу. Поэтому рекомендуется использовать низкооборотные высокомоментные двигатели
всякий раз, когда это возможно.
ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ
ИНФОРМАЦИЯ О
ПОКАЗАТЕЛЯХ РАБОТЫ ДОЛОТ
В табл. 2 и 3 для сравнения приведены показатели работы нового
долота и долот других компаний
при бурении 7 7/8-дюймовых интервалов на месторождениях басс.
Пайсенс. Данные показывают, что
проходка долотами других компаний меньше проходки фирменным
четырехлопастным долотом.
Например, средний интервал
проходки новым долотом составляет 5591 фут, в то время как средний
интервал проходки другими долотами на тех же месторождениях
равен 2967 фут. При этом скорость
проходки новым долотом составила в среднем 65,2 фут/ч против
Таблица 1. Сравнение показателей работы фирменного четырехлопастного долота
и долот других компаний
№1 • январь 2009
Скважина
Диаметр, дюйм
Тип долота
РА-А
РА-В
РА-В
РА-С
РА-С
РА-D
7,875
7,875
7,875
7,875
7,875
7,875
VTD416PH
Комп. 2
Комп. 3
Комп. 3
Комп. 1
Комп. 2
Проходка, фут
5171
611
1341
3127
1984
1599
Время
Скорость
Затраты на один фут
бурения, ч проходки, фут/ч проходки, долл.
64,5
13,5
28,0
67,5
60,0
27,0
80,2
45,3
47,9
46,3
33,1
59,2
14,21
19,07
18,16
18,69
25,18
15,16
23
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
Таблица 2. Показатели работы фирменного четырехлопастного долота при бурении
интервалов за один рейс
Скважина
RWF-A
РА-A
РА-В
РА-С
РА-D
РА-E
RPW-A
Диаметр, дюйм
Тип долота
Проходка, фут
7,875
7,875
7,875
7,875
7,875
7,875
7,875
VTD416PH
VTD416PH
VTD416PH
VTD416PH
VTD416PH
VTD416PH
VTD416PH
6570
5171
5365
5095
5420
5193
6322
Время
бурения, ч
Скорость
проходки, фут/ч
134,7
64,5
75,0
84,5
79,5
61,5
100,5
48,8
80,2
71,5
60,3
68,2
84,4
62,9
Таблица 3. Показатели работы долот других компаний при бурении 7 -дюймового интервала
Скважина
Диаметр, дюйм
Тип долота
RWF-B
RWF-B
RWF-B
RWF-C
RWF-C
RWF-D
RWF-E
PA-F
PA-F
PA-F
PA-G
PA-G
PA-H
PA-I
PA-I
RPW-B
RPW-B
RPW-B
7,875
7,875
7,875
7,875
7,875
7,875
7,875
7,875
7,875
7,875
7,875
7,875
7,875
7,875
7,875
7,875
7,875
7,875
Комп. 4
Комп. 2
Комп. 2
Комп. 3
Комп. 3
Комп. 3
Комп. 3
Комп. 4
Комп. 4
Комп. 4
Комп. 4
Комп. 3
Комп. 2
Комп. 4
Комп. 2
Комп. 4
Комп. 3
Комп. 3
Проходка, фут
3103
2053
455
2369
1625
3950
5895
3653
2422
1190
3832
1789
4351
4499
592
1730
2458
2209
55,7 фут/ч для долот других компаний.
Как правило, для бурения тождественного интервала, пройденного одним новым четырехлопастным долотом, требуется несколько
долот других компаний. Конечно,
это происходит не всегда, поскольку связано со многими факторами.
Тем не менее, за три месяца новыми четырехлопастными долотами
удавалось пробурить весь интервал в пять раз чаще, чем долотами
других типов и конструкций. Например, в скважине RWF-A на месторождении Рулисон в формации
вильямс-форк (где условия бурения
признаны более сложными, чем на
на других месторождениях) одним
новым 7 7/8-дюймовым четырехлопастным долотом пробурили весь
интервал 6570 фут за 134,7 ч со средней скоростью проходки 48,8 фут/ч.
Это наклонно-направленная скважина S-образного вида с прямым
участком ствола под углом 29°.
Долото хорошо управлялось и ис24
Время бурения, ч
Скорость проходки, фут/ч
67,5
58,9
12,5
37,0
40,5
49,0
85,0
51,0
68,5
29,0
56,0
33,0
48,5
68,0
26,0
24,0
66,5
87,5
46,0
34,9
36,4
64,0
40,1
80,6
69,4
71,6
35,4
41,0
68,4
54,2
89,7
66,2
22,8
72,1
37,0
25,2
Для сравнения, в табл. 3 приведены
данные по нескольким скважинам,
в которых среднее долото других
компаний бурило интервал 2779 фут
за 50,1 ч со средней скоростью проходки 55,5 фут/ч.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Новое четырехлопастное долото соответствует характеристикам
хорошей конструкции: управляемости, повышенной скорости бурения и повышенной проходке.
Кроме того, многие примеры подтверждают, что новое четырехлопастное долото может бурить весь
интервал за один рейс. Проходка
всего интервала одним долотом
положительно сказывается на
экономии затрат, а также на безопасности работ на буровой благодаря отсутствию рейсов долота.
В результате компания-оператор
быстрее бурит скважины с меньшими затратами и может быстрее
начать добычу природного газа для
его последующей продажи.
Перевел С. Сорокин
Dave Reum (Д. Рем) – консультант по бурению в Williams Production RMT, работал 2,5 года в басс. Пайсенс.
Более двадцати лет, начиная
с 1980 г., проработал в отрасли, в компании Narbors,
а также буровым мастером
в Scientific Drilling Inc. Имеет большой опыт бурения в Скалистых горах,
работал в буровых проектах в шт. Колорадо,
Северная Дакота, Юта и Вайоминг.
Рис. 5. Фирменное четырехлопастное
долото, с помощью которого пробурили весь 7 7/8-дюймовый интервал
(6570 фут) в одной из скважин бассейна Пайсенс классифицировали как
«1 1 CT C X I NO TD»
пользовалось в скользящем режиме только для бурения 350 фут за
16,4 ч со средней скоростью проходки 21,3 фут/ч. Долото подняли
из скважины и классифицировали
как «1 1 CT C X I NO TD» (рис. 5).
Jim Dahlem (Дж. Далем)
работает
региональным
менеджером Varel International в Скалистых горах.
Специалист с 30-летним стажем, он руководит сбытом
и обслуживанием изделий
Varel International в регионе
Скалистых гор. На протяжении своей карьеры занимал
различные должности по сбыту и техническому обеспечению в Security DBS, подразделении
Halliburton. Имеет степени бакалавра по химии
и физике и биологии, полученные в Университете Колорадо, а также степень магистра, полученную в Университете Стивена Ф. Остина.
Jay Pollock (Дж. Полок) работает в офисе сбыта (г. ГрэндДжанкшен) Varel International. Начал свою карьеру в
2004 г. в качестве техника по
обслуживанию (и ремонту)
буровых установок в Baroid,
подразделении Halliburton.
В компании Varel с 2005 г. и
отвечает за техническое обеспечение в басс.
Пайсенс.
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
АВТОМАТИЗАЦИЯ И КОНТРОЛЬ
УЛУЧШЕНИЕ АВТОМАТИЗАЦИИ ПРОЦЕССОВ
С ПОМОЩЬЮ БЕСПРОВОДНОЙ ТЕХНИКИ
B. Karschnia, Emerson Process Management
Компания StatoilHydro пришла к выводу, что использование самоорганизующейся беспроводной техники
значительно улучшает работу ее промыслового оборудования
Доводы в пользу беспроводной техники понятны:
широкий диапазон применения позволяет получить
конкурентные преимущества, а открытая архитектура беспроводных систем расширяет участие
различных фирм-поставщиков и диапазон функциональных возможностей, доступных конечным пользователям. По оценкам различных источников спрос
на беспроводную технику для автоматизации технологических процессов превысит 1 млрд долл. в 2012 г.
или раньше. После более чем трех лет промысловых
испытаний компания Emerson Process Management
(EPM) в конце 2006 г. начала поставлять заказчикам свою интеллектуальную беспроводную технику
(SMART Wireless) для автоматизации мониторинга
и управления технологическими процессами.
ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫЕ БЕСПРОВОДНЫЕ СЕТИ
При использовании на месторождении технологии самоорганизующейся беспроводной сети доставка данных пользователю обеспечивается с 99%-ой
надежностью при этом стоимость установки такой
сети много меньше установки аналогичной проводной сети. Законченные решения сетей для промыслов включают межсетевые шлюзы с беспроводными
передатчиками и программными средствами упреждающего обслуживания, которые эффективно
интегрируются с системами автоматизации или
с существующими хост-системами. Функциональные возможности самоорганизующихся беспроводных сетей расширяются с помощью устройств дистанционного управления. Они могут использоваться
для дистанционного управления добычей и средствами распределения и сбыта продукции.
Применение беспроводных сетей может улучшить мониторинг:
использования источников энергии;
выбросов при срабатывании предохранительных
клапанов;
использования вращающегося оборудования;
использования защитных потоков жидкостей;
появления пламени, газа и дыма;
разливов и утечек;
теплообменников и фильтров;
состояния запорной арматуры и клапанов
(открыты/закрыты);
коррозии оборудования и труб.
Использование беспроводных сетей при мониторинге промыслового оборудования для сбора данных исключает «циклы работы с буферами обмена».
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
Необходимые задачи, включая просмотр и реагирование на сигналы тревоги, могут решаться с помощью удаленных компьютеров со специальными
прикладными программами. Диагностика с помощью HART-устройств может улучшить управление
имуществом и персоналом и при этом гарантировать
санкционированный доступ к оборудованию. Системы беспроводного видеонаблюдения также могут
повысить безопасность и сохранность сооружений и
оборудования. Интеллектуальный мониторинг безопасности может быть также улучшен за счет ограничения доступа при использовании RFID идентификационных жетонов.
Комбинированная система, включающая беспроводную промысловую сеть и кабельную коммуникационную сеть платформы, позволяет решать
существующие и будущие задач и поможет быстрее
и эффективнее управлять всем промыслом.
ПЕРЕХОД ОТ ПРОВОДНОЙ
К БЕСПРОВОДНОЙ СЕТИ
Помимо уменьшения издержек беспроводные
сети также позволяют быстро добавить датчик для
измерения параметра процесса в трудно доступном месте или легко добавить новую точку измерений в существующую схему измерений. К тому же
внедрение беспроводной сети может значительно
уменьшить затраты на обычные измерения. Можно
провести аналогию уменьшения затрат за счет внедрения промысловой сети с базовой магистральной
шиной. Беспроводная сеть позволяет революционно
преобразовать стратегии систем управления. Теперь
при модернизации существующих систем или разработке проектов освоения месторождений в новых
районах на основе эскизных проработок беспроводная техника дает возможность проектировщикам
получать широкий доступ к множеству измеряемых переменных параметров и различным средствам бортовой диагностики. Беспроводная техника
может применяться для решения различных задач
из большого и все расширяющегося списка, включая мониторинг управления без обратной связи и
диспетчерское управление с обратной связью. При
этом главной задачей беспроводных систем является выполнение таких измерений, которые раньше
было невозможно экономически обосновать, для
улучшения безопасности, надежности, эффективности и соответствия требованиям охраны окружающей среды.
25
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
АВТОМАТИЗАЦИЯ И КОНТРОЛЬ
Беспроводные сети соединяют удаленные устройства и оборудование, мониторинг которых с
использованием проводной техники был невозможен или экономически неоправдан. Беспроводные датчики легко инсталлируются в самоорганизующейся сотовой сети с определенными
расстояниями, со способностью автоматического
обхода препятствий, с адаптацией к изменению
погодных условий или к другим возникающим
опасностям.
БЕСПРОВОДНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ УЛУЧШАЮТ
МОНИТОРИНГ ПАРАМЕТРОВ УСТЬЯ СКВАЖИН
И ТЕПЛООБМЕННИКОВ
С помощью беспроводных самоорганизующихся
промысловых сотовых сетей теперь выполняется мониторинг давления в кольцевом пространстве устья
скважины и давлений в теплообменниках на морской
платформе. Платформа эксплуатируется компанией
StatoilHydro и находится на морском шельфе г. Берген, Норвегия. Самоорганизующиеся беспроводные
сотовые сети идеально подходят для использования
беспроводной техникой и позволяют осуществлять
дистанционный мониторинг и управление в трудно
доступных участках.
«Мы заинтересованы в том, чтобы эта новая техника работала надежно в суровых атмосферных
условиях на нашей морской платформе», – сказал
Г. Л. Вадхейм, руководитель КИП-подразделения на
платформе Grane компании StatoilHydro. «Нам нужно решить задачу, как мы будем встраивать данные,
собранные в беспроводной сети при помощи межсетевого шлюза, в данные, собранными сторонней
системой, и как они должны быть преобразованы,
чтобы такая интеграция была простой и чтобы характеристики Smart Wireless датчиков были лучше
ожидаемых».
Зона устья скважины загромождена стальными
трубопроводами, металлическими мостками переходов на разных уровнях, и другими, создающими
препятствия металлическими конструкциями. Несмотря на сложные условия, усложняющиеся из-за
наличия у каждого датчика своего источника питания, устройства находят межсетевой шлюз и образуется замкнутая сеть (см. рис.). Сила сигнала и согласованность очень хорошие в течение всего рабочего
периода.
Беспроводная сотовая сеть позволяет осуществлять постоянный мониторинг давлений и исключает
необходимость ежедневного посещения зоны устья
скважины для снятия вручную показаний манометров и датчиков. Это позволяет быстрее определять
отклонения давлений и принимать необходимые
меры для исследования и устранения нарушений режима работы, прежде чем они приведут к серьезным
проблемам.
Беспроводная сеть на платформе включает 22 беспроводных датчика давления типа Rosemount. Десять
датчиков давления устанавливаются на устьях скважин. Двенадцать датчиков давления контролируют
давление на входе и падение давления в теплообменнике. Каждый датчик передает данные обратно на
26
Беспроводные датчики давления устанавливаются на устье
скважины для измерения давления в кольцевом пространстве
пульты операторов в помещении управления. Установка датчиков осуществляется быстро и легко с помощью соединительного элемента, позволяющего
производить замену датчиков путем прямого ввинчивания. Беспроводной межсетевой шлюз устанавливается снаружи рабочей зоны на одной стороне
платформы на высоте, с которой просматривается
вся зона устья скважины.
«Нас радуют рабочие характеристики Smart
Wireless-сети компании EPM в этих сложных условиях», – сказал Вадхейм. «После короткой программы
обучения наши КИП-инженеры могут с очень большой уверенностью добавлять много датчиков в сеть,
когда это требуется. Этот процесс обычно занимает
приблизительно два часа по сравнению с почти двумя днями, требующимися для установки стандартного проводного измерительного устройства».
После успешной установки и тестирования работы
элементов такой беспроводной сети компания StatoilHydro планирует внедрить беспроводную сеть с такими датчиками на других своих морских платформах.
ПЕРСПЕКТИВЫ БЕСПРОВОДНОЙ ТЕХНИКИ
Спектр беспроводных продуктов все расширяется, что дает возможность пользователям выбирать
проводные и беспроводные системы для своих промысловых сооружений и сетей. В 2007 г. внедрили
датчики вибраций, а также начали сотрудничать
с компанией Cisco для разработки сетей всего добывающего комплекса.
Перевел В. Клепинин
Bob Karschnia (Б. Карскние), вице-президент по беспроводной технике в компании EPM. Имеет 16-летний
опыт работы в области управления производственными процессами. М-р Карскние раньше работал
в компании Compressor Controls Corp., где занимался
системами управления вращающегося оборудования,
и в компании Lockheed Martin, где занимался разработкой систем управления спутниками. М-р Карскние
также служил в ВВС США офицером по системам управления спутниками и системам связи. М-р Карскние получил степень
бакалавра по авиакосмической технике в университете Миннесоты
и магистра по электротехнике в университете Колорадо.
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: АВТОМАТИЗАЦИЯ И КОНТРОЛЬ
ОПТИМИЗАЦИЯ
ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
ОБОРУДОВАНИЯ
НА МЕСТОРОЖДЕНИИ АЗЕРИ
N. Jalilova, A. Tautiyev, ВР, M. Strathman, S. Sama, Aspen Technology
С помощью консультативной программы и модели промыслового оборудования с интегрированными отдельными подсистемами выполнена оптимизация его использования для увеличения
добычи на 3 %
Увеличение добычи нефти и газа является главным стимулом отрасли. В результате компании тратят больше времени на оптимизацию использования
оборудования на уже осваиваемых месторождениях.
Компания ВР достигла хороших результатов за счет
использования проверенных временем самых лучших практических методов эксплуатации и решений
по оптимизации технологических процессов.
ОБОРУДОВАНИЕ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ АЗЕРИ
Нефтегазовое месторождение Азери входит в
число пяти самых крупных инвестиций компании
ВР и возможно является одним из самых сложных
для освоения нефтегазовых месторождений в мире.
Существующие морские сооружения включают три
добывающих эксплуатационных платформы и одну
платформу для переработки газа, которые размещены в Каспийском море. Каждая эксплуатационная
платформа имеет оборудование для сепарации нефти и воды, сжатия и обезвоживания газа. Платформа для переработки газа имеет четыре параллельных
линии сжатия газа с компрессорными агрегатами с
приводом от газовых турбин 25-МВт. Из этих линий
газ высокого давления используется для поддержания пластового давления и газлифтной добычи
нефти. Береговой терминал имеет четыре линии
стабилизации нефти, емкости для приема и хранения нефти и газа и установку для контроля качества
газа.
ФАКТОРЫ
УСПЕХА
Важность правильного ориентирования персонала и точной идентификации проблем, связанных
с эксплуатацией месторождений и технологиями
обработки добываемых продуктов, которые гарантируют успешное внедрение новых технологий,
подробно описаны в различных документах. Выбор
самого простейшего случая и целенаправленное решение только одной или двух из трех возникающих
проблем можно рассматривать как самую главную
причину неудачных инициатив по внедрению но-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
вых технологий. В случае освоения нефтегазовых
ресурсов решение этих проблем является даже более важным, но решению их может препятствовать
следующее.
• Персонал. Зачастую внедрение новых технологий воспринимается персоналом низшего звена, как
дополнительная работа или даже угроза безопасности выполнения работ. В то же время внедрение новой технологии может открыть новые пути для лучшего освоения нефтегазовых запасов, обеспечить
новые возможности руководству, которые были
недоступны ранее. Поэтому средства связи и обмен
информацией это ключ для получения требуемой
поддержки в этой сфере.
• Рабочие процессы. Поскольку условия работы
людей изменятся, добыча и рабочие процессы планируются с учетом определенных рамок. Может
оказаться, что существующие процессы будут неадекватными или устаревшими для предлагаемых
изменений технологии. Поэтому разработка плана
перехода от состояния «как есть» к новым последовательностям рабочих процессов и операций является важным этапом.
• Технология. Для успешного внедрения оптимизации добычи на месторождении требуется объединение всех используемых технологий.
Эти соображения делают методику внедрения
главным инструментом при внедрении новой технологии на месторождении.
КОНСУЛЬТАТИВНАЯ
СИСТЕМА
Автономная консультативная система Оптимизатор месторождения Азери (Azeri Field Optimizer –
AFO) предназначена для определения оптимальных
значений параметров ключевого процесса в ряде
бизнес-сценариев. Эти сценарии варьируются от
максимизации доходов (от добываемых ресурсов)
до максимизации нагнетаемого газа, максимизации
экспортируемого газа и других параметров.
Эта система объединяет в себе алгоритмы, программные средства и последовательности операций.
Ее ключевые компоненты таковы.
27
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: АВТОМАТИЗАЦИЯ И КОНТРОЛЬ
1. Программа моделирования скважин (Prosper).
Инженеры-эксплуатационники могут выполнить
пакетное моделирование нескольких скважин с помощью имитационных моделей для получения упрощенных зависимостей расхода от давления для каждой индивидуальной скважины. Позднее данные по
производительности могут быть использованы для
оптимизации.
2. Моделирование оборудования и сооружений
(Aspen Hysis). Инженеры-эксплуатационники используют результаты моделирования скважин с моделями технологических процессов для платформ и
морских сооружений в среде моделирования технологических процессов и операций.
3. Пользовательский интерфейс (AFO-интерфейс, работающий в Excel). Этот интегрирующий
слой дает вам возможность обрабатывать вводимые вручную данные для оптимизации, осуществлять поиск и выборку переменных параметров
месторождения для их использования в качестве
входных данных при проверке правильности моделей и при их калибровке, приводить данные в
соответствии с переменными параметрами месторождения и получать данные в реальном времени
с помощью имеющейся статистики (Aspen IР.21) и
базы данных испытаний и опробования скважин
(Microsoft SQL).
Оптимизатор месторождений работает в нескольких режимах, выбранных с учетом эксплуатационных сценариев и технической необходимости
для инициализации модели, обеспечения массового
баланса, калибровки модели и оптимизации.
МНОГОЦЕЛЕВОЙ
ПОДХОД
Сердцем консультативной системы является высокоточная многоцелевая модель с механизмами
автоматической калибровки. Преимуществом такого подхода является то, что одна и та же модель,
настраиваемая на условия работы оборудования,
может быть экстраполирована с учетом новых рабочих условий. С помощью такой настроенной модели
можно осуществлять мониторинг парамет-ров оборудования, и одновременно выполнять автономные
исследования возможностей улучшения выбранных
схем, исследования для различных условий снабжения/различных экономических показателей и оптимизационные исследования. Это шаг вперед, поскольку большинство средств оптимизации имеют
жестко закодированную конфигурацию. Помимо
этого сценарии оптимизации могут быть ориентированы на анализ суммарных характеристик ресурсов
или могут быть ограничены анализом определенных
подсистем при условии согласования последовательности процессов и рабочих операций с принятым решением в ходе выполнения работ.
При построении модели были применены строгие правила по выбору иерархии систем и подсистем, поэтому для индивидуального оборудования
активизация/деактивизация блоков модели может
выполняться последовательно.
28
ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ
ПРОЦЕССОВ
И РАБОЧИХ ОПЕРАЦИЙ
Консультативная система имеет централизованную графическую среду для выборки всех данных,
требуемых для инициализации и калибровки модели ресурсов, из имеющихся статистических данных.
Эта среда согласована с моделями скважин, и позволяет получать графики гидравлических режимов в
устье скважины, в ней производится обработка поступающего и выходящего из модели информационного трафика и выполняется оптимизация. Эта среда помогает конечному пользователю:
• управлять передачей информации между различными элементами системы;
• выполнять проверку правильности данных оборудования и производить их предварительную
обработку;
• выполнять калибровку моделей скважин с помощью данных опробования, извлекаемых из соответствующей базы данных;
• выполнять моделирование/оптимизацию при
различных условиях.
ПРОВЕРКА
ПРАВИЛЬНОСТИ ДАННЫХ
Обычно информация о месторождении достаточно скудная, а когда она получена в достаточном
объеме, то качество ее часто бывает неудовлетворительным (например, многофазное течение с частыми разрывами). Поэтому важно, чтобы система
оптимизации имела устойчивые к ошибкам, надежные механизмы интуитивной проверки качества
данных.
Все используемые на месторождении измерительные инструменты и приборы имеют систематическую (смещение) и случайную погрешность.
Это особенно справедливо для расходомеров, калибровка которых производится для принимаемой
плотности жидкости, почти без сомнения отличающейся от плотности реальной жидкости. Погрешность измерительного инструмента можно оценить
с помощью существующих рабочих параметров
оборудования, считая, что они остаются одинаковыми в течение довольно большого промежутка
времени.
Механизмы определения грубых ошибок проверяют значения рабочих параметров путем сравнения их с диапазоном измерений инструмента, калиброванного по верхней или нижней шкале, и когда
эти значения выходят из этого диапазона, то срабатывает сигнализация. Должны быть найдены плохие
данные и заменены альтернативными для предотвращения остановки процесса моделирования или
исключения неправильных результатов. Эти альтернативные данные могут быть измерениями альтернативного датчика (т.е. дублирующего датчика) или
расчетными данными.
Вокруг важных узлов оборудования размещаются специальные механизмы анализа качества данных. Эти элементы контролируют согласованность
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: АВТОМАТИЗАЦИЯ И КОНТРОЛЬ
группы измереПлатформа
ний, выполненСкважины
ных на местоСкважины
рождении, и
Сепарационное/вращающееся
оборудование
могут выявить
Линия сепарации
отдельные поЛиния сжатия
дозрительные
Линия нагнетания
измерения, когБереговые терминалы
да механизмы
Установки обезвоживания и осушки
определения
Линии стабилизации нефти
грубых ошибок
Линия стабилизации нефти
не обнаружи- Рис. 1. Настроенная модель позволяет контролировать рабочие параметры оборудования и выполнять
вают проблем автономные исследования и осуществлять оптимизацию
или сбоя измерительного инструмента. Например, расходы газа зультатов. При существующих рыночных ценах
на стороне всасывания компрессорных агрегатов большинство операторов месторождений рассмав параллельных линиях сжатия газа должны быть тривают оптимизацию как средство максимального
согласованы с указателями состояния соответству- увеличения существующего темпа добычи. Это явющих линий, а также с показаниями приборов о ляется главной целью рассматриваемого проекта.
потреблении мощности, со значениями давления В свете этого следует отметить ряд повторяющихся
сжатия и т.д.
аспектов.
• Переменные решения для процесса. Типичная
НАСТРОЙКА
задача оптимизации будет содержать переменные
МОДЕЛИ СКВАЖИНЫ
«очевидного» правильного решения и переменные
Скважины моделируются с помощью моделей «косвенного» решения. Переменной очевидного
индивидуальных скважин. Эти модели регулярно решения является заданное значение давления в
обновляются и калибруются для согласования с нефтяном сепараторе высокого давления. Это рефактическими характеристиками скважин. Когда гулируемая переменная, заданное значение котоимеются данные опробования, то их можно гра- рой может регулироваться в соответствии со знафически сравнить с расчетными данными, полу- чениями в оптимизаторе. Переменной косвенного
ченными с помощью модели. И если обнаружен- решения может быть частота вращения центроные отклонения будут приемлемыми (см. рис.), то бежного компрессора. В большинстве случаев это
можно уточнить зависимости рабочих параметров должна быть переменная, изменяемая с помощью
в устье скважины для согласования с данными устройства управления. Использование переменопробования скважины (обводненность, нагрузка ных косвенного решения иногда позволяет полупо нефти и газу, газовый фактор и объемы основ- чить удобный или эффективный способ решения
ных потоков).
математической задачи. Такие переменные должны тщательно анализироваться, поскольку их реКАЛИБРОВКА
гулирование может потребовать изменения схемы
Наиболее распространенным практическим включения устройств управления соответствуюметодом оптимизации является калибровка моде- щим процессом.
ли с использованием реальных данных. Любая мо• Ограничения. Они также важны, как и перемендель реального оборудования имеет присущие ей ные решения. Некоторые ограничения легко иденошибки, связанные с использованием допущений тифицируются исходя из рабочего опыта персонала
и упрощений при построении модели, посколь- и/или с помощью заданных значений параметров
ку определенные реальные условия и режимы не включения тревожной сигнализации на месторожмогут моделироваться в форме, приемлемой для дении. Другие ограничения это нечеткое выраженоптимизации (например, динамика отложения па- ные ограничения (например, производительность
рафинов в трубопроводах тяжелой нефти). Целью сепаратора нефти/газа, максимально допускаемый
калибровки является минимизация по методу наи- расход в газовом трубопроводе), значения которых
меньших квадратов задачи, требующей решения определяются на основании технических характедля всех активов, с использованием того же са- ристик существующей конструкции или лучших
мого математического алгоритма, что и для опти- практических методов и приемов работ. Иногда немизации. Это позволяет избежать использования четкие ограничения не являются реальными жестпобочных моделей и их конфигураций и упрощает кими ограничениями и могут считаться спорными.
организационную структуру модели и ее обслу- Значительный выигрыш иногда может быть достигживание.
нут ступенчатым образом.
• Целевая функция. Иногда математическое выраОПТИМИЗАЦИЯ
жение целевой функции совпадает с бизнес-целью,
В среде моделирования процесс оптимизации в других случаях целевая функция это комбинация
может проводиться для получения различных ре- экономических показателей процесса и ряда взве-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
29
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: АВТОМАТИЗАЦИЯ И КОНТРОЛЬ
шенных (отбракованных) ограничений ключевого
процесса приведенных к типу данных внутри целевой функции. Для получения правильного выражения для целевой функции необходимо провести
масштабные испытания системы с использованием
подходящих бизнес-сценариев для реальных ситуаций и состояний процесса, с которыми будет иметь
дело алгоритм решения.
Оптимизация обеспечивает поток новых идей относительно того, как выполнять работы в существующем процессе или как его модернизировать вместо
простого повторения схемы, которая уже использовалась прежде. Она дает инженерам-технологам
техническую основу для проведения оценок, которые в значительной степени зависят от конкретного
опыта и предпочтений. Оптимизация ведет к рационализации усилий технического персонала, его времени и издержек при использовании конкурирующего оборудования.
ДРУГИЕ
ПРЕИМУЩЕСТВА
Комплексное рассмотрение технических аспектов процессов и бизнес-процессов жизненно важно
для Е&P-компаний, занимающихся поиском возможностей оптимизации добычи из существующих
месторождений. Такой подход обеспечивает большую прозрачность и точность принятия решений.
Помимо создания массива достоверных и точных
данных и моделей для анализа он позволяет получить дополнительные выгоды.
Мониторинг состояния оборудования является побочным продуктом калибровки модели. Плату (долл/сут) за использование новых параметров
можно отследить и проанализировать каждый раз,
когда система калибровки модели обновляет коэффициенты уравнения (показатели настройки) для
отражения изменений рабочих характеристик оборудования из-за засорения каналов или ухудшения
его работы. Промысловые инженеры и руководство
могут использовать эту информацию при разработке графиков технического обслуживания и/или замены оборудования.
Для оценки влияния значительно изменяющих
условий работы оборудования на месторождении
на его функционирование могут проводиться исследования «что – если». Изменение условий работы может привести к изменению вводимых в модель данных и изменению различных параметров
моделей для различного оборудования. Примеры
выполненных исследований включают оценку значительных изменений конкретных заданных значений, влияния запуска незагруженного оборудования (или остановки какого-либо работающего в
данный момент оборудования) и анализ чувствительности к ограничениям (величина исключения
ограничения). Начальные данные для исследования можно получить из настроенной системы данных оборудования, оптимизированной системы и
из массива сохраненных данных предыдущего исследования.
30
РЕЗУЛЬТАТЫ
За счет создания и калибровки подробной модели можно получить большие преимущества. Она
позволяет узнать какой измерительный прибор и
оборудование работают надежно и определить те
приборы и оборудование, которые требуют особого
внимания или регулировки. В проекте Азери были
идентифицированы некоторые измерительные
приборы, которые давали неправильные показания. Некоторые из этих показаний были активными
переменными оптимизации, поэтому их неточность
непосредственно влияла на экономические показатели оборудования. Например, требовалось точно
определять окружающую температуру, поскольку
от нее зависела мощность на выходе газовых турбин. При высоких температурах окружающего воздуха выходная мощность уменьшалась (как это происходило в течение почти трех месяцев каждый год,
когда температура воздуха повышалась более 22 °С).
В течение этого периода падала производительность
компрессорных агрегатов. В другие периоды времени их производительность могла оставаться стабильной или увеличиваться.
Система Азери характеризуется довольно
сложной сетью пересекающихся находящихся
под давлением трубопроводов. Системы сжатого газа и нефти, системы нагнетания и транспорта тесно связаны друг с другом. В зоне Сангачел
значительное изменение климатических условий
в течение года играет важную роль и влияет на
характеристики (и производительность) оборудования кондиционирования газа и стабилизации
нефти. Ограничения производительности регистрировались повсюду – от устья скважины до
точек перекачки на береговые терминалы. Обеспечение требуемых объемов поставки нефти и
газа в конкретный день и/или эксплуатационная
готовность оборудования в значительной степени
влияют на выбор режимов работы оборудования
после самого эффективного его использования
при оптимальных температурах.
В большинстве случаев существуют ограничения по максимальной добыче нефти, поскольку попутный газ используется для нагнетания в пласт или
может транспортироваться на береговой терминал,
где он осушается до точки росы в соответствии со
спецификациями газопроводов для распределительных газовых сетей. На возможности использования
попутного газа влияют четыре фактора и, следовательно, на производительность оборудования обработки нефти.
• Эксплуатационные показатели компрессора
нагнетания газа (включают число находящихся в
работе линий и рабочие параметры привода газовой турбины, на которые влияют окружающие
условия).
• Заданное давление в колонне обезвоживания
газа на платформе переработки и сжатия газа (в колонну поступают все потоки добываемого газа, при
более низком давлении из-за более высокой депрессии в скважинах. Однако для подачи газа в экспорт№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: АВТОМАТИЗАЦИЯ И КОНТРОЛЬ
ный газопровод из зоны Сангачел требуется меньшее сжатие газа на платформе и меньшее давление
на выходе компрессора нагнетания газа, в результате меньшие объемы газа будут поступать в газопровод). Определение разумного компромисса является
одним из самых важных факторов при определении
максимальных квот добычи.
• Характеристики контура охлаждения пропана.
На работу конденсаторов пропана, установленных в
зоне Сангачел в блоке осушки газа с указателем точки росы, в значительной степени влияют окружающие условия.
• Заданное давление в нефтяных сепараторах
низкого давления на эксплуатационных платформах влияет на генерирование мгновенно выделяющегося газа и, следовательно, на возможность использования сильно загруженного газопровода,
связанного с платформой и линиями сжатия газа.
За счет контроля стабилизации нефти можно оптимизировать производительность транспортного газопровода.
В типичном случае использования оптимизатора для прогнозирования максимально достижимой
добычи нефти в конкретные интересующие нас
сутки было выявлено, что можно оптимизировать
заданные значения давлений для увеличения добычи в среднем на 3 %. Консультативная система помогла оператору месторождения Азери лучше оценить возможности и рабочие характеристики всего
промыслового оборудования и предложить лучшие
стратегии его использования. Оптимизатор был
применен для анализа ряда различных ситуаций,
таких как временная остановка работ на платформе, увеличение до максимума экспортируемого или
нагнетаемого газа для удовлетворения конкретных
требований и задач бизнеса и изменение окружающих условий. Во всех случаях оптимизатор по-
зволил найти правильные решения и обнаружил
интересные аспекты, связанные с протеканием
процессов и режимами работы.
Перевел В. Клепинин
Nigan Jalilova (Н. Джалилова) получила степени бакалавра и магистра
по химической технологии в Азербайджанской государственной нефтяной академии. Она начала работать инженером-технологом в компании
Altra Consultants Ltd., г. Абердин, в 1998 г. С 1999 г. Джалилова работает
в компании BP Azebaijan инженером-технологом, занимается диагностикой неисправностей, разработкой проектов и моделированием для
платформы Chirag и терминала Sangachal. Она участвует в ВР-проекте
освоения месторождения Шах Дениз в качестве промыслового инженера и инженера-технолога. В компании ВР Джалилова также занимается
оптимизацией добычи.
Abekir Tautiyev (А. Тотьев) получил степени бакалавра и магистра по технологии добычи нефти в Азербайджанской государственной нефтяной
академии. В 1997 г. он работал в компании ВР помощника по техническим вопросам, затем начал работать на морской нефтяной платформе
Chirag-1 промысловым инженером. В проекте Азери он сначала работал
инженером по эксплуатации, а затем инженером по оптимизации добычи. В январе 2006 г. он был назначен на должность координатора добычи.
В настоящее время Тотьев работает инженером службы поддержания
работоспособности скважин месторождения Азери
Mike Strathman (М. Стратман) получил степень бакалавра по системному анализу в университете Майами и магистра по финансам в Северозападном университете. Он работает более 35 лет в области энергетике.
Работал в технологической компании Marathon Oil Co., правительственных структурах США и нескольких крупных консалтинговых компаниях, а также консультантом по проблемам эксплуатации и добычи,
переработки и маркетинга, технологии и финансам. М-р Стратман является вице-президентом по промышленному консалтингу компании
Aspen Technology, Inc.
Sergi Sama (С. Сама) получил дипломы по специальностям химическая
технология и промышленное строительство в Химическом институте в г.
Сарриа и диплом по бизнес-менеджменту. Он начал свою карьеру в 1992
г. с работы в компании m2r (теперь часть компании Aspen Technology),
где занимался разработкой систем для обрабатывающих отраслей промышленности. Затем в компании Hyprotech (приобретенной в 2002 г.
компанией Aspen Technology), занимался разработкой приложений для
моделирования и имитационных моделей. В настоящее время он - директор по E&P-услугам в компании Aspen Technology, Inc.
НОВЫЕ НАЗНАЧЕНИЯ В ОТРАСЛИ
Компания Tracerco, отделение Johnson
MattheyGroupобъявилаоназначенииVince
Croud (В. Крауда) техническим директором. Он будет отвечать за проведение
R&D-операций в центре Tracer Technology
Centre в Биллингеме (Англия). М-р Крауд
опубликовал более 27 научных работ и получил патенты на 21 изобретение.
Компания IKey Energy Services Inc.
объявила о назначении Kimberly R.
Frye (К. Р. Фрай) на должность вицепрезидента и главного советника. Г-жа
Фрай работает в компании с 2002 г.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
Компания Enventure Global Technology объявила о назначении Greg Bailey (Г. Бэйли) на должность
вице-президента отдела Engineering and Technology.
М-р Бэйли имеет 20 летний опыт работы в отрасли. До
работы в компании Enventure м-р Бэйли сотрудничал
с Grant Prideco, занимая должность вице-президента
R&D-отдела.
Компания Ferguson Group объявила о назначении
Tim Sheehan (Т. Шихана) на должность исполнительного директора. Компания Ferguson Group занимается производством модулей и контейнеров. До этого
назначения м-р Шихан работал в Acergy на должности управляющего директора.
31
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ТЕХНОЛОГИИ RMOTC
АКТИВНЫЙ ДЕМПФЕР ВИБРАЦИЙ УЛУЧШАЕТ
РАБОЧИЕ ПОКАЗАТЕЛИ И УМЕНЬШАЕТ
ЗАТРАТЫ НА БУРЕНИЕ
M. E. Wassell, M. E. Cobern, APS Technology Inc.; V. Saheta и A. Purwanto, Smith International и M.
Cepeda, Rocky Mountain Oilfield Testing Center
Новый инструмент повышает производительность бурения
Новый инструмент, предназначенный для обнаружения и реагирования на вибрации бурового долота,
был испытан в Испытательном центре нефтяных месторождений Скалистых гор (Rocky Mountain Oilfield
Testing Center – RMOTC). Этот центр находится на
площади нефтяного месторождения Teapot Dome,
также известного под названием Месторождения нефтяного резерва № 3 ВМС США (NPR-3), около г. Каспер, шт. Вайоминг. Этот новый инструмент, активный
демпфер вибраций (Active Vibration Damper – AVD),
разработанный компанией APS Technology Inc., контролирует вибрации в компоновке низа бурильной колонны (КБНК) и регулирует коэффициенты демпфирования для их уменьшения. Это первое испытание
на месторождении этого инструмента, который раньше был испытан в лаборатории бурения [1].
ВВЕДЕНИЕ
AVD-демпфер был разработан по контракту с Министерством энергетики США в рамках программы
разработки оборудования для освоения глубоководных месторождений. Компания Smith Services была
коммерческим партнером и участником совместного
испытания и возможного промышленного внедрения
этого инструмента. Компании Smith и APS заключили
партнерское соглашение с RMOTC-лабораторией для
проведения испытаний AVD-демпфера на месторождении с использованием большой статистики данных по
бурению для сопоставления результатов испытаний.
RMOTC-испытания показали, что AVD улучшает экономику бурильных работ в двух областях: этот
инструмент увеличивает механическую скорость
проходки (ROP) и в то же время минимизирует вибрацию. AVD измеряет и регулирует жесткость КБНК,
реагируя таким образом на изменения нагрузки во
время бурения. Это помогает поддерживать постоянную нагрузку на долото (Weight On Bit – WOB), повышает эффективность режущих элементов, за счет
чего повышается скорость проходки (Rate Of Penetration – ROP). AVD также позволяет уменьшить вибрации бурильной колонны. За счет уменьшения вибраций, которые могут привести к разрушению долота и
других элементов бурильной колонны, увеличивается
срок службы долота и уменьшает число незапланированных спускоподъемных операций.
Осевые вибрации приводят к значительным изменениям WOB и даже к подпрыгиванию долота.
Оптимальное демпфирование обеспечивает более
согласованную WOB, в результате чего, наблюдается
меньшее разрушение и износ долота и, следовательно,
32
могут быть обеспечены более высокие ROP и больший срок службы долота. Вибрации также могут
уменьшить срок службы таких элементов бурильной
колонны, как электронный блок модуля MWD/LWD
(Измерение забойных параметров в процессе бурения/Облегченная бурильная труба c блоком) и могут
привести к разрушению вращающихся соединений.
Как стало ясно в ходе этих испытаний, поперечные
вибрации, возникающие при вращении бурильной
колонны, могут трансформироваться в осевые вибрации. Этот важный результат относится к механизму
вибрационного разрушения долота, который приводит к проблемам с подшипниками и к разрушению или
потере зубьев долота. При взаимодействии с породой
также возникают более высокие боковые ударные нагрузки, которые ускоряют износ калиброванной части
в пластах с абразивными породами. Обычно величина
поперечных вибраций значительно больше, чем осевых, и AVD помогает нарушить эту связь.
ОПИСАНИЕ AVD-ДЕМПФЕРА
Конструкция AVD-демпфера похожа на конструкцию активного амортизатора ударов, применяемого
в спортивных автомобилях последнего поколения [2].
Нижний его конец очень похож на стандартный амортизирующий переводник с блоком пружин Belleville
и с опорным радиальным и торсионным подшипниками. В верхнем модуле находится электроника, которая измеряет перемещения оправки и реагирует на
них путем регулирования величины электрического
тока в модуле демпфера. В верхнем модуле демпфера
есть две камеры, которые разделены защитной оболочкой обмоток электромагнита, рис. 1. В качестве
амортизирующей жидкости используется рабочая
жидкость, обладающая магнитными и реологическими свойствами (MagnetoRheological Fluid – MRF).
При увеличении электрического тока в обмотках
сильно увеличивается магнитное поле в демпфере,
а оно в свою очередь увеличивает вязкость MRFжидкости, что приводит к увеличению динамической жесткости инструмента. Лабораторные испытания показали, что динамическая жесткость может
изменяться в семь раз, в результате эффективный
диапазон жесткости демпфера при динамических нагрузках изменяется от 15 000 фунт/дюйм (1 фунт =
0,453 кг) до 98 000 фунт/дюйм [3].
ИСПЫТАНИЯ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ
Целью испытаний на месторождении было определение влияния различных степеней демпфирования
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ТЕХНОЛОГИИ RMOTC
Обмотки электромагнита
МR-жидкость
Испытания КБНК на месторождении
Элемент
8¾
Переводник долота
3,00
6¼
на ROP, чтобы можно было скорректировать заложенный в компьютер алгоритм работы демпфера. В ходе
испытаний при бурении интервалов пласта с известными характеристиками изменялись WOB, скорость
вращения (RPV) и демпфирование. Были проверены
нагрузки WOB равные 15 000, 25 000 и 35 000 фунт.
Скорости вращения были 60, 80 и 150 об/мин. Степени AVD-демпфирования проверялись в выключенном
состоянии, в режиме одной трети от полной нагрузки, двух третей и полной степени демпфирования.
Наконец, был использован алгоритм управления по
замкнутому циклу, в котором мощность изменяется в
соответствии с измерением тока. Такой алгоритм использовался в стандартных инструментах.
Испытания на месторождении проводились в скважине 45-4-Х-21 на NPR-3 в июле 2007 г. На основании
информации, полученной в соседней скважине, был
известен интервал твердых пород, при бурении которых имели место значительные вибрации бурильной колонны. Этот интервал состоит из сланцев и
алевролита. Типичные ROP в этом интервале были
от 5–15 фут/ч. Была выбрана «гладкая» КБНК, поскольку при ее использовании бывают высокие уровни вибраций бурильной колонны (см. табл.). Базовые
испытания были также проведены без AVD в КБНК.
Забойные параметры измерялись с помощью измерительных модулей в двух VMS-переводниках [4].
Каждый измерительный модуль измерял и регистрировал вибрации в трех ортогональных направлениях: одном осевом и двух поперечных. Записывались
максимальные и среднеквадратические (Root Mean
Squared – RMS) уровни вибраций, измеряемые каждым из трех акселерометров каждые 4 сек, и передавались на поверхность после каждого испытания.
Также сохранялись четыре пакета записей подробных измерений. Запись этих пакетов начиналась
(20 с выборки данных, зарегистрированные при частоте 1000 Гц), когда уровни вибраций превышали пороговые значения 0, 25, 50 и 75 g.
КБНК также включала MWD-модуль с гамма каротажным зондом для согласования с изменениями
забойных параметров при бурении этого интервала
пласта в соседних скважинах. Он также использовался
для измерений, необходимых для прямого управления
КБНК. На поверхности регистрировались RPM, WOB
и ROP в зависимости от глубины в течение испытаний. Уровни демпфирования при использовании AVDдемпфера могут быть заданы на поверхности и могут
изменяться в соответствии с забойными параметрами
с помощью метода регулирования расхода во времени.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
30,00
6¾
Переходник
3,00
6¾
VMS (переводники с модулями
мониторинга вибраций)
3,00
6¾
26,36
6¾
2,52
6¾
AVD-демпфер
Рис. 1. Модуль демпфирования
№1 • январь 2009
OD*, дюйм
0,70
Утяжеленная бурильная труба (УБТ)
Оправка
Длина, фут
Трехшарошечное долото, F35
VMS (переводники с модулями
мониторинга вибраций)
Переходник
3,00
6¾
30,00
6¾
УБТ
420,00
6¼
Ясы
30,00
6¼
УБТ
60,00
6¼
APS MWD-модуль
c гамма-каротажным зондом
*OD – наружный диаметр.
РЕЗУЛЬТАТЫ
Были исследованы вибрации при стандартной ROP.
Результаты испытаний при нормализованной
ROP. Анализ полученных данных был выполнен компанией Smith Technologies с помощью ее собственных
методов анализа, в которых использовались исходные переменные бурения в реальном времени вместе с каротажными данными и данными испытаний
в соседней скважине для расчета прочности породы
при свободном сжатии последовательно фут за футом. Это позволило компании нормализовать многие
переменные, насколько это возможно, и изолировать
влияние AVD демпфера на результат бурения, выраженный в виде Нормализованной ROP (NROP).
Результаты показали, что степени демпфирования оказывают значительное влияние на приращение NROP. При оптимальном AVD демпфировании
NROP увеличилась на 73 % в пластах с более мягкими
породами и на 29 % в пластах с более твердыми породами, рис. 2. И наоборот, когда демпфирование было
меньше оптимального, характеристики бурения
были хуже, и в некоторых случаях NROP была меньше полученной без AVD. Хотя эти измерения, которые были сделаны в небольшом интервале, не могут
считаться типичными, тем не менее, они иллюстрируют потенциальную ценность этого инструмента.
В некоторых случаях суммарное улучшение ROP
было неочевидным по следующим причинам. Вертикальные колебания долота, его подпрыгивание, которые устраняются за счет AVD, могут иногда привести
к увеличению мгновенной ROP, но при этом уменьшается срок службы долота. При бурении твердых пород
износ подшипников, потеря зубьев или шарошек долота могут потребовать дополнительных спускоподъемных операций. На некоторых буровых регулярно
проводятся преждевременные спускоподъемные операции, чтобы избежать таких проблем. При использовании AVD-демпфера этого больше не требуется.
33
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ТЕХНОЛОГИИ RMOTC
80
70
60
Изменение ROP, %
50
40
30
20
10
Алевролит
Сланцы
Алгоритм-алевролит
Алгоритм-сланцы
0
10
20
0
1/3
Степень демпфирования
2/3
1
Рис. 2. Влияние степени демпфирования на NROP
Особый интерес представляют результаты
с AVD-демпфером с заданием 0 % демпфирования. При такой установке демпфер действует как
стандартный амортизирующий переводник. При
бурении более мягких сланцев с такой установкой
AVD-демпфера получается только небольшое 7%ное улучшение, но при бурении более твердого алевролита NROP фактически уменьшается на 13 %. Это
показывает, что стандартные амортизирующие переводники не всегда могут обеспечить требуемую
NROP во всех типах пород.
В качестве стандартного инструмента AVD будет
работать как автономная система с замкнутым контуром с использованием алгоритма обнаружения
изменений в перемещениях оправки и задания соответствующей степени демпфирования как реакции на эти изменения. В более твердом алевролите
этот алгоритм лучше подходит, чем работа демпфера
при задании постоянного режима. В более мягких
сланцах использование такого алгоритма значительно увеличивает NROP, приблизительно на 50 %, но
немного меньше, чем при постоянной степени демпфирования, равной одной трети. Это показывает, что этот алгоритм требует некоторых доработок
для получения по-настоящему оптимальной ROP для
прочностей на сжатие всех типов пород.
Результаты испытаний на вибрации. Анализ
пакетных данных, полученных с помощью VMSпереводников, дает очень интересные результаты.
Выполненный анализ Фурье показал, что при обычной (1х) и в три раза большей частоте вращения
(3х) были сильные реакции, рис. 3 и 4. При частотах
между 100 и 140 Гц также были сильные реакции, измеренные находящимся ниже VMS-переводником.
Как можно предположить, они индуцируются твердосплавными вставками трехшарошечного долота.
Верхний VMS-переводник также зарегистрировал
1х-и 3х-частоты, однако, уровни более высоких резонансных частот значительно уменьшились. Они
были отфильтрованы AVD-демпфером, за счет чего
уменьшилась возможность разрушения элементов выше AVD. Из рис. 5 и 6, на которых показаны
RMS-значения вибраций от степени демпфирования, следует, что при степени демпфирования, равной одной трети, например, для верхнего и нижнего
переводников осевая и поперечная вибрации будут
сведены к минимуму. Таким образом, AVD не только
Пакет измерений
№3
Пакет измерений
№4
Рис. 3. Частоты вибраций, нижний VMS-переводник
Пакет измерений
№3
Пакет измерений
№4
Рис. 4. Частоты вибраций, верхний VMS-переводник
34
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ТЕХНОЛОГИИ RMOTC
Поперечные вибрации
в верхнем переводнике, сланцы
Поперечные вибрации в нижнем
переводнике, сланцы
Осевые вибрации в верхнем
переводнике, сланцы
Осевые вибрации в нижнем
переводнике, сланцы
Вибрации, g
20
15
10
5
0
0
1/3
2/3
Степень демпфирования
1
Рис. 5. Вибрации бурильной колонны, сланцы
Поперечные вибрации в верхнем
переводнике, алевролит
Поперечные вибрации в нижнем
переводнике, алевролит
Осевые вибрации в верхнем
переводнике, алевролит
Осевые вибрации в нижнем
переводнике, алевролит
20
Вибрации, g
15
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
10
5
0
0
1/3
2/3
Степень демпфирования
1
Рис. 6. Вибрации бурильной колонны, алевролит
уменьшает вибрации в бурильной колонне, но также
и в долоте, в результате чего увеличивается ROP, как
было отмечено при испытаниях.
ВЫВОДЫ
AVD-демпфер значительно улучшил характеристики бурения в этом испытании. В сланцах
NROP увеличилась на 73 %, а в алевролите на 29 %.
AVD-демпфер реагирует на изменения в литологии,
а процесс бурения на изменение степени демпфирования, поэтому обеспечивается увеличение NROP.
Оптимизация степени демпфирования демпфера
позволяет минимизировать вибрации в элементах
выше и ниже AVD-демпфера. AVD фильтрует более
высокие частоты выше демпфера.
На основании этих результатов можно сделать вывод, что за счет способности AVD активно контролировать и реагировать на вибрации во время бурения
увеличивается NROP, поскольку обеспечивается более постоянный контакт долота с породой, и эффективность бурения, таким образом, улучшается. Будет
увеличен срок службы долота за счет исключения
его разрушения из-за ударов и вибраций. Он позволит увеличить проходку в футах конкретного долота,
уменьшить число спускоподъемных операций при
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
бурении интервала и увеличить срок службы датчика системы измерения забойных параметров.
В течение прошлого годы были проведены дополнительные испытания на месторождении при бурении пород с очень высоким пределом прочности при
сжатии, таким как породы месторождения Тревис
Пик. Эти испытания показали, что разрушение зубьев долота значительно уменьшилось, а ROP увеличилась более чем на 10 %. Это соответствует результатам, полученным при бурении более твердых пород
в центре RMOTC. При бурении в Западном Техасе
глубоких скважин с использованием утяжеленных
буровых растворов на углеводородной основе долотом для твердых пород и поликристаллическим шарошечным долотом для тяжелых условий работы было
получено значительное увеличение ROP и проходки
по сравнению с соседними скважинами. Запланировано проведение нескольких дополнительных испытаний в ближайшее время. Результаты будут более
подробно обсуждаться в следующих статьях.
Перевел В. Клепинин
1. Cobern, M.E. et al., «Drilling tests of an active vibration damper», presented at the 2007 SPE/IADC Drilling
Conference, Amsterdam, Feb. 20–22, 2007. SPE/IADC
105400.
2. St. Antoine, A., «First drive: 2007 Ferrari 599 GTB
Fiorano», Motor Trend, July 2006, pp. 64 ff.
3. Cobern, M. E. and M. E. Wassell, «Laboratory testing
of an active drilling vibration monitoring & control system», presented at the AADE 2005 National Technical
Conference and Exhibition, Houston, April 5–7, 2005.
AADE-05-NTCE-25.
4. APS Technology, «Technical data sheet: Vibration
Memory Sub (VMS)», 2008, http://aps-tech.com/tds/
APS-VibMemSub.pdf.
Mark E. Wassell (М. Е. Воссел), руководитель подразделения аналитической техники компании APS Technology. Он является признанный
ведущим экспертом в области динамики бурения с более чем 25-летним
практическим опытом работы. М-р Воссел владеет множеством патентов на изобретения и опубликовал несколько технических статей. До
работы в APS Technology м-р Воссел работал в компаниях Ingersol-Rand,
Teleco и Baker Hudges INTEQ. Он получил степень бакалавра по механике в университете Аризоны.
Martin E. Cobern (М. Е. Коберн), вице-президент по НИР компании APS.
Он отвечает за разработку и промышленное внедрение собственных
продуктов и технологий компании. М-р Коберн более 30 лет занимается
разработкой датчиков и систем измерения скважинных параметров и
имеет восемь патентов, внедренных на месторождениях. М-р Коберн
получил степень доктора по физике в Йельском университете.
Vishal Saheta (В. Сахета), технический инспектор в компании Smith
Services. В настоящее время занимается разработкой буровых инструментов. М-р Сахета имеет девятилетний опыт работы в области
разработки техники для освоения и обслуживания нефтяных месторождений. М-р Сахета получил степень магистра по механике в университете Пердью.
Arifin Purwanto (Э. Пурвонто) в компании Smith Services занимается оптимизацией буровых долот. Он имеет более чем 17-летний опыт работы
в сфере обслуживания нефтегазовых месторождений. М-р Пурвонто
получил диплом по электронике в университете Индонезии.
Mandy Cepeda (М. Сепеда) работает в RMOTC техническим писателем/
редактором c ноября 2006 г. Раньше м-с Сепеда занималась подготовкой
докладов, редактированием печатных документов, графическим дизайном и маркетингом. М-с Сепеда получила степень бакалавра по журналистике в университете Вайоминга.
35
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ДОБЫЧА
ОПТИМИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА
«ХОЛОДНОЙ» ДОБЫЧИ
ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ
ВМЕСТЕ С ПЕСКОМ
P. M. Collins, Petroleum Geomechanics Inc., Калгари; M. B. Dusseault, Университет Ватерлоо, Онтарио;
D. Dorscher1, E. Kueber2, Nations Energy Company Ltd.
Стимулирование добычи песка обеспечило высокие дебиты нефти с меньшими рисками
В 2000 г. компания Nations Energy приступила
к «холодной» добыче тяжелой нефти вместе с песком (cold heavy oil production with sand – CHOPS)
на новых участках, расположенных на крыльях
разбуренной центральной части месторождения
Каражанбас (КВМ). Это гигантское, залегающее
на небольшой глубине месторождение тяжелой
нефти находится на западе Казахстана. Для подъема нефти на поверхность применяются винтовые
насосы, а поступление песка в перфорированные
интервалы не ограничивается. К январю 2004 г. добыча нефти достигла 38 000 брл/сут и увеличилась
за четыре года более чем на 25 000 брл/сут. Поступление песка намного меньше, чем на канадских
месторождениях ввиду меньшей вязкости нефти,
а добыча воды больше из-за большей подвижности
воды и активных краевых вод.
Метод CHOPS является экономически эффективным для этого месторождения, обеспечивая КИН
8–15 % из интервалов толщиной 10–33 фут (1 фут
= 0,3048 м), для которых тепловые методы добычи
экономически не оправданны. В более мощных зонах планируется вслед за CHOPS прибегнуть к паротепловому воздействию, чтобы воспользоваться
увеличением проницаемости и сжимаемости пласта, обусловленного процессом CHOPS.
ВВЕДЕНИЕ
Метод CHOPS, недавно разработанный в Канаде
первичный метод добычи, предусматривает сознательную добычу пластового песка с целью увеличения добычи тяжелой нефти при малых затратах и
без теплового воздействия. В Канаде он используется примерно в 10 000 скважинах, обеспечивая добычу 500 000 брл/сут нефти, что составляет около 15 %
всей добычи нефти в стране. Решены все вопросы,
связанные с наличием в продукции скважин песка,
его откачки, сепарации, транспортировки и утилизации, при этом эксплуатационные расходы в два
раза меньше расходов при пароциклическом воздействии или парогравитационном дренаже.
Гигантское нефтяное месторождение Каражанбас, расположенное на полуострове Бузачи в
1
2
В настоящее время работает в Canoro Resources в Индии.
В настоящее время работает независимым консультантом.
36
Объект 1
Объект 2
Объект 3
Меловые
отложения
Юрские
отложения
Центральная часть КВМ
Запад
Восток
Разрез регионального простирания
Рис. 1. Поперечный разрез центральной части месторождения
Каражанбас
северо-восточной части Каспийского моря, имеет
характеристики, благоприятствующие успешному
применению CHOPS. Находящиеся на небольшой
глубине объекты разработки представлены высокопроницаемыми несцементированными песчаниками, насыщенными тяжелой нефтью с растворенным
в ней метаном. Активные подошвенные воды и пропластки активной воды отсутствуют, продуктивные
зоны имеют однородный состав, плоское залегание,
высокую нефтенасыщенность.
История разработки. Месторождение было открыто в 1974 г. и стало крупнейшим неглубоко залегающим месторождением вязкой нефти, разрабатываемым в СССР (рис. 1). Чтобы добыча была
рентабельной, применялись различные методы с целью снижения вязкости нефти с 340–450 сП до 1–
10 сП. Компания Nations Energy получила контроль
над месторождением в 1997 г. и предложила несколько программ активной разработки. На 1 января 2003 г.
на месторождении было пробурено более 1700 скважин, в том числе 1138 добывающих и 441 нагнетательная. Большинство из них расположены на освоенных
площадях, в центральной и западной частях месторождения.
К настоящему времени из месторождении добыто 18,3 млн т нефти, или около 7,7 % начальных запасов, и 56,3 млн т жидкости.
Геология. Запасы тяжелой нефти (вязкостью
∼400 сП) сосредоточены в семи горизонтах толщиной 130 фут в несцементированных песчаниках
аркозовой литологии с угловатыми зернами с пористостью от 28 до 32 % и проницаемостью около 0,5 Д.
Газовая шапка отсутствует.
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ДОБЫЧА
В структурном отношении месторождение представляет собой пологую антиклинальную складку,
расположенную в возвышенной части поднятия
Бузачи, окаймленную предкаспийским бассейном
на севере, южным каспийским бассейном на юге и
северо-устюртским бассейном на востоке.
Имеется сложная система сбросов, при этом обширный основной пояс сбросов с простиранием
105–285° разделяет кровлю структуры на южный
приподнятый блок и северный опущенный блок,
образуя систему горстов и грабенов. Пояс сбросов
представляет собой серию перекрывающих друг
друга сбросов, простирающихся с востока-северовостока на запад-юго-запад. По-видимому, она контролировала региональное перемещение флюидов и
скопление нефти в структурных поднятиях. Система сбросов погружается к северу, при этом наибольшая амплитуда сброса – 490 фут – отмечается на
западе, уменьшаясь до 130 фут на востоке.
Сведения о строении месторождения имеют первостепенное значение для планирования CHOPS и
распространении его на крылья ввиду наличия там
зон активной воды. На месторождении выделено
много песчаных пластов, некоторые из них являются нефтеносными и представляют возможный экономический интерес. Эти перспективные пласты
объединены в три объекта разработки в порядке
увеличения глубины и возраста.
• Объект 1 состоит из горизонтов А, Б и В.
• Объект 2 состоит из горизонтов Г и Д.
• Объект 3 состоит из горизонтов Ю1 и Ю2
(юра).
Мощные проницаемые горизонты А, Г и Ю1 содержат примерно 95 % начальных запасов нефти и
являются экономически выгодными при использовании современных технологий.
До 2000 г. разработка велась в основном в центральной части месторождения. Оконтуривание
запасов на сложных краевых участках началось в
июне 2000 г., а после 2001 г. приступили к масштабному бурению и разработке. Крылья месторождения представляют собой монотонно падающие
крылья антиклинальной структуры; новые участки
разработки (объекты 1–3) находятся в этих периклинальных зонах.
шими действими, проверить новое эксплуатационое
оборудование и выяснить, будут ли продуктивные
зоны хорошо реагировать на CHOPS. Результаты
работы скважин оказались обнадеживающими, поэтому к июню 2003 г. еще 23 скважины, пробуренные на восточном крыле, также эксплуатировались
методом CHOPS.
Средние дебиты нефти скважин, проведенных на
объекты 1, 2 и 3, составили соответственно 277, 136
и 147 брл/сут. Средние начальные удельные дебиты
на всех объектах превышали 15 брл/сут⋅фут. Средняя обводненность новых пробуренных скважин
составила 20 % (в пределах 10,7–32,6 %). Для сравнения, обводненность при паротепловом воздействии
обычно превышает 80 %.
К июню 2003 г. на новых участках было добыто
7,76 млн брл нефти. Значения КИН составили 0,7 и
2,5 % в объектах 1 и 2, 4,2 % в объекте 3 восточный и
1,6 % в объекте 3 западный.
НОВЫЙ ПЛАН
РАЗРАБОТКИ
Целью нового плана была разработка малоразбуренного восточного крыла. Вначале пробурили 29
новых скважин и задействовали под «холодную» добычу до внедрения теплового воздействия. Основной задачей стало получение более полной и точной
информации с тем, чтобы определиться с дальней-
ПЛАСТОВЫЕ
ФЛЮИДЫ
Плотность нефти равна 934–946 кг/м3. Растворенный газ, добываемый на месторождении, содержит 93–97 % метана, 0–3 % азота, остальное составляет С2+. Присутствует незначительное количество
углекислого газа (менее 0,3 %).
К началу бурения скважин давление насыщения
было меньше пластового давления. Первоначально
на месторождении было аномально высокое пластовое давление, при этом растворимость метана
была ниже параметров насыщения и свободный газ
отсутствовал. Такие условия благоприятны для реализации процесса CHOPS, поскольку механизм вытеснения пенистой нефти будет проявляться в максимальной степени.
Газовые факторы по 63 скважинам снижаются
по мере разработки участков в результате разгазирования, а также из-за того, что паротепловое воздействие вытеснило растворенный газ. В настоящее
время давление насыщения ниже начального пластового давления (табл. 1).
В скважинах CHOPS в Канаде газовые факторы,
как правило, растут, но только очень медленно. Это
говорит о том, что сплошная газовая фаза не развивается ввиду большой вязкости и соответствующего низкого коэффициента диффузии газа. В
скважинах CHOPS на месторождении Каражанбас
газовые факторы, вероятно, будут расти со временем, но более медленно, чем при обычных методах
эксплуатации. За прошедшие полтора года существенное увеличение газового фактора было отмечено в некоторых скважинах, которые после этого
были остановлены.
Таблица 1. Газовые факторы и растворимость газа
Таблица 2. Вязкость дегазированной нефти
Объект
Начальный газовый
фактор, фут3/брл
Текущий газовый
фактор, фут3/брл
1
2
3
8,4
8,4
8,6
5,2
6,4
8,6
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Растворимость газа,
фут3/брл/атм
№1 • январь 2009
0,185
0,217
0,2
Объект
Средняя начальная
вязкость, сП
Средняя текущая
вязкость, сП
1
2
3
240
340
402
410
364
402
37
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ДОБЫЧА
Вязкость нефти также выше на разбуренных
участках, что вероятно связано с разгазированием
(табл. 2). Вязкость тяжелой нефти в месте залегания
в значительной степени зависит от температуры.
Это обстоятельство, а также присутствие растворенного в нефти газа являются причиной различной
вязкости нефти в разных пластах.
МЕХАНИЗМ CHOPS
Дебиты скважин, добывающих тяжелую нефть
в Канаде, возрастают до 20 раз, если стимулируется
поступление песка. Метод CHOPS основан на следующих принципах.
• Пластовый песок сознательно и намеренно добывается вместе с флюидами.
• Схема заканчивания скважин способствует поступлению песка.
• Борьба с поступлением песка не проводится.
• Чтобы справиться с непрерывным поступлением песка, предпочтение отдается винтовым насосам.
• Дебиты нефти значительно снижаются, если
прекращается добыча песка.
• Интенсивный капитальный ремонт скважин
способствует возобновлению поступления песка.
Имеется несколько механизмов, обусловливающих увеличение добычи нефти и обнаруженных в
скважинах CHOPS [1, 2].
Переформированная зона. Отбор песка путем
его «разжижения» и перемещения в скважину
приводит к образованию в пласте полости, вероятнее всего в виде пронизанной каналами и переформированной зоны, заполненной суспензией
песка, воды, нефти и газа. В этой зоне возрастает
проницаемость и скважина ведет себя так, как будто она имеет увеличивающийся радиус. Только за
счет этого явления добыча возрастает в 4–5 раз,
но лишь позднее при эксплуатации скважины,
после добычи из нее большого количества песка
(1000–15 000 брл).
Вытеснение пенистой нефти. В методе CHOPS
используется механизм вытеснения пенистой нефти, получаемый с помощью растворенного газа
[3]. В скважинах создается большая депрессия, и
в поры вмещающей породы выделяется газ в виде
пузырьков. Однако сплошной газовой фазы не образуется. Газ остается в виде пузырьков, которые
расширяются в результате снижения давления в
процессе добычи. Таким образом, пузырьки газа
выполняют функцию «внутреннего движителя»,
вытесняя суспензию в скважину со скоростью,
превышающей ту, что дают традиционные теории
течения жидкости.
В случае повышенной вязкости нефти газовый
фактор остается постоянным, и во время уплотняющего бурения начальное пластовое давление можно
зафиксировать всего в нескольких сотнях метрах от
действующей добывающей скважины. При эксплуатации скважин пузырьки газа продолжают расширяться и выделяться, обеспечивая накопление газа,
которое поддерживает пластовое давление. Это
38
имеет немаловажное значение для метода CHOPS,
поскольку замедленное истощение запасов газа
означает, что пока процесс продолжает распространяться дальше от скважины, в пласте имеется энергия вытеснения за счет растворенного газа.
Пенистая нефть образуется в зоне, которая распространяется дальше от скважины вслед за расширением нарушенной и переформированной зоны.
Зона наибольшего градиента давления распространяется дальше от скважины, где она выводит из состояния равновесия все новые массы песка. Эксплуатация скважин при забойном давлении меньше
давления насыщения значительно увеличивает дебит и КИН.
Устранение скин-эффекта. В призабойной зоне
скважин, добывающих тяжелую нефть, может
иметь место значительный скин-эффект в результате закупоривания узких участков пор выпавшими асфальтенами, мелкозернистыми и глинистыми
частицами. Процесс CHOPS непрерывно сдвигает
и перемещает песчаные зерна, предотвращая закупоривание узких участков пор. По мере того, как
сверхпористая и сверхпроницаемая нарушенная
зона распространяется дальше от ствола скважины,
значение скин-фактора становится все более отрицательным по величине.
МОДЕЛИРОВАНИЕ CHOPS
Многие процессы, происходящие во время
CHOPS, не могут быть полностью смоделированы
с помощью стандартных программ моделирования.
К этим процессам относятся.
• «Разжижение» вмещающих пород со значительным изменением пористости.
• Напряженность в сочетании с движением флюидов.
• Неустановившийся режим с изменяющимся составом при вытеснении пенистой нефти.
• Течение суспензии в пласте.
• Непрерывно изменяющиеся граничные условия.
• Значительные изменения физических параметров вследствие расширения и «разжижения».
• Перераспределение напряжений [4, 5].
• Использование при моделировании результатов отбора проб и исследований непроверенной надежности.
Были выполнены многочисленные адаптации лабораторных моделей песчаных пластов к истории
разработки, но изменение параметров проводилось
произвольно или с недостаточными ограничениями.
Вопрос о том, имеют ли процессы, происходящие
в лаборатории, приемлемую связь с процессами,
происходящими в пласте, остается пока невыясненным.
Моделирование по аналогии. Хотя существует
физическое моделирование CHOPS [6], для прогнозирования поведения скважин CHOPS на месторождении Каражанбас выбрали эмпирический
подход с привлечением характеристик аналогичных
скважин и месторождений.
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ДОБЫЧА
РЕАЛИЗАЦИЯ МЕТОДА
«Холодная» добыча тяжелой нефти вместе с песком на месторождении Каражанбас началась в середине 2000 г. Скважины заканчивали в отдельных
интервалах в пределах горизонтов мелового и юрского периода и на участке, где не применялись другие методы.
Дебиты нефти составили 200–400 брл/сут, что
выше дебитов типичных скважин CHOPS в Канаде
(100–130 брл/сут). Вероятно, это связано с меньшей
вязкостью нефти.
Вторжение воды не сказалось отрицательно на
добыче нефти. Это обнадеживает, поскольку имеются большие запасы краевой воды как в результате нагнетания пара в центральной части месторождения, так и сброса промысловых вод на глубине
1640 фут от поверхности. Продолжающийся сброс
воды по периметру приведет к постоянному прорыву воды в скважины CHOPS. Необходим более умелый подход к использованию и сбросу воды.
Из скважин, вступивших в эксплуатацию первыми, уже добыто в среднем более 250 000 брл нефти
(горизонт Ю1), без нагнетания пара и при экономически оправданных дебитах. Конечная добыча из
этих скважин будет в 1,5–2 раза больше.
Предполагалось, что дебит нефти будет зависеть
от толщины продуктивной зоны. Однако обнаружилась лишь слабая зависимость. Такие параметры,
как проницаемость пласта и непрерывно увеличивающаяся продуктивность скважин в результате
CHOPS привели к значительному отклонению от
предполагаемой прямолинейной зависимости.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
Дебит нефти, брл/сут
Для метода аналогий требуется количественное
определение интервалов изменения соответствующих характеристик рассматриваемой залежи:
геологических параметров, параметров флюидов
и параметров их течения. Затем необходимо найти базы данных по имеющимся месторождениям
CHOPS с аналогичными характеристиками. Если
существует много аналогов, выбирается подгруппа
месторождений, по которым приводятся данные о
скважинах. К таким данным относятся дебиты отдельных скважин (по нефти, воде и желательно песку и газу). Если скважин слишком много, для корректного анализа в соответствующих временных
рамках выбирается группа скважин на определенной площади (например, 2–4 км2). Желательно,
чтобы в окончательном коротком списке аналогов
были залежи с характеристиками, попадающими
в интервал характеристик рассматриваемой залежи.
Проводя сравнение с аналогами, можно приблизительно определить «типичную» добычу нефти,
воды, газа и песка для новой залежи. Такой подход
к моделированию и прогнозу достаточно надежен,
поскольку основан на фактических статистических
данных и предполагает лишь несколько допущений.
Однако пользоваться им следует осторожно и заново проверять при поступлении данных по новому
проекту.
Накопленная добыча песка, брл
Рис. 2. Зависимость между дебитом нефти и накопленной добычей песка
Накопленная добыча песка достаточно хорошо
коррелирует с накопленной добычей нефти. Это
особенно справедливо для небольших значений накопленной добычи нефти, и возможно отражает тот
факт, что для раннего периода эксплуатации скважин характерен меньший разброс накопленной
добычи песка. Позднее, по мере развития процесса CHOPS, добыча нефти сопровождается добычей
меньшего количества песка, и оно может существенно варьировать по скважинам.
Рис. 2 показывает, что имеется наглядная зависимость между дебитом нефти и накопленной добычей песка [7]. Это самая убедительная зависимость,
выявленная при анализе, которая показывает, что
метод CHOPS успешно применяется на месторождении. Практическая ценность этой зависимости
такова: для оптимальной работы скважин должна
поощряться и стимулироваться добыча песка.
Если накопленная добыча песка является критерием «здоровья» скважины, то содержание песка
является ее «пульсом». Без непрерывной добычи
песка процесс CHOPS становится неустойчивым и
даже затухает. Необходимо измерять добычу песка
по каждой скважине с тем, чтобы в случае необходимости можно было выполнить капитальный ремонт
скважины для восстановления добычи песка.
Поскольку высокое содержание песка приходится на раннюю стадию, когда прошло еще мало времени для улучшения работы скважин, корреляция
с дебитом нефти обычно бывает слабой или отрицательной. Наблюдался большой разброс значений
производительности скважин, при этом корреляция
с содержанием песка почти отсутствовала.
Предполагалось, что влияние обводненности продукции будет двойственным: на ранней стадии приток воды будет мешать добыче нефти, и корреляция
будет отрицательной, однако на позднем сроке эксплуатации скважин, когда накопленная добыча песка и дебиты нефти возрастают, корреляция будет
положительной.
Полученные результаты показали, что ярко выраженная корреляция между дебитом нефти и обводненностью отсутствует. Они вновь подтвердили, что
высокие дебиты нефти сохраняются и при высокой
обводненности, поскольку говорят о том, что значительный рост добычи воды не означает необходимость остановки скважины. Небольшая вязкость
39
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ДОБЫЧА
Каражанбас Объект 1
Объект 2
А, Б, В
Г, Д
846
951
32,8
53,1
580
653
28,0
30,0
Объект 3
Ю1, Ю2
1230
72,8
624
29,0
Лусленд
Провост
Лашберн В. Спарки
Эдам Васека
Маруэйн
Л. Гранд Рапидс
Эдам Норт Васека
Лоу Лейк Васека
Болдвинтон Спарки
Фримонт В. Спарки
MbkknM_ss
Kdina
Ksprky_ss
Kwaseca
Ksparky
Kgrad_rp_L
Kwaseca
Kwaseca
Ksparky
Ksparky
2425
2740
1762
1414
1686
1804
1457
1670
1965
2103
38,7
10,6
14,9
20,5
11,6
41,0
17,4
12,0
14,1
9,5
914
824
∼725
∼580
435
551
∼580
∼653
∼798
∼870
31,5
26,0
25,0
27,0
33,0
34,0
25,0
36,0
25,0
35,0
нефти на месторождении означает, что отношение
подвижностей нефти и воды тоже невелико, и это
обстоятельство благоприятно, когда одновременно
происходит добыча воды. Это позволяет предположить, что заводнение пластов тоже будет выгодным,
как это и было запланировано позднее для песчаников толщиной менее 23 фут.
Из самой удачной скважины № 4834 добыто
около 500 000 брл нефти, вдвое больше средней
добычи скважин CHOPS. Она находится в непосредственной близости от центральной части
месторождения, где проводилось интенсивное
нагнетание пара. Скважины № 4529 и 4670, расположенные ниже на структуре, имеют среднюю
добычу нефти, однако добыча воды по ним оказалась даже больше.
КАНАДСКИЕ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ-АНАЛОГИ
Чтобы оценить пригодность метода CHOPS
для месторождения Каражанбас, провели анализ
канадских месторождений для отбора аналогов
(табл. 3).
Было выбрано десять канадских месторожденийаналогов, на которых применяется метод CHOPS.
По этим месторождениям был сделан целый ряд выводов.
• Там, где в одном пласте совместно применяются
горизонтальные скважины, метод CHOPS является
более рентабельным и обеспечивает более высокий
КИН.
• Не все скважины CHOPS являются успешными:
10–30 % скважин могут быть нерентабельными.
• Существует большая неопределенность в прогнозируемости дебитов скважин, накопленной добычи и поведения месторождения.
• Добыча из скважин растет в течение 1–4 лет
после начала CHOPS.
40
445
472
500(Ю1)
175(Ю2)
3000
802
1497
3610
3544
5748
294
1933
k h/μ, мД фут/сП
КИН, %
Абсолютная вязкость
нефти при 30 °С, сП
Газосодержание,
фут3/брл
Водонасыщенность,
%
Плотность нефти,
кг/м3
Температура, °С
Проницаемость, мД
Пористость, %
Начальное давление,
фунт/дюйм2
Зона
Толщина, фут
Месторождение
Глубина, фут
Таблица 3. Сравнение характеристик месторождения Каражанбас и канадских месторождений (данные 2003 г.)
26
27
939
940
28
26
5,58
6,86
410
364
–
–
35,60
68,93
30
940
31
8,00
455
–
28,02
30
27
983
914
991
988
981
993
988
971
978
955
25
22
30
30
19
13
30
30
30
30
10,00
7,00
1400
42
10835
15880
8301
7103
6140
7840
3789
1562
11,4
50,0
15,0
15,3
7,0
82,98
201,75
2,07
4,66
0
20,47
22
21
8,00
11,7
24,5
24,3
16,5
8,79
1,08
11,7 8
• Содержание песка в начале добычи составляет
30–40 %, снижаясь через 4–5 месяцев до 0,5–1,5 %.
• После прорыва воды (объемный водонефтяной
фактор превышает 3) интенсивная добыча может
привести к увеличению КИН за счет вязкостного
сопротивления при условии, что не прекращается
поступление песка.
• Заключительная стадия эксплуатации скважин
CHOPS обычно характеризуется быстро нарастающей обводненностью и падением дебита нефти.
• Есть все основания предполагать, что при сроке
эксплуатации скважины 5–10 лет добыча нефти из
нее составит от 63 000 до 190 000 брл (максимально
до 630 000 брл).
• КИН выше при добыче более легкой, маловязкой нефти.
• Газовый фактор должен оставаться постоянным,
поскольку газ совместно добывается с нефтью.
• Рост газового фактора из разрабатываемого
длительное время месторождения свидетельствует
о появлении сплошной газовой фазы и окончании
режима вытеснения пенистой нефти.
• Для эффективного применения CHOPS в пласте
должно быть достаточное количество растворенного газа. Об этом следует помнить при переводе старых эксплуатационных участков под метод CHOPS,
останавливая скважины с высоким газовым фактором и сохраняя пластовое давление.
• Конечный КИН колеблется от 14 до 20 %, а на
месторождении Провост с маловязкой нефтью он
составляет 50 %.
• Рентабельная добыча может осуществляться из
зон толщиной 8 фут.
• «Агрессивное» заканчивание скважин способствует развитию механизма вытеснения пенистой
нефти и увеличению поступления песка.
• Чтобы обеспечить оптимальную добычу воды,
песка и нефти, необходимо постоянно проводить
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ДОБЫЧА
МОДЕЛЬ ПРОГНОЗА
Ввиду сложных физических процессов, типичных для метода CHOPS, стандартные модели коллектора непригодны. В настоящее время наилучшим
методом прогноза показателей CHOPS является эмпирический подход.
Уравнение Фогеля. Для оптимальной добычи методом CHOPS необходимо соответствующее забойное давление, максимально увеличивающее дебит
нефти. Фогель установил, что одна безразмерная зависимость производительности от притока справедлива для нескольких гипотетических коллекторов с
режимом растворенного газа при широком диапазоне параметров. Его уравнение является нелинейным следствием линейного уравнения коэффициента продуктивности, когда пластовое давление ниже
давления насыщения Pbp.
Установлено, что уравнение Фогеля применимо
для любого коллектора, в котором газонасыщенность увеличивается по мере снижения давления.
Оно также применимо к обводненным скважинам,
поскольку увеличение газонасыщенности сопровождается уменьшением проницаемости по воде.
Такой подход применим в скважинах с обводненностью до 97 %.
Исходя из того, что известно пластовое давление
и давление насыщения, в уравнении Фогеля используется одноточечная аппроксимирующая зависимость отдельной точки данных, представленная дебитом нефти (qo(t)) и забойным гидродинамическим
давлением (Pwf(t)), для нахождения методом экстраполяции дебитов нефти при разных значениях гидродинамического давления.
Применимость уравнения Фогеля к месторождению Каражанбас. Основное предположение,
сделанное в формуле Фогеля, состоит в том, что при
прочих равных условиях изменение коэффициента
продуктивности обусловлено полным гидравлическим сопротивлением, причиной которого является
выделение газа в поровом пространстве. По суще-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
ству, данное уравнение пригодно для определения
изменения добычи при изменении забойного гидродинамического давления, которое также связано с
частотой вращения винтового насоса.
Однако применительно к месторождению Каражанбас эта методология правомерна только для
короткого периода времени после определения
каждой отдельной кривой Фогеля, каждая из которых зависит от конкретных значений Pwf(t) и qo(t), зарегистрированных во время исследования. Дело в
том, что кроме выделения газа, на характеристики
притока в скважину CHOPS значительно влияют
и другие неустановившиеся факторы, так что после относительно короткого периода времени они
играют главную роль в режиме и характере течения.
Подтверждением тому стала неудовлетворительная
аппроксимация данных промысловых исследований
многочисленными кривыми Фогеля, построенными
для каждой скважины. Практически ни одна точка
не легла на кривые Фогеля, даже при незначительной обводненности скважин.
Кроме того, в уравнении Фогеля предполагается
нулевое или постоянное во времени значение скинфактора. В то время как процесс CHOPS непрерывно изменяет коллектор, увеличивая коэффициент
продуктивности, что приводит к значительному отклонению от уравнения, что и подтвердили результаты.
На самом деле, все скважины CHOPS на месторождении демонстрируют значительный рост
коэффициентов продуктивности во времени. Это
соответствует все более возрастающему по величине отрицательному скин-фактору, что сопоставимо с эффектом достаточно успешной операции
по интенсификации притока или радикальным
изменением схемы заканчивания скважины.
Метод CHOPS безусловно увеличивает коэффициент продуктивности с течением времени либо
за счет развития микроканалов в пласте, либо за
счет увеличения высокопроницаемого, очень подвижного кольцевого пространства вокруг ствола
скважины.
Совершенно очевидно, что уравнение Фогеля
можно использовать в качестве ориентира при выборе необходимого забойного гидродинамического
Коэффициент продуктивности, брл/сут⋅фунт/дюйм2
переоценку дебитов скважин и производительности
лифта.
Характеристики месторождения Каражанбас в
целом лучше характеристик канадских месторождений, за исключением меньшей проницаемости.
После того, как скважина пробурена и окупила себя,
экономически целесообразным может быть переход
на вышележащий горизонт и разработка зон толщиной 8–11 фут.
Ожидалось, что значения КИН на месторождении Каражанбас должны достигнуть 25–35 %, прежде чем применять метод повышения нефтеотдачи.
На сегодняшний день они ниже и меняются от 8 до
15 %. Значительное увеличение газового фактора в
некоторых скважинах снизило давление в них до 1
МПа, и они были остановлены в ожидании применения метода повышения нефтеотдачи. Что же касается центральной (старой) части месторождения,
где метод CHOPS не применялся, то здесь значение
КИН составляет 7,7 %.
Нефть
Вода
Жидкость
Рис. 3. Нестационарный коэффициент продуктивности скважины № 3607
41
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Скважины
B
C
Время, сут
Рис. 4. Начальные коэффициенты продуктивности
давления. Вместе с тем, следует регулярно измерять
значения Pwf и qo.
Нестационарный коэффициент продуктивности. Коэффициент продуктивности является более надежным показателем состояния скважины
CHOPS, чем ее дебит. Это связано с тем, что он в
намного меньшей степени зависит от других факторов, влияющих на дебит, таких как, производительность насоса, остановка скважины и забойное
гидродинамическое давление. Графики изменения
коэффициента продуктивности во времени можно
использовать как средство регулирования и оптимизации работы скважины для того, чтобы оценить
влияние изменений рабочей стратегии. Независимо
от всех других факторов постоянно растущий коэффициент продуктивности свидетельствует о том,
что положительное воздействие процесса CHOPS
продолжает распространяться далее в пласт. Если
коэффициент продуктивности начинает снижаться,
значит, какие-то факторы мешают процессу, и необходимо рассмотреть вопрос о капитальном ремонте
скважины.
На рис. 3 приведена кривая изменения коэффициента продуктивности во времени для скважины
3607. Снижение коэффициента в конце 2002 г. соответствует снижению темпа добычи песка в это время. Оно могло быть вызвано кратковременным увеличением добычи воды или частичным забиванием
песком призабойной зоны скважины.
Построенные по 23 скважинам графики изменения коэффициентов продуктивности для воды,
нефти и жидкости имеют большой разброс, что отражает разброс в дебитах и содержании песка. В
большинстве случаев наличие воды не приводит к
снижению коэффициента продуктивности, и судя
по имеющимся данным, высокие дебиты нефти могут иметь место одновременно с высокими дебитами
воды. Вместе с тем, первое появление воды может
привести к снижению коэффициента продуктивности, как это видно на рис. 3. Возможно, это было
проявлением капиллярного эффекта.
Влияние фазы выделяющегося газа. Приближающаяся к скважине суспензия пенистой нефти
42
Содержание песка в дегазированной жидкости, об. %
Коэффициент продуктивности, брл/сут⋅фунт/дюйм2
: ДОБЫЧА
Зависимость является приблизительной: темп поступления песка
зависит от режима откачки
Морган,
Линдбаре,
Бэр Трэп
«Стабильный» темп
поступления
песка
Бернт Лейк,
Фрог Лейк
Лусленд, Саут Ллойд,
Каражанбас Пловер Лейк
Эмбер Лейк,
Уинтер
Эддам
Вязкость нефти, сП
Рис. 5. Приблизительная зависимость поступления песка от
вязкости нефти
содержит свободный газ в виде отдельных пузырьков, которые остаются подвижными и не перекрывают узкие участки пор. Пузырьки действуют как
поршни, вытесняющие нефть через узкие участки
пор. Сплошная газовая фаза не образуется на протяжении почти всего срока эксплуатации типичной
скважины, так как газовый фактор остается почти
постоянным. Увеличение дебита скважины перевешивает любое гипотетическое негативное влияние
газа.
ОПИСАНИЕ МОДЕЛИ CHOPS
Модель CHOPS является результатом наблюдений и основана на использовании нестационарного
коэффициента продуктивности для каждой скважины. Линейную зависимость проводили через точки
наблюдений с начала процесса CHOPS.
Начальное увеличение коэффициента является
определяющим фактором для установления возможностей процесса, поскольку пласт находится в
нетронутых геомеханических условиях после бурения, и большое увеличение коэффициента продуктивности отражается количественной мерой
положительного воздействия процесса. Изменение
коэффициента продуктивности после достижения
максимального значения слабее характеризует динамику идеального процесса, поскольку во многих
скважинах еще не проведен капитальный ремонт,
гарантирующий продолжение добычи песка. Сравнение коэффициентов продуктивности является
превосходным способом оценки эффективности капитального ремонта. Ярко выраженная положительная тенденция говорит о том, что механизм CHOPS
восстановлен.
Изменение начального коэффициента продуктивности. Зависимости начинаются с начальной
даты и через определенный интервал времени достигают максимального значения. Средний интервал времени равнялся 153 сут, что соответствовало
времени достижения максимальной добычи. На
рис. 4 показаны зависимости коэффициентов продуктивности по 23 скважинам, приведенные к начальной дате.
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ДОБЫЧА
.PEFM
Время, сут
Дебит нефти, брл/сут
Удельный коэффициент продуктивности,
брл/сут⋅фунт/дюйм2⋅фут
Скважины
Объект 3
492 фут
Объект 2
492 фут
820 фут
820 фут
1312 фут
Объект 1
492 фут
1312 фут
820 фут
1312 фут
Время, сут
Рис. 6. Удельные коэффициенты продуктивности
Первая точка линии показывает начальный коэффициент продуктивности скважины, конечная
точка – номинальный максимальный коэффициент продуктивности. По этим точкам вычисляется
значение «кратности увеличения». Этот показатель
характеризует величину, на которую увеличился
коэффициент продуктивности скважины CHOPS.
Среднее его значение равно 6,4, что больше по сравнению с другими методами добычи.
Изменение удельного коэффициента продуктивности. На сегодняшний день самый низкий КИН
получен по юрскому горизонту с самой мощной продуктивной частью. Как правило, чем меньше толщина пласта, тем меньше КИН. Примечательно, что
когда прекращается добыча песка, продуктивность
падает. Это было отмечено в некоторых скважинах
вскоре после капитального ремонта, призванного
оптимизировать работу скважин путем установки
более мощных насосов. После ремонта резко снижались добыча песка и продуктивность скважин. Впоследствии капитальные ремонты никогда не проводились до тех пор, пока добыча песка не снижалась
естественным образом.
На рис. 5 приведена приблизительная зависимость поступления песка от вязкости нефти для
канадских месторождений-аналогов, по которым
приводились объемы поступления песка. Эти данные не являются точными, поскольку большая
часть информации искажена. Тем не менее, ясно
видно, что большее количество песка связано с
большей вязкостью, хотя также хорошо известно,
что количество песка частично зависит от интенсивных эксплуатационных режимов последних
лет. На зависимости также отмечено значение поступления песка для месторождения Каражанбас
(0,2–0,3 %).
Если разделить значения коэффициента продуктивности на толщину продуктивной зоны по каждой скважине, получим нормированные по толщине
пласта зависимости. При этом отбросили крайние
значения, недавно вступившие в эксплуатацию
скважины, и скважины с низкими коэффициентами продуктивности без проведенного капитального
ремонта и получили сокращенный список скважин
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
Рис. 7. Расчетные дебиты нефти одной скважины
с умеренными характерными значениями коэффициентов продуктивности (рис. 6).
В качестве модели CHOPS выбрали билинейную
зависимость нестационарного коэффициента продуктивности, которая аппрокисимировала показательные скважины в пределах средне-интервальных
показателей. Через 4 месяца начальный удельный
коэффициент продуктивности возрастает с 0,028
до 0,131 брл/сут⋅фунт/дюйм2⋅фут, что соответствует кратности увеличения 5. Для сравнения, по скважинам средние значения удельного коэффициента
продуктивности через 5 месяцев возрастают с 0,035
до 0,198 брл/сут⋅фунт/дюйм2⋅фут. Предполагается,
что в новых скважинах, в которых осуществляются программы перфорации, специально разработанные для CHOPS, кратность увеличения будет
не ниже. Ожидается, что будет обеспечен удельный коэффициент продуктивности 0,131 брл/сут ×
× фунт/дюйм2 × фут после осуществления программ
перфорации в большем числе скважин при условии
систематического проведения капитального ремонта
в тех из них, в которых начинается снижение продуктивности. Во многих скважинах указанное значение
будет превышено, как это уже произошло в некоторых
из них.
Рассмотренная модель CHOPS является результатом наблюдений и основана на использовании
коэффициентов продуктивности, поэтому в ней напрямую учтены рабочие давления и уровни отбора.
Зная пластовое давление, забойное гидродинамическое давление и толщину продуктивной зоны, можно напрямую оценить дебиты.
ПЛАН ДОБЫЧИ НЕФТИ
Дебиты скважин CHOPS месторождения Каражанбас весьма различны. При нормировании по толщине пласта разброс значений дебитов обусловлен,
главным образом, эксплуатационными особенностями скважин. Без четкой программы капитальных
ремонтов, призванных стимулировать добывающие
скважины с нерастущими коэффициентами продуктивности и объемам добываемого песка их эксплуатация не будет оптимальной.
43
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ДОБЫЧА
Накопленная добыча нефти, тыс брл
1312 фут
Объект 3
Объект 2
820 фут
1312 фут
1312 фут
492 фут
Объект 1
820 фут
820 фут
492 фут
492 фут
Время, сут
Рис. 8. Расчетная накопленная добыча нефти из одной скважины
Изучение удельных максимальных дебитов нефти по группе скважин позволило определить возможные удельные максимальные дебиты. В отсутствии
более обширной базы данных дебиты принимались
постоянными для всех трех объектов разработки.
Сравнение с месторождениями-аналогами придало некоторую уверенность в том, что предполагаемые дебиты являются реальными и обоснованными.
На канадских месторождениях удельные дебиты
меняются от 5 до 96 брл/сут⋅фут, при этом, как правило, они составляют 6-8 брл/сут⋅фут. На месторождении Каражанбас ожидаются удельные дебиты
15 брл/сут⋅фут, что согласуется с меньшей вязкостью нефти.
Исходя из этой величины, для трех объектов
разработки были построены кривые добычи. Для
объектов 1, 2 и 3 – толщиной соответственно 33,
53 и 72 фут – построили кривые добычи при расстоянии между скважинами 492, 820 и 1312 фут
(150, 250 и 400 м). Дебиты быстро возрастали до
максимального значения и оставались таковыми до
извлечения 20 % начальных запасов. Затем предполагалось снижение с темпом 4 % в мес, что учитывало снижение пластового давления и возрастание
обводненности. После достижения значения КИН,
равного 30, 23 и 30 % для объектов 1, 2 и 3 соответственно, предполагалось, что будут осуществляться
методы повышения нефтеотдачи (рис. 7). Фактические значения КИН на сегодняшний день имеют
меньшие значения и равны 10 %, что связано с остановками скважин после значительного увеличения
газового фактора.
Значения дебитов отличаются по величине в связи с различной толщиной продуктивного пласта по
трем объектам. Объект 2 истощится быстрее, поскольку его КИН равен 23 против 30 % для других
объектов. Из рис. 7 видно, что при высоких дебитах,
ожидаемых для метода CHOPS на месторождении
Каражанбас, пласт быстро истощится при меньших
расстояниях между скважинами (150 и 250 м). Только при расстоянии 400 м кривая снижения дебитов
скважин будет продолжительной.
44
На рис. 8 показаны кривые накопленной добычи нефти из одной скважины для всех случаев. При
меньших расстояниях между скважинами намеченные объемы добычи достигаются через год. Это
меньше срока эксплуатации многих действующих
скважин; тем не менее, находящиеся в эксплуатации скважины могут работать не в оптимальном
режиме. Кроме того, приток воды отсрочит время
достижения КИН. В то же время, дополнительные
объемы нефти, вытесненные попутно добываемой
водой, увеличат значения КИН.
Сетка размещения скважин. При выборе сетки
размещения скважин необходимо учитывать три
фактора: ориентацию главного горизонтального напряжения, геологическое строение и методы, применяемые после CHOPS.
Процесс CHOPS, приводит ли он к образованию
микроканалов или кольцевого пространства из разрушенного песчаника, способствует продвижению
нарушенной зоны песчаника в те зоны, где он, скорее всего, будет разрушен. Процесс CHOPS распространяется в направлении зон с более высоким пластовым давлением. Это уменьшает объем нефти, не
вовлеченный в процесс разработки.
Геологическое строение имеет существенное
значение при планировании местоположения скважин. Вдоль южного края восточной периклинали тянется пояс сбросов. В этом месте сбросы разделили
надвое горизонты залежи.
Для процесса CHOPS местоположение сбросов
не имеет особого значения, поскольку сам процесс
и режим растворенного газа развиваются в участках
залежи с начальным пластовым давлением. Однако
применяемые в дальнейшем такие методы повышения нефтеотдачи, как нагнетание пара или воды, могут не охватить всю нефть из-за неудачного расположения скважин по отношению к запечатывающим
сбросам. При выборе местоположения скважин геология должна превалировать над геометрической
неоднородностью.
Исходя из результатов предшествующего анализа, расстояние между скважинами в 150 м является небольшим, если рассматривать только процесс
CHOPS. При расстоянии между скважинами 400 м
уменьшится дебит нефти в зависимости от площади;
однако при заданном числе скважин можно разбурить большую площадь.
Фактическое расстояние между скважинами
на новых участках на востоке и западе составляет
300 м, при этом сетка уплотняется до 150 м для оптимального осуществления метода повышения нефтеотдачи.
Прогноз добычи песка. После начального периода добычи содержание песка стабилизируется на
уровне 0,1 % по объему. Начальный период длится
относительно недолго и начальные дебиты невелики, поэтому увеличение содержания песка в этот
период до 7 % мало влияет на накопленную добычу
песка.
Что более важно, добыча песка возрастае, когда
организуется регулярный капитальный ремонт до№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ДОБЫЧА
бывающих скважин как только ослабевает добыча.
Исходя из поведения имеющихся скважин, следует
ожидать поступления песка в среднем 0,2 %.
Прогноз значений КИН. Большие объемы добываемого газа снижают КИН в замкнутом коллекторе. Это связано с тем, что газ в коллекторе больше не расширяется и не вытесняет нефть. Дебиты
также снижаются, поскольку расширяющийся газ
компенсирует падение давления, происходящее в
результате добычи. Кроме того, сохранение газа в
коллекторе оптимизирует процесс CHOPS, обеспечивая течение «пенистой нефти» в виде отдельных
пузырьков газа в высоковязкой нефти. Это снижает
эффективную вязкость нефти и стимулирует добычу песка.
Скважины CHOPS не следует эксплуатировать с
газовым фактором, превышающим пластовый газовый фактор, который может медленно снижаться,
если в результате снижения пластового давления в
поровом пространстве образуются пузырьки неподвижного газа. Эксплуатация скважин при текущем
газовом факторе снизит до минимума эффективный
суммарный эксплуатационный газовый фактор. На
протяжении срока эксплуатации скважины он должен приближаться к среднему газовому фактору за
этот период.
Если предположить, что газ совместно добывается с нефтью при текущем газовом факторе, то
можно сделать определенные предположения относительно значений КИН при реализации CHOPS.
При этом предполагалось, что газовый фактор будет
равен начальному газовому фактору, а переход на
метод повышения нефтеодачи произойдет при давлении 145 фунт/дюйм2 (1 МПа). Полученные расчетные значения КИН менялись от 13 до 20 %. Если
газовый фактор к моменту перехода на метод повышения нефтеодачи будет меньше предполагаемых
значений, значения КИН возрастут.
Одно из сделанных предположений состоит в
том, что попутная вода не добывается. Однако на самом деле это не так, поскольку некоторые из самых
высокодебитных скважин CHOPS месторождения
Каражанбас эксплуатируются со значительной обводненностью.
ВЫВОДЫ
Пример месторождения Каражанбас показывает, что метод CHOPS может успешно применяться
для менее вязких нефтей. Учитывая разницу в вязкости по сравнению с канадскими месторождениями, скважины этого месторождения работают так,
как и следовало ожидать. Эксплуатация скважин
CHOPS при забойных давлениях намного ниже давления насыщения несомненно является наилучшим
эксплуатационным режимом; увеличение дебита
нефти перевешивает любые негативные факторы,
связанные со снижением относительных проницаемостей. Добычу песка необходимо стимулировать,
поддерживать и восстанавливать в случае ее прекращения; должна быть также реализована надежная система утилизации песка.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
Для оптимизации работы насосов необходимо
всегда пользоваться самыми последними данными,
так как процесс CHOPS непрерывно меняет условия
на забое скважин. Необходимо создавать постоянно
действующие геологические модели и снижать неточность данных анализа керна и геофизических
исследований.
Необходимы исследования, касающиеся эффективности различных методов повышения нефтеотдачи, применяемых после CHOPS. В настоящее
время в более мощных зонах рекомендуется использовать методы теплового гравитационного дренажа,
а в маломощные зоны нагнетать воду или растворы
полимеров.
Перевел С. Сорокин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Geilikman, M. B. and M. B. Dusseault, «Fluid-rate enhancement from
massive sand production in heavy oil reservoirs», Journal of Petroleum Science
and Engineering, 17, February 1997, pp. 5–18.
2. Wong, F. Y. and W. P. Ogrodnick, «Redevelopment of heavy oil assets
through technology advances», paper 211 presented at the 7th UNITAR
Conference on Heavy Oil and Tar Sands, Beijing, Oct. 27–30, 1998.
3. Dusseault, M. B., «CHOPS», Ch. 5 in Warner, H. R., Jr., Ed., SPE Petroleum
Engineers Handbook, Vol. 6:Emerging and Peripheral Technologies (EMPT),
SPE, 2007.
4. Charlez, P. A., Rock Mechanics Vol. 2: Petroleum Applications, 1st Ed.,
Editions Technip, Paris, 1997.
5. Rothenburg, L., Bratli, R. K. and M. B. Dusseault, «A poro-elastic solution
for transient fluid flow into a well», unpublished manuscript available from
Dusseault on request, 1996.
6. Wang, Y., Chen, C. C. and M. B. Dusseault, “An integrated reservoir
model for sand production and foamy oil flow during cold production,” SPE
69714 presented at the SPE International Thermal Operations and Heavy Oil
Symposium, Porlamar, Venezuela, March 12–14, 2001.
7. McCaffrey, W. J. and R. D. Bowman, «Recent successes in primary bitumen
production», presented at the Heavy Oil and Oil Sands Technical Symposium,
Calgary, March 14, 1991.
Patrick M. Collins (П. Коллинс) занимает пост президента Petroleum Geomechanics Inc., Калгари. Он получил технические степени в университетах Торонто и
Альберты. Имеет более чем 25-летний опыт разработки песчаников, содержащих тяжелую нефть и битум,
а также в геомеханике применительно к бурению и
заканчиванию скважин. Он работает независимым
консультантом по вопросам добычи тяжелой нефти и
геомеханики и экспертом-свидетелем по геомеханике.
С ним можно связаться по адресу: collinsp@telus.net.
Maurice B. Dusseault (М. Б. Дюссо), профессор геологии в университете
Ватерлоо в Канаде. До получения университетского образования работал три года рабочим буровой бригады и техником по буровым растворам. Опубликовал более 425 работ. С ним можно связаться по адресу:
mauriced@uwaterloo.ca.
Darcy Dorscher (Д. Дорше) работал на месторождении Каражанбас в
течение 6 лет, сначала менеджером геолого-технического отдела, затем
генеральным директором по эксплуатации. Имеет также 18-летний опыт
в добыче и разработке, организации производственного процесса. Получил степень по химии в университете Альберты. В настоящее время
работает в Индии техническим директором в Canoro Resources. С ним
можно связаться по адресу: ddorscher@canoro.com.
Ed Kueber (Э. Квебер) работал на месторождении Каражанбас в течение 8 лет – последние 5 лет менеджером геолого-технического отдела.
Имеет также 15-летний опыт в технологии разработки нефтяного пласта и добыче. Получил степень по технологии добычи нефти в Университете Талса (шт. Оклахома). В настоящее время работает в Калгари
инженером-консультантом. С ним можно связаться по адресу: ekueber@
shaw.ca.
45
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ОБЗОР ПО СЕВЕРНОЙ АМЕРИКЕ
ПОВЫШЕНИЕ АКТИВНОСТИ БУРЕНИЯ
R. J. Mason, The Land Rig Newsletter
Добыча нефти всегда приносила больше прибыли по сравнению с добычей газа. Но для эксплуатации нефтеносных сланцев, вероятно, потребуются мощные буровые установки, коэффициент
использования которых может достичь 100 %
Ежемесячно
1 млрд долл.
Нефть
Всплеск цен на газ после
ураганов Катрина/Рита
Газ
46
Рис. 1. Доходы от добычи нефти
Ежемесячно
Поставляемые
на рынке
ВЛИЯНИЕ НА АКТИВНОСТЬ
БУРЕНИЯ ПОВЫШЕНИЯ ЦЕН
НА НЕФТЬ
Многие факторы подтверждают быстрое возрастание напряженности на рынке наземных
буровых установок. Одним из
факторов является повышение
товарных цен на сырую нефть.
Простой расчет, приведенный
энергетическим информационным агентством США (Energy Information Administration – EIA)
показывает тесную взаимосвязь
добычи нефти и динамики цен
(рис. 1). К концу марта 2008 г. доходы от разработки и эксплуатации нефтяных месторождений
США составили свыше 21 млрд
долл. Последний сравнительный
анализ доходов от добычи нефти
и природного газа был выполнен
Источник: IEA
Число установок
Так же как и в 2006 г. в 2008 г.
рынок наземных буровых установок достаточно сбалансирован в
связи с высокой активностью бурения. Поскольку во втором квартале
2008 г. тенденции 2006 г. продолжились, к концу года поставки рынка
наземных установок (по основным видам) были исчерпаны. Наибольшим спросом пользовались
установки мощностью 1500 л. с.
(1 л. с. = 745,7 Вт). Высокий спрос
был зарегистрирован на установки
мощностью 100 л. с. После 2005 г.
парк установок обоих типов пополнился большим числом новых
систем. По данным RigData в период 2004–2007 гг. парк пополнился
640 новыми установками. В соответствии с информацией, предоставленной Fort Worth, 222 установки будут иметь мощность
1000–1499 л.с., 140 установок –
мощность 1500–1999 л. с. В соответствии с некоторыми данными
в 2008 г., по этим двум категориям
в парк было добавлено 50 новых
установок.
Активные
2
2
Источник: Land Rig Newsletter
Рис. 2. Замена старых буровых установок новыми. Динамика изменения парка буровых установок
1,5 года назад. В соответствии с
анализом, выполненным в апреле 2008 г., доходы от добычи газа
составили 15 млрд долл. Высокие доходы от добычи природного газа были зарегистрированы
в конце 2005 г., что было связано
с ураганами Катрина и Рита.
Если сложить доходы отраслевых компаний, получим цифру в
35 млрд долл.
Вторым фактором является
активная разведка недавно открытых месторождений. Интерес
к разработке нефтеносных песчаников стал расти еще в конце
2007 г., когда была выполнена оцен-
ка доказанных запасов двух новых месторождений, составившая
50 трлн фут3. Затем оценка североамериканских запасов была
произведена в феврале 2008 г.
эти факторы повлияли на резкое
повышение спроса на наземные
буровые установки. Максимальный спрос был зарегистрирован
на месторождении Хайнесвилл на
северо-западе Луизианы. Последнее время отмечается активное
развитие добывающей отрасли
этого региона. Во II квартале 2008 г.
была
проведена
испытательная добыча из горизонтальной
скважины (вертикальной глубины 11 000–13 000 фут, 1 фут =
0,3048 м), составившая 5,5–17 млн
фут3/сут. В соответствии с планом
Plains Exploration & Production Co.
and Chesapeake Energy Corp., разработки месторождения доходы
от его эксплуатации должны составить 3,3 млрд долл. Операторы планируют пробурить на этом
участке 600 эксплуатационных
скважин. Затраты на проект бурения составят 1,65 млрд долл. С этой
целью будет необходимо привлечь
50 дополнительных буровых установок, мощностью 1500 л.с. однако
такого числа свободных систем в
США на сегодняшний день нет.
Многие установки работают по
долговременным контрактам. Отсюда следует, что дефицит рынка
составляет, как минимум, 15 новых
систем, на строительство которых
потребуется 17 млн долл. (на каждую установку). При этом следует
учесть, что другими операторами
также обсуждаются программы
расширения бурения в 2009 г. месторождения Хайнесвилл.
Даже, если не учитывать повышение активности бурения на
этом участке, спрос на наземные
буровые установки достаточно высокий. Численность буровых установок более старой конструкции
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ОБЗОР ПО СЕВЕРНОЙ АМЕРИКЕ
составляет 300–400 единиц. Пополнение парка буровых установок составило 50 единиц с 2250 единиц в начале 2007 г. до 2300 единиц
в конце 2007 г. (рис. 2). Наиболее
высокая активность бурения была
зарегистрирована во втором квартале 2008 г. Коэффициент использования этих систем превышал
80 % (рис. 3).
МЕТОДЫ
ОЦЕНКИ
Доходы от добычи нефти и
природного газа влияют на различные сегменты нефтегазовой
отрасли. При этом можно создать
модель, отражающую зависимость цен на нефть и спроса на
буровые установки. Например,
высокие доходы от добычи нефти получают такие компании как
ExxonMobil, Chevron, Occidental и
другие крупные компании. Одной
из характеристик этих компаний
является стабильное, высокое
число буровых установок и постоянный штат рабочих и специалистов на буровой. В связи с этим,
повышение цен на нефть в незначительной степени повлияло на
численность парка буровых установок этих компаний.
Высокие доходы от добычи
нефти в значительной степени
важны для небольших частных
отраслевых компаний. Такие компании зачастую называются «чековой книжкой», что в точности
отражает их наличные доходы.
Эти компании нанимают на работу
сезонных рабочих. Первую половину года эти операторы готовятся к бурению, проверяют возможности установок и в середине года
бурят 3–5 скважин. Доходы от
операций целиком зависят от удачи, удастся ли операторам пробурить продуктивный пласт. Затем
потребуются затраты на оценку
и разведку дальнейших территорий. В период после 2004 г. разработка нетрадиционных газовых ресурсов осуществлялась в
основном такими компаниями.
Истощенные месторождения не
бурились, операторы бурили,
как правило, неглубокие скважины, используя не самые мощные
буровые установки. Это оказалось наиболее благоприятным
для таких компаний. Постепенно доходы небольших компаний,
занимающихся бурением неглубоких нетрадиционных газовых
ресурсов, стали расти. Численность парка буровых установок
и число рабочих в таких компаниях также увеличилось. В первом квартале 2007 г. численность
парка этих компаний составила
702 установки, во втором этот показатель увеличился до 805 единиц
Ежемесячно
Максимум
Снижение показателя
Минимум
Рис. 3. Динамика изменения коэффициента использования буровых установок
1 полугодие 2008 г.
Ежемесячно
Млн фут
Принадлежат
частным компаниям
Горизонтальное
Вертикальное
Принадлежат
независимым компаниям
Число установок
Число установок
Источник: Land Rig Newsletter
(максимальное число). В 2008 г. численность парка составила 775 единиц и во втором квартале увеличилась до 800 установок (рис. 4).
Повышение доходов от добычи
природного газа повлияло на увеличение затрат в разработку нетрадиционных газовых ресурсов.
В настоящее время в США превалирует бурение нетрадиционных
ресурсов газа.
То же самое можно сказать
и о разведке и оценке нетрадиционных запасов, как газа, так и
нефти. Повысилась активность
горизонтального бурения по сравнению с традиционным (рис. 5).
Это объясняется также и тем, что
горизонтальное бурение связано с
меньшим вредом для окружающей
среды, меньшим числом установок
и т.д. Активность горизонтального
бурения особенно повысилась в
период 2005–2007 гг.
В начале 2008 г. цены на природный газ резко возросли в достаточно короткий период (90 дней),
что было связано с чрезвычайно
холодной погодой в феврале. Запасы газа на Среднем Западе к
середине февраля стали быстро
сокращаться и к концу зимнего сезона составляли 1,2 трлн
фут3. При этом цены возросли до
9 долл/тыс. фут3, а к апрелю и
10 долл/тыс. фут3. Новые цены
повлияли на повышение затрат в
разработку новых площадей. Разведка велась на таких площадях,
например, как Леман Бразерс, несмотря на повышение капитальных затрат на 15–20 %.
К концу второго полугодия
2008 г. в очередной раз резко возрос спрос на буровые установки,
что повторяло тенденции 2006 г.
Источник: RigData
2
2
Источник: RigData
Рис. 4. Число буровых установок по
классам
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Рис. 5. Горизонтальное/направленное
бурение (протяженность)
№1 • январь 2009
2
2
Рис. 6. Число буровых установок по
мощности
47
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ОБЗОР ПО СЕВЕРНОЙ АМЕРИКЕ
Например, маленькие компании, планирующие аренду менее
мощных установок для бурения
традиционных
вертикальных
скважин, теперь в значительной
степени зависят от специальных
систем, технически более оснащенных, предназначенных для
горизонтального бурения нетрадиционных запасов. Это установки мощностью 1000 л.с. и более
(рис. 6). Максимальный спрос на
такие системы был зарегистрирован во втором квартале 2008 г. По
данным RigData число установок
мощностью 500 л. с. к концу 2006 г.
составляло 304 единицы, затем
стало снижаться до 188 единиц и
116 единиц. Однако к концу июня
этот показатель увеличился до 233
установок. Аналогичная тенденция наблюдалась с установками
мощностью 500–999 л. с. К концу 2006 г. их число составляло 797
единиц. Затем сократилось до 615
единиц и 180 единиц. Но к концу
июня 2008 г. достигло 750 установок. Эти факты подтверждают
резкое повышение активности
бурения.
Увеличивается и численность
парка
установок
мощностью
1000 л.с. В 2006 г. увеличение численности парка составило 90 новых установок. Однако после 2006
г. парк увеличился более чем на
130 систем. Это небольшое пополнение парка, если учесть возрастающий спрос. Во II квартале
2008 г. сложились условия для разработки следующего сценария.
Во-первых, отрасль отмечает тенденцию прямой зависимости роста цен и увеличения активности
добычи нефти и природного газа.
Во-вторых, в первой половине отмечается нестабильность цен на
энергоресурсы.
Другой тенденцией стало увеличение доходов компаний США
от добычи нефти и газа и, в результате растет спрос на буровые
установки. Это создает напряженную ситуацию на рынке. Эти факторы влияют на повышение цен
и увеличение активности строительства новых установок, а также
повышение стоимости сервисных
услуг, бурения и т.д. Если спрос на
буровые установки к концу 2008 г.
останется таким же высоким, это
непременно повлияет на цены.
Однако следует учесть, что существуют определенные ограничения численности парка буровых
установок. Следует помнить, что
рынок буровых установок также
зависит и от поставок трубных изделий (Oil Country Tubular Goods
– OCTG), что напрямую влияет на
коэффициент использования буровых установок.
Richard Mason (Р. Мейсон),
главный редактор The Land
Rig Newsletter, ежемесячного
отраслевого издания, посвященного вопросам бурения.
М-р Мейсон имеет 10-летний
опыт работы в Техасском
техническом университете
и на месторождениях штата,
собирая интересные материалы об истории развития отрасли. В 1974 г.
м-р Мейсон окончил университет шт. Огайо,
получив степень бакалавра по истории, редакторскому делу и искусству.
Перевел Д. Баранаев
НОВЫЕ НАЗНАЧЕНИЯ В ОТРАСЛИ
Компания Foster Marketing Communications
объявила о заключении
договора о сотрудничестве с Gary Meeks (Г.
Миксом) и Kristy Bonner
(К. Боннер). М-р Микс
пришел в компанию из Superior Off shore International Inc., где занимал должность Главного менеджера.
Г-жа Боннер до прихода в компанию Foster Marketing Communications занимала должность главного
редактора Lafayette Daily Advertiser.
Компания H Hill Assosiates Inc. объявила о назначении Shawn P. Altizer (Ш. Алтизера) на должность
исполнительного директора и вице-президента.
Г-н Алтизер работает в компании с 2001 г. до
этого назначения он занимал должность вицепрезидента отдела маркетинга и бизнеса. В настоящее время на эту должность назначается
Tom H. Hill.
48
Mogas Industries Inc. объявила о назначении Jonquil Hill (Дж. Хилл) на должность директора отдела технического
обеспечения. До этого назначения г-жа
Хилл на протяжении пяти лет работала в
TapcoEnpro International в Хьюстоне.
Компания Paradigm объявила о назначении Gary V. Morris (Г. В. Морриса) исполнительным директором. М-р Моррис
имеет 30-летний опыт работы в отрасли. До этого назначения м-р Моррис сотрудничал с компанией Herodotus Energy LLC, в качестве консультанта.
Ассоциация Association of Petroleum Geologists (AAPG)
объявила о заключении договора о сотрудничестве с
Scott W. Tinker (С. Тинкером) директором университета в
Остине (шт. Техас), сотрудником Bureau of Economic Geology. М-р Тинкер планирует продолжать научную и преподавательскую работу (он читает курс лекций в AAPG).
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ОБЗОР ПО СЕВЕРНОЙ АМЕРИКЕ
СНИЖЕНИЕ
ДОБЫЧИ МЕТАНА
ИЗ УГОЛЬНЫХ
ПЛАСТОВ
D. M. Cohen, научный редактор WOr
После масштабного расширения в 2007 г. разработок метановых угольных пластов (coalbed methane – CBM) 2008 г. оказался с этой точки зрения достаточно неудачным
Бурение в США СВМ-скважин*
Новые скважины, по штатам
1 половина
Алабама
Колорадо
Иллинойс
Канзас
Монтана
Нью Мексика
Оклахома
Пенсильвания
Юта
Виргиния
Западная Виргиния
Вайоминг
Другие****
Всего
В 2007 г. Добыча метана из
угольных пластов резко возросла.
Это отчасти стало причиной значительного снижения цен на природный газ и повышения затрат на
дегидратацию газа и замедление
процесса получения разрешений
на бурение этих нетрадиционных
ресурсов.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
2007 г.
2006 г.**
330
362
55
1166
63
3883
3463
85
19
595
95
2027
64
5595
493
338
43
1514
310
546
575
52
32
500
144
2780
30
7357
409
610
93
1215
69
441
479
112
2
769
129
5242
120
9690
619
766
65
1576
273
480
662
115
91
516
165
6250
46
11624
Всего
135
140
275
200
200
400
7
20
27
450
450
900
17
50
67
2153
2453
4603
1463
1503
2963
68
69
137
1
2
3
300
300
600
1003
1003
2003
750
1650
2400
9
13
22
2398
3389
5787
Разрешения на бурения скважин , по штатам
200
200
400
360
300
660
10
25
35
463
5003
963
40
50
90
260
2603
5203
1903
1903
3803
157
158
315
2
3
5
423
425
848
131
1303
2613
2498
2350
4848
2498
2350
27
9
18
9,352
Алабама
Колорадо
Иллинойс
Канзас
Монтана
Нью Мексика
Оклахома
Пенсильвания
Юта
Виргиния
Западная Виргиния
Вайоминг
Другие
Всего
Т
2008 г.
2 половина
АКТИВНОСТЬ
БУРЕНИЯ
В соответствии с прогнозом
2007 г. World Oil активность бурения СВМ-скважин снизилась
на 24 % до 5595 единиц по сравнению с данными 2006 г., когда этот
показатель составлял 7357 скважин (см. табл.). Кроме того, вто-
№1 • январь 2009
рой год подряд отмечается замедление процесса выдачи разрешений на бурение угольных пластов.
Если в 2006 г. этот показатель
составлял 11624 разрешений, то
в 2007 он снизился до 9690 разрешений. Однако, несмотря на
такую неутешительную тенденцию в 1 половине 2008 г. было
пробурено 2398 скважин, что 27 %
больше, чем в тот же период
2007 г. (1889 скважин). Однако
тенденция с выдачей разрешений в 2008 г. не изменилась. Во
второй половине 2008 г. прогнозировалось некоторое снижение активности. В соответствии
с прогнозом – 5787 скважин.
Прогнозируемое число разрешений составляет 9352, что всего на
три на 3 % меньше, чем в 2007 г.
Прогноз бурения на 2008 г. в
основном обусловлен политической активностью представителей шт. Вайоминг. Это может
стать причиной возникновения
ряда проблем, включая увеличение срока заканчивания скважин и рассогласование данных
по категориям газовых скважин
(нетрадиционные и традиционные). В некоторых штатах до сих
пор не выполнено точного учета
СВМ-скважин.
В 2007 г. наибольшее число
СВМ-скважин было пробурено в
Вайоминге (2027 единиц), что на
27 % больше, чем в 2006 г. Число
скважин, пробуренных в Вайоминге, составляло 43 % всех СВМскважин США.
Д. Ликвартц (Don Likwartz),
глава комиссии Wyoming Oil
and Gas Conservation Commis49
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ОБЗОР ПО СЕВЕРНОЙ АМЕРИКЕ
Добыча в год, млрд фут3
&
Год
Добыча из СВМ-скважин
sion также отмечает замедление
процесса выдачи разрешений.
Он отметил, что Бюро США по
управлению землями (Bureau of
Land Management - BLM) контролирует 65 % СВМ-участков в басс.
Паудер Ривер и на получение разрешения на бурения этих участков иногда требуется до 400 дней.
Администрация штата по защите
окружающей среды (Wyoming
Department of Environmental) выдает разрешения на право пользования водными ресурсами в
течение 6 – 9 мес. При этом из
примерно 4300 пробуренных
СВМ-скважин не добывается ни
вода, ни газ. Между администрацией Вайоминга и соседнего штата Монтана постоянно ведутся
споры относительно стандартов
качества воды, определенных в
2006 г., поскольку вода из СВМскважин сбрасывается в реки
Вайоминга и Монтаны. Администрация Вайоминга и СВМоператоры считают эти стандарты слишком жесткими.
Другими факторами снижения активности СВМ-бурения
стали отсрочка сооружения инфраструктуры и цены на природный газ. Д. Ликвартц отметил, что
цены на природный газ снизились
до 3 долл/тыс. фут3, что ниже цен
Henry Hub. А на Opal Wyoming
СВМ-газ цены снизились до 1–
1, 25 долл/тыс. фут3, что даже
ниже, чем Opal Wyoming.
Г-н Ликвартц отметил, что в
2008 г. BLM будет выдавать разрешения в соответствии с планом,
опубликованным 19 мая 2008 г.
Этот план включает запрет на бу50
рение участков, на которых находятся гнезда полынных тетеревов,
чья популяция резко сократилась
в последние годы. Федеральная
администрация занесла этот вид
в список охраняемых популяций
животных.
Первоначально BLM планировало выдать разрешения на
бурение 1 млн акров (1 акр =
4046 м2), но администрация штата
сократило эти площади (суммарная площадь разрабатываемой
территории составляет 6,2 млн
акров). В соответствии с этим
г-н Ликвартц прогнозировал бурение в 2008 г. всего 2400 скважин). Однако это, несмотря на
то, что в 1 половине года было
пробурено всего 750 скважин.
Если активность СВМ-бурения в
Вайоминге останется на том же
уровне, прогноз сократится на
181 скважину.
В Канзасе в 2007 г. Активность
бурения также снизилась на 23 %
по сравнению с увеличением
числа СВМ-скважин в 2006 г.
(1514 единиц). На площади Санфлауэ Стейт было пробурено
всего 1166 скважин. Это второй
крупный СВМ-бассейн США.
По прогнозам в Виргинии в
2008 г. должно быть пробурено
900 скважин. С. Бонд (Steve Bond),
сотрудник корпоративной комиссии Канзаса (Kansas Corporation
Commission) также отметил повышение затрат на гидратацию газа,
что отразилось на возможностях
компаний. Г-н Бонд отметил, что
при добыче 5–50 тыс. фут3/сут и
стандартных ценах на газ операторы почти не получают прибыли.
Число пробуренных в 2007 г. в
шт. Алабама, Монтана, Нью Мексика, Оклахома, Юта и Западная
Виргиния СВМ-скважин снизилось на 22 %. Только в шт. Виргиния число скважин увеличилось
на 595 единиц по сравнению с
500 скважинами, пробуренными
в 2006 г. Энергетическая информационная служба США (Energy
Information Administration – EIA)
отметила, что в 2007 г. суммарная
добыча из СВМ-скважин увеличилась на 26 млрд фут3 (см. рис.).
Это на 1,5 % больше, чем в 2006 г.
(1758 трлн фут3). Это был второй
год сравнительно стабильной
добычи из СВМ-пластов. По данным World Oil добыча из СВМскважин в 2007 г. составила
1790 трлн фут3. На участке Паудер Ривер в 2006 г. добыча повысилась на 13 % с 921 млн фут3 в
2005 г. до 1036 млн фут3 в 2006 г.
По данным Eдоказанные запасы СВМ штата составляют
2,45 трлн фут3.
ДОБЫЧА
В КАНАДЕ
Добыча из СВМ-пластов в Канаде фокусируется на западноканадском осадочном бассейне.
Компания Canada Energy Partners
объявила о бурении в этом регионе восьми новых СВМ-скважин. В
конце 2008 г. компания планировала добыть 2,3 трлн фут3 газа. По
данным энергетического комитета (Energy Resources Conservation
Board – ERCB) в Альберте цены
на природный газ стали снижаться
еще в 2006 г. и к 2008 г. постепенно
снизились на 16 %. За этот период
сокращение числа скважин составило 2434 единицы или 45 %. Добыча в 2006 г. Составила 165 млрд
фут3 или 452 млн фут3/сут.
Перевел Д. Баранаев
№1 январь • 2009
Связаться
с
научным
редактором
WO
David
Michael Cohen (Д. Кохеном) можно по адресу
cohendm@worldoil.com
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ОБЗОР ПО СЕВЕРНОЙ АМЕРИКЕ
РАСШИРЕНИЕ МАСШТАБОВ РАЗРАБОТКИ
НЕТРАДИЦИОННЫХ РЕСУРСОВ
K. Boughal, научный редактор WO
Несмотря на достаточно высокую активность разработки нетрадиционных запасов газа Вудфорд
и Фейетвилл, приступили к разработке новых месторождений Хейнесвилл и Маркеллус
После внедрения на Барнетт Шейл новых технологий разработки нетрадиционных ресурсов добыча
возросла. Горизонтальное бурение, новые технологии
разрыва сланцевых пластов обеспечили повышение
продуктивности не только таких месторождений как
Барнетт Шейл, Фейетвилл и Вудфорд, но и Баккен –
богатой нефтяной залежи. Это позволило произвести
переоценку запасов, которые до внедрения этих технологий считались неизвлекаемыми. Многие месторождения газа, которые на протяжении нескольких лет
считались малопродуктивными, например сланцы Нью
Олбани в шт. Индиана и Кентукки, открытые в 1980-х
годах, сейчас успешно разрабатываются. В значительной степени повысилась добыча на месторождении
Барнетт Шейл. Аналогичная тенденция наблюдается
на месторождениях Луизианы/Техаса (Хейнесвилле и
Босье) и Пенсильвании (Маркеллус). Была произведена
переоценка запасов и в басс. Баккен.
МЕСТОРОЖДЕНИЕ ХЕЙНЕСВИЛЛ
На протяжении последних нескольких месяце недавно открытое газовое месторождение Хейнесвилл
привлекает внимание специалистов [1]. Это месторождение представляет собой структуру юрского возраста, залегающую выше образований коттон велли и
смекоувер. Структура представляет собой чрезвычайно низкопроницаемые сланцы; пролегает на северозападе Луизианы и Восточного Техаса, частично затрагивая каддо, босье и десото паришес. Структура также
затрагивает образования ред ривер, сабине паришес,
харрисон и панола каунтис (рис. 1). Сланцы хейнсвилл
залегают под сланцами босье (частью группы коттон
вели) и имеют то же направление [2]. Продуктивные
интервалы залегают глубже, чем в обычных сланцевых пластах, на глубине 11 000–13 000 фут (1 фут =
0,3048 м) [3].
Наиболее крупной компанией, осуществляющей
операции в этом регионе, является Chesapeake. Площадь участков, разрабатываемых ею превышает 550 тыс.
акров (1 акр = 4046 м2). В конце июня 2008 г. было принято решение о проведении разведочных работ на
большей части этой территории. Для реализации этого
проекта Chesapeake объединилась с компанией Plains
Exploration and Production. Компании планируют пробурить в следующие три года 600 скважин. По проведенной вновь оценке запасы месторождения составляют 6,5 млрд фут3 газа. Планом предусмотрено бурение
горизонтальных скважин, что повлияет на повышение
добычи, снижение капитальных затрат и т.д. «По оценке специалистов первоначальная добыча газа составит
от 5 до 15 млн фут3/сут», – отметил исполнительный
директор Chesapeake А. К. МакКлендон [4].
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
Марион
Харрисон
Босье
Гаддо
Шревепорт
Вебстер
Босье Сити
Бенвилль
Тайлер
Панола
Де Сото
Техас
Ред
Ривер
Луизиана
Шелби
Сабин
Хатчиточес
Рис. 1. Карта месторождения Хэйнесвилл [1]
Еще одним из активных операторов в этом регионе
является компания Petrohawk. Площадь разрабатываемой ей территории составляет 275 тыс. акров. В июне
2008 г. Компания пробурила в этом регионе свои первые
горизонтальные скважины. Глубина скважины The Elm
Grove Plantation#63 была пробурена на пласт босье париш, мощностью 212 фут. Добыча газа из этой скважины составляет 16,8 млн фут3/сут. Бурение скважины Elm
Grove Plantation #63 было связано с рядом сложностей,
в частности разрыв пласта производился в 11 этапов. В
этом регионе компания пробурила три горизонтальные
скважины и планирует осуществлять горизонтальное
бурение в дальнейшем [5]. Компании стремятся различными способами приобрести участки в этом регионе. Так
компания Forest Oil, владеющая участком в 90 тыс. акров
[6], недавно приобрела еще значительные площади (7300
и 27 500 акров) [7]. Компания EnCana также приобрела
в этом регионе участки площадью 325 тыс. акров и уже
ведет горизонтальное бурение. Первоначальная добыча
из ее скважин составляет 8 млн фут3/сут [8].
МЕСТОРОЖДЕНИЕ ФЕЙЕТВИЛЛ
Несколько лет назад добыча на месторождении
Фейтвилл стала повышаться, что привлекло к этому
региону внимание многих операторов. Образование
фейтвилл пролегает на территории шт. Арканзас под
структурой Миссисипи и тянется с восточной окраины
образования аркона. Мощность пласта колеблется в пределах 50–300 фут; пласт залегает на глубине примерно
51
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ОБЗОР ПО СЕВЕРНОЙ АМЕРИКЕ
2000–6000 фут. На территории шт. Арканзас толщина
пласта составляет 50–75 фут, но ближе к образованию
аркона увеличивается до 300 фут. Структура считается
продуктивной в средней части, богата органическими
вкраплениями с известняковыми и кремнистыми прослойками [9]. Структура полностью сложилась и состоит из различных образований, включая радиоактивные
и прочные образования [10]. Структура фейетвилл пролегает в восточной и центральной части шт. Арканзас,
поблизости от небольших населенных пунктов и городков, включая Клебурн, Конвей, Фолкнер, Франклин.
Джексон, Сан Френсис, Плуп, Прейр, Ван Бурен, Уайт
и Вудраф. Возраст пластов фейетвилл примерно такой
же, что и Барнетт Шейл (поблизости от Форт Ворф).
Месторождение разрабатывается с использованием
аналогичных (что и на Барнетт Шейл) технологий. Как и
другие месторождения Фейетвилл было уже исследовано и оценено и считалось газовым месторождением, но
с необходимостью бурения горизонтальных скважин и
проведением разрыва пласта [8]. На месторождении 460
из 500 пробуренных продуктивных скважин – горизонтальные. На сегодняшний день на этом месторождении в
сумме добыто 52 млрд фут3 газа [11].
Число буровых установок, осуществляющих бурение в этом регионе, за последнее два года резко увеличилось. В августе 2006 г. на месторождениях региона
работало 20 установок, а в начале июня 2008 г. их число
увеличилось до 59 единиц. В основном установки размещены поблизости от населенных пунктов Ван Бурен,
Уайт и Конвей. В начале июля 2008 г. только компания
Southwestern Energy управляла в Арканзасе (басс. Аркома) от 18 до 59 буровыми установками (31 %) [12]
Компания Southwestern, являющаяся самым крупным
оператором в этом регионе, владеющая площадями в
851 тыс. акров, пробурила на месторождении Фейетвилл 557 скважин, 88 % которых – горизонтальные.
По данным на первый квартал 2008 г. совокупная добыча компании составила уже 53,5 млрд фут3 газа [13].
Компания Chesapeake также владеет площадями в
1,1 млн акров. По данным на март 2008 г. добыча газа
компании составляла 130 млн фут3/сут. В этом регионе компания имеет 12 буровых установок и планирует
увеличить это число к началу 2009 г. до 25 единиц [14].
МЕСТОРОЖДЕНИЕ МАРКЕЛЛУС
В 2002 г. USGS произвела оценку нетрадиционных
запасов нефти и газа в басс. пров Аппалачи. По данным оценки [15] доказанные запасы газа составляли
1,9 трлн фут3.
Месторождение Маркеллус стало привлекать внимание операторов недавно, когда после бурения Range
Resources горизонтальной скважины в начале 2008 г.
испытательная добыча газа составила 4,7 млн фут3/сут.
Университеты шт. Пенсильвания и Нью-Йорк подготовили доклад проведении оценки запасов этого региона
и привели данные в 50 трлн фут3. Затем The New York
Times и USA Today опубликовали историю разработки
месторождения Маркеллус.
Сланцевое образование маркеллус является частью
известного мощного образования девонского возраста,
и пролегают на 600 миль (1 миля = 1,609 км) с северовостока на юго-запад. Образование находится на территории нескольких штатов, включая Нью-Йорк и
Пенсильванию (рис. 2) [16]. От природы трещиноватые
52
Нью-Йорк
Мичиган
Пенсильвания
Индиана
НьюДжерси
Огайо
Мериленд
Западная
Виргиния
Кентукки
Виргиния
Теннеси
Северная
Каролина
девонские сланцы
сланцы маркеллус
Рис. 2. Карта месторождения Маркеллус [16]
сланцы маркеллус занимают территорию [17] площадью
54 мили2. Мощность образования составляет от 50 фут
(в Западной Виргинии, Огайо, Пенсильвании и западе
Нью-Йорка) до 200 фут. Глубина залегания колеблется
от 5000 до 8000 фут [18]. В районе северной части НьюЙорка и Западной Виргинии содержание органики в
пласте незначительно снижается. На начало апреля
2008 г. компания Range Resources владела в этом регионе участком площадью 1,15 млн акров и пробурила
10 продуктивных горизонтальных скважин с первоначальной добычей 2,6–5,8 млн фут3/сут [19]. Еще одним
крупным оператором является компании Atlas Energy
Resources и Chesapeake, владеющие 1,2 млн акров. Atlas Energy Resources фокусирует свое внимание на
разработке участков, расположенных на юго-западе
Пенсильвании и в феврале 2008 г. объявила о наличии
21 горизонтальной скважины в этом регионе. В то время планировалось заканчивание еще 6 скважин [20].
Операторы месторождения Маркеллус столкнулись с
достаточно серьезной проблемой отсутствия информации о регионе – недостаточном количестве данных
каротажных исследований, скудной геологической информации и т. д. Операторы испытывают дефицит буровых установок. В этом регионе только 4 или 6 установок осуществляют горизонтальное бурение [16].
МЕСТОРОЖДЕНИЕ ВУДФОРД
Повышение активности в этом регионе было отмечено еще в 2003–2004 гг. первоначально операторы
бурили вертикальные скважины, но затем по примеру
операторов Барнетт Шейл [21] перешли к бурению горизонтальных скважин. Образование вудфорд пролегает по территории шт. Оклахома, затрагивая западную
часть басс. Аркома. Возраст структуры оценивается в
пределах среднего девонского – раннего миссисипского. Стратиграфия аналогична стратиграфии басс.
Бакен и сланцев антрим. Несмотря на то, что вудфорд
считается газоносным образованием, в нем пробурены
и скважины на нефть [22]. Богатое содержание кремнеземных вкраплений обеспечивает хорошие условия
для проведения разрыва пласта [21]. Наиболее крупными операторами в этом регионе являются компании
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ОБЗОР ПО СЕВЕРНОЙ АМЕРИКЕ
Newfield Exploration, Devon, Chesapeake и XTO Energy.
Компания Newfield Exploration владеет площадями в
165 тыс. акров. Этой компанией в 2008 г. пробурено
примерно 100 горизонтальных скважин. Суммарная
добыча составляет 165 млн фут3/сут [23]. Глубина бурения колеблется в пределах 6000–13 000 фут, протяженность скважин составляет в среднем 5000 фут [21].
МЕСТОРОЖДЕНИЕ БАРНЕТТ ШЕЙЛ
Ни одна статистика, посвященная нетрадиционным
ресурсам, не обходится без упоминания этого месторождения. На этом хорошо известном месторождении
нетрадиционного газа активно ведется горизонтальное
бурение и применяются инновационные технологии
разрыва пласта, позволяющие в значительной степени
повысить потенциал месторождения. В настоящее время известно несколько месторождений нетрадиционного газа, которые сравнимы с Барнетт Шейл и которые
называют «второй Барнетт» или «следующий Барнетт».
Образование барнетт в басс. Форт Ворф миссисипского возраста залегает на глубине 6500–8000 фут.
Мощность пласта колеблется от 30 до 50 фут на северовостокеи1000футнаюге[24].Вконце2007г.числопродуктивных скважин, пробуренных на этом месторождении,
составляло 8960 единиц. На этот период в этом регионе
было добыто 3,69 трлн фут3 газа и 11,6 млн брл нефти.
В декабре 2007 г. совокупная добыча из 8435 скважин,
пробуренных на Барнетт Шейл, составляла 3524 млрд
фут3/сут газа и 7477 брл/сут нефти. В период 2003–2007
гг. В этом регионе превалировало бурение горизонтальных скважин. В 2003 г. Горизонтальные скважины составляли 21 % суммарного числа скважин, а в 2007 г.
горизонтальные скважины составляли уже 94 % [25].
Уже на протяжении пяти лет Барнетт Шейл считается
самым крупным месторождением нетрадиционного
газа. Среди крупных операторов можно отметить компании Devon, Chesapeake, XTO, Encana, EOG и другие.
Компания Devon с 2002 г. пробурила 1300 скважин и на
сегодняшний день добывает 600 млн фут3/сут [26].
БАССЕЙН БАККЕН
В связи с резко возросшей активностью операторов в апреле 2008 г. USGS произвела повторную оценку запасов басс. Уиллистон. Теоретически неоткрытые
извлекаемые запасы нефти в этом регионе составляют
3,0–4,3 млн брл. Повторная оценка извлекаемых запасов нефти была выполнена и в басс. Бакен. В соответствии с оценкой, выполненной в 1995 г. В этом регионе
содержится примерно 151 млн брл нефти. Этот факт
заставил операторов задуматься и о проведении повторной оценки запасов нетрадиционного газа, применения горизонтального бурения и разрыва пласта.
Возраст образования бакен оценивается в пределах
верхнего девонского – раннего миссипского. Площадь структуры составляет 200 тыс. миль2. Структура состоит из песчаников, алевролитов и доломитов,
разделенных двумя мощными пропластками сланцев.
Средняя пористость составляет 8–12 %, проницаемость колеблется в пределах 0,05–0,5 мД. Образование залегает на глубине 2 мили, мощность структуры
составляет 6–15 фут.
Наиболее крупными компаниями являются EOG
Resources, Whiting Petroleum, Brigham Exploration,
Hess, Newfield Exploration, XTO and Marathon [27].
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
ДРУГИЕ РАЗРАБОТКИ
Переоценка большей части нетрадиционных запасов США уже произведена.
Месторождение Утика пролегает через территорию шт. Нью-Йорк, северную часть Пенсильвании,
Квебек и Онтарио, захватывая часть сланцевых образований утика, верхнего ордовикского возраста в
типично низкой проницаемостью и высоким содержанием органических включений. Толщина образования
колеблется в пределах 150–1000 фут (на территории
шт. Нью-Йорк). Образование утика пролегает в непосредственной близости от образования маркеллус, но
бурение скважин на пласт утика связано с применением нетрадиционного метода разрыва пласта [28]. Наибольшими площадями в этом регионе владеет компания Forest Oil (268 акров). Добыча компании в апреле
2008 г. составила 1 млн фут3/сут газа (из вертикальной
скважины глубиной 4800 фут).
Месторождение Чаттануга представляет собой
сланцевую структуру девонского возраста, пролегающую в основном по территории США. Это газоносное
образование пролегает по территории шт. Кентукки,
восточной части Теннеси и северной части Алабамы
(рис. 3). Оценка запасов этого месторождения еще не
завершена, но по предварительным данным запасы
будут эквивалентны запасам месторождений Маркеллус и Вудфорд [30, 31].
В 2007 г. USGS представила доклад о запасах басс.
Блэк Варриор (шт. Алабама, Миссисипи), который является частью образования чаттануга. Тогда внимание
было сфокусировано на карбонатных и песчаных структурах, а также на сланцевых включениях чаттануга и
флойд. Чаттануга представляет собой сланцевое образование девонского – среднего миссисипского возраста.
Структура флойд имеет слишком небольшую толщину
с включениями кремнистых и известняковых пропластков, перекрывающих друг друга. На территории шт.
Алабама структура чаттануга представляет собой тонкое
образование со значительными карбонатными органическими включениями (Total Organic Carbon – TOC). На
территории шт. Теннеси чаттануга залегает сравнительно неглубоко по сравнению с другими структурами нетрадиционного газа (1500–2000 фут) [33]. В 2007 г. компания CNX Gas Corp. пробурила на территории Теннеси
горизонтальную скважину. Первоначальная добыча газа
составила 3,9 млн фут3/сут [34]. Компания Atlas Energy
Resources в июне 2008 г. объявила об успешном бурении
четырех горизонтальных скважин [35].
Месторождение Флойд. Расположено в непосредственной близости от образования чаттануга. Месторождение Флойд расположено на участке Блэк Варриор
басс. Миссисипи и Алабама. Пласт состоит преимущественно из сланцев, но содержит включения глин, песков, известняков с кремнеземистыми включениями
[32]. Глубина залегания образования флойд колеблется
в пределах 4000–9000 фут [36]. Мощность пласта равна
600 фут, процентная доля ТОС составляет 1,8. В июле
2008 г. компания Carrizo Oil and Gas пробурила в регионе горизонтальную скважину [7], компания Murphy Oil
также пробурила на этом месторождении несколько
горизонтальных скважин [38]. В 2008 г. активность на
месторождении незначительно снизилась.
Месторождение Нью Олбани. Месторождение расположено в басс. шт. Иллинойс. Образование (проле-
53
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ОБЗОР ПО СЕВЕРНОЙ АМЕРИКЕ
Иллинойс
Западная
Виргиния
Индиана
Кентукки
Виргиния
Миссури
Северная
Каролина
Арканзас
Южная
Каролина
Миссисипи
Алабама
Джорджия
Рис. 3. Карта месторождения Чаттануга [30]
гающее на территории шт. Кентукки, Индиана и Иллинойс) в основном девонского возраста. Месторождение
Нью Олбани взаимосвязано со сланцевой структурой
антрим (шт. Мичиган и Индиана) и чаттануга (Теннеси)
[39]. Газоносный пласт нью олбани в основном пролегает по территории шт. Кентукки и юго-восточной части
Индианы. Мощность структуры варьируется в пределах
100–140 фут (на юго-востоке Индианы) до 340 фут на
юго-западе Иллинойса [40]. В 2007 г. USGS провела разведку этого региона. По результатам оценки неоткрытые извлекаемые ресурсы газа [41] составляют 3,79 трлн
фут3. Компания Aurora Oil and Gas сообщила о добыче в
1 квартале 2008 г. из пласта нью олбани в объеме 424 тыс.
фут3/сут [42]. Чтобы оценить потенциал месторождения
компания CNX Gas пробурила в 2007 г. в этом регионе
шесть скважин [34].
Добыча в пров. Барнетт Шейл считается достаточно
перспективной. Уже идут слухи, что месторождение
Хейнесвилл станет второй пров. Барнетт. Хотя такая
тенденция характерна перед началом разработки почти каждого месторождения, хочется верить, что слухи о
запасах Хейнесвилл, Бакен и Маркеллус оправдаются.
Перевел Г. Кочетков
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. «Core leasing area: Haynesville Shale map», Haynesville Shale Map, http://
haynesvilleshalemap.com/, accessed July 7, 2008.
2. Welborn, V., «What is the Haynesville Shale»? Shreveport Times, July 7,
2008.
3. «Shale gas fever drives land drilling in US», Platts Oilgram News, July 4, 2008,
pg. 6.
4. «Chesapeake and PXP announce Haynesville Shale joint venture», Yahoo Financial News, July 1, 2008, http://bix.yahoo.com/ bw/080701/20080701006524.
html, accessed July 8, 2007.
5. «Petrohawk Energy Corporation reports Haynesville Shale result and leasehold update», Fox Business, June 30, 2008, http://www.foxbusiness. com/story/
markets/industries/energy/petrohawk-energy-corporation-reports-haynesville-shale-result-leasehold-update/, accessed July 8, 2008.
6. «Forest Oil increases holdings in E. Texas, N. La», Forbes.com, June 30, 2008,
http://www.forbes.com/feeds/ap/2008/06/30/ap5169765. html, accessed July
10, 2008.
7. «GMX Resources Inc. announces Haynesville/Bossier Shale drilling to begin
3Q08», Prime Newswire, July 7, 2008, http://www.primenewswire. com/newsroom/news.html?d=145868, accessed July 10, 2008.
8. Fuquay, J., «Chesapeake, EnCana, boost activity in Louisiana gas shale», StarTelegram, June 16, 2008.
9. Brown, D., «Barnett may have Arkansas cousin», AAPG Explorer, Feb. 2006.
10. «The Fayetteville Shale play: A geologic overview», Arkansas Business.com,
Aug. 27, 2007, http://www.arkansasbusiness.com/article.aspx?aID=99154, accessed July 8, 2008.
11. Shelby, P., «Fayetteville Shale play of North-Central Arkansas: A project update», presented at the AAPG Annual Convention, San Antonio, Texas, April
20–23, 2008.
12. «Baker Hughes US rig count-Summary report», Baker Hughes- Investor
relations- Rig counts, http://164.109.37.157/Reports/StandardReport.aspx, accessed July 11, 2008.
54
13. «Fayetteville Shale play», Southwestern Energy Company, http://www.swn.
com/operations/fayetteville.shale.asp, accessed July 8, 2008.
14. «Chesapeake reports Haynesville Shale discovery in Louisiana and announces CapEx increase», OilVoice, March 24, 2008, http://www.oilvoice.com/n/
Chesapeake_Reports_Haynesville_Shale_Discovery_in_Louisiana_and_
Announces_CapEx_Increase/92f01da5.aspx, accessed July 11, 2008.
15. US Department of the Interior, US Geological Society, «Assessment of undiscovered oil and gas resources of the Appalachian Basin Province, 2002», USGS
Fact Sheet FS-009-03, February 2003.
16. Durham, L. S., «Another shale making seismic waves», AAPG Explorer,
March 2008.
17. Mayhood, K., «Low down, rich and stingy», The Columbus Dispatch, March
11, 2008.
18. Milici, R. C. and C. S. Swezey, «Assessment of Appalachian Basin oil and
gas resources: Devonian Shale-Middle and Upper Paleozoic total petroleum
system», Open file report series 2006-1237, USGS Reston, Virginia, 2006,
pp. 38–39.
19. «Range announces record first quarter results», OilVoice, April 24, 2008,
http://www.oilvoice.com/n/Range_Announces_Record_First_Quarter_
Results/4c59a7ac.aspx, accessed July 11, 2008.
20. «Atlas Energy Resources, LLC increases estimated reserve potential from
Marcellus Shale to between 4 and 6 Tcf», Reuters, Feb. 21, 2008, http://www.
reuters.com/article/pressRelease/idUS127932+21-Feb-2008+MW20080221,
accessed July 14, 2008.
21. Brown, D., «Big potential boost the Woodford», AAPG Explorer, July 2008.
22. Comer, J. B., «Reservoir characteristics and production potential of the
Woodford Shale», World Oil, August 2008, pp. 83.
23. «Newfield Exploration announces 2008 capital program», Reuters, Feb. 4,
2008,
http://www.reuters.com/article/pressRelease/idUS139442+04-Feb2008+PRN20080204, accessed July 11, 2008.
24. Hayden, J. and D. Pursell, «The Barnett Shale: Visitors guide to the hottest
gas play in the US», Tudor Pickering, Oct. 2005, http://www.tudorpickering.
com/pdfs/TheBarnettShaleReport.pdf, accessed July 10, 2008.
25. «Number of vertical and horizontal producer wells in the Barnett Shale as
of Jan. 1, 2008», Powell Barnett Shale Newsletter, March 27, 2008, http://www.
barnetshalenews.com/documents/VHchart-201-1-08.pdf, accessed July 10, 2008.
26. «Operations- Barnett Shale», Devon Energy, http://www.devonenergy.com/
Operation/FeatuerStories/Pages/barnett_shale.aspx, accessed July 10, 2008.
27. Cohen, D. M., «USGS names Bakken play the largest oil accumulation in the
Lower 48», World Oil, June 2008, pp. 83–84.
28. Paktinat, J., Pinkhouse, J., Fontaine, J., Lash, G. and G. Penny, «Investigation
of methods to improve Utica Shale hydraulic fracturing in the Appalachian
Basin», presented at the AAPG Annual Convention, San Antonio, Texas, April
20–23, 2008.
29. «Forest Oil announces significant gas discovery in Utica Shale…» Reuters,
April 1, 2008, http://www.reuters.com/article/pressRelease/idUS134787+01Apr-2008+BW20080401, accessed July 11, 2008.
30. «Chattanooga Shale natural gas field», Oil Shale Gas, http://www.
oilshalegas.com/chattanoogashale.com, accessed July 9, 2008.
31. «AMI Project», Irvine Energy PLC, http://www.irvineenergy.com/projects/
index.htm, accessed July 9, 2008.
32. USGS Black Warrior Basin Province assessment team, «Geologic assessment
of undiscovered oil and gas resources of the Black Warrior Basin Province,
Alabama and Mississippi», Hatch, J. R. and M. J. Pawlewicz, compilers, USGS
Digital Data Series DDS-69-I, 2007, 76 p.
33. «Domestic Energy announces Appalachian Shale plan», Reuters, April 28,
2008,
http://www.reuters.com/article/preeRelease/idUS139048+28-Apr2008+MW20080428, accessed July 9, 2008.
34. «CNX Gas reports fourth quarter and full year 2007 results», Reuters, Jan.
29, 2008, http://www.reuters.com/article/pressRelease/idUS140410+29-Jan2008+PRN20080129, accessed July 11, 2008.
35. «Atlas Energy announces four successful horizontal wells in Tennessee’s
Chattanooga Shale, and a net acreage position of 105,000 acres in the play»,
OilVoice, June 21, 2008, http://www.oilvoice.com/n/Atlas_Energy_
Announces_Four_Successful_Horizontal_Wells_in_Tennessees_
Chattanooga_Shale/9fc6bbe0.aspx, accessed July 9, 2008.
36. «Floyd Shale potential of the Black Warrior Basin: Executive summary»,
Mississippi Geological Society eBulletin, Vol. 55, No. 7, March 2007.
37. «Carrizo Oil & Gas, Inc. announces record production and third quarter 2007
financial results», Carrizo Oil & Gas, Nov. 8, 2007, http://carrizo.mediaroom.
com/index.php?s=43&iten=154, accessed July 10, 2008.
38. Edmonds, C., «New shales may be ready to deliver», The Street, Feb. 22,
2007, http://www.thestreet.com/story/10340267/1/new-shalesmay-be-readyto-deliver.html, accessed July 10, 2008.
39. «New Albany Shale», Indiana Geological Survey, http://igs.indiana.edu/
Geology/structure/compendium/html/comp82hw.cfm, accessed July 9, 2008.
40. Comer, J. B., Hasenmueller, N. R., Mastalerz, M. D., Rupp, J. A., Shaffer, N.
R. and C. W. Zuppann, «The New Albany Shale gas play in southern Indiana»,
presented at AAPG Eastern Section Meeting, Buffalo, N.Y., Oct. 8–11, 2006.
41. US Department of the Interior, US Geological Survey, «Assessment of
undiscovered oil and gas resources of the Illinois Basin, 2007», USGS Fact
Sheet 2007-3058, August 2007.
42. «Aurora Oil & Gas Corp. announces first quarter 2008 results», Reuters,
May 9, 2008, http://www.reuters.com/article/pressRelease/idUS248894+09May-2008+PRN20080509, accessed July 11, 2008.
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ОБЗОР ПО СЕВЕРНОЙ АМЕРИКЕ
СОСТОЯНИЕ СЕВЕРОАМЕРИКАНСКОГО
РЫНКА НАЗЕМНЫХ БУРОВЫХ УСТАНОВОК
T. Marsh, ODS-Petrodata
Глобальный спрос на буровые установки и коэффициент их использования продолжают расти, несмотря на незначительный спад активности разработок глубоководного региона Мексиканского
залива
Таблица 1. Морские буровые установки – основные рынки
Месяц
Мексиканский Мексика Южная Западная Западная Ближний
залив
Америка Европа
Африка
Восток
Январь
2000 г.
Июнь
2008 г.
Разница
148
6
37
61
28
46
102
38
49
72
57
96
–46
32
12
11
29
50
Поставки
Спрос по контракту
Коэффициент использования
+BO
o
+BO
o
Самоподъемные установки,
250–300 фут
Январь 2000
Июнь 2008
Разница
32 500
131 400
98 900
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Полупогружные установки,
1500–3000 фут
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
78 000
272 900
194 900
+BO
o
+BO
o
+BO
o
+BO
o
+BO
o
+BO
o
+BO
o
Источник: ODS-Petrodata RigPoint
Рис. 1. Рост спроса в США на морские буровые установки
ЗАТРАТЫ
НА НОВЫЕ УСТАНОВКИ
Операторы, осуществляющие морское бурение,
хорошо понимают, что спрос на буровые установки и
дневные ставки за аренду будут расти. К 1 июля 2008 г.
владельцы и инвесторы располагали 182-мя новыми
передвижными морскими буровыми установками
(Mobile Offshore Drilling Units – MODU) и шестью
буровыми тендерными судами, находящимися в процессе строительства (табл. 3). В тот период было запланировано строительство еще восьми установок.
Суммарные затраты на эти проекты составляют
74 млрд долл. В табл. 4 представлены данные о состоянии верфей США и строящихся сооружениях.
Большая часть этих установок не будет работать ни в Мексиканском залиИндийский Ю.-В.
ве (США), ни в Канаде. Однако это не
океан
Азия
25
23 значит, что североамериканские компании не получат прибыль благодаря
41
59–46 растущему спросу на буровые установки.
16
36
Таблица 2. Средняя суточная ставка за аренду MODU по типам, долл.
Месяц
Коэффициент использования, %
Спрос и поставки MODU в мире в целом
Число установок
С наступлением двадцать первого столетия парк
буровых установок продолжает увеличиваться. Ослабление активности в Мексиканском заливе и повышение активности в других регионах стали причиной
пополнения парка владельцами буровых установок,
что обосновано высоким спросом на эти мощности на
международных рынках. Например, число контрактов на аренду буровых установок в июне 2008 г. сократилось и составляло 102 (по сравнению со 148 контрактами в январе 2000 г.), а Мексике увеличилось с
6 до 38 (хотя этот показатель ниже пикового, зарегистрированного в 2004 г.). На Ближнем Востоке в 2008 г.
было зарегистрировано 96 контрактов по сравнению
с 46. В Юго-Восточной Азии число контрактов также
увеличилось с 23 до 59 (табл. 1). Как видно из табл. 1,
в настоящее время Мексиканский залив с трудом
удерживает позиции самого крупного мирового рынка морских буровых установок. В ближайшее время
Ближний Восток может вытеснить Мексиканский с
этих позиций.
В июне 2008 г. спрос на мировом рынке морских
буровых установок вырос на 598 единиц по сравнению с 432 установками в 2000 г. (рис. 1). Причиной
стабильного развития этой тенденции является постоянное увеличение спроса на энергоресурсы, который
способствует рекордному повышению цен на нефть
Соответственно повышаются дневные ставки на
аренду буровых установок. В настоящее время суточная аренда специализированной морской глубоководной буровой установки повысилась до 600 тыс.
долл/сут. Более того, этот показатель будет расти
и дальше. В табл. 2 приводится сравнение (2000 и
2008 гг.) средних суточных ставок за аренду буровых
установок в мире в целом.
Буровые суда,
7500 фут и более
166 700
343 800
177 100
СИТУАЦИЯ
В МЕКСИКАНСКОМ ЗАЛИВЕ
Сложившаяся в Мексиканском
заливе (США) ситуация может быть
оценена по компаниями, осуществляющим в этом регионе операции.
На 1 июля 2008 г. наибольшим числом
55
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ОБЗОР ПО СЕВЕРНОЙ АМЕРИКЕ
Таблица 3. Новые конструкции MODU, июль 2008 г. Таблица 4. Строящиеся MODU, верфи США
Тип установки
Состояние
Буровые суда
Самоподъемные
установки
Полупогружные
установки
Тендерные суда
Название
Владелец
Тип
Atwood Aurora
Ocean Scepter
Tuxpan
J.P. Bussell
Ralph Coffman
Rowan JU TBN 3
Rowan JU TBN 4
Rowan JU TBN 5
Rowan JU TBN 6
Rowan JU TBN 7
Rowan JU TBN 8
Rowan Mississippi
Offshore Intrepid
Offshore Vigilant
Atwood Oceanics
Diamond Offshore
Perforadora Central
Rowan Co.
Rowan Co.
Rowan Co.
Rowan Co.
Rowan Co.
Rowan Co.
Rowan Co.
Rowan Co.
Rowan Co.
Scorpion Offshore
Scorpion Offshore
На опорах
На опорах
На опорах
На опорах
На опорах
На опорах
На опорах
На опорах
На опорах
На опорах
На опорах
На опорах
На опорах
На опорах
Число
Заказ
Проект
Строится
Всего
Заказ
Строится
Всего
Заказ
Проект
Строится
Всего
Заказ
Проект
Всего
15
5
24
44
10
75
85
10
3
40
53
2
4
6
188
Итого
Глубина,
фут
Поставки
Спрос по контракту
Коэффициент использования
Янв.
Янв.
Янв.
Янв.
Янв.
Янв.
Янв.
Янв.
Янв.
o
o
o
o
o
o
o
o
o
Рис. 2. Спрос и поставки морских буровых установок в Мексиканском заливе
буровых установок (10 единиц) располагает компания ADTI. Затем следует компания Chevron, располагающая восемью установками, Apache (семь
установок), BP (семь установок) and LLOG (пять
установок). Еще две компании владеют четырьмя
установками, три компании имеют по три установки, 28 компаний имеют по одной установке
Буровые установки, принадлежащие компании
ADTI, арендованы PetroQuest, Northstar Energy,
Arena Energy, Apache, PetroQuest, Beryl Oil and Gas,
W&T Offshore and Contango Oil and Gas. Независимые нефтегазовые компании продолжают занимать
ниши на североамериканском рынке в Мексиканском заливе, несмотря на возникающие проблемы
и продолжают реализовать свои проекты. Однако разработка глубоководных регионов доступна
только крупным компаниям. Как уже упоминалось,
буровые суда работают в основном на ВР, Chevron,
Anadarko and BHP Billiton. Полупогружные буровые установки работают в основном на Devon Energy, Eni, ExxonMobil, Hess, LLOG, Marathon, Mariner
Energy, Murphy, Noble Energy, Shell and Walter Oil &
Gas. Наиболее активным оператором в глубоковод56
Дневная ставка, долл.
Коэффициент использования, %
Число установок
Источник: ODS-Petrodata RigPoint
Ставка,
млн долл.
2008
2009
2009
2008
2009
2010
2010
2011
2011
2010
2011
2008
2008
2009
Keppel AmFELS
Keppel AmFELS
Keppel AmFELS
LeTourneau
LeTourneau
Keppel AmFELS
Keppel AmFELS
Keppel AmFELS
Keppel AmFELS
LeTourneau
LeTourneau
LeTourneau
Keppel AmFELS
Keppel AmFELS
164
160
190
174
165
175
175
175
175
200
200
165
145
149
Название верфи
Средняя дневная ставка
Спрос и поставки MODU в Мексиканском заливе
350
350
350
300
400
350
350
350
350
400
400
400
350
350
Год
GOM 250–300 фут
GOM 300 фут
GOM ,более 300 фут
Янв.
Янв.
Янв.
Янв.
Янв.
Янв.
Янв.
Янв.
Янв.
o
o
o
o
o
o
o
o
o
Источник: ODS-Petrodata Consulting&Research
Рис. 3. Средняя суточная ставка за аренду самоподъемных
и полупогружных буровых установок
ном регионе Мексиканского залива является компания ВР, располагающая пятью буровыми установками. Затем компании Anadarko, BHP, Chevron
и Shell, располагающие тремя буровыми установками каждая. Компании ENI, Hess, LLOG и Noble
Energy располагают двумя буровыми установками
каждая. В мелководном регионе размещены 63 буровые установки с растянутыми опорами и четыре полупогружные буровые установки, которыми
управляет более 30 операторов. В соответствии
с переписью, проведенной в первой половине
2008 г., североамериканский рынок Мексиканского залива остается сравнительно стабильным
(примерно 30 буровых установок). Незначительное
улучшение ситуации отмечено на рынке мелководных буровых установок. На рис. 2 показана динамика изменения спроса и поставок буровых установок, увеличение численности парка установок,
работающих по контракту и коэффициент использования установок.
С увеличением спроса на буровые установки на
международном рынке, дневные ставки на аренду
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ОБЗОР ПО СЕВЕРНОЙ АМЕРИКЕ
Средняя дневная ставка
GOM менее 5000 фут
GOM 5000 фут
GOM 7500 фут
Дневная ставка, долл.
Янв.
Янв.
Янв.
Янв.
Янв.
Янв.
Янв.
Янв.
Янв.
o
o
o
o
o
o
o
o
o
Источник: ODS-Petrodata Consulting&Research
Рис. 4. Средняя суточная ставка за аренду самоподъемных и
полупогружных буровых установок
глубоководных буровых установок стали расти. Повысились даже суточные ставки на аренду устаревающих установок на растянутых опорах.
На рис. 3 приведена динамика изменения коэффициента использования буровых установок на растянутых опорах. В соответствии с прогнозом ODSPetrodata спрос на этот вид буровых установок будет
расти и дальше, соответственно будут повышаться и
дневные ставки за аренду.
По данным последних контрактов суточные
ставки за аренду буровых установок на растянутых
опорах, позиционируемых на глубине 300 фут и более, колеблется в пределах 82 500–195 000 долл/сут
в зависимости от возможностей установки и условий контракта. Суточные ставки за аренду буровых
установок на растянутых опорах, позиционируемых на глубине 300 фут и менее колеблются в пределах 58 500–90 000 долл/сут. Несмотря на последние тенденции, суточные ставки за аренду буровых
установок на растянутых опорах в Мексиканском
заливе ниже, чем на международном рынке. Многие из буровых установок постоянно работают в
регионе, поскольку не предназначены для других
условий.
Дневные ставки за аренду плавучих буровых установок остаются достаточно стабильными (рис. 4). Но
это в основном за счет увеличения поставок, а не положительных изменений на рынке. Большая часть
буровых установок работает по долгосрочным контрактам, что не дает возможности владельцам сильно
повышать суточные ставки.
По условиям последних контрактов суточная ставка за аренду полупогружных буровых установок, позиционируемых на глубине 5000 фут и менее колеблется в пределах 225 000–355 000 долл/сут. Суточная
ставка за аренду полупогружных буровых установок,
позиционируемых на большей глубине, колеблется в
пределах 505 000–535 000 долл/сут. Суточная ставка
за аренду полупогружных буровых установок, позиционируемых на глубине 7500 фут и более, колеблется в пределах 535 000–540 000 долл/сут. Однако
по условиям последних контрактов суточная ставка
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
за аренду этих буровых установок уже повысилась.
Рекордную сумму за аренду бурового судна итальянской компании Eni Deepwater Pathfinder, которая составляет 652 тыс. долл/сут, будет платить компания
Transocean. Контракт вступит в силу с 2010 г. В настоящее время это буровое судно осуществляет операции для компании Shell в Нигерии. Согласно прогнозам ODS-Petrodata дефицит в Мексиканском заливе
на полупогружных буровых установок к концу 2009 г.
составит 7 установок. Даже с учетом высокого спроса
не каждый оператор точно соблюдает сроки выполнения операций. Однако в соответствии с прогнозом
число полупогружных буровых установок будет сокращаться.
В соответствии с долгосрочным прогнозом необходимо планирование глобального рынка буровых
судов. К удивлению, во второй половине 2008 г. в
США ситуация со спросом на этом рынке остается
сравнительно стабильной. Однако некоторые операторы решительно настроены разрабатывать глубоководные регионы Мексиканского залива (США),
поэтому спрос на буровые суда может повыситься
во второй половине 2009 г. Это означает реализацию
новых проектов, открытие новых перспективных месторождений. На всех международных рынках ситуация с поставками глубоководных буровых судов
достаточно сложная. ODS-Petrodata прогнозирует
поступление в течение 2009 г. на рынки 42-х буровых
судов, однако эти поставки не решат проблему дефицита и к концу 2009 г. потребуется еще как минимум
20 судов.
Несмотря на предположение, что цены на нефть
не могут оставаться на таком высоком уровне, как
в настоящее время, не похоже, что они будут снижаться. Это позволит операторам планировать реализацию долгосрочных глубоководных проектов.
Кроме того, повышение цен на природный газ будет стимулировать разработку мелководных газовых запасов. В настоящее время ждут одобрения
50 программ бурения на природный газ мелководных регионов.
ОБЗОР ДРУГИХ РЫНКОВ
В следующие несколько лет активность морских
разработок может повыситься. Это объясняется тем,
что существующий президент Буш отменил запрет
на проведение разведки на нефть и природный газ на
большей части внешнего континентального шельфа
США (US Outer Continental Shelf – USOCS). Этот шаг
был предпринят в связи с недовольством общественности повышением цен на нефть. Несмотря на то,
что данная президентская инициатива не повлечет
за собой значительного повышения (в ближайшие
годы) активности морской разведки и разработки, но
может стать отправной точкой для открытия новых
участков. Если федеральные препятствия для повышения активности морской разведки будут удалены,
это позволит штатам, расположенным на побережье,
оценить преимущества ведения морского бурения.
Штат Виргиния уже приступил к исследованию своих возможностей. Следует напомнить, что службой
по управлению природными ресурсами (Minerals
57
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ОБЗОР ПО СЕВЕРНОЙ АМЕРИКЕ
Поставки
Спрос по контракту
Коэффициент использования
Коэффициент использования, %
Число установок
Спрос и поставки MODU в Мексике
o
o
o
o
o
o
o
o
o
Источник: ODS-Petrodata RigPoint
Рис. 5. Активность парка буровых установок Мексики
Management Service – MMS) была разработана пятилетняя программа (2007–2012 гг.) выдачи лицензий
на разведку морских участков в Атлантическом и Тихом океане.
КАНАДА: ПЕРСПЕКТИВЫ
Высокий спрос на буровые установки, отмечающийся в последние несколько лет, стимулирует повышать активность морского бурения в Канаде. В настоящее время канадские операторы формулируют
требования к буровым установкам. При этом следует
учесть незначительные масштабы канадского атлантического рынка. С 2000 г. в этом регионе работает
всего пять буровых установок, вернувшихся в регион
в 2003 г., когда глобальный коэффициент использования этих сооружений был ниже 80 %. В конце 2006 г.,
когда коэффициент использования морских буровых установок повысился до 90 %, канадский рынок
стал более привлекательным для владельцев буровых
установок. В настоящее время на шельфе Канады работают только две буровые установки, одна из которых была переброшена в регион только в июне 2008 г.
Обе полупогружные буровые установки принадлежат компании Transocean и выполняют операции для
Husky Oil Operations. Одна из установок (Henry Goodrich) выполняет и для других операторов. В 2009 г.
планируется перебросить в регион буровую установку на растянутых опорах Gorilla, принадлежащую
компании Rowan Co. Семь канадских операторов
сообщили о желании арендовать плавучие буровые
установки или буровые установки на растянутых
опорах для реализации десяти программ бурения.
Половину программ планируется начать во второй
половине 2009 г., половина программ будут начаты в
начале 2010 г.
Однако до тех пор, пока канадские операторы не
объединятся, чтобы сформулировать долгосрочные
требования, их ожидания поставок буровых установок не оправдаются. Следует упомянуть о том, что
они получили лицензии на ведение работ на шельфе
Гренландии, что может быть интересно для владельцев буровых установок.
58
АЛЯСКА: ПЕРСПЕКТИВЫ
Аляска вновь возвращается на рынок морских буровых установок, хотя в настоящее время в этом регионе работает всего один крупный и два независимых
оператора. В 2007 г. был разработан ряд интересных
программ, включая план Shell использования арктической буровой установки Kulluk для бурения месторождения в море Бьюфорта. В результате из-за ряда
проблем в 2008 г. в этом регионе не было пробурено
ни одной скважины. Shell набрала штата специалистов и арендовала буровое судно, аренда которого,
возможно, будет продлена и после 2010 г. Альтернативным решением может стать аренда Frontier Discoverer компании Frontier Drilling. В настоящее время
буровая установка ведет операции в Юго-Восточной
Азии.
Компания Pacific Energy из Калифорнии, осуществляющая операции в Калифорнии и на Аляске, планирует программу бурения Кук Инлет. Blake Offshore
из Луизианы заключила контракт и будет перебрасывать самоподъемную буровую установку Blake 151 из
Мексиканского залива. Согласно контракту буровая
установка прибудет на место в мае 2009 г.
Независимый оператор Escopeta Oil также планирует бурить Кук Инлет. Первоначально начало реализации программы бурения было намечено на конец
2006 г.
МЕКСИКА: ПЕРСПЕКТИВЫ
Активность бурения в Мексиканском заливе (Мексика) начала повышаться в 2002 г., достигнув пика в
2004 г. (рис. 5). Однако число буровых установок в
этом регионе достаточно невелико (всего 5 установок). Из 38 установок, работающих по контракту на
государственную компанию Pemex, пять установок –
самоподъемные, остальные полупогружные. Владельцами этих установок являются операторы США. Суточная ставка за аренду в среднем составляет 135 тыс.
долл/сут. За 14 установок платят 150 долл/сут. На
других рынках в конце июня – начале июля 2008 г.
суточная ставка за аренду таких установок колебалась в пределах 190 000–484 000 долл/сут. Компания
Pemex приняла решение о разведке и разработке новых месторождений в связи с резким спадом добычи
на месторождении Кантарелл. Компания разрабатывает программу повышения активности на мелководных участках. В 2010 г. Pemex планирует арендовать и
разместить пять - семь полупогружных буровых установок, включая три новых системы, которые буду
работать в водах глубиной свыше 7500–10 000 фут.
Затраты на эти новые буровые установки составят
1,53 млрд долл. согласно прогнозам ODS-Petrodata
рынок морских буровых установок 2009 г. пополнится самоподъемными системами. Будет отмечаться небольшое снижение поставок плавучих систем.
В связи с повышением цен большим спросом будут
пользоваться установки для бурения на газ в мелководных регионах.
Перевел. Г. Кочетков
Tom Marsh (Т. Марш), издатель и президент ODS-Petrodata, Хьюстон.
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ОБЗОР ПО СЕВЕРНОЙ АМЕРИКЕ
АКТИВНОСТЬ БУРЕНИЯ
В СЕВЕРНОЙ АМЕРИКЕ
R. Curran, Калгари, Канада, S. M. G. Hidalgo, Мехико, Мексика, редакция World Oil
2008 г. характеризовался нестабильностью цен
БУРЕНИЕ В США:
ЧРЕЗМЕРНО ВЫСОКАЯ
АКТИВНОСТЬ ОПЕРАТОРОВ
Ситуация, сложившаяся с ценами на сырую нефть к середине
года, опровергла все прогнозы.
Времена стабильности прошли –
2008 г. Можно охарактеризовать,
как период постоянных изменений. Дневные колебания цен в 5 %,
а недельные – в 10 % стали нормой.
После последней корректировки,
сделанной в середине года, цены на
нефть в значительной степени выросли и в период конца июня – начала июля достигли 145 долл/брл на
нефть и 13 долл/тыс. фут3. По мнению аналитиков, это самое большое
(в процентном соотношении) повышение цен (табл. 1), прогнозируемое на вторую половину года (33 и
17 %, соответственно).
Однако повышение цен на
нефть связано с определенными
преимуществами – в 2008 г. отмечаются самые высокие доходы за
всю историю отрасли. Необычайная активность бурения зарегистрирована на газовых месторождениях, несмотря на повышение
стоимости лицензий на неразведанные участки до 2500 долл.
за акр (1 акр – 4046 м2). На такое
повышение активности влияет
также дефицит мощных буровых
установок. Если вы захотите взять
в аренду современную мощную
буровую установку, получите ответ «нет» и придется ждать, когда
построят новую систему, которую
вы закажете. Спрос на маломощные старые буровые установки небольшой и они имеются в наличии,
но вряд ли смогут вам пригодиться.
Помимо мощных буровых установок может возникнуть проблема с
наличием инфраструктуры и квалифицированного персонала.
В 2003 г. средняя протяженность
скважин составляла 5192 фут, в
2005 г.этотпоказательувеличилсядо
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Таблица 1. Прогноз бурения в США на 2008 г.
Штат, район
2008 г., число скважин
Полугодие
Год
1
2
Разница,
%
2008 г., проходка, фут
Полугодие
Год
1
2
Алабама1
179
220
399
22,9
716
880
1,596
Аляска
72
80
152
11,1
518
576
1094
Аляска-шельф
1
2
3
100,0
7
16
23
Арканзас
623
697
1320
11,9
4111
4600
8711
Калифорния
1840
1877
3717
2,0
4787
4880
9667
Калифорния-шельф
17
21
21
23,5
98
122 220
220
Колорадо
1915
1915
3830
12831
12 831
25 662
Мексиканский залив
345
241
595 (31,9)
4694
6609
11 303
Иллинойс
2195
365
660
23,7
585
725
1310
Индиана
130
160
290
21,1
295
363
658
Канзас
1830
2020
3850
10,4
6039
6666
12 705
Кентукки
950
0
954
0,4
2,660
5331
8302
Луизиана
910
1141
2051
25,4
2671
10 312
18 614
Север
630
847
1477
34,4
5418
7284 12 702
Юг
280
294
574
5,0
2884
3028
5912
Мичиган
300
0
375
25,0
555
694
1249
Миссури
165
195
360
18,2
1403
1658
3061
Монтана
277
278
555
0,4
1439
1444
2883
Небраска
125
165
290
32,0
413
545
958
Нью-Мексико
815
945
1760
16,0
4564
5292
9856
Нью-Йорк
396
404
800
2,0
1109
1131
2240
Северная Дакота
274
343
617
25,2
3257
4047
7304
Огайо
475
595
1070
25,3
1987
2491
4478
Оклахома
2350
1648
4998
12,7
17 390
19 595
36 958
Пенсильвания
2552
2783
5335
9,1
8932
9740
18 672
Южная Дакота
24
26
50
8,3
264
286
550
Теннесси
143
143
127 (11,2)
143
127
270
Техас
7319
7883
15
7,7
59 754
63 924 123 678
Район 1
196
244
440
24,5
1225
1525
2750
Район 2
244
244
488
2098
2098
4196
Район 3
268
272
540
1,5
2251
2285
4536
Район 4
430
550
980
27,9
4214
53 890
9604
Район 5
823
810
1633
(1,6)
9218
9072 18 290
Район 6
983
990
1973
0,7
10 098
10 027 20 125
Район 7В
380
401
401
5,5
2280
2406
4686
Район 7С
1015
1015
2030
7917
7917 15 834
Район 8
1034
1190
2224
15,1
6721
7735 14 456
Район 8А
400
420
820
5,0
2160
2268 44 128
Район 9
976
1074
2050
10,0
5758
6337 12 095
Район 10
570
673
1243
18,1
5814
6864 12 678
Юта
564
592
1156
5,0
4456
4677
9133
Виргиния
358
400
758
11,7
985
1100
2085
Западная Виргиния
740
890
1630
20,3
3127
3760
6887
Вайоминг
1790
1970
3760
10,1
8771
9653
18 424
Другие3
100
125
225
25,0
700
875
1575
Всего в США
27 883 30 437 58 320
9,2
164 892 182 290 347 182
1
За исключением штатов и скважин в федеральных водах, включая Мексиканский залив.
2
Включая скважины в штатах и федеральных водах.
3
Включая Аризону, Флориду, Вашингтон, Миссури и Неваду.
№1 • январь 2009
59
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ОБЗОР ПО СЕВЕРНОЙ АМЕРИКЕ
Таблица 2. Программы бурения на середину 2008 г. 17 ведущих операторов1 США
Штат, район
Скважины, пробуренные в 1 полугодии 2008 г.
Всего
Алабама
Аляска
Арканзас
Калифорния-шельф
Колорадо
Мексиканский залив
Луизиана
Техас
Иллинойс
Индиана
Канзас
Кентукки
Луизиана3
Север
Юг
Мичиган
Миссисипи
Монтана
Небраска
Нью Мексико
Северо-запад
Юго-восток
Нью-Йорк
Северная Дакота
Огайо
Оклахома
Пенсильвания
Техас
Район 1
Район 2
Район 3
Район 4
Район 5
Район 6
Район 7В
Район 7С
Район 8
Район 8А
Район 9
Район 10
Юта
Виргиния
Западная Виргиния
Вайоминг
Всего в США
1
39
35
76
963
988
28
24
4
17
6
133
19
15
13
2
31
16
3
54
63
21
42
23
95
31
373
162
1635
1
18
13
94
536
148
85
347
206
14
40
133
114
24
86
308
5337
Разведочные Эксплуатационные
5
4
5
0
7
13
10
3
0
0
0
1
3
1
2
0
0
0
0
4
0
4
3
15
0
23
8
69
1
1
11
9
10
8
3
5
9
0
6
6
0
2
1
1
164
34
31
71
963
981
15
14
1
17
6
133
18
12
12
0
31
16
3
54
59
21
38
20
80
31
296
154
1566
0
17
2
85
526
140
82
342
197
14
34
127
114
22
85
307
5119
Скважины, пробуренные во 2 полугодии 2008 г.
Всего
37
36
163
977
954
50
40
10
18
13
165
28
25
21
4
30
19
53
100
67
25
42
25
115
12
370
261
1661
4
22
12
125
523
148
81
301
214
12
71
148
139
56
169
703
6246
Разведочные Эксплуатационные
8
5
7
0
3
13
8
5
8
0
0
0
15
11
4
0
0
0
0
5
0
5
3
1
0
17
25
81
2
1
11
7
3
10
1
22
8
8
1
15
3
0
0
12
20
29
31
156
877
951
37
32
5
18
13
165
28
10
10
0
30
19
53
100
62
25
37
33
104
12
353
236
1580
2
21
1
118
520
138
80
279
206
122
70
133
136
56
169
691
6038
Горизонтальные
На угольные пласты
Полугодие
1
2
1
2
35
20
0
44
4
1
1
0
0
5
1
1
3
3
0
0
3
3
0
25
1
24
4
95
0
49
16
741
0
13
0
17
530
7
82
5
11
0
33
43
2
5
5
3
1066
26
20
158
83
7
1
1
0
0
13
2
8
2
2
0
4
9
2
0
22
2
20
4
110
0
92
28
757
0
14
1
25
516
9
79
2
7
0
61
43
2
7
16
16
1385
0
0
0
0
7
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
6
6
0
0
0
0
16
0
0
0
0
0
0
0
0
0
520
0
0
0
0
0
0
0
66
95
0
0
0
0
80
0
0
0
0
0
0
0
10
10
0
0
0
0
0
13
13
0
0
0
0
27
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
386
516
Интегрированные нефтяные компании и крупные независимые операторы, планирующие в 2008 г. масштабные программы бурения в различных штатах.
2
СВМ-скважины, включая разведочные, эксплуатационные и другие.
3
За исключением морских скважин (штатов и федеральных и Мексиканский залив).
5589 фут, а в 2008 г. достиг 5953 фут.
В большинстве случаев это измеренная глубина скважин, несмотря
на большое число горизонтальных
скважин и бурения с отклонением
от оси. Итак, подведем итоги. Не
только активность бурения повышается, но и развиваются технологии бурения.
АКТИВНОСТЬ ОПЕРАТОРОВ
По данным World Oil было
опрошено 17 операторов ведущих
60
отраслевых компаний (интегрированных и независимых, реализуемых масштабные программы
бурения) и 106 операторов небольших компаний. Из опроса следует,
что программы бурения на 2008 г.
этих компаний остались неизмененными. По оценкам февраля
2008 г. число планируемых к бурению скважин увеличилось. Только
семь регионов доложили об уменьшении числа пробуренных скважин.
В 2008 г. Активность бурения
в США возросла. Число скважин
увеличилось до 58 тыс. единиц,
что на 5900 скважин больше прогнозируемого (в феврале 2008 г.)
показателя. Только в шт. Алабама
Мексиканском заливе, Миссисипи, Монтане, Новом Мексико,
Теннеси и Юте было зарегистрировано сокращение числа пробуренных скважин. Наибольшее
сокращение пришлось на шт.
Нью-Мексико (433 скважины).
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ОБЗОР ПО СЕВЕРНОЙ АМЕРИКЕ
Таблица 3. Программы бурения 106 независимых операторов1 США
Штат, район
Скважины, пробуренные в 1 полугодии 2008 г.
Всего
Арканзас
Калифорния
Колорадо
Мексиканский залив
Луизиана
Иллинойс
Индиана
Канзас
Кентукки
Луизиана3
Север
Юг
Мичиган
Миссисипи
Монтана
Небраска
Невада
Нью-Мексико
Северо-запад
Юго-восток
Нью-Йорк
Северная Дакота
Огайо
Оклахома
Пенсильвания
Южная Дакота
Техас
Район 1
Район 2
Район 3
Район 4
Район 5
Район 6
Район 7В
Район 7С
Район 8
Район 8А
Район 9
Район 10
Юта
Виргиния
Западная Виргиния
Вайоминг
Всего в США
230
2
6
12
12
3
4
359
0
46
38
8
10
5
12
19
1
73
18
55
0
37
6
111
3
9
292
14
19
17
19
13
51
6
22
73
2
3
53
0
9
10
12
1271
Разведочные
Эксплуатационные
0
2
1
4
4
0
3
68
0
5
1
4
1
1
3
7
1
2
1
1
0
9
0
31
3
1
31
0
9
1
8
0
2
2
6
0
0
3
0
0
0
230
0
5
8
8
3
1
291
0
41
37
4
9
4
9
12
0
71
17
54
0
28
6
80
0
8
261
14
10
16
11
13
49
4
16
73
2
0
53
0
9
8
5
1089
7
182
Скважины, пробуренные во 2 полугодии 2008 г.
Всего
Разведочные
257
5
16
20
20
12
0
400
3
57
41
16
31
7
13
22
0
95
23
72
18
84
5
19
37
9
35
24
17
11
29
5
47
8
38
83
14
4
74
4
11
25
23
1698
1
Независимые компании из сопутствующих отраслей.
2
СВМ-скважины, включая разведочные, эксплуатационные и другие.
За исключением морских скважин (штатов и федеральных и Мексиканский залив).
3
В Мексиканском заливе было
пробурено на 191 скважину меньше прогнозируемого числа. Это
сокращение объясняется возникновением ряда проблем с разрешительными органами штатов.
Число морских скважин в Калифорнии, Огайо и Южной Дакоте
также сократилось.
За исключением этих данных
другие штаты показали увеличение числа скважин по сравнению с февральским прогнозом.
Максимальное увеличение числа
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Эксплуатационные
0
2
5
5
5
7
0
84
3
3
2
1
10
3
3
7
0
3
1
2
8
18
0
0
9
1
4
2
9
2
6
2
10
5
10
1
4
2
4
1
0
10
277
скважин отмечено в Калифорнии
(1201), Оклахоме (902), Канзасе
(880), Вайоминге (565), Кентукки
(496), Пенсильвании (485), Арканзасе (383) и Луизиане (353). Как
уже отмечалось, февральский прогноз не был научно обоснован,
однако повышение активности
операторов отмечается по всей
территории США.
Буровые установки. Значительное увеличение числа скважин напрямую связано с увеличением численности парка
№1 • январь 2009
257
3
11
15
15
5
0
316
0
54
39
15
21
4
10
15
0
92
22
70
10
66
5
146
28
8
307
22
8
9
23
3
45
3
28
82
12
0
72
0
10
25
13
1421
Горизонтальные На угольные пласты
Полугодие
I
II
I
II
201
0
0
0
0
0
0
0
0
5
5
0
4
0
0
0
0
14
0
14
6
0
0
17
0
2
73
5
1
0
0
0
18
5
0
35
0
2
11
0
0
0
4
328
214
1
0
0
0
0
0
1
0
0
0
0
17
0
0
0
0
22
0
22
0
2
0
39
4
2
109
10
1
1
0
0
29
5
0
41
0
2
20
0
0
0
3
414
0
0
0
0
0
0
0
72
0
0
0
0
0
0
0
0
0
16
16
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
6
0
0
94
0
0
1
1
0
6
0
72
0
0
0
0
0
0
0
0
0
10
10
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
8
0
0
97
буровых установок. По данным
Baker Hughes (на январь 2008 г.)
численность парка составляла
1750 буровых установок, к середине июля 2008 г. этот показатель
увеличился до 1928 единиц. Повышение составило 8,5 % (по сравнению с июлем 2007 г., когда число
буровых установок составляло
1777 единиц).
Между тем методика подсчета численности парка буровых
установок Baker Hughes и Smith
International различна. После
61
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ОБЗОР ПО СЕВЕРНОЙ АМЕРИКЕ
62
Таблица 4. Программы бурения операторов Канады1
1334
143
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
47
1524
1609
68
0
0
1
1
0
0
0
0
0
0
0
0
4
137
1850
Эксплуатационные
Всего
Альберта
1394
Британская
147
Колумбия
Манитоба
0
Нью Брунсуик
0
Ньюфаундленд
0
Наземные
0
Морские
0
Северо-западные
0
участки
Наземные
0
Морские
0
Новая Шотландия
0
Наземные
0
Морские
0
Онтарио
0
Квебек
0
Саскатчеван
53
Всего в Канаде 1594
Разведочные
Эксплуатационные
60
4
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
6
70
Штат, район
Дополнительные данные2 2007 г.
Скважины,
пробуренные
во 2 полугодии 2008 г.
Разведочные
Скважины,
пробуренные
в 1 полугодии 2008 г.
Всего
проведения разведки в какомлибо регионе и начала его активной разработки агентства,
проводящие статистические исследования, могут заведомо занижать показатели. Число указанных в статистике буровых
установок может отличаться от
эксплуатирующихся в действительности. Это может быть связано и с тем, что не ведется учет
небольших маломощных установок.
Современные буровые установки, суточная аренда которых
достаточно высока, работают в
более доходных (с точки зрения
добычи и прибыли) регионах. В
некоторых регионах страны, особенно на участках Аппалачских
гор, все шире применяется метод
горизонтального бурения. Однако
дефицит буровых установок тормозит повышение активности в
этом регионе.
Цены. По данным Henry Hub
цены на природный газ в середине
лета колебались в пределах 11–
13 долл/млн БТЕ, однако позже начали снижаться. Цены на сырую
нефть также начали падать. По
данным Natural Gas Weekly Update энергетического информационного агентства (Energy Information Agency – EIA) состояние цен
на природный газ отражало динамику цен на сырую нефть. Кроме
того, цены на природный газ непосредственно зависели от сокращения импорта СПГ и снижения
(несмотря на увеличение добычи)
стратегических запасов страны. В
июле 2008 г. этот показатель снизился на 2,1 % по сравнению со
средним значением за последние
пять лет и снизился на 361 млрд
фут3 по сравнению с уровнем
2007 г. В середине июля 2008 г.
цены на западно-техасскую сырую
нефть достигли 145,16 долл/брл,
но затем упали на 16,28 долл/брл
до 128,88 долл/брл. В июле 2007 г.
этот показатель 74 долл/брл. В соответствии с прогнозом EIA цены
на западно-техасскую нефть должны были колебаться в пределах
127 долл/брл в 2008 г. и 133 долл/брл
в 2009 г. В то же время прогноз
цен на природный газ (Henry Hub)
составлял 11,86 долл/млн БТЕ
в 2008 г. и 11,62 долл/млн БТЕ в
2009 г.
Горизонтальные
газовые
СВМ
полугодие
1
2
1
2
1
42 1567 139 54 1066 1075
14 84 105 47 125
81
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
0
0
0
0
0
1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
4
0
0
3
0
4
25 112 38 55
2
50
87 1763 282 159 1193 1210
2
287 254
0
4
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
287 258
1
Компании сопутствующих отраслей – основные и независимые.
2
дополнительно пробуренные скважины, уже включенные в статистику.
Таблица 5. Активность бурения в 2008 г. в Канаде по провинциям1
Провинции
Скважины, пробуренные
в 1 полугодии 2008 г.
Наземные
Альберта
Британская Колумбия
Граничные участки
Манитоба
Нью Брунсуик
Ньюфаундленд
Северо-западные участки
Новая Шотландия
Онтарио
О-в Принца Эдварда
Квебек
Саскатчеван
Всего в Канаде
1
17480
800
12
350
13
5
0
70
1
7
3300
22 038
Морские
0
0
1
0
0
0
0
0
0
0
0
1
Всего
17480
800
13
350
13
5
0
0
70
1
7
3300
22 039
Скважины, пробуренные
во 2 полугодии 2008 г.
Разница, %
Наземные Морские Всего
13784
829
9
324
9
0
9
0
77
2
5
3451
18 499
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
13784
829
9
324
9
0
9
0
77
2
5
3451
18499
26,8
–3,5
44,4
8,0
44,4
…
…
…
–9,1
–50,0
40,0
–4,4
19,1
Данные, предоставленные администрацией провинций.
ОБЗОР ПО РЕГИОНАМ
В 2008 г. Активно велось бурение, как на традиционные, так
и на нетрадиционные ресурсы.
Активность бурения битуминозных сланцев и угольных пластов,
которая в значительной степени
выросла в 2007 г., в 2008 г. стала
немного снижаться. Это можно
объяснить недостаточным числом
современных буровых установок
в регионах разработки (шт. Техас,
Луизиана, Оклахома, Арканзас,
Северная Дакота и Аппалачи).
В Техасе (районы 5, 7В и 9) активность бурения разработки месторождения Барнетт Шейл достаточно высока. В районах 7С и 10
отмечается наиболее значительное
повышение активности по сравнению с прогнозируемым показателем. Texas PetroIndex, разработанный экономистом К. Ингман и
Texas Alliance of Energy Producers
достиг в июле 2008 г. 271,4 , что на
17,8 % больше, чем в тот же период 2007 г. Это самое значительное
повышение этого показателя (уве-
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ОБЗОР ПО СЕВЕРНОЙ АМЕРИКЕ
личение показателя зарегистрировано 64-й месяц подряд). При
расчете индекса берутся данные
по ценам, числу буровых установок, разрешениям на бурение,
объемам добычи, протяженности
скважин и другие. В соответствии
с индексом и прогнозом в 2008 г.
в Техасе должно быть пробурено
15 тыс. скважин. Texas Railroad
Commission доложила о том, что
на бурение новых скважин было
выдано на 470 разрешений больше, чем в 2007 г. (2444 разрешения
в июне 2008 г. и 1974 разрешения
в июне 2007 г.). это означает, что
число скважин, пробуренных в
2008 г. увеличится примерно на
148 единиц.
Наиболее активно разрабатываемым месторождением в Техасе, являются битуминозные сланцы Хейнесвилл (шт. Луизиана).
В 2008 г. активность бурения на
этом месторождении значительно
повысилась. Это месторождение
расположено на границе Луизианы
и Техаса. Разработкой этого месторождения занимается несколько
крупных компаний. Вторым аналогичным месторождением может
стать Форт Ворф, расположенное
недалеко от г. Шреверпорт.
В 2008 г. операторы Теннеси
столкнулись с рядом проблем.
В 2008 г. было внесено несколько изменений в законодательство
штата
В Пенсильвании в 2008 г. было
пробурено почти на 1000 скважин
больше, чем в 2007 г. Это объясняется повышением активности
разработки месторождения битуминозн, активность бурения была
достаточно высокой, в статистике
этот штат занимает второе после
Техаса место по повышению активности бурения.
В Северной Дакоте активность
бурения почти не изменилась по
сравнению с 2007 г. В соответствии
с прогнозом бурения в 2008 г. Кроме того, завершилось строительства газопровода для транспортировки добытых углеводородов
и запланировано строительство
перерабатывающего завода для
обеспечения местного рынка бензином и дизельным топливом. По
сообщению М. Борнера, представителя Department of Natural
Resources Северной Дакоты за
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
19 дней были пробурены скважины суммарной протяженностью
13 900 фут.
Высокую активность бурения
показывают операторы, осуществляющие бурения битуминозных
сланцев Оклахомы и Арканзаса. В этих регионах пробурено
1365 скважин. Рост активности
бурения был зарегистрирован в
Калифорнии, где пробурено на
1200 наземных скважин больше,
чем в 2007 г. По данным Wall Street
Journal увеличение составило
43 %. В Колорадо было пробурено
всего на 280 скважин больше, чем
в 2007 г. бурение осуществлялось в
басс. Пайсенс.
КАНАДА
Каждый из нас может согласиться с тем, что высокие цены на
нефть стимулировали повышение
активности как на нефть, так и на
природный газ. Это коснулось не
только США, но и всех регионов.
Операторы Канады также увеличили активность разработки
своих территорий. Импортеры
энергоресурсов Канады в 2008 г.
получили прибыль в 1,3 млрд долл.
США. В связи со стабильно высокими ценами аналитики прогнозируют и дальнейшее повышение
активности бурения. В Канаде
наиболее высокая активность зарегистрирована в пров. Альберта,
где находятся залежи нефтеносных песков.
МЕКСИКА
В прошедшем 2008 г. в средствах массовой информации Мексики горячо обсуждался вопрос
дальнейшего развития энергетики. Государственной компании
PEMEX пришлось столкнуться с
различными социальными, политическими и экономическими
проблемами. Основное беспокойство вызывает сокращение добычи нефти в глубоководном регионе
Мексиканского залива. Специалистами компании в настоящее время решается вопрос о разработке
технологий стимуляции добычи
и разведке новых месторождений. Весной президент Мексики
Кальдерон вынес на рассмотрение в Конгресс проект энергетической реформы. Одобрение проекта обеспечит компании PEMEX
№1 • январь 2009
определенную независимость от
федерального правительства и
позволит заключать контракты с
международными компаниями с
целью совместной разработки запасов. По мнению руководства
компании, это внесет «свежую
струю» в энергетический сектор
страны, обеспечит реализацию современных технологий и методов,
будет способствовать повышению
добычи и обеспечит ряд других
преимуществ. Кроме того, компания сможет заключать контракты с независимыми и частными
компаниями из вспомогательных
отраслей с целью расширения инфраструктуры, строительства трубопроводов, перерабатывающих
заводов и другой.
Разведка и бурение. В 2008 г.
Было пробурено 615 разведочных
и эксплуатационных скважин, это
на 13 % меньше, чем средний показатель 2003–2006 гг. следует
отметить, что после 2006 г. в Мексике разведочное бурение практически не осуществлялось. В
этот период было пробурено всего 49 скважин.
Добыча. Тенденции добычи в
Мексике нефти и природного газа
достаточно изменчивы. Начиная
с 2002 г. добыча газа возросла на
50 %, достигнув к 2008 г. в среднем
6,67 млрд фут3/сут. Добыча нефти наоборот упала и в настоящее
время составляет 2,86 млн брл/сут
(по сравнению с 3,38 млн брл/сут
в 2004 г.). это произошло в основном из-за снижения добычи нефти на месторождениях Синан и
Икстал. Мексиканский залив попрежнему остается привлекательным для операторов регионом. Три
года назад в этом регионе было открыто несколько новых месторождений нефти, добыча на которых
составляет 134 тыс. брл/сут. Это
8 % суммарной добычи страны. В
2008 г. повысилась активность операторов на месторождениях природного газа Бургас и Веракрус.В
результате объединенных усилий
совокупная добыча в этом регионе
составила 40 % суммарной добычи
страны.
Перевел Д. Баранаев
63
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ОТРАСЛЕВАЯ СТАТИСТИКА
В июле мировые поставки нефти повысились на 890 тыс.
брл/сут до 87,42 млн брл/сут. В этой области лидируют Канада и Норвегия с увеличением в 300 тыс. и 150 тыс. брл/сут,
соответственно. Добыча сырой нефти в странах ОПЕК повысилась на 370 тыс. брл/сут за счет Саудовской Аравии, Ирана
и Нигерии, несмотря на последующее снижение добычи на
500 тыс. брл/сут. IEA оценивает добычу в страх ОПЕК 1,5 млн
брл/сут, но в 2009 г. прогнозируют увеличение добычи.
В начале августа 2008 г. цены на сырую нефть упали
на 30 долл/брл (по сравнению с серединой июля) в связи
Добыча нефти в США****, тыс. брл/сут
Штат, регион
Средняя дневная добыча за месяц
Июль 2007 г.**
Разница, %
Июль 2008 г.*
Алабама
Аляска
Арканзас
Калифорния
Колорадо
Флорида
Иллинойс
Канзас
Кентукки
Луизиана
Мичиган
Миссисипи
Монтана
Небраска
Нью Мексико
Северная Дакота
Огайо
Оклахома
Техас
Юта
Вайоминг
Другие***
Всего
48 нижних штатов
20,0
665,0
16,0
670,0
60,0
6,0
25,0
105,0
8,0
1343,0
16,0
61,0
90,0
7,0
168,0
134,0
15,0
173,0
1318,0
55,0
145,0
27,0
5127,0
4462,0
20,0
716,0
16,0
670,0
52,0
5,0
27,0
101,0
7,0
1293,0
16,0
56,0
99,0
7,0
160,0
122,0
16,0
169,0
1336,0
56,0
149,0
24,0
5117,0
4401,0
Страна, регион
Июнь 2008 г.*
0,0
–7,1
0,0
0,0
15,4
20,0
–7,4
4,0
14,3
3,9
0,0
8,9
–9,1
0,0
5,0
9,8
–6,3
2,4
–1,3
–1,8
–2,7
12,5
0,2
1,4
21,0
680,0
16,0
669,0
60,0
6,0
26,0
108,0
8,0
1301,0
16,0
60,0
92,0
7,0
167,0
131,0
15,0
175,0
1339,0
56,0
148,0
27,0
5128,0
4448,0
* Оценка API.
** Данные DOE за 10 месяцев.
*** Включая Аризону, Индиану Миссури, Неваду, Нью Йорк, Пенсильванию, Южную Дакоту, Теннеси, Виргинию и Западную Виргинию.
**** Включая добычу конденсата.
Число буровых установок для капитального ремонта в США*
Регион
Техас, Мексиканский залив
Арклатекс
Восточный регион США
Южная Луизиана
Центральная часть США
Западный Техас/Пермский басс.
Скалистые горы
Западное побережье Аляски
Всего в США
Канада
Июль 2008 г.
Июнь,
2008 г.
Май,
2007 г.
Июль,
2007 г.
198
192
80
68
467
792
356
414
2567
772
200
184
80
67
465
797
353
408
2554
710
197
187
83
72
466
793
350
398
2546
643
194
175
79
49
446
749
327
398
2358
610
Изменение, %
По месяцам По годам
1,5
–1,6
–3,6
–6,9
–0,2
0,5
0,9
2,5
0,5
8,7
3,1
5,1
1,3
36,7
4,3
6,4
8,0
20,4
8,9
26,6
Источник: Baker Hughes Inc.
* Включая работы по извлечению труб из скважин, за исключением скважин глубиной менее 1500 фут.
Цены на природный газ, долл/тыс. фут3
12 месяцев
Действительные данные
Источник: The Gas Price Report
" 4 0/ % + ' ." . + + " 4 0/ % + ' ." . + + "
64
Июль 2008 г.
Июнь 2008 г.
Август 2007 г. Август 2006 г.
Страны ОПЕК*
Саудовская Аравия
9,26
9,16
8,48
Иран
4,02
3,78
3,98
Ирак
2,41
2,41
2,09
ОАЭ
2,67
2,67
2,52
Кувейт
2,34
2,34
2,16
Нейтральная зона
0,59
0,59
0,56
Катар
0,88
0,88
0,80
Ангола
1,85
1,87
1,61
Нигерия
1,97
1,83
2,13
Ливия
1,70
1,75
1,71
Алжир
1,38
1,38
1,36
Эквадор
0,50
0,50
0,46
Венесуэла
2,36
2,36
2,39
Индонезия
0,87
0,86
0,84
Природный газоконденсат и конденсат
5,18
4,96
4,81
Всего в ОПЕК
37,98
37,61
35,90
Страны, входящие в организацию экономического содружества**
США
7,63
7,70
7,44
Мексика
3,21
3,21
3,48
Канада
3,37
3,07
3,32
Великобритания
1,41
1,48
1,66
Норвегия
2,37
2,22
2,56
Европа – другие
0,73
0,73
0,73
Австралия
0,59
0,59
0,55
Страны тихоокеанского бассейна
0,11
0,11
0,08
Всего
19,42
19,11
19,82
Страны, не входящие в ОПЕК*
Страны бывшего СССР
12,84
12,89
12,77
Китай
3,92
3,88
3,73
Малайзия
0,77
0,77
0,76
Индия
0,81
0,82
0,81
Азия – другие
1,08
1,07
1,11
Европа
0,12
0,12
0,13
Бразилия
2,32
2,27
2,14
Аргентина
0,75
0,67
0,75
Колумбия
0,57
0,57
0,54
Латинская Америка - другие
0,42
0,42
0,43
Оман
0,71
0,72
0,72
Сирия
0,38
0,38
0,40
Йемен
0,31
0,30
0,34
Египет
0,61
0,61
0,63
Габон
0,24
0,24
0,23
Африка/Ближний Восток – другие
1,92
1,91
1,84
Всего
27,77
27,59
27,33
Прирост***
2,25
2,22
2,17
Итого
87,42
86,06
85,22
8,93
3,91
1,90
2,62
2,21
0,58
0,82
1,37
2,24
1,71
1,35
0,54
2,56
0,89
4,63
36,26
7,34
3,68
3,19
1,66
2,78
0,74
0,53
0,05
19,97
12,25
3,67
0,75
0,79
1,17
0,15
2,10
0,77
0,53
0,45
0,75
0,42
0,38
0,67
0,23
1,82
26,90
2,04
85,17
Источник: International Energy Agency.
* Данные по Анголе должны быть в страны ОПЕК.
** Включая сырую нефть, конденсат, природный конденсат и нетрадиционные ресурсы.
*** За исключением стран бывшего СССР, Китая и европейских стран, не входящих в организацию экономического содружества.
Цены на сырую нефть, долл/брл
с ослаблением спроса в странах OECD и увеличением поставок. Этому способствовал так же тот факт, что во время
сезона ураганов в Мексиканском заливе практически не
было зарегистрировано повреждений.
Численность парка (в мире в целом и в США) вращательных буровых установок продолжает оставаться высокой и составляет 1596 и 1932 единицы, соответственно.
В июле 2008 г. эти показатели, соответственно, увеличились на 148 и 155 единиц (по сравнению с тем же периодом 2007 г.).
Добыча нефти и конденсата в мире, млн брл/сут
Западно-техасская
Смесь Брент
Арабская легкая
Источник:DOE
+ " 4 0 / % + ' . " . + + " 4 0 / % + ' . " . + +
№1 • январь 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Число буровых установок для капитального Число буровых установок вращательного
ремонта
бурения в мире в целом
+
' . " . +
+
"
+
4 0 / %
'
. "
Источник: Weatherford.
Число буровых установок вращательного бурения в мире в целом
Страна, регион
Июнь 2008 г.
Наземные Морские
Канада
Европа
Германия
Италия
Нидерланды
Норвегия
Польша
Великобритания
Другие
Ближний Восток*
Абу-Даби
Иран
Оман
Саудовская Аравия
Сирия
Турция
Другие
Африка
Алжир
Египет
Ливия
Нигерия
Судан
Другие
Латинская Америка
Аргентина
Бразилия
Колумбия
Мексика
Венесуэла
Другие
Дальний Восток
Австралия
Китай, шельф
Индия
Индонезия
Малайзия
Мьянма
Пакистан
Таиланд
Вьетнам
Другие
Всего
411
45
8
4
0
0
1
4
28
246
8
58
53
67
21
6
33
118
23
43
15
3
25
9
299
74
24
41
71
67
22
155
14
0
51
46
0
3
23
2
0
16
1274
1
56
0
1
2
25
0
22
6
31
3
9
1
9
0
0
9
23
0
10
0
5
0
8
80
0
29
0
31
16
4
131
13
22
28
25
15
0
0
11
9
8
322
Май 2008 г.
Наземные Морские
266
40
8
3
0
0
1
2
26
243
9
58
54
65
21
5
31
119
24
42
15
3
27
8
309
79
24
43
71
69
23
155
13
0
54
43
0
3
22
3
0
17
1132
0
52
0
1
1
23
0
21
6
33
2
9
1
12
0
0
9
24
0
9
0
2
0
13
89
0
28
0
41
15
5
132
15
21
26
25
17
0
0
11
9
8
330
Июнь 2007 г.
Наземные Морские
347
20
4
4
1
0
2
0
9
239
10
49
49
69
21
5
36
105
24
34
13
0
25
9
285
73
15
41
67
63
26
147
12
0
57
39
0
7
19
2
0
11
1143
2
54
0
1
3
18
0
27
5
32
4
7
0
9
0
0
12
26
0
12
1
5
0
8
75
0
22
0
30
18
5
116
12
18
25
20
19
1
0
8
7
6
305
Источник: Baker Hughes Inc.
* Нет данных по Ираку.
Морские буровые установки в мире в целом
Июль 2008 г.
Мексиканский залив
Европа/Средиземное
В мире в целом
море
Мобильные Платформы Мобильные Платформы* Мобильные Платформы*
Всего буровых установок
2007 г.
Аренда по контракту
2007 г.
Коэффициент использования
буровых установок, %
2007 г.
122
133
103
107
84,2
80,6
53
55
32
24
60,4
43,6
96
94
84
83
86,8
88,2
107
107
104
107
97,2
100,0
692
667
625
601
90,4
90,2
296
290
256
241
86,5
83,1
Источник: ODC-Petrodata Weekly Mobile Offshore Rig Count.
* Корректированные данные.
Август 2008
Скалистые горы
Центральный район
Юго-запад
Мексиканский залив
Морские участки
Другие
Всего
5
21
13
10
12
11
72
Июль 2008 г.
4
19
15
9
12
12
71
Источник: IHS Energy.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
. +
+
"
+ ' . " . +
4 0 / %
Источник: Baker Hughes Inc. и M-I-SWACO.
№1 • январь 2009
Август 2007 г.
6
20
12
12
12
8
70
+
" 4
0 / %
Число буровых установок вращательного бурения в США
Штат, регион
2008 г.
Июль
Алабама, всего
Наземные
Внутренние
Морские
Аляска, всего
Наземные
Морские
Арканзас
Калифорния, всего
Наземные
Морские
Колорадо
Флорида
Канзас
Кентукки
Луизиана, всего
Наземные – север
Внутренние воды - юг
Наземные – юг
Морские
Мичиган
Миссисипи
Монтана
Небраска
Невада
Нью Мексико
Нью-Йорк
Северная Дакота
Огайо
Оклахома
Пенсильвания
Южная Дакота
Теннеси
Техас, всего
Морские
Наземные
Район 1
Район 2
Район 3
Район 4
Район 5
Район 6
Район 7В
Район 7С
Район 8
Район 8А
Район 9
Район 10
Юта
Западная Виргиния
Вайоминг
Другие
Всего в США
Всего в мире
Июль
2007 г.
Июнь
5
4
0
1
6
6
0
59
43
43
0
109
2
11
11
180
72
23
29
56
1
11
13
0
1
83
5
69
13
205
25
2
2
920
8
1
19
32
61
92
185
124
31
70
140
28
44
87
47
24
76
13
65
1932
3
3
0
0
7
7
0
50
43
43
0
108
1
9
11
168
65
22
27
55
1
12
13
0
2
78
7
71
12
207
20
2
5
923
11
2
25
31
65
97
182
122
30
70
136
28
42
83
41
26
74
10
66
1902
5
5
0
1
8
8
0
50
37
36
1
107
1
13
10
182
59
24
32
68
2
15
20
0
4
84
5
37
13
189
13
4
5
831
8
0
24
29
68
88
176
121
36
56
109
25
34
60
38
30
70
7
87
1777
Разница, %,
Июль 2008 г. Июль 2007 г.
0,0
–20,0
–
–
–25,0
–25,0
–
18,0
16,2
19,4
–100,0
1,9
100,0
–15,4
10,0
–1,1
22,0
–4,2
–9,4
–17,6
–50,0
–26,7
–35,0
–
–75,0
–1,2
0,0
86,5
0,0
8,5
92,3
–50,0
–60,0
10,7
0,0
–
–20,8
10,3
–10,3
4,5
5,1
2,5
–13,9
25,0
28,4
12,0
29,4
45,0
23,7
–20,0
8,6
85,7
–25,3
8,7
Источник: Baker Hughes Inc.
Геофизическая активность в мире в целом
Регионы
Геофизическая активность в США
Регионы
Е
Т
Число буровых установок вращательного
бурения в США
Африка
Канада
Страны бывшего СССР
Европа
Дальний Восток*
Ближний Восток
Латинская Америка
США
Всего
Август 2008 г.
65
9
48
41
63
26
32
72
356
Июль 2008 г.
65
9
49
40
62
26
33
71
355
Август 2007
58
9
41
26
40
14
30
70
288
Источник: IHS Energy.
* Включая Китай.
65
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATERTECHNOLOGY
ИССЛЕДОВАНИЕ НАДЕЖНОСТИ
ПОДВОДНОЙ ГИДРАВЛИЧЕСКОЙ ЛИНИИ
УПРАВЛЕНИЯ
S. T. Ellis, G. Siappas, Angus Colyer, Chevron; R. F. Mitchell, Halliburton
Разработка системного подхода помогла инженерам понять и решить проблемы линий управления
и исключить значительные затраты на их ремонт
Вообще говоря, линии управления скважинными операциями не подвержены обычным повреждениям, тем не менее, исследования разрушения
узлов заканчивания скважин позволили сделать
вывод, что они являются главной причиной выхода
из строя линий управления. Затраты на извлечение
узлов заканчивания из скважин для ремонта вышедших из строя линий управления должны быть
обоснованы исследованиями надежности оборудования, включая линии управления, зажимные устройства и фитинги.
В первых работах было найдено, что элементы
линий управления не являются такими же конструктивно сложными как какая-то конкретная система,
поскольку обычно они разрабатываются как индивидуальные элементы, которые приводятся в действие
с помощью аппаратных соединений более важных
узлов на физических границах системы. Поэтому
механические атрибуты элементов никогда детально
не исследовались. Для заполнения этого информационного пробела был разработан системный подход
для понимания и решения проблем, связанных с линиями управления. В настоящей статье подробно
рассматривается этот подход.
Группа специалистов по бурению и заканчиванию подводных скважин пришла к выводу, что требования к проектированию линии управления и ее
элементов могут быть не такими строгими, как обычно бывает для подводной системы и системы заканчивания. Предварительные данные анализа поставок
оборудования и процессов обеспечения качества
подтверждают это.
Анализ на основе затрат на вмешательство для
линий управления показал, что только из-за их
повреждений и отказов затраты могут составить
150 000 долл/год в расчете использования четырех
линий управления на одну скважину. Данные для
анализа включали: 4000 элементов линий управления, 21 000 лет сервисного обслуживания, 64 выхода из строя, 10 известных причин и 54 неизвестных
причины.
При этих данных средняя продолжительность работы до отказа составила 328,125 лет/отказ (норма
отказа – около 0,003). С учетом 12,5 млн долл. затрат
на вмешательство для фиксированных устаревающих линий управления (амортизационные и операционные затраты) это составит 38 000 долл. на линию
за год без учета издержек от потери в добыче.
66
В результате исследования был использован системный подход для:
• идентификации причин отказа;
• идентификации рабочих нагрузок;
• испытания элементов для определения рабочих
пределов;
• проверки результатов посредством аналитического моделирования.
Целью исследований являлась разработка рекомендаций и внедрение более простого, надежного
оборудования для будущих проектов. Для оценки надежности и разработки программы внедрения этот
подход позволил определить типы и условия отказов
для поиска той области, к которой относятся зарегистрированные отказы линий управления, рис. 1.
ИССЛЕДОВАНИЕ ОТКАЗОВ
Данные по отказам анализировались и оценивались с помощью программ поиска, используемых
в базах данных. Программа позволила определить
условия, при которых происходят отказы обычного
типа, выполнила статистический анализ элементов,
соединенных с линией управления на различных
глубинах, определила число отказов, связанных с отклонением ствола скважины от вертикали, включая:
Поиск области, к
которой относятся
отказы в скважинах
Программа
модернизации
конструкции узла
заканчивания
для проведения
анализа линии
управления
Сбор оперативных данных
проектной скважины
и других имеющихся
в наличии элементов
Анализ данных по
отказу/надежности
для обычных видов
отказов
Выбор скважин и оборудования для дальнейшего
анализа
Получение
графического
изображения
скважины
Проверка выбранных
узлов заканчивания
с помощью программы
модернизации
конструкции/анализа
Скважинные
испытания
элементов
Сравнение результатов испытаний с расчетными
нагрузками
Рис. 1. Системный подход к определению типов отказов
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATERTECHNOLOGY
глубины верхней части элемента в зависимости от
максимального отклонения ствола скважины; глубины верхней части элемента от точки максимального
отклонения и отклонение ствола скважины от продолжительности воздействия, рис. 2.
Результаты показали, что большинство отказов
линий управления происходят в скважинах с углами отклонения стволов 75–90°. Помимо этого большая часть отказов линий управления наблюдалась
на мелководье в скважинах с предохранительными
регулирующими клапанами (SubSea Safety Control
Valves – SSSCV). Возможные отказы также связаны
с изменениями геометрии стволов скважин.
Продолжительность воздействия, время до отказа
или время до прекращения регистрации данных, ч
ИСПЫТАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ
После выбора компаний–поставщиков и анализа их продуктов исследователи определили круг
имеющихся у них в наличии и обычно предлагаемых
систем, которые могут рассматриваться в качестве
предметов исследования. Были испытаны фитинги,
включающие стандартные промышленные фитинги
типов А и В, выбранные в качестве базовых эталонов
для специальных скважинных фитингов типов от С
до F. Были испытаны компоновки, включающие следующие элементы:
фитинги: А (¼-дюймовые с конусом и резьбой),
В (¼-дюймовые с конусом и резьбой с защитой
от вибраций), С (9/16-дюймовые с конусом
и резьбой × ¼-дюймовой двойной манжетой
с испытательным отверстием), D (с ¼-дюймовой
двойной манжетой × ¼ -дюймовой двойной
манжетой с дублирующим уплотнительным
кольцом и испытательным отверстием), Е (9/16-дюймовые с конусом и резьбой ×1/4-дюймовой двойной
манжетой с дублирующим уплотнительным кольцом
и испытательным отверстием), F (¼-дюймовая
двойная манжета) и G (¼- дюймовая двойная
манжета);
линии управления: Тип 1 (¼-дюймовая сварная
труба) и Тип 2 (¼-дюймовая бесшовная
цельнотянутая труба);
зажимы: Типа Х из стального литья и Типа Y из
штампованной стали.
60,000
Скважина, пробуренная с неподвижной платформы
Подводная законченная
бурением скважина
50,000
40,000
30,000
20,000
10,000
0
30
40
50
60
70
80
90
100
Угол отклонения скважины
Рис. 2. Инструментарий баз данных позволил определить условия
обычных отказов, подобных отказам на этом графике, которые
связаны с изменениями геометрии ствола (точки в овале)
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
НАГРУЗКИ ПРИ ИСПЫТАНИЯХ
Трубы/фитинги линий управления были подвергнуты множеству различных испытаний. Первые пять
испытаний были неразрушающими для проверки их
стойкости в течение срока службы. Шестое и седьмое испытание проводились до разрушения испытываемых образцов с целью определения максимального рабочего диапазона. Испытания проводились
последовательно.
Испытания линий управления. Гидроимпульсные испытания включали 9000 циклов для моделирования 25-летнего срока службы. В первых,
4500 циклах давление изменялось от 0 до 15 000 psi
(1 psi = 6,9 кПа), а в следующих 4500 циклах от 0 до
20 000 psi. При проведении циклических тепловых
испытаниях также моделировался 25–летний срок
службы с использованием 100 циклов нагрева от
39 до 390 °F (от 3,9 до 198,9 °C). При испытаниях на
удар и виброустойчивость изменялись частота, ускорение, амплитуда и температура. Испытания на проверку сохранения работоспособности при внешнем
смятии были проведены с приращением давления от
1000 до 20 000 psi. Испытания для проверки сохранения вращающего момента были проведены путем
измерения максимального вращающего момента,
при котором трубопровод линии управления отделяется от фитинга.
Исследования включали проведение испытания на разрыв с изменением давления внутри
трубопровода линии управления до максимальной величины, при которой в трубе или фитинге
появлялись течи или происходил разрыв стенок.
Окончательные исследования включали испытания при растягивающей нагрузке. Нагрузка увеличивалась до максимальной, при которой быстро
падало давление или происходило быстрое удлинение трубы.
Испытания зажимов. Проведено пять неразрушающих испытаний, включая тепловые циклические
испытания, испытания на удар и вибростойкость,
подобные испытаниям линий управления. Зажимы
также прошли два испытания: при действии осевой
и скручивающей нагрузок. При испытаниях с осевой нагрузкой прикладывалась продольная нагрузка
до тех пор, пока возникающее напряжение не приводило к проскальзыванию и сдвигу зажима. При испытаниях со скручивающей нагрузкой прикладывалась тангенциальная сила, пока не происходил сдвиг
из-за поворота зажима.
ИСПЫТАНИЕ КОМПОНОВКИ
Для испытаний были выбраны семь компоновок
скважинных линий управления. Сравнивались линии управления с бесшовными цельнотянутыми трубами и со сварными трубами с различными фитингами. Испытанные образцы включали:
образец 1: ¼-дюймовая бесшовная цельнотянутая труба с круговыми сварными швами
с фитингами типа А;
образец 2: ¼-дюймовая сварная труба
с круговыми сварными швами с фитингами
типа В;
67
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATERTECHNOLOGY
(Образцы 1 и 2 испытывались для определения
приемлемости использования круговых сварных
швов для сварки секций труб непосредственно на
месторождении).
образец 3: ¼-дюймовая сварная труба с фитингами типа F;
образец 4: ¼-дюймовая бесшовная цельнотянутая
труба с фитингами типа F;
образец 5: ¼-дюймовая сварная труба с фитингами типа G;
образец 6: ¼-дюймовая сварная труба с фитингами типа D и Е;
образец 7: ¼-дюймовая сварная труба с фитингами типа С.
Для испытания линии управления, соединения и
зажимов была выполнена сборка нескольких испытательных приспособлений, включая механически
обработанный испытательный манифольд из алюминия. Сборка всех образцов и измерение крутящего
момента были выполнены в соответствии со спецификациями компаний–изготовителей. Приспособления поместили в камеру по испытанию воздействия на окружающую среду, установив ее на стендах
с целью проведения испытаний на удар и вибростойкость. При испытаниях зажимов при действии осевой и скручивающей нагрузок использовали оборудование основной буровой установки.
Большинство образцов прошли удачно большинство испытаний, однако не выдержали одного или другого из них. Только образец 3 (1/4-дюймовой сварной
трубы с фитингами типа F) прошел все испытания. У
трех образцов (1, 4 и 6) были проблемы при испыта-
ниях для проверки сохранения вращающего момента. В образце 1 было разрушение по сварному шву,
в образце 5 была проблема из–за внешнего смятия,
образцы 1 и 7 разрушились при проведении произвольных испытаний на вибростойкость.
ИСПЫТАНИЯ ЗАЖИМОВ
Для испытаний были выбраны несколько типов
зажимов крестообразных соединительных муфт
трубопроводов скважинных линий управления. Испытывались только зажимы крестообразных соединительных муфт, поскольку в крестообразных муфтах и муфтах для соединения в средней точке участка
трубы используются зажимы одинаковой схемы.
Их рабочие характеристики похожи, а прикладываемые нагрузки такие же, как в обоих типах этих
муфт. Испытанные зажимы включали зажимы типа
Х (из стального литья для использования в неблагоприятной окружающей среде, из стального литья для
использования в стандартной среде и из обычного
стального литья) и типа Y (из штампованной стали и
из низкопрофильной штампованной стали). Все эти
образцы были подвергнуты испытаниям на долговечность и испытаниям до разрушения, табл. 1.
При испытаниях образцов 1 и 2 зажимов из штампованной стали и из низкопрофильной штампованной стали, с прикладыванием начальной осевой нагрузки происходило их перемещение, в результате
чего они деформировались и складывались вдвое.
Усилие, прикладываемое к зажимам, заменивших
деформированные зажимы, изменялось во время
испытаний на долговечность. Однако эти испытания
Таблица 1. Результаты испытаний зажимов
Образец
Установка
№1
№2
№3
№4
№5
Прикладываемое усилие,
фунт-сила/вращающий
момент, футо-фунт
Усилие зажима,
3300/3700
Вставка клина,
3300
Усилие зажима,
3800/4000
Вставка клина,
3300
Прикладываемый
к зажиму
вращающий
момент: 30
Прикладываемый
к зажиму
вращающий
момент: 30
Прикладываемый
к зажиму
вращающий
момент: 30
Неразрушающие
испытания
Начальная
Начальная
вращающая
осевая
нагрузка,
нагрузка,
фунт-сила
фунт-сила
Испытания на долговечность
Разрушающие испытания
Циклы
тепловых
испытаний
Испытания
на вибростойкость
Ударные
испытания
Испытания на
вибростойкость
и тепловые
испытания (HALT)
Окончательная
осевая нагрузка,
фунт-сила
Окончательная
вращающая
нагрузка,
фунт-сила
4500*
N/A**
Прошел
Прошел
Прошел
Прошел
5595
4690
2400
2800
Прошел
Прошел
Прошел
Прошел
4812
5090
N/A
N/A
Прошел
Прошел
Прошел
Прошел
6029
5310
2000
2250
Прошел
Прошел
Прошел
Прошел
8036
6330
3650
2800
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
*
Нагрузка только на концах плашек зажима; средняя часть зажима деформировалась и складывалась вдвое.
Нет данных – Образец разрушился при испытаниях с осевой нагрузкой; испытания с вращающей нагрузкой не проводились.
**
68
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATERTECHNOLOGY
не оказали долговременного влияния на величину
усилия зажима. Было отмечено увеличение усилия
зажима в испытаниях при окончательной осевой нагрузке. Это произошло из-за цементации антикоррозионного покрытия при циклических тепловых
испытаниях.
При испытаниях образца 3 зажима из стального
литья для использования в неблагоприятной окружающей среде, не проводились испытания с начальными нагрузками из–за опасности разрушения всего узла. Усилие зажатия изменялось при испытаниях
на долговечность и эти испытания не оказали долговременного влияния на его величину.
При испытаниях образца 4 при начальных нагрузках начали сворачиваться хомуты из штампованной стали, закрепленные на зажиме из стального литья, поэтому испытания были остановлены для
предупреждения разрушения зажима. Этот зажим
был использован для испытаний на долговечность, в
которых изменялось усилие зажима. Однако эти испытания не оказали долговременного влияния на величину усилия зажима. Было отмечено увеличение
усилия зажима в испытаниях при окончательной
осевой нагрузке. Это произошло из–за цементации
антикоррозионного покрытия при циклических тепловых испытаниях.
Испытания образца 5, зажима из стального литья,
проводились только при начальных нагрузках, для
сравнения усилия зажима этого образца с другими.
АНАЛИЗ НАПРЯЖЕНИЙ
На первом этапе были определены виды отказов
линий управления. На следующем этапе определялись напряжения и нагрузки, которые могли привести к отказу. Проведенные испытания помогли определить следующие важные нагрузки.
Для единичной линии управления: температура,
давление, осевое напряжение, напряжение изгиба и
скручивающая нагрузка из-за вращающего момента.
Для зажима линии управления: усилие сдвига изза воздействия трубы линии управления, осевое биение и проскальзывание по длине трубопровода из-за
силы трения в контактных точках, биение и проскальзывание при вращении вокруг трубы, связанное с силой трения при повороте зажима со сдвигом.
Термическая нагрузка является важной, поскольку линия управления будет использоваться в
эксплуатационной скважине, нагнетание жидкости
в которую может привести к изменению направления векторов на противоположное в подъемно-компрессорной трубе и в трубе линии управления. Размеры трубопровода линии управления выбираются
так, чтобы давление внутри было минимальным для
обеспечения требуемой механической прочности.
Для выбранного размера трубы давление в ней могло быть значительно больше требуемого, однако,
осевая прочность была не особенно большой. Было
учтено напряжение изгиба, однако из–за скручивающей нагрузки могли возникнуть конструктивные
ограничения. Во время испытаний произошло нарушение нескольких соединений линии управления
из-за скручивающей нагрузки.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
Задачей зажима является защита линии управления путем фиксации ее как можно ближе к насосно-компрессорной трубе, поддержки веса линии
управления и защита ее от разрушающей нагрузки.
Продольное перемещение зажима будет влиять на
растягивающие и сжимающие нагрузки. Радиальное
перемещение зажима будет приводить к появлению
дополнительной растягивающей нагрузки, прикладываемой к узловой точке зажима. При биении и
проскальзывании линии управления через зажим
будет изменяться распределение нагрузок по ее длине. Существование интерактивных нагрузок между
насосно-компрессорной трубой, зажимом и линией
управления понятно, но при проведении компьютерного моделирования это не учитывалось.
Анализ работы эксплуатационных насосно-компрессорных труб и присоединенных к ним линий управления предполагает, что линии управления и насосно-компрессорные трубы перемещаются так, как
если бы они были присоединены друг к другу в каждой точке по длине всего интервала. Анализ позволил
определить среднее значение усилия в линии управления. В действительности линия управления зажата
в фиксированных точках по длине насосно-компрессорной трубы. Поэтому анализ «между зажимами»
позволяет учесть влияние веса линии управления и
добавить его к среднему значению усилия для определения нагрузки в самой худшем случае (табл. 2).
Осевое движение насосно-компрессорной трубы
может быть связано с суммарным эффектом дифференциального теплового расширения и дифференциального раздутия трубы. Вращающий момент,
возникающий за счет образования гофров и выпучивания стенок трубы, может привести к вращению
насосно-компрессорной трубы. Из-за трения в точках контакта и перемещения возникают напряженные усилия. Если принять вращение трубы, то для
данной силы в точке контакта и данного коэффициента трения можно оценить значения этих усилий.
Для самого худшего случая поперечная нагрузка
возникает в точке контакта между зажимом и стенкой ствола скважины. Она приводит к появлению
скручивающих моментов и поперечных сил, действующих прямо на зажим, вместе с силами сопротивления из-за трения. Материалы труб линий управления
по спецификациям компаний-поставщиков имеют
предел текучести 40 kpsi (1 kpsi =6,9 МПа) и предел
прочности на растяжение 100 kpsi, но не фактические значения при осевых нагрузках.
ИССЛЕДОВАНИЕ КОНКРЕТНОГО СЛУЧАЯ
Для проверки полученных результатов и работы
программ компьютерного моделирования были созданы примеры скважин. Были выбраны такие схемы,
которые позволили бы проверить полученные данные,
касающиеся влияния отклонения ствола от вертикали, глубины линии управления и геометрии скважин.
Моделировалась система скважин с MD-глубиной (измеренная глубина) 10 000 фут (1 фут = 304,8 мм), пробуренные в море глубиной 1000 фут. Рассматривались
три скважины: одна вертикальная и две наклонно-направленных скважины с углами отклонения 45 и 90°.
69
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATERTECHNOLOGY
использования в каждом сценарии. Из-за корреляции MD/TVDПараметр
Параметры
Значения параметров
API 5C3
глубин профили давления были
поставщика
в момент разрушения
различными, поэтому рассмотрепри испытаниях
ли четвертую схему, созданную на
Разрыв, psi
62 500
55 000
20 800
основе схемы с углом отклонения
45° с эквивалентной TVD вертиCмятие, psi
25 000
+20 000
15 392
кальной скважиной.
Осевая нагрузка
40 000 psi*
N/A
1511
В результате получили сквадеформации, фунт
жину с MD-глубиной, равной
Осевая нагрузка
100 000 psi*
3500**
3778***
12 000 фут. Все глубины линии
разрушения, фунт
управления
соответствовали
эквивалентным TVD глубинам
*Предел текучести и предел прочности при растяжении, обеспечиваемые поставщивертикальной скважины для выком. Определяются с помощью зависимости API 5C3.
равнивания профилей давления.
**Нагрузка, при которой вышла из строя конкретная линия управления.
***Теоретическое значение, полученное с помощью зависимости API 5C3.
Окончательная схема также базировалась на схеме с углом отклонения 45°, но в ней был 7-дюймовый хвостовик разТемпература в стволе скважины изменялась от
мером от 6000 до 1000 фут.
40 °F в линии подачи бурового раствора до 150 °F на
TD-глубине (проектная глубина). В качестве скваИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
жинной жидкости использовался раствор плотносПараметры линии управления были приняты равтью 8,6 фунт/галл (1 фунт = 28,35 г, 1 галл = 3,79 л),
ными на основании API 5C3 зависимости для трубподаваемый в 9⅝-дюймовую эксплутационную обных конструкций, предназначенных для нефтяных
садную колонну с единичной массой 53,5 фунт/фут
месторождений. Использовалась насосно-компресдлины с 4½-дюймовой эксплуатационной насоссорная труба с наружным диаметром 1/4”, с толщино-компрессорной трубой L80 с единичной массой
ной стенки 0,065» и с пределом текучести 40 kpsi в со12,6 фунт/фут длины.
ответствии с данными компании–поставщика. При
Моделируемые линии управления включали
этих параметрах разрыв трубы будет при 20 800 psi,
¼-дюймовую трубу с толщиной стенки 0,065”,
смятие при 15 392 psi и осевая нагрузка будет равс пределом текучести 40 kpsi, с 825 зажимами
на 1511 фунт. Моделировались зажимы с наружным
с 5 1/2-дюймовым наружным диметром, размещендиаметром 51/2”, со сдвигом друг от друга на 11/2” и
ными со сдвигом на 11/2”. Линии управления модес сопротивлением осевому биению и проскальзылировались на трех глубинах: 1500, 400 и 7000 фут.
ванию около 2000 фунт-сила и с сопротивлением
Моделировались три траектории скважин с тремя
биению и проскальзыванию при вращении около
различными заданными глубинами линий управле8438 фунт-сила. Сопротивление сдвигу было равно
ния. В результате сдвига MD/TVD глубин (измерен70 фунт-сила, табл. 3.
ная/фактическая вертикальная глубина) приходилось
Случай с максимальной подъемной силой харакрегулировать профили температур в стволах, чтотеризует чувствительность линии управления к расбы получить эквивалентный тепловой профиль для
Таблица 2. Номинальные параметры линии управления
Таблица 3. Создаваемые нагрузки
Насосно–компрессорные трубы
Нагрузка
SCSSV линия управления
Внутренний
профиль, фунт/галл
Внешний профиль,
фунт/галл
Температура
Внутренний
профиль фунт/галл
Температура
Максимальная
подъемная сила
(150 000)
0,6
0,6
Геотермальная
0,6
Геотермальная
Спуск в скважину
(2 фут/cек)
0,6
0,6
Геотермальная
0,6
Геотермальная
Труба при макс.
температуре –
линия управления
при мин.
температуре
0,6
0,6
150 °F
0,6
40 °F
Труба при мин.
температуре –
линия управления
при макс.
температуре
0,6
0,6
40 °F
0,6
150 °F
Спуск в скважину
(2 фут/cек)
0,6
0,6
Геотермальная
0,6
Геотермальная
70
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATERTECHNOLOGY
тягивающим нагрузкам. При анализе большинства
конструкций насосно-компрессорных труб рассматривается этот случай и модель с фиксацией или
прихватываем основания насосно-компрессорной
трубы и с прикладыванием усилия на поверхности
для ее подъема. Максимальная подъемная сила распределялась по длине линии управления. Аналогично была выполнена оценка растягивающего усилия
насосно-компрессорной трубы/линии управления
в случае спуска в ствол скважины. При этом моделировалась ударная нагрузка в случае их внезапной
остановки во время спуска.
Два следующих случая иллюстрируют чувствительность системы к тепловой дифференциальной
нагрузке. Первый случай, труба с максимальной
температурой – линия управления с минимальной
температурой, это самый худший случай, в котором
тепловая нагрузка насосно–компрессорной трубы
соответствует максимальной добыче, в то время как
тепловая нагрузка линия управления соответствует
расходу нагнетаемой с поверхности холодной жидкости. Второй случай, труба с минимальной температурой – линия управления с максимальной температурой, является прямо противоположным и его
включили для анализа всего диапазона возможных
тепловых нагрузок.
В табл. 4 показана осевая нагрузка, которая прикладывается к насосно-компрессорной трубе и к линии управления на заданных глубинах. Приведены
значения осевых нагрузок в линии управления на
данных глубинах вместе со значениями коэффициентов безопасности. Коэффициент безопасности
будет минимальным при трехосной или осевой нагрузках, поскольку разрыв и смятие имеют нулевые
дифференциалы поперек трубы, линии управления
и кольцевого пространства.
Анализ чувствительности линии управления на
трех заданных глубинах в вертикальной скважине
показывает, что имеет место увеличение нагрузки на
насосно-компрессорные трубы, а нагрузка на линию
управления изменяется мало. При увеличении угла
отклонения ствола скважины нагрузки на линию управления уменьшаются. Самый худший случай имеет место в вертикальной скважине, где нагрузки на
линию управления превышают расчетные. Это противоречит данным по отказам, на основании которых можно сделать вывод, что при увеличении угла
отклонения увеличивается вероятность отказа.
Таблица 4. Результаты по примерам скважин
Элемент
Глубина
Глубина контакта с линией управления
TD вертикальной скважины, фут
1500
Насосно–
компрессорные
трубы, осевая
нагрузка
(коэффициент
безопасности)
1000
1500
4000
4000
7000
TD 45° скважины, фут
1500
4000
57 011
57 139
57 282
15 928
16 031
16 112
33 575
33 654
33 718
15 710
(4,24 Т)
(4,23 Т)
(4,22 Т)
(14,29 Т)
(14,21 Т)
(14,14 Т)
(7,09 Т)
(7,07 Т)
(7,06 Т)
(14,48Т)
50 774
50 907
51 050
9691
9799
9880
27 338
27 422
27 486
9478
(4,69 Т)
(4,68Т)
(4,66 Т)
(20,98 Т)
(20,79 Т)
(20,65 Т)
(8,41 Т)
(8,39 Т)
(8,37Т)
(21,36Т)
539
603
19 877
–13 786
–14 367
–14 286
1291
(9,70 Т)
(20,39А)
(19,56А)
(19,68А)
(35,59 Т)
(39,90Т) (39,49Т)
(19,14А)
–17 072
–16 956
–17 492
–33 120
–33 012
–33 403
–26 613
–26 499 –26 911
–34 141
(12,14А)
(12,26А)
(12,06А)
(6,61А)
(6,65А)
(6,63А)
(10,56А)
(10,61А) (10,45А)
(8,23А)
–45240
–45192
–45134
–44754
–44725
–44692
–47543
–47511
–47464
–52459
(3,71А)
(3,71А)
(3,72А)
(4,30А)
(4,31А)
(4,31А)
(4,17А)
(4,17А)
(4,18А)
(4,77А)
1469
1460
1461
1037
1028
1029
1223
1213
1214
1025
(0,91Т)
(0,91Т)
(0,91А)
(1,28Т)
(1,29Т)
(1,29Т)
(1,09Т)
(1,10Т)
(1,10Т)
(1,29Т)
1408
1394
1396
977
963
964
1162
1148
1149
960
(0,94Т)
(0,95Т)
(0,95Т)
(1,35Т)
(1,37Т)
(1,36Т)
(1,14Т)
(1,15Т)
(1,15Т)
(1,37Т)
–
1067
1069
–
709
710
–
866
867
706
(1,19Т)
(1,19Т)
–
(1,76Т)
(1,76Т)
–
(1,45Т)
(1,45Т)
(1,77Т)
–
–
677
–
–
510
–
–
578
502
(1,96Т)
(2,28Т)
Сдвиг
0
0
0
0
61
61
0
61
61
63
Осевая
0
0
0
0
71
71
0
71
71
71
Вращение
0
0
0
0
1250
1250
0
1250
1250
1250
1000
1500
7000
(1,60Т)
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Н
О
Л
О
7000
19 734
4000
Х
7000
(9,76Т)
Линия
управления,
осевая
нагрузка
(коэффициент
безопасности)
Е
4000
20 682
10000
Т
1500
TD скважины
для анализа
геометрии
(9,41 Т)
7000
Зажим
7000
TD 45° скважины
(адаптированной), фут
Г
И
И
№1 • январь 2009
(1,95Т)
–14 688
71
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATERTECHNOLOGY
мам и для справки к фитингам. С ее помощью можно
определить нагрузки и требуемые доработки, которые позволят предотвратить отказы линий управления. Анализ спецификаций различных поставщиков,
расчетных параметров API 5С3 типа и выполненных
испытаний показал, что формула API 5С3 может дать
заниженные значения расчетных параметров, особенно осевых нагрузок. Значения параметров разрушения и смятия находятся в пределах допусков и
являются минимально консервативными.
Эта компьютерная программа не является всеобъемлющей и не позволяет моделировать дополнительные нагрузки, подобные скручивающей
(вращающей) нагрузке, прикладываемой к колонне заканчивания. Поэтому необходима ее дополнительная доработка и расширение с учетом
дополнительных технических требований для моделирования:
уменьшения сопротивления смятию за счет
управления разрушающей нагрузкой от
воздействия боковых сил;
вращающего момента при спуске и установке
сборки насосно-компрессорных труб и линии
управления в скважине;
взаимодействия линии управления, фитинга
и зажима для определения нагрузок.
Это возможно связано с тем, что принятое допущение об одинаковых длинах линии управления
и эквивалентных температурных профилях на изменяющемся профиле давления, не выдерживает
сравнения. Для проверки этого исследована адаптированная 45° скважина с профилями температур
и давлений, эквивалентными соответствующим
профилям вертикальной скважины, но варьировались MD-линии управления в соответствии с TVDвертикальной скважины. Направление уменьшения нагрузки с отклонением скважины проявляется
меньше при такой адаптации, но еще есть отличия от
предыдущего допущения.
Одна возможность связана с тем, что осевые нагрузки показаны без учета изгиба, и можно предположить, что только с его учетом можно получить
наблюдаемое направление. В табл. 5 показаны эти
осевые силы с учетом изгиба и направление стало
противоположным. Единственная нагрузка на основании принятого допущения это полная нагрузка на зажим, включающая усилие сдвига, нагрузку,
связанную с осевым биением и проскальзыванием,
и нагрузку, связанную с проскальзыванием по окружности при вращении. Эта полная нагрузка увеличивается с увеличением отклонения и глубины линии управления. Это является ключом к пониманию
того, что полная нагрузка на зажим накладывается
на линию управления и является главным фактором
потенциального выхода линии управления из строя
под действием нагрузки. В варианте с изменением
геометрии не наблюдалось увеличения нагрузок при
сравнении с вариантом эквивалентной скважины
(45° скважина). Приводящие к повреждениям нагрузки более важны, чем кажется на первый взгляд.
РЕКОМЕНДАЦИИ
Давление разрушения фитингов линии управления, соединенных с подвеской трубопровода, должно быть равно или больше давления разрушения
трубопровода линии управления. Фитинги линии
управления должны жестко крепиться к корпусу
оборудования, а в фитингах с предохранительным
обжимным кольцом (кольцами) должны использоваться дублирующее кольцевое уплотнение в виде
катушки для предотвращения утечек в случае частичного отхода фитинга от корпуса подвески трубопровода. Фитинги, использующие соединения
ВЫВОДЫ
Использованная компьютерная программа позволила выполнить большой объем работ по расчету нагрузок, прикладываемых к линии управления, зажи-
Таблица 5. Осевые нагрузки с силами изгиба (насосно–компрессорные трубы и линия управления)
Глубина
Элемент
Глубина контакта с линией управления
TD вертикальной
скважины, фут
1500
TD 45° скважин, фут
TD 90° скважины, фут
4000
7000
1500
4000
7000
Насосно–
1000 58425 58544
компрессорные
1500 51992 52180
трубы
4000 21195 20227
58663
16319
16431
16506 –123092 –123092 –123092 34413
34495 34537
16100
52275
9929
10040
10124 –114755 –114755 –114755 28019
28101 28156
9711
Линия
управления
72
1500
4000
7000
TD 45° скважины
TD скважины
(адаптированной), фут для анализа
геометрии
20370 –14126 –14726 –14636 –110359 –110783 –110359
1500
4000
–
7000
–
7000
–
–15049
7000 –23726 –23494 –23884 –43576 –43314 –43444 –46835
–46835 –46988 –27276 –27148 –27563
–34998
1000 –77638 –77638 –77429 –66985 –66830 –66830 –24493
–24493 –24410 –69073 –69073 –68908
–60385
1000 1511
1496
1496
1064
1057
1057
939
927
927
1249
1239
1249
1049
1500 1439
1425
1425
1001
988
988
927
916
916
1190
1180
1180
981
4000
–
1095
1095
–
726
726
894
894
–
889
889
723
7000
–
–759
–
–
624
630
–
–
593
514
–
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATERTECHNOLOGY
с предохранительным обжимным кольцом должны
жестко фиксироваться на наружной стенке трубопровода линии управления. Твердость материала
трубопровода линии управления должна быть такой,
чтобы обжимное кольцо могло надежно захватывать
стенку трубы.
Стандартные соединения, предназначенные для
линий управления, должны применяться для подвесок трубопровода и для SCSSV-клапанов. Это упрощает соединения трубы линии управления с подвесками и повышает надежность за счет исключения
уплотняемых вручную обжимных фитингов и за
счет использования соединений с уплотнениями автоклавного типа.
Линий управления в бесшовных трубопроводах
должны использоваться при больших давлениях в
стволе скважины. Могут изготавливаться бесшовные
трубопроводы большей длины от 2000 до 3000 фут за
счет увеличения веса исходных трубных заготовок
от 200 до 300 фунт. Использование бесшовных труб
большей длины вместе с улучшенной техникой сварки неповоротных стыков позволит уменьшить общее
число сварных соединений и сварных швов. Испытания показали, что не приводящая к отжигу сварка
неповоротных стыков труб для линий управления не
ухудшает характеристик таких трубопроводов.
Для предупреждения разрушения трубопровода
линии управления в средней части следует использовать разрушающиеся элементы в плоских корпусах.
При изготовлении трубопроводов скважинных линий
управления следует рассмотреть возможность использования электронно-лучевой или лазерной сварки.
Рекомендуется использовать зажимы из стального литья в отклоняющихся от вертикали участках
скважин и зажимы из штампованной стали в вертикальных скважинах. Последние должны иметь
усиливающие ребра для предотвращения их деформации и складывания вдвое. Перед установкой зажимов нужно удалить антикоррозионное покрытие,
поскольку наличие покрытия приводит к уменьшению сил зажатия больше, чем на 50 %. Можно также
использовать накатку или канавки, прорезанные в
антикоррозионном покрытии зажимов. Для отклоняющихся от вертикали скважин и для глубоких
скважин большой протяженности рекомендуется
использовать испытанные и относящиеся к нужному типу зажимы линий управления.
Вообще говоря, информация об отказах скважинных линий управления должна собираться и храниться вместе с информацией об обсадных колоннах
и узлах заканчивания. Предварительная документация о скважинном оборудовании должна включать
спецификации оборудования верхнего уровня, процедуры контроля качества верхнего уровня (Quality Control Procedures – QCP). Документы должны
включать информацию о компании-изготовителе, о
мониторинге (числа механических циклов) катушки с линией управления в течение срока службы,
совместимости линии управления и фитингов, об
изготовлении корпуса плоской катушки, о намотке
плоской катушки в корпусе, о промывке линии управления, о совместимости зажимов линии управле-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
ния с оборудованием морской платформы. Процедуры, спецификации и QCP должны базироваться на
данных компании-поставщика. Следует проверить
все проекты предлагаемых решений линий управления с использованием модели линии управления и
внедрить 3D (объемное) графическое схематическое
изображение насосно-компрессорных труб и линий
управления, позволяющее видеть и легко проверять
компоновку оборудования в скважине.
В будущем следует исследовать возможность
расширения диапазона рабочих температур жидкостей на водной основе и определить возможность
замены на синтетическую жидкость для линий управления. Для исключения экологических проблем
должна быть исследована необходимость выбросов
в море с помощью SSCSV-клапана или возможность
использования замкнутой системы, а также сброса
с помощью SSCSV-клапана в ствол скважины или
в кольцевое пространство. Также требует исследования система гидравлического управления SSCSVклапаном с использованием рабочей жидкости на
водной основе.
Авторы приносят свою благодарность поставщикам за
оказанную помощь в их исследованиях. Результаты, изложенные в статье, были сообщены на презентации OTC
19170 Технологической Конференции добычи на шельфе,
проведенной в Хьюстоне 5–8 мая 2008 г.
Перевел В.Клепинин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Mitchell, R. F., Ellis, S. T., Siappas, G. and A. Colyer,
«Analysis of control lines strapped to tubing», IADC/SPE
112624 presented at the IADC/SPE Drilling Conference
held in Orlando, Fla., March 4–6, 2008.
Scot T. Ellis (C. Т. Эллис), получил степень магистра по строительству морских сооружений
в Ун–те Роберта Гордона. М–р Эллис имеет
13–летний опыт работы на нефтяных месторождениях в Мексиканском заливе, Северном
море и в других районах. Он начал работать
в консультационной компании, занимающейся
проектированием скважин. Руководил проектами по бурению и заканчиванию скважин и автоматизации работ. М–р Эллис работает в компании Chevron три года и специализируется
в области обеспечения надежности, интеллектуального заканчивания и
разработки аппаратных устройств. В настоящее время м–р Эллис работает в группе, созданной совместно компаниями Chevron–StatoilHydro,
в качестве специалиста по бурению и заканчиванию
George Siappas (Дж. Сайеппас), инженер по подводным работам в компании Сhevron, Хьюстон
Angus Colyer (Э. Колиер), инженер по подводным работам в компании
Сhevron, Хьюстон
Robert F. Mitchell (P. Ф. Митчелл), получил степени бакалавра, магистра по механике и доктора в университете Райса. М–р Митчелл является аттестованным инженером-специалистом, зарегистрированным
в шт. Техас. Он был вице-президентом компании Enertech Engineering
and Research Co. c 1980 г. по 1996 г. и работал в компании Exxon Production Research Co. c 1973 г. по1980 г. М-р Митчелл опубликовал более
70 статей по проблемам бурения и заканчиванию скважин и получил
премию SPE Drilling and Completion за 2005 г. М-р Митчелл сотрудничает с компанией Halliburton Drilling and Evaluation Division
73
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING,
VOL. 87, № 8, 9 – 2008
S. Putek and D. Januszewski,
PKN Orlen SA, Chemikow, Poland, and
E. Cavallo, Axens, Rueil-Malmaison, France
UPGRADE HYDROCRACKED RESID THROUGH I
NTEGRATED HYDROTREATING
J. Holmgren, R. Marinangeli and P. Nair,
UOP, a Honeywell Company, Des Plaines, Illinois;
D. Elliott, Pacific Northwest National Laboratory,
Richland, Washington; and
R. Bain, National Renewable Energy Laboratory,
Golden, Colorado
CONSIDER UPGRADING PYROLYSIS OILS INTO
RENEWABLE FUELS
J. A. Barsamian,
Refinery Automation Institute, LLC, Morris Plains,
New Jersey
OPTIMIZE FUELS BLENDING WITH ADVANCED
ONLINE ANALYZERS
C. D. Roberts,
The Lubrizol Corp., Wickliffe, Ohio
IMPROVE SULFIDING OF HYDROPROCESSING
CATALYSTS
N. Al-Otaibi and A. Alkhowaiter,
Saudi Aramco Oil Company, Saudi Arabia
RETROFITTING STEAM TURBINES
WITH WAVY-FACE DRY-RUNNING SEALS
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
HYDROCARBON PROCESSING
КОРОТКО О РАЗНОМ
W. Weirauch, главный редактор НР
ПОЛИТИКИ ПРЕПЯТСТВУЮТ МИРОВОМУ
СНАБЖЕНИЮ НЕФТЬЮ
Мир будет испытывать серьезный дефицит поставок нефти в ближайшие 5–10 лет, если не произойдет изменений в потреблении нефти. К такому
заключению приходят авторы независимого анализа, недавно опубликованного Chatham House (www.
chathamhouse.org.uk).
Инвестиции в новые поставки были и будут недостаточными. Это частично является следствием стремлений международных нефтяных компаний к выплате
дивидентов акционерам, а не к их реинвестированию,
а также возрождения «ресурсного национализма».
«Причем некоторые правительства держат свои нефтяные компании на голодных инвестиционных «пайках», – говорит профессор Пол Стивенс, автор доклада.
Для предотвращения потенциального кризиса
авторы доклада выступают за создание суверенных
фондов с вовлечением ОПЕК в Международное
энергетическое агентство. «Рынок как таковой не
может обеспечить экономию, переключение с одного вида топлива на другой или увеличение поставок, поэтому политика невмешательства государства
в экономику не смогла ни ограничить спрос, ни увеличить предложение», – отмечают авторы.
Большинство обычных прогнозов строится на
ожидании значительного увеличения производства
жидких топлив. Доклад профессора Стивенса концентрируется на готовности и способности международных нефтяных компаний (international oil companies – IOC) и национальных нефтяных компаний
(national oil companies – NOC) строить свою политику в соответствии с этими прогнозами. По мнению
автора, эти прогнозы вряд ли оправдаются, и тех, кто
на них опирался, ожидает горькое разочарование.
«Способность IOC инвестировать ограничивается их неспособностью получить доступ к дешевым
источникам сырья, нехваткой рабочей силы и дефицитом обслуживающих отраслей промышленности.
Поэтому они возвращают инвестиционные фонды
акционерам, а не направляют их в промышленность.
С другой стороны, NOC мотивируют тем, что «нефть
под землей стоит больше, чем деньги в банке», – заключают авторы доклада.
СНИЖЕНИЕ ПРОБЕГА АВТОМОБИЛЕЙ В США
НЕГАТИВНО ВЛИЯЕТ НА ДОРОЖНОЕ
СТРОИТЕЛЬСТВО
Новые правительственные данные свидетельствуют о крутом снижении наклона кривой числа
поездок, совершаемых владельцами легковых автомобилей в США. По статистике Федеральной администрации по эксплуатации автомобильных дорог,
проведенной в мае 2008 г. американцы совершили
на 9,6 млрд миль меньше путешествий (vehicle-miles
traveled – VMT), из расчета на каждый автомобиль,
чем в мае 2007 г., что типично для интенсивного автомобильного движения в начале лета. Это третий
по счету крупный спад за 66 лет учета и опубликова-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
ния подобных данных. Поскольку американцы стали
меньше использовать автотранспорт, предпочитая
ездить отдыхать железнодорожным или морским
(речным) транспортом, федеральный Фонд автодорожного треста (Highway Trust Fund) получает меньше доходов от продаж бензина и дизельного топлива – 18,4 и 24,4 цент/галл, соответственно.
РЕАЛЬНОЕ ПОТРЕБЛЕНИЕ СПГ
И ЦЕНООБРАЗОВАНИЕ В ИНДИИ
Индия считается страной с растущей агрессивной спотовой закупкой СПГ. Международные рынки рассчитывают на бурный рост потребления СПГ
в этой стране. Однако, в докладе, опубликованном
FACTS Global Energy (www.FGEnergy.com) ставится
под сомнение устойчивость спроса на дополнительные поставки СПГ, кроме закупки одноразовых спотовых объемов. Головоломка заключается в том, что
разрыв между спросом и предложением расширяется, а желание закупать и платить международные
цены за природный газ и СПГ все еще существует.
Поэтому Индия не будет соперничать с такими устоявшимися крупными покупателями СПГ, как Япония,
Южная Корея и Тайвань в течение некоторого времени. Индийское правительство должно стремиться
к достижению эффективного использования природного газа потребителями, приносящими высокие
добавочные стоимости, и стимулировать рынок для
будущих закупок СПГ. В противном случае Индия
рискует столкнуться с экономическим дефицитом.
УГОЛЬНЫЙ БАССЕЙН США НА «КРУТОМ ПОДЪЕМЕ»
Прогнозируется возрождение интереса к угольному бассейну в шт. Иллинойс (что уже имело место
в 70-х годах) частично вследствие развития экспортного и скрубберного рынков и внедрения технологий газификации и превращения угля в жидкость.
Учитывая огромные запасы в этом регионе дешевого
угля со средним и высоким содержанием серы, владельцы планируют расширение добычи. Кроме того,
многие новички вступают в рынок с планами дальнейшего развития. Регион понес большие потери вследствие I и II этапов Поправок 1990 г. к Закону о чистом
воздухе, когда электростанции перешли на сжигание
малосернистого угля для удовлетворения новым требованиям. В 2007 г. добыча угля расширилась из-за нехватки в восточных регионах страны и благодаря установке скрубберов на нескольких электростанциях.
РОСТ ЗАТРАТ НА РЕМОНТ И ТЕХНИЧЕСКОЕ
ОБСЛУЖИВАНИЕ В НЕФТЕХИМИЧЕСКОЙ И
ПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ МИРА
В недавно опубликованной Market Data Book, издаваемой в рамках HP, в 2009 г. прогнозируется рост
затрат на ремонт и техническое обслуживание в нефтеперерабатывающей отрасли на 3,1 млрд долл. по
сравнению с уровнем 2008 г., которые суммарно достигнут 59,1 млрд долл. Причем затраты на техническое обслуживание увеличиваются по мере роста беспокойства владельцев по поводу эксплуатационной
готовности своих предприятий. К другим положи75
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
тельным факторам относится реконструкция НПЗ
с целью установки оборудования глубокой переработки тяжелого сырья, случайных нефтей, повышения конкурентоспособности между HPI-компаниями
за лучшие позиции на рынке; необходимость повышения безопасности объектов; и множество проектов, связанных с частичным совершенствованием
оборудования для соответствия нормативным требованиям, и более эффективного использования энергии. В прогнозе на 2009 г. затратам на техническое
обслуживание отводится 40 %, тогда как затраты на
рабочую силу в бюджете составят оставшиеся 60 %.
РУКОВОДИТЕЛЬ ОТРАСЛИ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
ОЦЕНИВАЕТ ПРОБЛЕМЫ БУДУЩЕГО ПОКОЛЕНИЯ
На конференции Института Строительной
Индустрии (Construction Industry Institute – CII),
посвященной 25-летию этой научно-исследовательской организации, выступающие обращали
свои взоры на пройденный путь и перспективы
будущего поколения исследователей CII. Теодор
К. Кеннеди, основатель CII и сооснователь BF&K
Inc., в своем докладе акцентировал внимание
на видении «попытки минимизации конфликта между владельцами/эксплуатационниками и
проектно-конструкторскими компаниями». Он
отметил, что в настоящее время предпроектное
планирование является общепринятой практикой для искоренения плохих проектов. Кроме
того, несмотря на благородное стремление промышленности двигаться вперед в области совершенствования безопасности, бизнес «не должен
почивать на своих лаврах» – необходимо передавать эстафету.
ФАКТОРЫ ВЛИЯНИЯ
РОСТ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ В США
Обширное
исследование,
проведенное
Американским фондом «Чистое небо» (American
Skies Clean Foundation – ACSF) и Navigation
Consulting Inc., показывает, что США обладает запасами природного газа в объеме 2247 трлн фут3. По
оценкам специалистов этих запасов «достаточно более чем на 100 лет при нынешнем уровне потребления природного газа в стране».
Эти выводы противоречат существующим прогнозам Американской администрации по информации в области энергетики (EIA). ACSF утверждает, что EIA исторически недооценивала и умаляла
вклад и потенциал нетрадиционного природного
газа, добываемого из песчаников СВМ горючих
сланцев».
Оценивая состояние отрасли добычи природного
газа в Северной Америке, исследователи акцентируют внимание на анализе перспективы разработки
нетрадиционных запасов.
«Новые технологии позволяют успешно разрабатывать газоносные сланцы. Этот источник энергии
станет в будущем определяющим в энергоснабжении США», – полагает А. К. Мак Клендон, председатель ACSF и председатель и высшее должностное
лицо Chesapeake Energy Corp.
По данным, приведенным в исследовании, добыча
природного газа из нетрадиционных источников за
последние десять лет увеличилась с 0,3 трлн фут3/год
в 1998 г. до 1,05 трлн фут3/год в 2007 г. (прирост составил 203 %).
«Многие специалисты в области оценки запасов
недостаточно чутко улавливают потенциальные возможности нетрадиционных источников природного
газа, потому что их освоение расширялось так быстро, что существующие математические модели давали неточные оценки», – говорит Р. Стенд, соавтор
этого исследования.
Приблизительно 22 сланцевых бассейна залегают
на суше в 20 штатах США, включая Техас, Оклахому,
Арканзас, Луизиану, Западную Виргинию, Вайоминг,
76
Колорадо, Нью-Мексико, Пенсильванию, Нью-Йорк
и Мичиган.
«Это исследование авторитетно опровергает ошибочные представления о том, что страны страдают от
дефицита природного газа», – заключает Д. Боуд,
президент ACSF.
ACSF это некоммерческая благотворительная организация, миссия которой заключается в информировании общества, и его экологическом воспитании.
С полным текстом исследования можно ознакомиться на сайте: www.cleanskies.org.
РАЗРАБОТКА БАЗЫ ДАННЫХ
ПО ПРОГРАММЕ ИЗВЛЕЧЕННЫХ УРОКОВ
Многие организации в проектно-конструкторской
области признают значение программы извлеченных
уроков (lesson-learned program – LLP), которая играет существенную роль в изучении систем управления.
В таких организациях члены проектно-конструкторских компаний приобретают новые знания.
Институт Строительной Индустрии (CII) определяет извлечение уроков как «знания, приобретенные из опыта, успешного или не очень, в целях совершенствования будущих проектов».
Но эти знания рутинно распространять внутри всей организации не всегда удается. Поэтому
распространение знаний, по мнению авторов CIIисследования нуждается в оптимизации; а средства,
затрачиваемые на разработку официальной программы извлеченных уроков, вполне оправдываются.
Новый инструмент. Организация в последнее
время извлекла дополнительные уроки из одной из
своих Лучших Практик. Специальная группа из CII
исследовала LLP в 70 проектно-конструкторских организациях. На этот раз, по сравнению с аналогичным исследованием, проведенным 10 лет назад, новые исследования охватывают опыт проектно-конструкторских организаций на основании Матрицы
модели зрелости программ извлеченных уроков по
семи характеристикам: руководство, сбор извлеченных уроков, анализ уроков, внедрение положитель-
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
ных уроков, ресурсы, техническое обслуживание
и его совершенствование и культура. Оценка по
всем этим характеристикам позволяет организации
измерять текущее состояние своих LLP и планировать улучшение этих показателей.
Авторы исследования полагают, что все компании
смогут разработать или усовершенствовать свои LLP,
если они будут придерживаться следующих правил:
руководство высшего звена и тактическое руководство является важнейшим условием успеха
этих программ;
организации должны стать «учебными» (обучающими) центрами, а не только пассивно обучаемыми слушателями;
организации должны разработать активную
стратегию внедрения с целью обеспечения использования извлеченных уроков;
наряду с технологией, имеющей большое значение в разработке и использовании LLP нельзя
недооценивать организационную культуру;
качество извлеченных уроков важнее, чем число уроков, включенных в базу данных;
как владельцы, так и подрядчики могут извлечь
выгоды из LLP. Извлеченные уроки могут быть
использованы в разных областях в интересах
совершенствования бизнеса соответствующих
организаций.
ВЫСОКАЯ АКТИВНОСТЬ В СТРОИТЕЛЬСТВЕ
НОВЫХ ОБЪЕКТОВ
Число проектов, зарегистрированных в HPI
Construction Boxscore, увеличилось в 2008 г. на 12 %
по сравнению с уровнями 2007 г. и достигло 5029, несмотря на растущую обеспокоенность по поводу общей экономической ситуации.
Boxscore публикует информацию о строящихся
объектах, получаемую непосредственно от владельцев
предприятий HPI, лицензиаров, проектно-конструкторских компаний всех регионов мира. В перечне,
опубликованном в июне 2008 г., числятся 5029 строительных проектов, что на 526 больше, чем в 2007 г. и
на 1122 проекта больше, чем в 2006 г. За всю 60-летнюю историю Boxscore это рекордное число.
В недавно опубликованном в HP обзоре
«2009 Market Data Book» приведены данные по нефтеперерабатывающей и газоперерабатывающей
промышленности. Вот некоторые из них:
число проектов в нефтеперерабатывающей отрасли увеличилось на 11 %;
в газопереработке – на 27 %;
в производстве синтетических топлив – на 15 %.
В нефтехимическом секторе зарегистрировано
рекордное число проектов за период с июня 2007 г.
по июнь 2008 г. Во всех остальных секторах, включая
экологию и управление процессами, число проектов
увеличилось на 26 %. Всего в мире число проектов за
исследуемый период увеличилось на 12 % (526), причем во всех регионах мира.
Пополнение списка новыми проектами. С июня
2006 г. по июнь 2007 г. в перечне Boxscore появилось 1495 новых проектов (см. рис.). Географически
новые проекты доминируют в Европе и Африке.
В табл. 1 и 2 прирост проектов HPI показан по годам
и регионам с 2006 г.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
США
Вне США
В мире
Динамика изменения числа новых проектов
Глобально промышленность, перерабатывающая
углеводородное сырье в ближайшее время должна увеличить производство моторных топлив с изменяющимися спецификациями на нефтепродукты. Эти нормативные документы рассчитаны на улучшение качества
продуктов, повышение безопасности производства
и удовлетворение жестким требованиям. Тем не менее, эти новые нормативные акты создали проблемы
с транспортом и хранением, например, с этанолом, как
в Европе, так и в США, в связи с ужесточением требований по содержанию серы в дизельном топливе.
В Азиатско-Тихоокеанском регионе, особенно
в Китае, бурный экономический рост подстегивает строительство новых и расширение существующих нефтеперерабатывающих и нефтехимических
мощностей для удовлетворения растущего спроса.
В Индии строится один из крупнейших в мире НПЗ,
рассчитанный на экспорт бензина в США.
Ближний Восток продолжает наращивать нефтехимическое производство для удовлетворения растущего спроса в АТР и конкуренции на европейском рынке. Кроме того, стремление стран Ближнего
Востока к более широкому внутреннему использованию природного газа приводит к повышенной активности в этом секторе.
«Поставщики и торговцы реализуют важную стратегию расширения своего присутствия на мировых
рынках для извлечения максимальных прибылей от
глобального распределения труда» и роста инвестиций со стороны бурно развивающихся экономик», –
в соответствии с «2009 Market Data Book».
Таблица 1. Наращивание новых API-проектов**
HPI сектор
Нефтехимическая/химическая
Нефтепереработка
Газопереработка
Синтетические топлива
Все прочие*
Суммарно
2006 г.
Июнь
2007 г.
2008 г.
610
599
165
28
243
1645
557
489
376
23
189
1634
408
483
387
31
186
1495
Источник: HPI Construction Boxscore Survey
* Включая объекты общезаводского хозяйства, энергосредства, экологию и управление процессами.
** Ежегодно: октябрь, февраль и июнь. Boxscore
77
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Таблица 2. Увеличение числа новых HPI-проектов**
Регион
Июнь
2006 г.
2007 г.
2008 г.
США
227
291
259
Канада
101
43
65
Латинская Америка
88
139
120
Европа
354
346
367
Африка
56
35
77
Ближний Восток
362
277
184
Азиатско-Тихоокеанский
регион
457
503
423
1645
1634
1495
Суммарно
Источник: HPI Construction Boxscore Survey.
* Включая объекты общезаводского хозяйства, энергосредства, экологию и управление процессами.
** Ежегодно: октябрь, февраль и июнь. Boxscore
СДЕЛКИ РОССИЙСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО
ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ГИГАНТА
Во время растущего потребления энергии и страха перед заоблачными ценами на энергоносители
или того и другого, включая военный конфликт на
Кавказе, Россия оказалась в центре внимания мировой общественности и средств массовой информации; особенно деятельность государственной компании «Газпром».
«По мере роста международного значения, понимание роли «Газпрома» составит важный компонент стратегии компании на быстро развивающемся глобальном энергетическом рынке», – резонируют авторы нового исследования Business Monitor
International (BMI). Исследование идентифицирует
и оценивает деятельность этого нефтегазового гиганта в Европе, Азии, на Ближнем Востоке, Африке и
Латинской Америке.
Несмотря на то, что восприятие деятельности
«Газпрома» часто основывается на предвзятых эмоциях, вызываемых зависимостью этой компании от
государства, авторы исследования объективно оценивают стремление «Газпрома» к укреплению своих
позиций в Европе и глобальному расширению для
увеличения общих мощностей по добыче природного газа и устремлению стратегических связей с газодобывающими компаниями других стран.
Авторы исследования оценивают тонкие нюансы
этого нефтегазового «монстра». Они, в частности,
приходят к следующим заключениям:
Восточная Европа. «Газпром» пытается минимизировать зависимость от транзитных стран и получить больший контроль над своей экспортной транспортной инфраструктурой. Одновременно он постепенно сокращает сделки, направленные на снижение цен (повышая цены в зависимости от сочетания
способности клиента платить названную цену и его
готовности к заключению долгосрочного стратегического договора на поставку энергоносителей).
Западная Европа. Столкнувшись с попытками
Европейского Союза создать единую энергетичес78
кую систему и определить единую политику в области энергоснабжения, «Газпром» заключает двусторонние соглашения с основными странами в стремлении проникнуть в нефтегазоперерабатывающий
сектор этих стран.
Азия. Это основной, новый рынок для «Газпрома».
Среднесрочные планы «Газпрома» заключаются
в усилении влияния на азиатском рынке СПГ с последующими поставками в Японию и Южную Корею
на базе добычи газа на новых месторождениях природного газа, зарезервированных главным образом
для поставок в Китай.
Америка. «Газпром» осуществляет операции
в Венесуэле, Бразилии и Боливии и надеется проникнуть в Чили. Развитию производства СПГ для поставок на североамериканский рынок придается большое значение, поэтому «Газпром» согласился поставлять 100 % СПГ на терминал в г. Левис, пров. Квебек.
«Строительство этого терминала начнется в 2010 г.;
он будет в эксплуатации в 2014 г.», – сообщает представитель компании Rabaska, владелец будущего
СПГ-предприятия. Терминал Rabaska будет способен
принимать, хранить и регазифицировать импортируемый СПГ с номинальной производительностью
500 млн фут3/сут природного газа, подаваемого в распределительную газопроводную сеть. Проект, оцениваемый в 818,7 млн долл, уже одобрен федеральным
правительством и администрацией провинций. Это
одобрение необходимо для начала строительства.
Ближний Восток и Африка. Опасения по поводу
создания «Газового ОПЕК» лишены основания, –
сообщает BMI. Однако «Газпром» реализует активную политику в Иране и Ливии и планирует заключение сделок в Нигерии, Алжире и Египте.
СТРАТЕГИИ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ГЛОБАЛЬНОЙ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
Институт Публичной Политики им. Бейкера,
принадлежащий Rice University, опубликовал новый
доклад, в котором авторы предлагают стратегии выхода из неразберихи на глобальных энергетических
рынках, включая роль нефтедолларов в нынешних
«мыльных пузырях» кредитной политики США.
«Потоки нефтедолларов играют важную роль
в нынешней кредитной дилемме США», – утверждает Махмуд Эль-Гамаль, профессор экономики Rice
University и научный сотрудник Института Бейкера.
По его мнению, избыточная ликвидность в результате роста цен на нефть после 2003 г. стала «питательной средой» для ипотечного кризиса. Немалую
роль сыграли также деньги, поступающие из
Восточной Азии, но денежные потоки, вытекающие
из Саудовской Аравии и Кувейта, теперь соперничают с китайским.
Авторы доклада призывают к международной координации во избежание глобального краха «страны
с долларовыми активами должны сотрудничать для
нахождения переходного способа отлучения США
от иностранных кредитов и иностранной нефти, и
одновременного отрыва развивающихся стран от
чрезмерно ориентированной зависимости от потребления нефти в США».
По мнению авторов, азиатские потребители нуждаются в сокращении своих сбережений, тогда как
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
американским потребителям необходимо усилить
свою экономику.
Кроме того, потребуются усилия для нахождения
дополнительных вариантов расширения производственных мощностей в странах, экспортирующих
энергию, ожидая поглощения притока нефтедолларов путем соответствующих инвестиций.
В исследовании также анализируются угрозы глобальному энергетическому рынку. Идентифицированы
ведущие риски, внесшие немалый вклад в драматический рост цен на топлива. К этим рискам следует отнести дебаты вокруг ядерной программы Ирана, зависимость Европы от российских поставок природного
газа, растущий национализм в Латинской Америке и
влияние международного терроризма и климатических явлений на нефтяную инфраструктуру.
Авторы аргументировано утверждают, что каждый из перечисленных рисков, вносящий вклад
в рост цен на топливо, может быть менее катастрофичным, чем кажется на первый взгляд. «Лишены
основания ужасные прогнозы, что рынкам самим
не справится с этими рисками таким способом,
чтобы избежать войн между крупными странами.
Институт Бейкера предлагает несколько подходов
к разрешению проблем, с которыми сегодня сталкивается мировой энергетический рынок. Среди них:
• диверсификация источников энергии;
• более высокая эффективность использования – особенно более высокие стандарты на
расход топлива автомобилями;
• расширение нефтеперерабатывающих мощностей;
• стратегические запасы нефтяных топлив, которые могут противостоять ОПЕК устанавливать
цены и предохранение экономики США от последствий серьезных нарушений поставок;
• более высокие налоги на топливо для предотвращения расточительного использования
энергии;
• работа правительства с международными кредитными институтами с целью убедить другие страны снять ограничения на топливные субсидии.
С помощью версий доклада «Глобальный энергетический рынок: всесторонние стратегии для исключения геополитических и финансовых рисков – G-8,
энергетическая безопасность и глобальные климатические проблемы» можно ознакомиться на сайте
www.bakerinstitute.org.
НЕУКЛОННЫЙ РОСТ СПРОСА НА DCS
Несмотря на глобальную экономическую неопределенность, рынок систем распределенного управления (distributed control systems – DCS остается прочным и динамичным. «За период с 2006 г. по
2007 г. спрос на DCS увеличился на 13 %, а на период до 2012 г. прогнозируется глобальный прирост на
10 % в год», – полагают авторы исследования из ARC
Advisory Group (www.arc.web.com). «Это может показаться чрезмерно быстрым темпом роста, но рынок
автоматизации процессов обречен «на долгосрочный
рост в нескольких аспектах, и мы выражаем уверенность в устойчивом росте в ближайшие годы», – говорит Лари О’Брайен, автор нового аналитического
обзора.
Ненасытный аппетит. Как конечные пользователи, так и инженерные компании, и фирмы, занимающиеся материально-техническим снабжением, пристально изучают возможности поставщиков автоматики для оказания помощи первым в своевременном
и высококачественном выполнении проектов.
Возможность пользователей влиять на стоимость
проекта снижается на заключительных этапах проектирования, но именно на этих этапах начинают
возрастать затраты на проект.
Способность иметь единый взгляд на ответственность поставщика средств автоматизации, который
действует как основной подрядчик, важна для контроля затрат на проект, особенно, когда речь идет о подготовке экспертных предложений, которые отражают
реальную и справедливую картину затрат на проекты
под эффективным управлением, – отмечает ARC.
Миграция, эволюция, модернизация, – любой из
этих терминов годится для описания переходного периода к DCS, связанного с проблемами для конечных
пользователей из-за трудной задачи оправдания затрат
на автоматизацию, подбора поставщика, внедрения решений, разработку «дорожной карты» на будущее.
По оценкам ARC системы DCS, установленные
в мире в 70-х гг., оцениваются в 65 млрд долл., и срок
их службы уже превышает 25 лет.
Некоторые из впервые установленных оригинальных DCS в 70-годах оцениваются в 12 млрд долл.,
а некоторые из них были пневматическими или аналоговыми системами.
Связаться с главным редактором НР Wendy Weirauch (В. Вейрах) можно по адресу: WW@HydrocarbonProcessing.com.
СТРАТЕГИИ ИНТЕГРАЦИИ
A. Avery, внештатный редактор НР
ИЗМЕРЕНИЕ СПГ С ПОМОЩЬЮ
УЛЬТРАЗВУКОВЫХ РАСХОДОМЕРОВ
Природный газ стал важной частью баланса, особенно в производстве электроэнергии, где его ценят
как простое в обращении, чисто сгорающее топливо.
Потребление ПГ в США превышает объемы добываемого в стране газа, и для удовлетворения своих энергетических потребностей США постепенно увеличивают зависимость от импорта этого ценного энерго-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
носителя. Однако крупные рынки ПГ географически
отделены от крупных залежей, и только газопроводным транспортом газа пока можно доставить потребителю с мест его добычи на континенте. Если газопроводы транзитом прокладываются через территории
«третьих стран» до основных рынков, то существенно
возрастают затраты и риски, связанные с таможенными пошлинами и неустойчивостью политических
ситуаций.
Сжиженный природный газ (СПГ) является более выгодным способом доставки газа через океаны
79
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
и континенты. Одновременно с прокладкой судоходных газопроводов газовые компании усиленно инвестируют в цепи снабжения СПГ, строительство массивных танкеров для доставки СПГ из порта в порт и
терминалов для превращения газа в жидкое состояние
для возможности перевозки и обратно в газообразное
состояние для направления потребителям по газопроводам. Измерение расхода СПГ в местах его применения создает ряд проблем, которые могут быть разрешены с помощью ультразвуковых расходомеров.
Долевое хранение снижает затраты. Разработка
крупных месторождений ПГ требует значительных
ресурсов и инвестиций. Поэтому несколько крупных
нефтегазовых компаний вместе могут разрабатывать
наиболее крупные месторождения. Производители ПГ
склоняются к общей СПГ-модели, где хранение СПГ
и погрузочные устройства интегрированы и на долевом принципе принадлежат нескольким компаниям.
Совместное производство СПГ позволяет снижать затраты для производителей и цены для потребителей.
Общие устройства для производства и хранения
СПГ имеют много преимуществ, но создают проблемы с точки зрения точности измерения объема произведенного СПГ и доставленного на хранение и,
следовательно, правильности распределения средств.
Расходомеры, применяемые для распределения и хранения СПГ, не должны иметь подвижных частей, они
должны быть пригодны к применению в криогенных
условиях, надежны и точны при хранении и манипуляции с СПГ. В этих приборах должна быть встроена
диагностическая функция. Расходомеры, применяемые в операциях с СПГ, должны иметь низкий перепад давления во избежание испарения СПГ. Как и
в любой иной операции при хранении жидкостей, измерения расхода нуждаются в средствах проверки.
Оценка расходомеров для измерения СПГ. Два
типа измерительных устройств удовлетворяют требованиям применительно к СПГ: Кориолиса и ультразвуковой расходомеры. При проведении эксплуатационных испытаний на СПГ-установке на Аляске пользователи могли сравнить точность измерений расхода
в СПГ-раздаточных емкостях на борту приемочных
танкеров и в резервуарах для хранения. Расходомеры
обоих типов также были испытаны на компенсацию
на выпаривание газа в своих измерениях. В условиях
испытаний оба расходомера обнаружили одинаковую
точность и хорошую сходимость.
При измерении расхода СПГ перепад давления
в расходомерах должен быть сведен к минимуму во
избежание выпаривания жидкости, чтобы обеспе-
чить максимальную пропускную способность газопровода и сокращение продолжительности погрузочно-разгрузочных операций. Когда устанавливают Кориолиса, используют типичные конструкции
для обеспечения минимального перепада давления
при потоке жидкости через спаренные трубки.
Расходомеры Кориолиса иммунны к изменениям
профиля потока и выпускаются только с диаметром
10”. Расходомеры хороши для линий малых диаметров и высокоточны в измерении массы, но для увеличения пропускной способности трубопроводов
большего диаметра требуется несколько расходомеров для обеспечения плавной и бесперебойной работы цепочки снабжения СПГ.
Ультразвуковые расходомеры – лучший выбор
для СПГ. Ультразвуковые расходомеры, с другой
стороны, имеют прямолинейную траекторию потока газа или жидкости и не препятствуют или сопротивляются потоку через трубопровод. Результатом
является практически полное отсутствие перепада
давления и меньший риск испарения многофазовой
жидкости, затрудняющей измерения и приводящей
к их сомнительной точности. Ультразвуковые расходомеры выпускаются более крупных диаметров, чем
расходомеры Кориолиса, что делает их более удобной альтернативой применительно к СПГ, где снижение перепада давления и увеличение пропускной
способности являются основными проблемами.
Ультразвуковые расходомеры обеспечивают
оптимальную технологию измерений в условиях
транспорта и хранения. Высокая точность и низкий
профиль расходов на техническое обслуживание
ультразвуковых расходомеров в сочетании с благоприятным инвестиционным климатом в нефтегазовой промышленности будут двигать развитие рынка
ультразвуковых расходомеров со скоростью, выражаемой двухзначными цифрами.
По мере роста цен на газ, аналогично росту цен на
нефть, каждый фут3 произведенного и доставленного
газа приобретает особое значение, поэтому точное измерение расхода будет иметь критическое значение.
Allen Avery (А. Авери), экономист-аналитик в области автоматизации компании ARC Advisory
Group. Он специализируется в вопросах анализа рынков приборов измерения расхода, уровня, давления и температуры и беспроводных
средств связи. Г-н Ален Авери имеет ученые степени магистра от университета шт. Род-Айленд и бакалавра. Связаться
с г-н Avery можно по адресу:AAvery@Arcweb.com.
НОВОСТИ АССОЦИАЦИЙ
B. Thinnes, редактор раздела «Новости» HP
МУДРЫЕ СЛОВА УХОДЯЩЕГО В ОТСТАВКУ
ПРЕЗИДЕНТА API
Ред Каваней уходит в отставку с должности президента и высшего должностного лица Американского
Нефтяного Института (API). Журналу Hydrocarbon
Processing
посчастливилось
взять
интервью
и г-на Каванея перед его уходом в отставку, попросить подвести итог его пребывания на высоком посту
80
и высказать свое мнение о нынешнем состоянии дел
в промышленности, перерабатывающей углеводородное сырье, и перспективах ее дальнейшего развития. Ниже приведены выдержки из этого интервью.
HP. Как Вы оцениваете нынешнюю ситуацию: что
это бравый новый мир энергетики или уроки истории, которые должны нас чему-нибудь научить?
Cavaney. Мы должны извлекать уроки из истории. Сегодня мы сталкиваемся с более серьезными
энергетическими проблемами из-за ошибок, допу№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
щенных в 70-х годах прошлого столетия. Годы, посCavaney. В корне я не чувствую интенсивной
ледовавшие после нефтяного кризиса тех лет, изобивражды между этими двумя отраслями, призванловали краткосрочными «фикс-идеями» и поиском
ными к достижению общих целей. Существенным
«серебряных пуль» для решения наших национальвызовом является беспрецедентное развитие проных энергетических проблем. Контроль цен, схемы
изводства биотоплив. Строго предписанные сроассигнований, ограничения добычи природного газа,
ки перехода на биотоплива, оговоренные в Законе
поиск «победителей и проигравших» среди топлив и
об энергетической независимости и безопаснособременительные налоги на нашу отрасль промышти 2007 г. (Energy Independence and Security Act –
ленности – все это пыталось осуществить
EISA), обескураживают. Успешные изменеправительство, и ни одна их этих мер, к сожания в таких масштабах не достигаются «за
лению, не пошла на пользу потребителю. Мы
одну ночь». Потребуется время для того, чтоне может позволить себе повторение этих
бы нефтяная промышленность и адвокаты
ошибок сегодня.
альтернативных источников энергии, вклюHP. Если бы Вы были спикером Палаты
чая производителей этанола, смогли сесть за
Представителей, то какие два пункта Вы посодин стол и решить наши общие проблемы.
читали бы важными для включения в любой
Нефтяная и газовая промышленность
законопроект, связанный с нефтеперерабаСША не выступают против альтернативной
R. Cavaney
тывающим бизнесом в Америке?
энергии. Мы полагаем, что с учетом нынешCavaney. Конгресс должен избегать мер,
него и прогнозируемого мирового потребнаправленных на ограничение расширения нефтеления энергии, нашей стране нужны все источники
перерабатывающих мощностей в стране, которые
экономически жизнеспособной энергии, а также
сдерживают инвестиции или усиливают строгость и
приверженность к энергетической эффективности и
без того жестких, нескоординированных нормативсбережению энергии. Биотоплива, включая этанол,
ных документов. Важно также, чтобы законодатели
являются важным источником энергии. API поддеосознали, что благие намерения иногда причиняют
рживает работоспособные стандарты на возобноввред рыночным отношениям.
ляемые топлива (Renewable Fuels Standard – RFS).
Для обеспечения в США более безопасного энерЦели промышленности заключаются в поставке
гетического будущего необходима политика в областребуемой энергии на рынок самым эффективным
ти энергетики направленная на поощрение сбережеспособом. Нефтяные компании являются ведущиния энергии и свободный доступ к разработке внеми потребителями этанола и главными игроками
шнего континентального Шельфа (outer continental
в расширении потребления этанола и других биоshelf – OCS), Аляски и нижних 48 штатов для увелитоплив. Почти две трети всего бензина, потреблячения добычи нефти в стране.
емого в США в настоящее время, содержит этанол
HP. Оглядываясь назад на годы Вашей работы в нев качестве компонента смешения. В прошлом году на
фтяной отрасли США, какие на Ваш взгляд благоприэти цели было израсходовано значительно больше
ятные возможности были упущены, которые могли бы
средств, чем регламентировалось по Закону об энерспособствовать лучшей подготовке страны к существугетической политике 2005 г., где на 2007 г. ставилась
ющему дефициту нефти и других энергоносителей?
задача потребления 4,7 млрд галл возобновляемых
Cavaney. Если бы правительство США разрешило
топлив, отвечающих требованиям RFS.
вести в широких масштабах разведочное бурение и
HP. Одна из проблем заключается в том, что ни
добычу нефти (на суше и в зонах OCS) много лет наодна из сторон дискуссии по политике в области
зад, то у нас было бы больше нефти и газа, которыми
энергетики не доверяет другой стороне. Что нужно
страна могла бы располагать сегодня, соответственсделать, чтобы создать атмосферу доверия между
но, зависимость от импорта нефти была бы значивсеми сторонами?
тельно меньшей. Вместо этого федеральное правиCavaney. Мы может создать атмосферу доверия
тельство установило барьеры на пути разработки и
и принять все вызовы в области энергетики только
освоения самых перспективных новых месторождев том случае, если промышленность, правительство
ний нефти и природного газа в стране. Проведенный
и потребители будут работать вместе для поддержанедавно опрос общественного мнения подтверждания жизнеспособных решений. Слишком много вреет, что население США сожалеет об этих упущенмени потрачено даром на дискуссии о том, какому
ных возможностях и правительственных решениях.
виду энергии следует отдавать предпочтение и какая
Несмотря на то, что в последние несколько лет было
энергия причиняет вред и не способствует удовлетпринято несколько положительных законодательворению потребностей страны. В каждом прогноз
ных актов, руководителям нашего государства еще
в области удовлетворения будущих энергетических
предстоит разработка рыночной политики в области
потребностей США сделан вывод – нам понадобитэнергетики с учетом проблем в контексте будущего
ся любая энергия, которая экономически обосновапотребления энергии.
на и нацелена на экологически чистое производство
HP. Чем объяснить враждебность между нефтяв объемах и в целях, не реализованных до сих пор.
ными компаниями и сторонниками альтернативных
источников энергии? Почему они не могут работать
Связаться с редактором раздела «Новости» HP B. Thinnes
вместе, почему должна доминировать концепция
(Б. Тиннес) можно по адресу: bt@HydrocarbonProcerssing.com.
«либо/либо», а не как/так и»?
Перевел Г. Липкин
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
81
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА
ИНТЕГРАЦИЯ ГИДРООЧИСТКИ –
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ГИДРОКРЕКИНГА
S. Putek, D. Januszewski, PKV Orlen SA, Хемиков, Польша, E. Cavallo, Axens, Рюэй-Мальмезон, Франция
Этот НПЗ, перерабатывая исключительно трудное сырье, стремился к увеличению производства легких
продуктов с минимальными модификациями и затратами
Относительные средние циклы
теплообменника вакуумных остатков, %
Установка гидрокрекинга остаточных продуктов
на НПЗ PKN Orlen в Польше перерабатывает вакуумный остаток (vacuum residue – VR) Уральской нефти
для производства малосернистого жидкого топлива
(<1 мас. % серы) и более легких дистиллятных продуктов. Со времени пуска установки в октябре 1999 г.
НПЗ сократил производство тяжелого печного топлива, увеличив выход более ценных легких продуктов.
Уральский VR – трудное для переработки сырье
ввиду его незначительной стабильности, потенциально связанной с высоким содержанием асфальтенов, плохо поддающихся термической переработке.
Особое беспокойство может вызывать загрязнение,
оказывающее влияние на рабочие циклы вакуумной
фракционирующей колонны и теплообменника остатка. Однако благодаря улучшению конструкции оборудования и условий эксплуатации продолжительность
рабочих циклов постепенно увеличилась (рис. 1).
Кроме того, содержание азота в уральской нефти обычно находится в пределах 1850–1900 млн–1,
что существенно выше, чем в стандартном сырье:
Легкая Аравийская (900 млн–1), Тяжелая Аравийская
(1500 млн–1). Таким образом, гидрокрекинг остатка
приводит к газойлевым фракциям (gasoil fraction –
GO) с высоким содержанием азота.
С изменением ассортимента продуктов в сторону сокращения объема тяжелого печного топлива
и получения дополнительного объема более легких
продуктов большой интерес представляло улучшение качества гидрокрекированного GO, т.е. повышение стабильности, улучшение цвета и снижение
содержания серы до уровней ультрамалосернистого
дизельного топлива (ultra-low-sulfur-diesel – ULSD).
Первоначальным решением было облагораживание
200
2007
180
ПОТРЕБНОСТИ В ПРОИЗВОДСТВЕ GO
В 2004 г. PKN принял решение о внедрении специальной установки гидроочистки (hydrotreater – HDT)
газойля с целью производства стабильного продукта, отвечающего требованиям спецификаций, представленных в табл. 1, т.е. улучшенные стабильность
к окислению и цвет, содержание серы менее 50 млн–1.
Этот продукт должен был бы поступать в фонд легкого
котельного топлива. Два критерия PKN были главными для проекта: ограниченные капитальные затраты
и минимальные модификации существующей установки гидрокрекинга остаточного сырья. Это привело
к разработке интегрированной установки HDT.
ОСОБЕННОСТИ УСТАНОВКИ HDT
Принципиальными ограничениями, выявленными на стадии рассмотрения предложений и базового
проектирования и оказывающими влияние на окончательную конфигурацию, являются.
Проектная площадь. Проектная площадь была
ограничена, т.к. новая установка HDT должна была
находиться рядом с существующей установкой гидрокрекинга остаточного сырья, как показано на
160
Таблица 1. Требования спецификаций PKN к гидроочищенным
газойлевым фракциям
140
2004
120
Показатель
100
80
1999
Заданное значение
–1
Сера, млн
2000
<50
–1
2001
2003
2005
2007
2009
Год
Рис. 1. Усовершенствование конструкции оборудования
и улучшение условий эксплуатации увеличили продолжительность рабочих циклов теплообменника вакуумных остатков
82
атмосферного GO, направляя его на установку гидрокрекинга вакуумного газойля (vacuum gasoil –
VGO). Однако этот вариант был не самым экономичным; была бы использована мощность установки
гидрокрекинга VGO, которая необходима для превращения дополнительного VGO.
Для этого НПЗ проектирование и сооружение
установки гидроочистки газойля, интегрированной
в существующую установку гидрокрекинга остаточных продуктов, было наиболее экономически эффективным решением, которое в значительной степени
соответствует ограничениям этого объекта. Эта первая такого рода установка производит ULSD из GOгидрокрекинга остаточного сырья без дополнительной подпитки или циркуляционного компрессора.
Азот, млн
<100
Цвет, ASTM
<2
Нерастворимые смолы, г/м3
<25
Температура вспышки, °С
>60
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА
рис. 2. Число единиц оборудования должно было
быть минимальным.
Интеграция газа. Чтобы предотвратить установку нового компрессора подпитки, часть рециклового
газа установки гидрокрекинга остаточных продуктов
(на всасывании циркуляционного компрессора), преобразуются в поток нейтрального газа высокого давления (high pressure – НР), который мог бы быть использован в качестве подпитки для установки HDT.
Этот поток является достаточно чистым для достижения требуемого парциального давления водорода.
Таким образом, не было необходимости добавлять
новый циркуляционный компрессор.
Гидравлика установки гидрокрекинга остаточных продуктов. Увеличение общего потока продувки водородом в системе гидрокрекинга остаточных
продуктов вызывает увеличение общего рециркулирующего потока. Усиленный рециркулирующий поток может привести к ограничениям эффективности
разделения некоторых внутренних устройств НР, а
также к увеличению механических потерь на установке короткоцикловой адсорбции (pressure swing
adsorption – PSA). Сокращение потока водорода на
установку HDT было главным ограничением при базовом проектировании.
Технические условия установки HDT. Поток
GO, выходящий с установки гидрокрекинга остаточных продуктов, представляет собой трудно поддающийся термической переработке продукт необычный для достижения цели – ULSD. Продукт
содержит значительные количества термически
стойких веществ, особенно моноароматики, соединений серы и азота. Программа пилотных испытаний, проведенных в период подготовки к базовому
проектированию, подтвердила, что нестабильность
продуктов была обусловлена высоким содержанием
азота и промежуточных смолообразующих соединений в сочетании с высококипящими компонентами. Некоторые результаты этого исследования были
опубликованы ранее [1]. Было определено, что уро-
вень азота в гидроочищенном GO должен быть ниже
100 млн–1 для обеспечения цвета по ASTM D1500
ниже 1,0 после окисления.
Цвет продукта улучшен высоким парциальным
давлением водорода ввиду термодинамического ограничения реакций деазотирования. Температура
конца кипения (final boiling point – FBP) сырья оказывает сильное воздействие на цвет продукта и, как
следовало ожидать, на парциальное давление водорода, необходимые для достижения требований спецификаций.
Реакции гидрообессеривания и гидродеазотирования конкурируют на активных центрах катализатора. Поэтому, выполнив задачу по содержанию азота ниже 100 млн–1 получают продукт с содержанием серы ниже 50 млн–1. Пилотные испытания имели
существенное значение для установления рабочих
условий и, особенно, для определения общего минимального давления, необходимого для установки
HDT, которое оказывает непосредственное влияние
на капиталовложения.
Качество сырья. Гидрокрекированный GO выходит из единственного бокового узла отбора в атмосферной фракционирующей колонне. У колонны нет
узла отбора тяжелого атмосферного GO, и температура конца кипения (FBP) может быть значительно
выше, чем температура 90 об. % отбора (Т90 об. %), как
показано в табл. 2. Пилотные испытания подтвердили, что чем выше FBP, тем труднее поддается сырье
термической переработке, т.к. в этой более тяжелой
фракции сконцентрированы соединения серы и азота с низкой реакционной способностью. Температуру
конца кипения GO можно контролировать только
посредством регулирования степени отбора.
Реконструкция фракционирующей колонны не
рассматривалась как вариант; было решено ограничить FBP и расход газойля до максимальной величины, совместимой с отношением водорода к сырью,
достижимым с существующим оборудованием установки гидрокрекинга остаточных продуктов.
Рис. 2. Новая установка гидроочистки GO (на переднем плане)
в непосредственной близости от двух реакторов гидрокрекинга остаточных продуктов (на заднем плане)
Рис. 3. Расположение новой установки гидроочистки
(аэрофотосъемка)
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
83
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА
Показатель
Плотность при 15 °С
Общая сера, млн–1
Общий ДБТ, млн–1
4-ДБТ, млн–1
4,6-ДБТ, млн–1
Общий азот, млн–1
Основной азот, млн–1
Бромное число, г/100 г
Общая ароматика, мас. %
Моноароматика, мас. %
Ди + ароматика, мас. %
Разгонка (ASTM D86), Т90 об. %, °С
ТКК, об. %, °С
Проектное сырье
0,868
1,116
860
322
432
1850
975
5,5
37,5
28,7
8,8
350
366
Вакуумные сушилки. Существующие вакуумные сушилки, ранее используемые для нестабилизированной, более тяжелой фракции, должны были
быть повторно использованы для гидроочищенного продукта при сохранении такого же содержания
воды в продукте.
После рассмотрения заводских ограничений была
запроектирована однопроходная конфигурация HDT
без какой-либо дополнительной подпитки или циркуляционных компрессоров. Это решение исключало
также установку специального аминного скруббера.
Конфигурация выполняла задачи минимизации как
проектной площади, так и капиталовложений. По
ориентировочной оценке капиталовложения в этот
проект снизились примерно на 25 % по сравнению с
обычной отдельно взятой установкой гидроочистки.
В то же время новая установка
имеет ряд ограничений по гибкости. Во-первых, низкое отношение
водорода к сырью в реакторе, вызывающее более быстрое старение катализатора. Соответственно
был выбран объем катализатора.
Во-вторых, FBP-сырья должно поддерживаться постоянным; в противном случае унос более тяжелых
фракций может стать причиной
несоответствия продукта требованиям спецификаций. Это ограничение контролируется обеспечением
очень четкой работы фракционирующей колонны.
РАСЧЕТНЫЕ ПАРАМЕТРЫ
УСТАНОВКИ HDT
Как показано на рис. 3, в состав установки входят секция НР,
включающая один реактор с двумя слоями катализатора, и отпарная секция низкого давления (low
pressure – LP). Проектная мощность HDT составляет 55 т/час,
тогда как проектная мощность ус84
Нефтезаводской Н2
Компрессор подпитки
Вакуумный остаток
тановки гидрокрекинга остаточных продуктов равна
225 т/час.
Поскольку максимальное отношение водорода
к сырью обусловлено существующим оборудованием, часовая объемная скорость жидкости была выбрана с таким расчетом, чтобы установка имела возможность работать при низкой температуре начала
пробега, смягчая, таким образом, влияние на скорости дезактивации катализатора.
Потребовались самые прогрессивные и стабильные катализаторы гидроочистки для обеспечения
проектного трехгодичного цикла. Поскольку улучшение цвета и гидродеазотирование требуют высокого
парциального давления водорода, был выбран катализатор на никель-молибденовой (Ni-Mo) основе.
Ввиду дефицита подпитки водородом в реакторе
была установлена система мгновенного охлаждения
жидкостью для контроля экзотермичности реакции.
Кроме того, были установлены высокопроизводительные внутренние распределительные устройства, обеспечивающие оптимальное распределение
в катализаторном слое. Проектное давление в реакторе HDT было приблизительно на 40 % ниже, чем
на установке гидрокрекинга остаточных продуктов.
Поэтому установка HDT изолирована от реакционной секции установки гидрокрекинга и соединена с
факелом.
СХЕМА ИНТЕГРАЦИИ
Интеграция газа установки HDT с секциями высокого (НР) и среднего (middle pressure – МР) давления установки гидрокрекинга остаточных продуктов
и интеграция сырья с секцией фракционирования
показаны на рис. 4. Существующая конфигурация
на установке гидрокрекинга остаточных продуктов
Подпиточный газ HDT /
продувка нейтральным
газом НР
Аминный
абсорбер Продувка
НР
Циркуляционный
высокосеркомпрессор
нистым газом
НР
Реакционная
система
Таблица 2. Проектные характеристики сырья
Горячее сырье
Холодное сырье
Секция
фракционирования
Горячий
сепаратор НР
PSA
Осернение
при пуске
Холодный
сепаратор
НР
Аминный
абсорбер
МР
Газойль
Сепаратор
Реактор
Мгновенное охлаждение жидкостью
Отпарная
колонна
Продуктовый
газойль на
сушку
Установка
HDT
В вакуумную колонну
Новые соединения
Рис. 4. Технологическая схема интегрированных установок HDT и гидроочистки остаточных продуктов
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА
включает продувку высокосернистого газа НР на выходе холодного сепаратора для регулирования чистоты водорода (подпиточный водород плюс рециркулирующий) на входе первого реактора. Чистота водорода поддерживается на уровне 90 об. %. Продувочный
газ направляют в аминный абсорбер перед подачей на
PSA установки гидрокрекинга остаточных продуктов.
Интеграция газовых потоков была достигнута
благодаря осуществлению некоторых модификаций
в реакционной секции установки гидрокрекинга остаточных продуктов, позволивших отбирать часть
рециркулирующего газа с установки гидрокрекинга (после аминного абсорбера НР) и направлять на
установку HDT. Высокосернистый продувочный
поток НР был значительно сокращен для частичной
компенсации увеличенного отбора нейтрального
продувочного газа НР через новую линию и использованного в качестве подпитки водородом HDT. Газ,
выходящий из сепаратора установки HDT, имеет достаточное давление, чтобы направить его на установку PSA через аминный абсорбер МР.
Расход водорода для всего комплекса больше, чем
в первоначальной схеме установки гидрокрекинга
остаточных продуктов. В настоящее время подача
свежего водорода с водородной установки на установку гидрокрекинга остаточных продуктов увеличилась примерно на 10 % в связи с потреблением на
HDT и растворением газа. Следовательно, чистота
рециркулирующего газа выше и молекулярный вес
меньше, чем во время предыдущей операции. Во
избежание увеличения объемной скорости потока
в реакторах был сокращен поток рециркулирующего газа. Однако парциальное давление водорода
поддерживалось, поскольку чистота водородсодержащего газа установки гидрокрекинга остаточных
продуктов на входе в первый реактор была несколько повышена.
Дополнительная производительность PSA была
фактически довольно малой, т.к. большая часть дополнительного водорода расходуется на установке
HDT. Требуемая мощность компрессора подпитки
для новой операции существенно ниже его первоначальных расчетных пределов.
ПУСК УСТАНОВКИ
Базовый проект был разработан в январе 2005 г.;
базовый проект объекта был выпущен в мае 2005 г.;
и рабочий проект был завершен в 2006 г. Пуск новой установки HDT и модификаций объекта был осуществлен в феврале 2008 г. Пуск не требовал выключения установки гидрокрекинга остаточных продуктов, и пусковой период не превысил пусковое время
стандартной установки HDT.
Ввиду отсутствия рециркуляции газа, содержащего сероводород (H2S), образующийся во время осернения, было нецелесообразно использовать предварительно осерненный катализатор. Поэтому было выбрано осернение катализатора на месте за один проход. Для снижения потребности в агенте осернения
(которая выше, чем в режиме рециркуляции) снабжение потоком высокосернистого газа, отбираемого
выше по технологической цепочке аминного абсорбе-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
ра НР, было включено в условие проекта. В результате количество агента осернения, использованного для
активации катализатора, было ограничено до 122 %
с технометрической потребности.
Первый пробный пуск на газойлевом сырье
с установки гидрокрекинга остаточных продуктов
был завершен в период ее работы на 76 % проектной мощности. Характеристики сырья приведены
в табл. 3.
Таблица 3. Характеристики сырьевого газойля во время пробного пробега
Источник
Скорость подачи, т/ч
Плотность при 15 °С, кг/м3
Сера, млн–1
Азот, млн–1
Разгонка (ASTM D86), °С:
90 об. %
95 об. %
ТКК
Установка гидрокрекинга остаточных
продуктов
42
0,867
1276
1353
347
357
362
Для достижения поставленной цели (сера
50 млн–1) во время пробного пробега процесс был
проведен при температуре ниже проектной, чтобы компенсировать более низкую мощность. В этот
период процесс протекал без проведения аналитического контроля, и содержание серы превысило
50 млн–1. Однако нормализация этого рабочего параметра при проектной мощности показала, что достижимое содержание серы в продукте было бы значительно ниже 50 млн–1 при проектной температуре.
Характеристики продуктов и эксплуатационные характеристики установки даны в табл. 4.
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
УСТАНОВКИ ВО ВРЕМЯ ИСПЫТАТЕЛЬНОГО ПРОБЕГА
Испытательный пробег при проектной мощности был проведен в марте 2008 г. Эксплуатационные
характеристики были продемонстрированы с использованием прямогонного GO, смешанного с GO
гидрокрекинга тяжелых продуктов. Характеристики
сырья представлены в табл. 5 и результаты испытательного пробега – в табл. 6.
Работа на смеси GO-гидрокрекинга остаточных
продуктов и прямогонного GO неожиданно вызвала проблемы. Прямогонная фракция имеет значительно более высокое содержание серы и реакционноспособных ароматических соединений, чем
GO-гидрокрекинга остаточных продуктов. С этим
сырьем расход водорода и выделение тепла в реакциях гидропереработки были выше, чем с одним GO
гидрокрекинга остаточных продуктов, как показано на рис. 5. Отношение водорода, уже представляющее ограничение в исходном проекте, было даже
ниже. Однако установка достигла соответствия всем
требованиям к эксплуатационным характеристикам
во многом благодаря двум технологическим решениям: система мгновенного охлаждения жидкостью,
способная справиться с дополнительным теплом, и
85
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА
Таблица 4. Результаты пробного пробега
Температура, °С
Характеристики продукта:
плотность при 15 °С, кг/м3
сера, млн–1
общий азот, млн–1
общая ароматика, мас. %
цвет, ASTM D1500
нерастворимые смолы
115
Нормализация
допроектных
условий
42
55
Т–17
Т
0,854
64
47
31,7
1,5
1,0
40–45
35–40
Установка гидрокрекинга
остаточных продуктов + АВТ
Скорость подачи, т/ч
Плотность при 15 °С, кг/м3
Сера, млн–1
Азот, млн–1
Разгонка (ASTM D86), °С:
90 об. %
95 об. %
ТКК
55
0,862
6009
772
Показатель
Температура, °С
Характеристики продукта:
плотность при 15 °С, кг/м3
сера, млн–1
общий азот, млн–1
общая ароматика, мас. %
цвет, ASTM D1500
нерастворимые смолы, г/м3
349
365
369
Результаты
55
Т
0,846
38
8
29,0
1
5,5
86
Содержание серы
в продукте, млн–1
15–20 % увеличение снабжения водородом. Скорость
продувки нейтральным газом НР можно было увеличить относительно первоначального расчетного
значения. Преимущество совместной переработки
прямогонного GO и GO-гидрокрекинга остаточных
продуктов заключается в том, что
80
гидроочищенный продукт может
быть непосредственно направлен
70
в фонд дизельного топлива ЕвроV.
ВЛИЯНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ КОНЦА
КИПЕНИЯ СЫРЬЯ
В результате уноса тяжелых
хвостовых фракций в GO, отбираемого в предшествующей секции
фракционирования, повысилась
производительность HDT, и температура конца кипения сырья
превысила расчетные значения.
Влияние изменения FBP на содержание серы в продукте значитель-
100
95
85
30
35
40
45
Прямогонный GO в сырье, %
50
Рис. 5. Относительная Т в реакторе в зависимости от процентного содержания прямогонного GO в сырье при различных
температурах и скорости подачи сырья
но, как видно на рис. 6. FBP сырья была отрегулирована посредством контроля скорости отбора с фракционирующей колонны, расположенной выше по технологической цепочке. Это позволило восстановить FBP
на уровне проектной и таким образом снизить содержание серы.
Таблица 6. Результаты испытательного пробега
Скорость подачи, т/ч
105
90
Таблица 5. Характеристики сырьевой смеси во время испытательного пробега
Источник
110
НОВАЯ УСТАНОВКА ГИДРОКРЕКИНГА ОСТАТОЧНЫХ
ПРОДУКТОВ
Были определены ограничения, обусловленные
технологическим проектом установки HDT (PKN),
в целях согласования со схемой существующей установки гидрокрекинга остаточных продуктов.
В новых проектах, таких как Мозырская установка гидрокрекинга тяжелых продуктов в Белоруссии,
включение интегрированной HDT было направлено
на обеспечение максимальной гибкости. Схема преодолевает все ограничения, встреченные при интеграции установки HDT на НПЗ PKN Orlen.
Мозырская конфигурация также представляет
собой однопроходную установку. Отличие от установки гидроочистки PKN заключается в том, что газовый поток, направляемый на установку HDT, отводится не из сепаратора, а из секции подпитки газом,
как показано на рис. 7. Компрессор подпитки пред420
410
400
60
390
50
380
40
Содержание серы в продукте
Температура конца кипения газойля
с установки гидрокрекинга
остаточных продуктов
30
20
0
10
20
30
Время, час
40
370
360
350
60
50
Температура конца кипения
газойля с установки гидрокрекинга
остаточных продуктов, °С
Скорость подачи, т/ч
Рабочий
параметр
Относительная общая Т, %
Параметры
Рис. 6. Зависимость содержания серы в продукте от FBP сырья
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА
Компрессор подпитки
Подпитка Н2
1-я ступень
3-я ступень
2-я ступень
RHCK PSA
Нафта HDT
Реакционная
секция HDT
Мембрана НР
Вакуумный
остаток (сырье)
Секция фракционирования HDT
ULSD
Реакционная
секция RHCK
Секция
фракционирования
RHCK
VGO
Малосернистое котельное
топливо
Рис. 7. Технологическая схема Мозырского комплекса гидрокрекинга остаточных
продуктов; установка гидрокрекинга остаточных продуктов (RHCK)
ставляет собой трехступенчатый поршневой механизм, как на установке PKN-гидрокрекинга остаточных продуктов. Поскольку чистота подпиточного газа,
подаваемого на установку гидрокрекинга остаточных
продуктов составляет минимум 99,9 об. %, общее давление на установке в секции HDT может быть понижено для данного необходимого парциального давления водорода. Поток водорода на выбросе второй
ступени направляется непосредственно на интегрированную установку HDT, и газ сепаратора HDT поступает на всасывание третьей ступени. Никакого специального сменного скруббера не требуется. Таким
способом обеспечивается достаточное отношение
водорода к сырью на установке HDT. Преимущество
этой конфигурации в том, что она не только обеспечивает гибкость в отношении качества сырья, но допускает использование более реакционноспособного
или даже тяжелого сырья. Схема снижает также количество катализатора благодаря более высокому отношению водорода к сырью. Однако использование
этого запатентованного нового решения на существующих установках гидрокрекинга остаточных продуктов потребовало бы изменения условий эксплуатации
установки гидрокрекинга остаточных продуктов, дополнительного (вспомогательного) компрессора и не
было бы экономически выгодным.
На Мозырской установке HDT в расчет фракционирующей колонны были включены отборы двух
GO-фракций: тяжелого GO и легкого GO, причем
последний направляется на установку HDT. Поэтому
качество GO-фракций значительно легче регулировать, особенно, что касается FBP. При содержании
серы 10 млн–1 гидроочищенный продукт ULSD может
быть направлен непосредственно в товарное дизельное топливо, тогда как продукт PKN Orlen поступает
в фонд легкого коммунального топлива.
Фракция нафты для Мозырской установки также перерабатывается иначе. В случае PKN нафта,
полученная на установке HDT, поступает в барабан
орошения фракционирующей колонны установки
гидрокрекинга остаточных продуктов. Качество на-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
фты низкое, и она не может быть
направлена на установку гидроочистки нафты. Она поступает
в секцию отбора легких фракций
перед отправкой на олефиновую
установку. На Мозырском НПЗ
нафта из ректификационной колонны смешивается с легкой GOфракцией и перерабатывается на
установке HDT. Затем полученная
гидроочищенная нафта стабилизируется в специально предназначенной колонне. Такое решение
позволяет повысить качество потока нафты, выходящего с интегрированных установок гидрокрекинга тяжелых продуктов и HDT с
минимумом дополнительного оборудования.
ВАРИАНТЫ
Интеграция установки HDT на НПЗ PKN была
очень успешной в значительной степени благодаря
тесному сотрудничеству между нефтепереработчиком и лицензиаром. Это позволило принять решение,
отвечающее потребностям НПЗ с учетом имеющихся
ограничений при использовании всех возможностей
и гибкости существующей установки гидрокрекинга
остаточных продуктов.
Реализация проекта была осуществлена при минимальных капиталовложениях с использованием
продувочного потока установки гидрокрекинга остаточных продуктов и избегая реконструкции или
замены существующего оборудования. Это интегрированное решение позволяет сейчас производить
ULSD из газойля гидрокрекинга остаточных продуктов. В новых проектах дизтопливо с содержанием
серы 10 млн–1 может быть произведено в качестве
основного компонента смешения для товарного дизельного топлива ЕвроV.
Перевела Н. Иванова
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Putek, S. and A. Gragnani, «Resid hydrocracker produces low-sulfur diesel from difficult feeds», Hydrocarbon
Processing, May 2006, pp. 95–100.
2. European patent—1840190 / US patent—2007 02 09 965
Stanislaw Putek (С. Путек), менеджер комплекса гидрокрекинга PKN Orlen и ответственный за установки производства водорода, гидрокрекинга и H-Oil. Принимает участие
в инженерной разработке этих установок.
Daniel Januszewski (Д. Жанузевски), ответственный за установку облагораживания вакуумного остатка H-Oil в комплексе гидрокрекинга на НПЗ PKN Orlen. Имеет ученую
степень магистра в области химии.
Emilie Cavallo (Э. Кавалло), менеджер по гидропереработке средних дистиллятов ко. Axens. В ее обязанности входит подготовка технических протоколов и базовых проектов для рабочего проектирования новых установок. Имеет
ученую степень по химическим технологиям.
87
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РАЗРАБОТКА ПРОЦЕССОВ
ПРОБЛЕМЫ ОБЛАГОРАЖИВАНИЯ
ПИРОЛИЗНЫХ МАСЕЛ
J. Holmgren, R. Marinangeli и P. Nair, UOP, Heneywell Company, Дес-Плейнс, шт. Иллинойс; D. Elliott, Pacific Northwest
National Laboratory, Ричленд, шт. Вашингтон и R. Bain, National Renewable Energy Laboratory, Голден, Колорадо
Новое исследование определяет пути переработки целлюлозной биомассы для производства автотранспортных топлив
Для обеспечения устойчивого снабжения автомобильными топливами на основе биомассы необходима переработка непродовольственного сырья.
Промышленность прилагает значительные усилия
для разработки новых технологий, например, переработки целлюлозных отходов в этанол.
Выбранный альтернативный метод включает процесс быстрого пиролиза для выработки пиролизного масла (pyrolysis oil – pyoil). В настоящее время
внимание сосредоточено на разработке термохимической платформы для превращения pyoil в возобновляемые бензин, дизельное и реактивное топливо. Произведенные топлива будут аналогичными по
свойствам с ископаемыми и, следовательно, будут
совместимы с транспортной и дистрибъюторной инфраструктурой.
ПРЕДПОСЫЛКИ
Производство биотоплив повсеместно расширяется в результате роста цен на нефть, правительственных
постановлений
и стимулов и обязательств по
сокращению выбросов парниковых газов (greenhouse gases –
GHG). Современные биотоплива,
произведенные из производственных источников: сахарного
тростника, кукурузы и растительных масел, заставляют нас
думать о таких серьезных проблемах как дефицит пахотной
земли и водных ресурсов, рост
цен на пищевые продукты и даже
безответственные методы культиваций, которые могут потенциально увеличить выбросы GHG.
Важно учитывать, что переработка в США кукурузы и сои в топлива заменит в лучшем случае
всего лишь около 15 % текущего
потребления бензина и дизельного топлива.
С учетом этих проблем возрастает потребность в разработке
жизнеспособных альтернативных
способов производства биотоплив из непродовольственных источников. В будущем устойчивое
88
использование биотоплив опирается на решение нескольких задач:
определение значительного и постоянного источника возобновляемого сырья непищевого
использования;
производство биотоплив при конкурентоспособных затратах (в сравнении с другими топливами);
транспорт сырья или топлива на биологической
основе в центры распределения.
разработка новой технологии производства топлив из уникального состава этих высокооксигенированных видов сырья;
производство биотоплив, совместимых с существующей транспортной и топливной инфраструктурой;
дальнейший прогресс в сокращении GHG.
Сырье
Продукты
Биотоплива
Сахара
Сахара
Дегидратация
Ферментация
С6 сахара
Крахмалы
Ферментная
конверсия
Сырье для
спиртных
напитков
С5/С6
сахара
CO2
Кислотный или
ферментный гидролиз
Прямая
конверсия
Лигнин, целлюлоза, гемицеллюлоза
Пиролиз/термическая деполимеризация
H2O
Биомасло
Син.
газ
Легкие продукты
Газификация
Экологически чистый
бензин
Гидропереработка
Процесс ФишераТропша
Экологически
чистое
дизтопливо
Синтез
спиртов
FCC
Нефтепродукты
Нефть
Сопутствующее
сырье
Гидропереработка
Глицерин
Трансэтерификация
Сложн.
метиловый
или этиловый
эфир жирн.
кислот
Рис. 1. Возможные технологические схемы для получения автотранспортных топлив
на основе возобновляемого сырья
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РАЗРАБОТКА ПРОЦЕССОВ
Биовозобновляемое
сырье
Название
Количество,
производимое
в США,
брл/сут
Растительные
масла
Соя, семена хлопка,
канола, арахис
194 000
Регенерированный
продукт
Желтый жир, коричневый
(ловушечный) жир
51 700
Животные жиры
Сало, лярд, рыбий жир
71 000
Пиролизное масло
Полученное пиролизом
бросовой биомассы
(целлюлозной)
1500
Источник: USDA-FAS and National Renderers Organization.
ЦЕЛИ
Цель заключается в определении рентабельных вариантов переработки посредством решения
этих задач. На рис. 1 показано несколько вариантов
производства биотоплив из различных источников
биомассы. Некоторые способы уже нашли практическое применение в промышленности, например,
этанол, получаемый при ферментации кукурузы или
сахарного тростника, или производство биодизельного топлива из растительных масел. Другие методы
имеют значительно более длительный период «доработки» для внедрения в отрасли (из-за технических
проблем или сырья). В центре внимания этой статьи – метод переработки для производства биотоплив из лесных и сельскохозяйственных отходов посредством сначала превращения в пиролизное масло,
а затем облагораживание с получением автотранспортного топлива.
ИССЛЕДОВАНИЯ И МЕТОДЫ
Первоочередным вопросом стало наличие биовозобновляемого сырья (по данным 2005 г.). В табл. 1
показано наличие в США отдельных видов биосырья. Совершенно очевидно, что растительные масла и жиры смогут заменить очень малую долю автотранспортного топлива, потребляемого в США.
Однако, как показано на рис. 2, потенциальное наличие (в больших количествах) целлюлозной биомассы
сможет обеспечить высокий процент получения будущих жидких автомобильных топлив при условии
разработки технологий и оборудования для переработки этих видов сырья. Один такой метод переработки (применение быстрого пиролиза биомассы для
производства промежуточного pyoil и затем превращения его в автомобильные топлива термохимическими способами) рассмотрен в этом исследовании.
Независимое исследование, проведенное в национальной исследовательской лаборатории, свидетельствует о ежегодном устойчивом производстве
примерно миллиарда тонн различной сырьевой биомассы из сельскохозяйственных и лесных отходов
в США. На рис. 3 показаны результаты этого иссле-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
дования. Таким образом, наличие
сырья не является ограничением.
Проблемой может быть создание
Количество
инфраструктуры для экономичесдоступное
для производства
ки выгодного сбора, переработки
топлив
и превращения этих сырьевых
ресурсов в биотоплива.
33 500
Другое исследование касается затрат на сырье и прогнози33 800
руемых цен на промежуточные
топливные продукты. В этой экономической оценке были исполь32 500
зованы цены на неочищенные
750
растительные масла, жиры и
пиролизные масла. Эти показатели колеблются в пределах от
16 долл/брл – для пиролизного
масла до 75 долл/брл (и более) –
для неочищенных растительных
масел. Каждый экономический
анализ был, прежде всего, основан на стоимости нефтяного сырья (WTI – западнотехасская
нефть – 40 долл/брл). Стоимость каждого потенциального биотоплива сравнивали с ценой сырьевой
нефти после включения ряда факторов, в том числе капитальных затрат, транспортных затрат, доходов от продажи квот на выбросы диоксида углерода
(СО2), субсидий и цетанового и октанового числа.
Некоторое сырье было оценено как перспективное
при применении действующих субсидий, а некоторое – экономически привлекательно без субсидий,
например, масло пиролиза и коричневый жир. Без
субсидий общая стоимость при критическом объеме производства (который обеспечивает безубыточность) необработанных растительных масел составила примерно 70 долл/брл.
Сравнение свойств биовозобновляемого сырья и нефти приведено в табл. 2. Наибольшее различие между биовозобновляемым и нефтяным
сырьем представляет содержание кислорода.
Биовозобновляемое сырье имеет содержание кислорода в пределах 10–40 %, тогда как у нефтяного
он по существу отсутствует, вследствие чего химические свойства биовозобновляемого сырья в значи-
Целлюлозные отходы в сравнении с
общим количество автотранспортного
топлива, млн т/год
Таблица 1. Наличие в США биовозобновляемого сырья
2,000
1,800
1,600
1,400
1,200
1,000
800
600
400
200
0
Суммарно Дизельное Бензин
топливо
Источник: Purvin and Gertz, USDA
Целлюлозные
отходы
Рис. 2. Наличие целлюлозных отходов, которые могут быть
использованы как сырье для получения автотранспортных
топлив
89
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РАЗРАБОТКА ПРОЦЕССОВ
Пиролиз
Лесные ресурсы
386
Общий
потенциал
ресурсов
Прямая конверсия,
гидропереработка/
облагораживание
1,366
0
200
400
Жидкое автотранспортное
топливо
Лигноцеллюлозная
биомасса
998
С/х ресурсы
Гидропереработка/
облагораживание
600
800
1,000 1,200 1,400
Млн т/год (на сухой материал)
Рис. 4. Термохимические процессы производства пиролизного
масла в автотранспортные топлива
Источник: Oakridge National Laboratory
Рис. 3. Потенциал биомассы из сельскохозяйственных отходов
в США
тельной степени отличаются от химических свойств
нефти. Например, биовозобновляемые виды сырья
более полярные, некоторые легко увлекают воду и,
поэтому могут быть кислыми. Все они имеют низкое
содержание серы и азота в зависимости от содержания в них аминокислот (в процессе переработки).
Некоторые свойства несовместимы с типичными нефтезаводскими операциями, например, кислотность
и содержание щелочей, поэтому процессы были определены как требующие предварительной обработки многих из этих видов сырья до проведения испытаний различными термохимическими способами.
Таблица 2. Типичные характеристики нефтяного и биовозобновляемого сырья
Характеристики
Типичная
нефть
Остаточное
сырье
Пиролизное
масло
С, %
83–86
84,9
32–44
Н, %
11–14
10,6
7,5–8,6
S, %
0–4 (1,8 средн.)
4,2
0,2
N, %
0–1 (0,1 средн.)
0,3
0,1–0,7
О, %
–
–
44–55
Н/С
1,8–1,9
1,5
1,4
0,86 (средн.)
1,05
1,17
Общее кислотное
число (TAN)
<1
<1
>100
Щелочные
металлы, млн–1
60
6
100
41 800
40 700
15 200
Плотность
Теплотворная
способность БТЕ
ВОЗМОЖНОСТИ ПЕРЕРАБОТКИ
ПИРОЛИЗНОГО МАСЛА
Быстрый пиролиз – термохимический процесс
с возможностью превращения больших объемов
целлюлозной биомассы в жидкие топлива и пищевые продукты. Твердую биомассу (сырье) вводят
90
в псевдоожиженный слой (с высокой теплопередающей способностью), затем следует мгновенное
охлаждение для конденсации жидкого биомасла
с получением 50–70 % выхода целевого продукта,
а остальное – газ и растительный уголь. Биомасло
содержит термически крекированные продукты исходной целлюлозы, гемицеллюлозы и Мечниковых
фракций, присутствующих в биомассе. Оно содержит также высокий процент воды, зачастую до 30 %,
и значительное количество органического кислорода. Часто все масло бывает однородным после мгновенного охлаждения, но может быть, и разделено на
две фракции – водорастворимую фракцию и (более тяжелую) пиролитическую фракцию лигнина.
Введение дополнительного количества воды позволяет выделить пиролитическую лигниновую фракцию,
причем большая часть ее состоит из того же самого
фенольного полимера, что и лигнин, но с фрагментами меньшего молекулярного веса. Представленное
исследование было проведено с чистым пиролизным
маслом.
На рис. 4 показана схема гидропереработки пиролизного масла в топлива. Гидропереработка пиролизного масла осуществляется в две ступени. Первая
ступень существенно снижает содержание кислорода и общее кислотное число (total acid number –
TAN). Затем деоксигенированное масло подвергается дальнейшей гидропереработке для производства
топлива. Исследовательская группа провела также
изучение схемы прямой конверсии, но этот подход
связан с существенными техническими и логистическими трудностями.
В табл. 3 показана эффективность гидропереработки пиролизного масла для производства биотоплив, основанная на экспериментальных результатах.
Эти оценки были использованы в качестве основы
для экономических расчетов. В результате отвода
воды и деоксигенирования наряду с большим количеством воды и СО2 получают компоненты, испаряющиеся в пределах кипения нафты и дизельного
топлива. Выход СО/СО2 будет изменяться в зависимости от механизма деоксигенирования.
В табл. 4 приведен состав суммарных образцов продукта с температурами кипения бензина
при двухступенчатой гидропереработке в сравнении с составом обычного бензина (RON+MON)/2.
Извлечение углерода из пиролизного масла, составило около 50 %.
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РАЗРАБОТКА ПРОЦЕССОВ
Таблица 4. Составы биомасел
Таблица 3. Оценка эффективности производства нафты
и дизельного топлива из пиролизного масла
Сырье
Гидропереработанное биомасло
(из смешанной древесины
Масса, %
Н2
Содержание
3–4,5
Продукты:
в пределах кипения нафты
в пределах кипения дизельного топлива
Парафин, вес. %
изо-парафин, вес. %
21
21
Вода, СО2, легкие фракции
60
Всего
Мин.
Макс.
5,2
9,5
44,2
16,7
24,9
35
Олефин, вес. %
0,6
0,9
4,1
Нафтен, вес. %
39,6
55,0
7
9,9
34,6
38
Ароматика, вес. %
100
Обычный
бензин
Оксигенат, вес. %
0,8
Таблица 5. Ориентировочные затраты на производство топлив с температурой кипения нафты и дизельного топлива*
Показатель
Древесина Кукурузная Целлюлозный Целлюлозный
солома
этанол (ТС) из этанол (ВС) из
древесины
кукурузной
соломы
Контрольные
цифры DOE
по ТС на
2012 г.
Контрольные
цифры DOE
по ВС на
2012 г.
Стоимость, долл/галл., произведенных
2,01
1,80
1,64
2,17
1,01
1,21
Стоимость, долл/галл эквивалента ЕТОН
1,27
1,13
1,64
2,17
1,01
1,21
Галлон эквивалента ЕТОН/т биомассы
148
126
63,2
65,3
80,1
89,7
Извлечение углерода, %
~45
~45
26
25
32
34,5
*По курсу доллара на 2005 г.: биомасса – 35 долл/т., 10 % прибыли на инвестированный капитал, закупленный Н2 для
пиролиза+гидрокрекинг (НСК).
КОНЦЕПТУАЛЬНЫЙ НПЗ
НА ОСНОВЕ PYOIL
Предложенная схема переработки, основанная на pyoil показана на рис. 5. В этом случае
несколько разбросанных установок пиролиза будут снабжать
центральный био-НПЗ pyoil для
превращения в заменяемые автотранспортные топлива.
Анализ рабочего цикла. Анализ
рабочего цикла был проведен
в целях сравнения динамики образования выбросов СО2 от начала до конца рабочего цикла
для пиролиз-бензина и этанола.
В случае ископаемых топлив вы-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Кукурузная солома
Бензин
Экономика производства топлив с температурами кипения
нафты и дизтоплива из пиролизного масла показаны в табл. 5 исходя из предположения, что стоимость пиролизного масла равна
25 долл/брл при цене топлива
70 долл/брл. Таблица показывает,
что этот процесс может превзойти
данные Министерства энергетики США (Department of Energy –
DOE) по стоимости топлива, исходя из энергетического эквивалента этанола.
Деоксигенация
Биомасса
Пиролиз
Стабилизация
Биосырье
Другие
нефтезаводские
процессы
Бензин
Дизельное
топливо
Реактивное
топливо
Химические
продукты
НПЗ
Рис. 5. Установки пиролиза и варианты централизованной переработки пиролизного
масла
№1 • январь 2009
91
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РАЗРАБОТКА ПРОЦЕССОВ
Выбросы СО2, г
20
Пиролиз-бензин
Этанол
15
10
5
0
Диоксид углерода, СО2
Рис. 6. Анализ рабочего цикла пиролиз-бензина
бросы СО2 значительно ниже для пиролитического
сырья. Вклад топлива из сельскохозяйственного сырья ниже при меньших энергетических затратах на
дегидрирование.
ПЕРСПЕКТИВЫ
В этом исследовании было выявлено много экономически привлекательных возможностей для интеграции биовозобновляемого сырья и биотоплив с применением термохимических платформ. Эти био-НПЗ
могут быть предназначены для производства зеленых (экологически чистых) бензина и дистиллятных
топлив. Переработка pyoil требует дополнительной
разработки в целях создания крупномасштабных и
жизнеспособных промышленных процессов. Однако
в отдаленной перспективе производство pyoil может
получить более широкое распространение благодаря доступности большого количества целлюлозной
биомассы, перерабатываемой в автотранспортные
топлива независимо от пищевой сети, что оказывает
прямое воздействие на удовлетворение части прогнозируемого роста потребления топлив.
Перевела Н. Иванова
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Erbach, D. C., R. L. Graham, R. D. Perlack, B. J. wwStokes, A. F. Turhollow and L. L. Wright, «Biomass as
a Feedstock for a Bioenergy and Bioproducts Industry:
The Technical Feasibility of a Billion-Ton Annual
Supply», DOE/ USDA, 2005.
2. Greene, N., «Growing Energy: How Biofuels Can Help
End America’s Oil Dependence», NRDC, 2004.
3. Lynd, L. R., «Liquid Transportation Fuels», World
Congress on Industrial Biotech and Bioprocessing,
Orlando, Florida, April 20–22, 2005.
4. Tyson, K. S., «Oil and Fat R&D», Presentation by NREL
to UOP.
5. Bozeli, J., L. Moens, E. Petersen, K. S. Tyson and
R. Wallace, «Biomass Oil: Analysis Research Needs and
Recommendations», NREL/TP-510-34796, 2004.
6. Larsen, E. D., «Expanding roles for modernized biomass
energy», Energy for Sustainable Development, No. 3,
October 2000.
7. «Commodity Fundamentals, Tallows and Greases»,
http://www2.barchart. com/comfund/tallow.asp.
8. Radich, A., «Biodiesel Performance, Costs, and Use»,
Energy Information Administration. http://www.eia.doe.
gov/oiaf/analysispaper/biodiesel/2004.
9. Schnepf, R., D. Stallings, R. Trostle, P. Wescott and
E. Young, USDA Agricultural Baseline Projections to
2012, Staff Report WAOB-2003-1, 2003.
10. National Biodiesel Board, «Tax Incentive Fact Sheet»,
2004.
11. Aden, A., «Biodiesel Information for UOP», Memorandum
prepared for UOP by NREL, 2005.
Jennifer Holmgren (Дж. Холмгрен), директор бизнес-центра возобновляемых источников энергии и химических
продуктов UOP. Ответственная за разработку и внедрение
новых технологий и продуктов для переработки возобновляемых энергоресурсов. Имеет степень бакалавра по химии и доктора по синтезу неорганических материалов.
Rich Marinangeli (Р. Маринангели), главный специалист
в группе по исследованию возобновляемых источников
энергии и химических продуктов с 30-летним опытом работы в UOP, имеет степени бакалавра и доктора по химическим технологиям, автор 18 патентов.
Douglas Elliott (Д. Эллиотт), штатный научный сотрудник
в Pasific Northwest National Laboratopy (PNNL) с 34-летним
опытом работы. Имеет степень бакалавра и магистра по
химии. Руководитель проектов, связанных с пиролизом
биомассы. Имеет 15 патентов США и 42 иностранных патента (технология превращения биомассы в топлива, каталитическая и термическая переработка.
Dr. Richard Bain (д-р Р. Байн) работает в National Renewable
Energy Lab. (NREL) с 1990 г., имеет большой опыт в области
конверсии биомассы, муниципальных отходов, угля и нефти. Ведущий научный сотрудник в области производства
автотранспортных топлив методом термической конверсии
биомассы. Автор более 70 публикаций, имеет 10 патентов.
РЕГИОНАЛЬНЫЕ НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
ЦЕНТРАЛЬНАЯ И ЮЖНАЯ АМЕРИКА
Компании CB&I и Petroterminal De Panama, S.A.
подписали контракт на поставку оборудования и
осуществление технической поддержки проекта
сооружения нефтехранилищ, связанного с трубопроводом Trans-Panama. Нефтехранилища будут построены в двух регионах: Чирикуи Гранде (атлантическое побережье) и в Пуэрто Армуэллес (тихоокеанское побережье). Компания CB&I уже сооружала
92
нефтехранилища в этом регионе в 1970 г. Затраты на
реализацию проекта составят 40 млн долл.
Компания Petrobras запланировала расширение двенадцати нефтеперерабатывающих заводов, расположенных в шт. Рио-Гранде Норд
(Бразилия). После завершения проекта заводы
буду производить бензин высшего качества и
производные. Завершение проекта намечено на
2012 г.
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РАЗРАБОТКА ПРОЦЕССОВ
ОПТИМИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА
КОМПАУНДИРОВАНИЯ
J. A. Barsamian, Refinery Automation Institute, LLC, Морис Плейнс, Нью-Джерси
В статье рассмотрены преимущества и недостатки данной технологии
В исследовании, целью которого было определить
область использования неавтономных анализаторов
компаундирования в ближней инфракрасной области (near infrared – NIR), включая от шести до восьми
обычных анализаторов при меньших капитальных
вложениях и затратах на обслуживание вкупе с большей надежностью и более быстрым откликом, приняли участие сорок один НПЗ. Чтобы помочь с решением относительно применения NIR-анализатора
результаты исследования включали измеряемые параметры, требования к модели и время отклика.
В июле 2007 г. в нефтепереработке использовалось примерно 500 NIR-анализаторов и лишь 215 из
них – для компаундирования бензина и дизельного
топлива (табл. 1). Подобный результат означает, что
многие пользователи NIR не вполне довольны их работой.
Таблица 2. Статистика использования NIR и обычных
анализаторов
Показатель
Число респондентов, использующих NIR
59
Обычные неавтономные анализаторы
22
Свободные неавтономные анализаторы
80
Свободные отклоняющие
41
Свободные отклоняющие только для NIR
15
NIR-анализаторы, отвечающие требованиям
точности ASTM
34
Таблица 3. Статистика использования NIR-анализаторов
(2008 г.)
Показатель
Всего участников исследования
Таблица 1. Общая статистика использования NIR и обычных
анализаторов (2007 г.)
Область применения NIR
Число
В нефтепереработке
489
При компаундировании бензина
180
При компаундировании дизельного топлива
35
При опросе было отмечено, что сорок один респондент весьма интенсивно использует неавтономные анализаторы для управления смешением,
оптимизации и выпуска продукции. Эти операторы постарались точно разобраться в работе NIRанализаторов, приняли решение использовать их в
дальнейшем и установили на своих предприятиях.
Табл. 2 показывает число пользователей NIR
по сравнению с пользователями обычных анализаторов. В табл. 3 представлены результаты исследования: 59 % респондентов, использовавших
NIR-анализаторы компаундирования (бензина и
дизеля) заявили, что системы отвечают требованиям американского общества испытаний материалов (American Society for Testing and Materials
– ASTM) по точности или превосходят их, измеряют широкий спектр свойств быстро (в среднем
две минуты). Эти системы устойчивы, надежны и
просты в обслуживании. Некоторые также используют анализаторы для измерения свойств компонентов смеси.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
Число, %
Число
41
Использование только неавтономных анализаторов:
24
анализаторы NIR или Рамана
9
обычные анализаторы (н/п детонометры)
окончательные лабораторные испытания
топливных баков
8
Отклоняющие анализаторы для совмещения
17
Отклоняющие анализаторы для совмещения с
6
NIR
Частота показаний NIR, мин
в среднем
2
Основа калибровочной модели NIR:
сезонная градуировочная модель
10
общая модель
7
Обновление модели – в среднем один раз
9 из 16
в 6 мес
Используют промывку и контроль
11
Используют эталонные топлива
4
Типичные неполадки:
10
забивание фильтров
7
пленка на оптических элементах
7
слабый поток
Отвечают требованиям точности ASTM
14
Измеряют свойства компонентов смеси
4
Используют NIR для дизельных топлив
Повторно используют NIR
Жалобы:
требуется гарантия поставщика
о готовности прибора к работе
требуется всесторонняя поддержка
в моделировании
5
18 из 29
8
8
93
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РАЗРАБОТКА ПРОЦЕССОВ
Таблица 4. Свойства бензинового топлива, измеряемые
с помощью БИК
Дорожное
октановое число
(RON)
Моторное
октановое число
(MON)
Давление
насыщенных
паров (Rvp)
T10
T50
T90
Давление гидроразрыва (FBP)
E70C
E100C
E150C
E200F
E300F
Содержание ароматических
соединений
Содержание
олефинов
Содержание
бензола
Содержание оксигенатов/
кислорода/эфиров/этанола
Содержание
этанола
Плотность
Кислотность
Основные претензии пользователи предъявляли
к моделям предсказания свойств. Пользователи утверждали, что многие поставщики NIR не предоставляют необходимых гарантий качества измерения
свойств (точность удовлетворяет стандартам ASTM
или превосходит их). Кроме того, поставщики не
смогли оказать должной поддержки в области моделирования, поскольку большинство из них недостаточно разбираются в принципах моделирования процессов компаундирования. Наконец, поступали жалобы на забивание фильтров и отложение пленок на
оптических элементах анализаторов. Для успешной
работы, по рекомендациям ASTM D6122, необходима
подходящая система отбора образцов и система ежедневного автоматического промывания и контроля.
При правильно выполненном моделировании
пользователю нужно лишь подрегулировать анализатор раз или два в год, если объем выданной информации укажет на такую необходимость. ASTM E1655
NIR рекомендует, прежде, чем приступать к моделированию, изучить спектр компонентов смеси, стратегию выделения выжимки и интервал получения
отчета. Свойства, измеряемые NIR-анализаторами
компаундирования, представлены в табл. 4 (для бензина) и табл. 5 (для дизельного топлива).
Технология NIR-анализа более интенсивно и успешно используется в Европейском Сообществе
(European Union – EU), поскольку этому способствует строительство новых НПЗ и модернизация
старых. Что до США, распространению NIR мешает
приверженность дешевым «кустарным» методикам
и непонимание тонкостей моделирования. Ряд американских НПЗ в настоящее время приступили к модернизации своих моделей, заключив с поставщиками NIR соглашения о поддержке со стороны экспертов в хемометрии.
Иначе говоря, в соответствии с опытом ASTM,
необходимыми условиями успешной работы NIR94
Таблица 5. Свойства дизельного топлива, измеряемые с помощью БИК
Цетановое
число
Цетановый
индекс
Вязкость
при 40 °C;
Температура
вспышки
Температура
помутнения
Предельная температура
холодной фильтруемости
(CFPP)
Температура
застывания
T10
T50
T90
Давление
гидроразрыва (FBP)
Кислотность
Плотность
анализаторов является правильное моделирование
интервала свойств топливной смеси [1, 2] и каждодневная промывка и контроль [3]. Работа анализатора считается успешной, если стандарты точности
ASTM достигаются или превышаются на протяжении 90 % рабочего времени без необходимости обновлять модель чаще двух раз в год.
Перевел А. Локтионов
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Barsamian, A., «Consider near infrared methods for inline blending», Hydrocarbon Processing, June 2005.
2. ASTM E1655, Standard Practice for Infrared Multivariate
Quantitative Analysis.
3. ASTM D6122, Standard Practice for Validation of
the Performance of Multivariate Process Infrared
Spectrophotometers.
J. A. Barsamian (А. Барсамиан) более 38 лет
занимается оптимизацией процессов компаундирования, перевозки и хранения нефтепродуктов. Г-н Барсамиан занимает посты президента Refinery Automation Institute,
LLC и директора Blending Users Group.
Ранее г-н Барсамиан занимал пост вицепрезидента ABB Simcon и президента 3X Corporation.
В научно-исследовательском и конструкторском отделении компании Exxon он возглавлял группу, ответственную
за разработку технологий цифрового контроля и перемещений нефтепродуктов и изучение автоматизации процессов компаундирования. Университет Нью-Йорка присвоил
г-ну Барсамиану степени бакалавра и магистра.
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РАЗРАБОТКА ПРОЦЕССОВ
ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА СУЛЬФИДИРОВАНИЯ
КАТАЛИЗАТОРОВ ГИДРООБРАБОТКИ
C. D. Roberts, The Lubrizol Corp., Уиклифф, Огайо
Вариант более безопасного и легкого метода активации катализаторов
На всех гидрообрабатывающих на установках
НПЗ (гидроочистки, гидродесульфирования и гидрокрекинга) требуется сульфидирование катализатора.
Обычно катализаторы в инертной/неактивной форме с активными металлами в виде оксидов осерняются (путем вступления активных металлов в реакцию)
сероводородом, получаемым при взаимодействии водорода и естественной серы, содержащейся в сырье,
или, что более привычно, серой в сульфидирующем
агенте. Причем для активации катализатора необходимо определенное количество серы.
СУЛЬФИДИРОВАННЫЕ КАТАЛИЗАТОРЫ
Существует несколько способов добавления серы
в катализатор.
Один способ, который может показаться более привлекательным – использование естественной серы, содержащейся в потоке сырья, на самом деле не используется из-за затрат на сульфидирующий агент. Для большинства катализаторов фактором наибольшего риска
является то, что поверхность катализатора станет накапливать кокс до того, как закончится сульфидирование, таким образом, снижается общая активность катализатора и срок его службы. Цена восстановления активности катализатора и срока его службы значительно
превышает затраты на сульфидирующий агент.
В течение долгого времени в качестве сульфидирующего агента использовался диметилдисульфид (dimethyl disulfide – DMDS). Однако с DMDS связан некоторый фактор риска. Он сложен в транспортировке,
применении и хранении, как показано в табл. 1.
Таблица 1. Сравнение каталитических сульфидирующих
методов DMDS и DBPS
Вещество
Свойства
DBPS
Слабый запах и высокая температура вспышки
(100 °C). Простота в использовании, безопасность для рабочих и отсутствие транспортных
простоев. Низкая начальная температура распада (160 °C) обеспечивает оптимальный и безопасный диапазон для восстановления катализатора.
Сульфидирование обычно завершается на 1–2 ч
раньше, чем у DMDS. Одобрен производителями
катализаторов. Быстро приобретает мировую известность на нефтяном рынке.
DMDS
Резкий, неприятный запах. Из-за низкой температуры вспышки (16 °C) нуждается в регулировании
транспортных расходов (Министерством транспорта США) и специальных условиях использования. Начальная температура распада (200 °C)
умеренно высокая. Сульфидирование обычно
завершается через 18–36 ч. Широко известен и
аттестован.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
АЛЬТЕРНАТИВНЫЙ МЕТОД
Альтернативным веществом, богатым серой
и доступным в настоящее время, является ди-t-бутилполисульфид (di-t-butyl polysulfide – DBPS).
Его преимущество заключается в практически полном отсутствии отрицательных сторон или опасных
свойств, присущих DMDS. Молекула DBPS представляет собой линейную полисульфидную цепочку
с t-бутил группами на конце, специально разработанную для сульфидирования катализатора на потоке.
ПРЕИМУЩЕСТВА
Для нефтеперерабатывающих заводов DBPS (по
сравнению с DMDS в качестве сульфидирующего
агента) имеет ряд явных преимуществ.
Безопасность. Высокая температура вспышки DBPS (100 °C) связана со снижением риска возникновения пожара. Напротив, низкая температура
вспышки DMDS (16 °C) представляет потенциальную
опасность возникновения пожара при использовании на НПЗ.
DBPS не требует специальных условий упаковки,
транспортировки и хранения. Из-за низкой температуры вспышки и для уменьшения распространения
запаха и сокращения риска воспламенения DMDS,
обычно хранят в закрытых контейнерах под азотным
давлением. DBPS, наоборот, можно хранить на нефтеперерабатывающем заводе в обычных контейнерах, так как их не требуется плотно закрывать.
Рабочие также предпочитают DBPS из-за того, что
при работе с этим веществом не требуется специальная одежда, необходимая при обращении с химическими веществами. К тому же из-за низкого фактора
риска, рабочие нефтеперерабатывающих заводов
часто инжектируют DBPS переносными насосами
низкого давления.
Запах. DMDS обладает крайне неприятным запахом, главным образом, из-за остаточных от производственного процесса меркаптанов. Пролитая
жидкость может оказать вредное воздействие как на
окружающую среду, так и на рабочих нефтеперерабатывающего завода. С другой стороны, при использовании DBPS, считается нормой напоминающий
дизельное топливо запах, который ассоциируется с
химическими продуктами.
Транспортные расходы. Использование DBPS
может снизить расходы из-за простоя транспортных
средств. Вследствие низкой температуры вспышки DMDS его использование регламентируется
Министерством транспорта США. Водителям часто
приходится оставаться в фургоне до тех пор, пока
не закончится сульфидирование, и, как результат,
95
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РАЗРАБОТКА ПРОЦЕССОВ
Таблица 2. Сравнение химических и физических свойств DMDS
и DBPS
Производительность
гидродесульфирования
Удаление серы, %
100
Свойства
DMDS
DBPS
90
80
70
DBPS
DMDS
Содержание серы, мас. %
54
68
Температура распада, °С
160
200
Температура вспышки
(в закрытом стакане), °С
100
16
60
50
SRGO
SDMR
Сырье
Описание запаха
Испытания проводились при средней температуре каталитического слоя (357 °C). Прямогонный газойль (SRGO), первое
анализируемое сырье, содержал 2,2 % серы. Прямогонный
средний дистиллят (SMRD), второе анализируемое сырье, содержал 0,81 % серы
возрастают транспортные расходы из-за простоя.
В отличие от DMDS, DBPS благодаря высокой температуре вспышки, классифицирован Министерством
транспорта США как неопасный при транспортировке сульфидирующий агент, поэтому водитель может оставлять фургон до тех пор, пока не завершится
сульфидирование.
Снижение выбросов SOx. Побочный продукт
углеводорода DMDS метан, скапливающийся в рециркулирующем газе и водород с сероводородом
(H2S) – могут повлиять на снижение парциального
давления водорода ниже необходимого минимума,
что требует очистки рециркулирующего газа и добавления свежего водорода. Поток очистки обычно
направляют на факел, получая нежелательные выбросы диоксида серы (SOx) из содержащегося в потоке газа H2S. Это также приводит к потерям водорода и H2S.
Побочным углеводородным продуктом DBPS является изобутан, который обычно выходит из сепаратора высокого давления с жидким сероводородом
и не разбавляет водород в рециркулирующем газе.
ИССЛЕДОВАНИЕ НА ОПЫТНОЙ УСТАНОВКЕ
Исследование, проведенное на опытной установке, имеет две цели.
Первая – подтвердить, что катализаторы, сульфидированные DBPS, представляют собой такие
же катализаторы, что и сульфидированные DMDS.
Изученные данные показывают, что не существует
практического различия в гидродесульфирующей активности сульфидированного катализатора независимо от того, использовался DMDS или DBPS (см. рис.).
Для получения более подробного описания метода можно обратиться по адресу: dave.roberts@lubrizol.com.
Вторая цель – определить, приведет ли низкая
температура распада DBPS к производству H2S при
температуре распада ниже температуре DMDS. В
присутствии водорода и катализатора DBPS распадается для образования H2S при температуре прибли-
96
Слабый запах,
аналогичный
запаху
дизельного
топлива
Резкий,
неприятный
запах
зительно на 40 °C ниже, чем сравниваемый DMDS
(табл. 2). На практике нижняя температура DBPS позволяет начать сульфидирование при низких температурах каталитического слоя. Это сокращает риск
необратимого восстановления катализатора водородом, обусловленный экзотермическим эффектом,
что часто увеличивает время процесса сульфидирования. Поэтому на НПЗ предпочтительнее использовать DBPS, особенно принимая во внимание затраты
на время простоя реактора и ограничения при отравлении катализатора.
ВЫВОДЫ
У DBPS есть только один незначительный недостаток в использовании – низкое содержание серы
(54 %) по сравнению с DMDS (68 %). Поэтому необходима небольшая дополнительная дозировка DBPS по
сравнению с DMDS для получения того же количества серы в катализаторе.
Производители катализаторов во всем мире содействуют друг другу в проведении анализов и апробации DBPS в качестве альтернативы DMDS. Все
производители катализаторов считают, что DBPS –
подходящая и выгодная альтернатива DMDS. Случаи,
в которых определенные производители катализаторов не проанализировали или не аттестовали DBPS,
единичны. А в целом, DBPS безопаснее, имеет менее
резкий запах и более прост в обращении, чем DMDS.
Как сказал один специалист по нефтепереработке:
«Почему я должен выбирать что-то еще?».
Перевела И. Амосова
C. David Roberts (C. Д. Робертс), коммерческий директор
по каталитическим сульфидирующим агентам SulfrZol
Lubrizol Corp. Имеет более 30 лет опыта работы в области
разработки месторождений нефти и в нефтепереработке,
включая управление деятельностью предприятия, техническую поддержку, разработку продуктов и маркетинг.
Он имеет степень доктора в области физической химии от
университета шт. Небраска.
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РОТАЦИОННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
МОДЕРНИЗАЦИЯ ПАРОВЫХ ТУРБИН
N. Al-Otaibi и A.Alkhowaiter, Saudi Aramco Oil Company, Саудовская Аравия
Новая технология повышает эффективность паровых турбин и их надежность
Пользователи паровых турбин сталкиваются с общей проблемой - постоянной утечкой пара из сальниковых уплотнений и дорогого конденсата. Для
операторов это означает частый технический ремонт
и опасность для здоровья вследствие утечек пара.
Кроме того, это связано с рядом проблем надежности турбин вследствие загрязнения корпуса подшипников конденсатом. Последние сто лет стандартный
метод уплотнения представляет собой углеродные
кольца.
В этой статье рассматриваются успешные исследования, проведенные специалистами компании
Saudi Aramco Oil Company. Эти исследования заключаются в повышении качества стандартных уплотнений – применении в паровых турбинах неконтактных волнистых поверхностей на уплотнениях.
Уникальная система изготовляется в заводских условиях; монтируют уплотнения в полевых условиях,
при этом достигается значительная экономия средств,
быстрая окупаемость, а также увеличение среднего
времени безотказной работы (mean time between failures – MTBF). Основная выгода заключается в увеличении теплового КПД благодаря 99%-ной эффективности уплотнений, в значительном повышении
MTBF от 1,5 до 5 лет минимум и в очень благоприятном «климате» вокруг турбины.
ВВЕДЕНИЕ
Поскольку в двадцатом столетии в конструкциях
турбин применяли уплотнения в виде углеродных
колец с нажимными втулками, углерод был практически единственным известным материалом, устойчивым к высоким температурам (свыше 300 °F), и до
сих пор используется, так как обеспечивает самосмазывание при контакте с валом. Теоретически эти
кольца используют как неконтактирующие после
приработки, однако в действительности они всегда
контактируют с валом вследствие нормальной вибрации вала, несоосности и других факторов. Поскольку
углеродные кольца – недостаточно правильно обработанные уплотнения (точнее даже дросселирующие
приспособления), их применение всегда связано со
значительным количеством видимых утечек с соответствующим загрязнением окружающей среды.
Обычные уплотнения представляющие собой
углеродные кольца (рис. 1), выполняют специальной формы из графита. Графит обладает хорошими
самосмазывающими свойствами, позволяющими
закрывать образующиеся рабочие зазоры в уплотнении. Идеально, когда при максимальной рабочей
температуре диаметральные зазоры между валом
и углеродным кольцом будут составлять от 0,002 до
0,003″. При испытании часто сталкиваются с тем, что
турбина быстро приводится в рабочее состояние.
Когда это случается, вал расширяется быстрее, чем
углеродное кольцо; и при этом может произойти заклинивание. Интенсивная вибрация может в результате привести к поломке углеродного кольца. Чтобы
предотвратить заклинивание кольца, рекомендуется
методика приработки.
В прошлом пользователи вели постоянную «битву» с паровыми турбинами, так как утечки пара приводят к ухудшению работы всей турбины. Например,
обычный двигатель ARI 1000HP с вращением вала
3600 об/мин на технологической установке имеет
MTBF около 6 лет, в то время как подобная паровая
турбина имеет MTBF, не превышающий двух лет.
При установке дополнительных вакуумных уплотнений, возникают многочисленные проблемы, связанные с загрязнением линии обратного конденса-
Рис. 1. Традиционные уплотнения (углеродистые кольца)
Рис. 2. «Облако» паров вследствие неэффективного уплотнения
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
97
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РОТАЦИОННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
та, закупориванием и повышенными потерями пара
в вакуумном эжекторе. Постоянные утечки пара в
значительной степени усложняют условия работы
операторов и механиков (рис. 2). Улетучивающиеся
пары попадают в другие пространства, например, в
систему смазки подшипников. Это значительно снижает смазывающие свойства масла, а, следовательно, и надежность оборудования (рис. 3). Например,
попадание в смазку стандартных роликоподшипников воды в 3000 млн-1 может привести к снижению
срока службы конструкции на 50 %.
Чтобы решить проблемы с уплотнениями при
хронической вибрации и загрязнениях, вызванные
применением традиционных уплотнений, компания
Saudi Aramco Oil Company на заводе Abgoig испытала на паровых турбинах уплотнения сухим газом
(рис. 4). Это одна из последних разработок уплотнений повышенной надежности для паровых турбин по
сравнению с применяемыми в настоящее время.
ПРЕИМУЩЕСТВА УПЛОТНЕНИЙ СУХИМ ГАЗОМ
Уплотнения сухим газом имеют некоторые преимущества по сравнению с традиционными углеродными кольцами и заключаются в следующем.
• Системы уплотнения более надежны, снижена
вероятность повреждений из-за утечек пара.
• Более долгий срок службы деталей уплотнения,
обычно превышающий пять лет. Срок службы углеродных уплотнений в среднем составляет от одного
года до трех лет максимум.
• Снижены годовые утечки пара с 96 до 99 %, повышена эффективность турбины в целом.
• Снижена степень загрязнения смазки подшипников, вызванного паровыми утечками; при этом
снижена вероятность повреждений подшипников и
время простоя с целью устранения этих повреждений.
• Исключен износ вала, вызываемый трением его
поверхности углеродными кольцами, что снижает
вероятность частого капитального ремонта.
• Циклы прогревания и приработки в данном случае не требуются.
• Исключена необходимость применения установки дегидратации и обслуживания систем смазки.
ОСОБЕННОСТИ КОНСТРУКЦИИ
Из вышесказанного следует, что уплотнительную
систему необходимо улучшать. При создании уплотнений производитель, прежде всего, ставит определенные цели, а затем разрабатывает соответствующую технологию изготовления уплотнений для достижения поставленных целей.
Производителю необходимо учитывать следующее.
• Пар является плохим смазывающим составом
для конструкций традиционных уплотнений. Его
использование возможно для контактирующих поверхностей при незначительной нагрузке, низких
давлении и скорости. Однако в промышленности
большинство паровых турбин работают с избыточным давлением выхлопа от 50 до 300 фунт/дюйм2
(1 фунт/дюйм2 = 6,89 кПа). В соответствии с конструкцией API для паровых турбин общего назначения уплотнения будут находиться под давлением
выхлопа, не превышающим 100 фунт/дюйм2. Такое
давление требует применения съемных деталей корпуса аналогичных тем, которые используются в компрессорах и насосах с уплотнениями сухим газом.
• Безконтактные газовые уплотнения работают на очень тонкой пленке газ/пар, обеспечивающей контакт с поверхностью, благодаря чему
минимизируются утечки. В то время как паровая
турбина работает на паре, уплотнения могут подвергаться воздействию конденсата и химических
веществ, применяемых при очистке воды, а также
трубной накипи и грязевых отстоев. Присутствие
таких нежелательных элементов в тонкой пленке
может стать причиной повреждения уплотнений.
Кроме того, образование таких нежелательных веществ вследствие мгновенного испарения конденсата через поверхность пленки может увеличить
толщину пленки и утечки через уплотнения. Эти
проблемы привлекают внимание конструкторов
уплотнений.
Долговечность подшипников, %
Влияние воды в смазке на долговечность подшипников
110
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
0,01
0,04
0,07
0,1
0,13
0,16
0,19
0,22
0,25
Вода в смазке, %
Рис. 3. Влияние попадания воды в систему смазки на долговечность подшипников
98
Рис. 4. Уплотнения сухим газом надежнее, чем традиционные
уплотнительные системы
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РОТАЦИОННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
• Выбор материала также является ключевым
вопросом при проектировании. Состояние пара
сравнительно агрессивно, кроме того, уплотнения должны выдерживать высокие температуры.
Высокоэластичные материалы не обеспечивают надежность уплотнений при больших температурах
пара. Металлические материалы также требуют особого исследования. Хотя большинство турбин изготовлено из стали, сочетание пара, высокой температуры и воздуха с атмосферной стороны уплотнения
могут стать причиной коррозии.
• Новые уплотнения должны быть приспособлены к существующему оборудованию. Уплотнения
следует устанавливать на месте существующих углеродных колец. Камеры углеродных колец бывают
двух видов: разъемные неразъемные. Разъемная камера закрепляется на стороне турбины. Это облегчает выполнение технического обслуживания и замену
деталей. Паровые уплотнения для этих турбин устанавливают с наружной стороны и заменяют камеры
с углеродными уплотнениями. Неразъемная камера
монтируется с наружной стороны и является частью
внешнего кожуха. В этом случае паровое уплотнение
монтируют с внутренней стороны, причем необходимо учитывать существующие габариты камеры.
Кожух турбины должен быть механически обработан в мастерской под новую модификацию системы
уплотнения.
Далее приведены извлечения из рекомендаций по
применению уплотнений сухим газом.
… «Поскольку высокие температуры не позволяют применять эластомерные материалы, выбирают металлические сильфонные уплотнения. Это
предотвращает возникновение проблем, связанных
с застопориванием подвижного торца уплотнения
из-за отложения загрязнений. Для неподвижной части уплотнения используют упругий графит или высокотемпературные композиционные материалы.
Использование плавающих поверхностей позволяет
избежать проблем, связанных поверхностным заклиниванием. Технологию волнообразных поверхностей следует применять для съемных конструкций, так как в них предусматривается использование
большого количества воды и допустимое отложение
загрязнений».
…«На рис. 5 показаны основные особенности уплотнения. Эти уплотнения представляют собой сильфоны, выполненные из сплава 718, которые успешно
в течение многих лет применяются в насосах, перекачивающих высокотемпературные жидкости.
Сплав 718 имеет преимущественные высокотемпературные свойства и хорошую сопротивляемость
к образованию коррозии. В этой конструкции сильфоны выдерживают только осевые нагрузки на поверхность уплотнения, но они не обеспечивают некоторые приводные функции. Это исключает заедание,
пробуксовку, усталостное напряжение и связанные
с ними динамические проблемы. Система допускает
свободное тепловое расширение между сильфонами
и поверхностью».
… «В процессе конструкторской разработки стационарных углеродных поверхностей чтобы исключить деформацию уплотнений был выполнен анализ
конечных элементов (finite element analysis – FEA).
Поскольку они не закреплены, их поверхность в течение процесса остается ровной».
Утечки
Циркуляционный
поток
Рис. 5. Конструктивная особенность нового уплотнения
Амплитуда волнистости
Рис. 7. Эффект циркуляции «волн»
Наклон
Перегородка уплотнения
Рис. 6. Технология волнообразной поверхности
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
196
185
174
164
153
143
132
122 °F
Рис. 8. Деформация втулки, вызванная градиентом температур
99
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РОТАЦИОННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
… «Волнистую конфигурацию вращающейся торцевой поверхности из карбида кремния создают при
помощи специальной технологии (wavy-face technology – WTD) для разъединяющихся поверхностей. На рис. 6 показана конфигурация уплотнения,
применяемая практически во всех конструкциях.
Эта конфигурация представляет собой волнистость,
наклоны, впадины и уплотнительные перегородки.
Выполненная по отношению к плоской поверхности
волнистая форма сходится и расходится по окружности».
… «По внутреннему диаметру предусмотрена
уплотнительная перегородка, которая способствует уменьшению утечек с поверхности уплотнения.
Когда происходит вращение, газ подводится к впадине между волнистыми поверхностями и сжимается, в то время как жидкостная пленка при пиковой волне уменьшается. Пленка имеет две функции.
Во-первых, она создает область высокого давления
и разделяет две поверхности. Это позволяет уплотнению работать без контакта с поверхностью. Вовторых, эта конструкция оказывает очищающее воздействие на поверхность. Когда газ сжимается при
волновых пиках, давление снижается в трех направлениях (рис. 7). Часть потока газа будет проходить
через уплотнительную перегородку в виде утечек,
часть будет направляться на пик волны и тем самым
обеспечивать разъединение торцевых поверхностей,
а основная часть потока пойдет к внешнему диаметру и возвратится обратно в уплотнительную камеру
с более низким давлением. Эти непрерывные потоки
газа оказывают самоочищающее воздействие на уплотнение. Поскольку поверхность не имеет пазов и
щелей, загрязнения нигде не скапливаются».
… «Втулки выполнены таким образом, чтобы минимизировать деформацию. Поскольку часть втулки подвергается воздействию горячего потока, а
часть – атмосферного холодного воздуха, в результате теплового расширения она будет деформироваться. Разделение нагретого и холодного концов
втулки осуществляется благодаря ряду пазов. Такие
втулки позволяют выдерживать разницу температур
и поддерживать плоскую несущую поверхность уплотнения. Радиальная несущая поверхность уплотнения предусмотрена небольшой (рис. 8) с тем, чтобы
минимизировать воздействие некоторой остаточной
деформации на втулку [2]».
• С точки зрения надежности составные части
любого отдельного механического уплотнения не являются независимыми; они преимущественно работают последовательно, поэтому любое повреждение
отдельного компонента уплотнения из-за конструкторских ошибок ведет к повреждению всей системы
уплотнения.
После анализа всех требований к конструкции
уплотнения группа производителей выделила основные характерные особенности уплотнений.
ОПЫТНЫЕ ИСПЫТАНИЯ
Разработанная конструкция уплотнения теоретически имела хороший потенциал, но ее следовало
проверить в условиях промышленной эксплуатации.
100
В Европе было запущено несколько опытных установок для оценки эксплуатационных характеристик уплотнений на работающих турбинах. На этих
установках уплотнения подвергали поперечному
воздействию, которое бывает в промышленных условиях. Успешные испытания новых уплотнений на
опытных установках в Европе, стимулировали специалистов завода в Saudi Aramco/Abgaig (Саудовская
Аравия) к освоению этой технологии и внедрению ее
на одной из паровых турбин в 2002 г.
ОПИСАНИЕ УСТАНОВКИ
Установка UA Spheroids на заводе Saudi Aramco/
Abgaig, расположенном в Восточной провинции
Саудовской Аравии, была спроектирована и построена в конце шестидесятых годов с применением
новых технологий, в том числе с учетом стандарта
API для всего оборудования установки. Сырая легкая
нефть под давлением с установки газонефтяной сепарации (gas oil separation plants – GOSP) направляется через сфероидальные резервуары, чтобы
выпустить связанный газ при сниженном давлении
3–4 psi (1 psi = 6,89 103 Па), в секцию стабилизации.
Затем газ подвергается химической переработке на
установке NGL, а избыток газа сжигается.
Завод подразделяется на северную и южную
зоны, причем северные сепарационные установки
подают сырье преимущественно на северные колонны стабилизации, а южные – на южные колонны
стабилизации.
Пятнадцать многоступенчатых насосов, приводимых в действие среднескоростной одноступенчатой турбиной, применяют для перекачки сырья
в колонны стабилизации в северной и южной зонах. Турбина работает при 4200 об/мин с давлением 625 psi и при температуре пара на входе 610 °F
(321,1 °С). В исходной конструкции турбины в качестве уплотнений применялись обычные углеродные
кольца. В системе высокого противодавления срок
службы углеродных колец невелик. После только
одной недели их эксплуатации наблюдались серьезные утечки пара. Это происходило вследствие
изношенности уплотнения. Каждый раз установку
останавливали, чтобы заменить уплотнения. Эти
проблемы хронического технического ремонта начались в 1970 г. и растянулись до 2000 г. Проблемы
заключались в следующем.
• Риск для здоровья персонала от утечек пара.
• Утечки пара в уплотнениях, способствующие загрязнению системы смазки.
• Повреждение вала от трения углеродных колец
о вал.
• Проблемы вибрации от недостаточной подгонки
колец.
Применение на сегодняшний день стандартов и
современной технологии позволяет предотвратить
многие проектные ошибки, которые приводят к этим
проблемам.
Проектная концепция. Отрасль нуждается в эффективной эксплуатации оборудования, следовательно, необходимо достигнуть работы турбин не менее трех лет без остановки на вынужденный ремонт.
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РОТАЦИОННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Был выбран проект по уплотнению турбин сухим газом, так как он менее дорогой, чем альтернативные
проекты. Удалось избежать больших инвестиций,
поскольку в них не входила стоимость вакуумного
уплотнительного конденсатора и установки дегидратации с удалением влаги из нефти.
Экономические предпосылки. Была рассчитана
экономическая эффективность применения уплотнения сухим газом. Расчеты были сведены в таблицу.
Экономическая выгода от использования уплотнений сухим
газом
Тип уплотнения и стоимость,
долл.
Перечень затрат
Углеродистое
кольцо
Стоимость уплотнений
Стоимость начальной
модернизации
Ремонт уплотнений в год
Ремонт дополнительного
оборудования (подшипники
и т.д.)
Стоимость профилактического
ремонта в год
Обслуживание вспомогательного
оборудования в год
Потери пара в год
Суммарная эксплуатационная
стоимость в год
Окупаемость
GTS
1000
0
20000
5000
2160
3000
0
0
1500
1500
1120
0
18000
26780
200
1700
Стоимость пара. На каждой установке необходимо иметь данные по стоимости пара, полученные
из расчетного отдела. Суммарную стоимость пара
рассчитывают по стоимости пара на каждом блоке,
умноженной на суммарные утечки. Стоимость пара
будет изменяться в зависимости от состава топлива
и воды.
Ожидаемый срок службы уплотнений. Средний
ожидаемый срок службы углеродных колец – от
одного до двух лет. Срок службы зависит от рабочих условий и точности подгонки углеродных колец.
Ожидаемый срок службы неконтактных уплотнений
WTD составляет, как минимум пять лет. В настоящее
время разработаны и используются уплотнения, которые работают без замены шесть лет.
Длительность эксплуатации. Для паровых турбин длительность эксплуатации в год составляет
7560 ч. Эта величина основана на рассмотрении процесса при полной нагрузке и при медленном вращении. Данная величина соответствует и углеродистым
кольцам и уплотнениям сухим газом.
Окупаемость. Период окупаемости рассчитывают наряду со стоимостью безконтактных уплотнений WTD и эксплуатационной стоимостью в год.
Эксплуатационную стоимость углеродистых колец
рассчитывают отдельно. Фактический период окупаемости, основанный на результатах испытаний, составляет 12 мес.
Стоимость уплотнений. Стоимость уплотнения
берется из документации производителя для одной
пары уплотнений сухим газом. Стоимость одного отдельного углеродистого кольца составляет приблизительно 500 долл.
Потери из-за утечек пара. Данные по расходу
утечек пара основаны на противодавлении установки и информации ОЕМ, компании-изготовителя комплексного оборудования (original equipment manufacturer – OEM). Суммарные утечки пара – 200 фунт/ч
(1 фунт ≅ 0,45 кг). Утечки через неконтактные уплотнения составили 0,4 фунт/ч (от производителя).
УСТАНОВКА УПЛОТНЕНИЙ
Узел турбины был снят и направлен в центральные ремонтные мастерские для ремонта и модификации с целью установления нового уплотнения. Когда
механизм был открыт для обследования, обнаружили следующие недостатки.
• Несколько маслопроводов были наполовину заблокированы из-за накопленной там грязи.
• Обнаружен нагар на деталях, вызванный воздействием высоких температур на смазочные материалы (вероятно, из-за воздействия пара на корпус
подшипников).
• Большинство углеродистых колец с сальниковой
набивкой были сломаны.
• Корпуса углеродистых колец эродированы
с внутренней стороны (рис. 9).
Рис. 9. Эродированный кожух углеродистых колец
Рис. 10. Турбина с новым уплотнением
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
12 мес.
101
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РОТАЦИОННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
• Кромка схода лопатки турбины оказалась тонкой от эрозии.
Эти дефекты не стали большим сюрпризом, так
как данный агрегат не подвергали обследованию
со времени последнего капитального ремонта в
1994 г.
МЕХАНИЧЕСКАЯ ОБРАБОТКА
И РЕМОНТНЫЕ РАБОТЫ
В процессе капитального ремонта турбины были
выполнены следующие работы (хотя потребовалась
дополнительная специальная механическая обработка, чтобы приспособить уплотнения для этой установки).
• Лицевые поверхности уплотнений обработали
начисто. Сальники подогнали под новые уплотнительные втулки.
• Горизонтальную прорезь корпуса отшлифовали.
• Механически обработали поверхности на входе
и выходе.
• Исправили эродированную колодку сопла.
• Были исправлены и другие обнаруженные дефекты.
Перед установкой уплотнений была выполнена
процедура постепенного балансирования системы
на резервном роторе.
МОНТАЖ УПЛОТНЕНИЯ
Чтобы смонтировать на ось уплотнительную втулку, с ротора сняли все движущиеся детали. Ротор
сбалансировали, затем вернули все снятые детали и
сбалансировали в сборке. Был установлен верхний
кожух и одновременно проверены (относительно
их расположения к оси ротора) уплотнения. Затем
верхний кожух был снят, также были удалены с ротора все детали и установлены на него уплотнения.
Уплотнения закрепили, и сборка турбины была закончена (рис. 10).
После модернизации турбину доставили на завод.
Ее установили в декабре 2002 г., после чего установка была запущена в работу. Новые уплотнения работали фактически без повреждений около 4,8 года.
Опираясь на весьма благоприятные результаты, авторы статьи в настоящее время внедрили свою систему на пятнадцати паровых турбинах от различных
производителей.
Авторы настоятельно рекомендуют потребителям,
работающим с паровыми турбинами, приобретать
современные уплотнения, так как применение старых технологий, основанных на выпуске углеродистых колец, приводит к многочисленным проблемам
по надежности. Кроме того, использование старых
систем связано с нарушением требований к охране
окружающей среды.
Авторы благодарят компанию Saudi Aramco Oil
Company за содействие в публикации данной статьи и корпорацию Flowserve Corporation за научно-технический
вклад.
Перевел А. Степанов
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Bloch, H. P. and H. G. Elliott, «Mechanical Seals in
Medium-Pressure Steam Turbines», ASLE Transactions
Preprint No. 85-AM-5B-2, 1985.
2. Young, L. A., J. N. Burroughs and M. B. Huebner,
«Use of Metal Bellows Noncontacting Seals And
Guidelines for Steam Applications», Proceedings of
The 28th Turbomachinery Symposium, Turbomachinery
Laboratory, Texas A&M University, College Station,
Texas, 1999, pp. 21–27.
3. Ravi, G. and C. Kirchner, «A Brief Presentation on
Flowserve Gas Seal Technology and Allied Systems»,
Flowserve Technical PDF File Report, 2005.
Nayef Al-Otaibi (Н. Эл-Отайби) закончил
университет со степенью бакалавра в области механики в 1997 г. В настоящее время м-р Эл-Отайби работает на заводе Saudi
Aramco/Abgaig в должности технолога-инспектора. М-р Эл-Отайби более десяти лет
занимается исследованиями, из них восемь лет в области
ротационного оборудования и проблем вибрации.
Abdulrahman Aekhowaiter (А. Элковайтер)
имеет степень бакалавра в области механики. М-р Элковайтер является инженеромконсультантом в компании Saudi Aramco
Oil Company, занимаясь вопросами, касающимися паровых турбин, компрессоров, дизельных двигателей и т.д. М-р Элковайтер в течение 20 лет
работы в компании специализируется по вопросам надежности оборудования.
РЕГИОНАЛЬНЫЕ НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
ЕВРОПА
Компании Foster Wheeler Italiana S.p.A. и Mariisky
NPZ Ltd. Подписали контракт с нефтеперерабатывающим заводом Mari-El, расположенным в респ.
Мари-Эл (Россия). Завод принадлежит и управляется компанией NPZ Ltd. После завершения реализации проекта производительная мощность завода увеличится с 27 тыс. до 90 тыс. брл/сут. Проект
включает размещение новой перерабатывающей
установки, установок вакуумной дистилляции, гидрокрекинга, обессеривания, извлечения амина и
серы (технологии Shell) и установки по получению
102
водорода (технологии Foster Wheeler). Завершение
проекта намечено на 2012 г.
Компании Foster Wheeler Iberia, S.A.U. и MOL
Hungarian Oil & Gas Co. (MOL) подписали контракт на реализацию проекта расширения мощности установки коксования, размещенной в Венгрии.
В рамках проекта компании будут обеспечивать
размещение установки и выполнение оценки.
После завершения проекта производительная
мощность установки увеличится на 27 % или до
27 тыс. брл/сут. Завершение проекта намечено на
конец 2008 г.
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ЧИТАЙТЕ!
НЕФТЕГАЗОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ —
ЖУРНАЛ ДЛЯ ПРОФЕССИОНАЛОВ
ОФОРМИТЬ ПОДПИСКУ МОЖНО:
• В ЛЮБОМ ПОЧТОВОМ ОТДЕЛЕНИИ СВЯЗИ РФ
ПО КАТАЛОГУ АГЕНТСТВА «РОСПЕЧАТЬ»  91330
• В РЕДАКЦИИ ЖУРНАЛА
• ПО СПИСКУ АГЕНТСТВ НА СЛЕДУЮЩЕЙ СТРАНИЦЕ
НА ЭЛЕКТРОННУЮ ВЕРСИЮ В ЦВЕТЕ
МОЖНО ПОДПИСАТЬСЯ В РЕДАКЦИИ
Единственный в России переводной журнал
элитных изданий «World Oil» и «Hydrocarbon
Processing» – 150 000 читателей в мире!!!
109 029, Москва, ул. Скотопрогонная, 29/1.
Тел.: (495) 670 7481, email: art@ogt.su
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2009
103
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ПОДПИСКА НА ЖУРНАЛ В РЕГИОНАХ
ООО «ИНТЕР-ПОЧТА - 2003»
129090, г. Москва, пер. Васнецова, д. 4, стр. 2
Тел.: (495) 688-73-98, 684-55-34, 500-00-60, доб. 228
Факс: (495) 684-34-68
Andreevana@INTERPOCHTA.ru
www.interpochta.ru
Краснодарский филиал:
350075, г. Краснодар, ул. Стасова, д.182
Тел.: (861) 210-90-00, 210-90-01, 210-90-56, 210-90-55
krasnodar@interpochta.ru
www.interpochta.ru
ЗАО «МК-ПЕРИОДИКА»
Издания РФ, СНГ и Балтии
Россия, 129110, Москва,
ул. Гиляровского, 39
info@periodicals.ru
www.periodicals.ru
«ГК «КОММЕРСАНТ-КУРЬЕР»
420061 г. Казань, ул. Н.Ершова, д. 49В.
ИНН 1660086038 КПП 166001001
Тел/факс: (843) 291-09-94
e-mail: komcur@komcur.ru
Филиалы:
Альметьевск
ул. Кирова,13А
Тел.: (8553) 37-17-26
e-mail: komcuralmet@rambler.ru
Владимир
ул. Благонравова, 3
Тел.: (4922) 37-24-02
e-mail: vladimir@komcur.ru
Волгоград
ул. Мира 19, офис 03
Тел.: (8442) 49-23-01, 49-23-12, 49-23-13
e-mail: volga@komcur.ru
Волжский
404125, Россия, Волгоградская обл.,
г. Волжский, ул. Пушкина, д. 110, офис 204
Тел.: (8443) 39-85-35
e-mail: vlz@komcur.ru
Вологда
ул. Октябрьская,51, офис 402
Тел.: (8172) 52-84-20, 52-87-02
e-mail: vologda@komcur.ru
Ижевск
ул. К.Маркса, 23А, оф.27А
Тел.: (3412) 911-967, 911-965
e-mail: izhevsk@komcur.ru
Йошкар-Ола
ул. Комсомольская, 125А, офис 28
Тел.: (8362) 45-32-50
e-mail: mari-el@komcur.ru
Казань
ул. Н.Ершова, д.49В
Тел.: (843) 291-09-99, 291-09-47
e-mail: kazan@komcur.ru
Калининград
ул. Беланова,8А
Тел.: (4012) 73-79-00
e-mail: kalinin@komcur.ru
Набережные Челны
Проспект Московский, д. 140, офис 506
Тел.: (8552) 59-82-93, 59-41-45
e-mail: chelny@komcur.ru
Нижний Новгород
ул. К. Маркса, 32
Тел.: (8312) 77-46-56
e-mail: nnovgorod@komcur.ru
Оренбург
пр. Дзержинского, д.4
Тел.: (3532) 58-90-15, 58-11-52
e-mail: orenburg@komcur.ru
Пенза
ул. Белинского,6
Тел.: (8412) 20-39-35,20-39-36
e-mail: penza@komcur.ru
Пермь
ул. Куйбышева, д.114 оф. 7
Тел.: (342) 240-81-02, 240-89-70, 240-94-83
e-mail: perm@komcur.ru
Самара
ул. К. Маркса, 201
Тел.: (846) 224-46-35; 265-41-64; 260-04-73
e-mail: samara@komcur.ru
Санкт-Петербург
ул. Гражданская,10 лит. А
Тел.: (812) 570-07-83,570-07-84
e-mail: piter@komcur.ru
104
Саранск
ул. Васенко,34
Тел.: (8342) 23-22-28,23-40-19
e-mail: saransk@komcur.ru
Саратов
ул. Астраханская, д.43, стр. 2, оф. 306
Тел.: (8452) 51-61-77, 51-61-91
e-mail: saratov@komcur.ru
Тамбов
ул. Н. Вирты,2А, офис 9
Тел.: (4752) 56-45-73
e-mail: tambov@komcur.ru
Тольятти
ул. Комсомольская, д. 88, офис 346
Тел.: (8482) 20-62-64, 20-62-65
e-mail: togliatti@komcur.ru
Тула
ул. Гагарина,1
Тел.: (4872) 43-90-03
e-mail: tula@komcur.ru
Ульяновск
пер. Хрустальный, д. 2/81
Тел.: (8422) 38-47-24, 66-64-62, 66-98-85
e-mail: uln@komcur.ru
Уфа
ул. Р. Зорге, 9/1
Тел.: (347) 223-95-35
e-mail: ufa@komcur.ru
Чебоксары
пр. И.Яковлева, д. 19а
Тел.: (8352) 502888, 503089
e-mail: cheboksar@komcur.ru
Элиста
ул. Ленина,241, офис 208
Тел.: (8472) 25-04-44, 25-40-35. 208
e-mail: elista@komcur.ru
ООО «ИНФОРМНАУКА»
ПОСТАВКА ПЕЧАТНЫХ ИЗДАНИЙ В СТРАНЫ СНГ И
БАЛТИИ
Россия, 125219, г. Москва, ул. Усиевича, 20
Тел/факс: (495)787 38 73
alfimov@viniti.ru
www.informnauka.com
ЗАО «УРАЛ-ПРЕСС»
Екатеринбург, Березовский, В.Пышма, Первоуральск
620055, г. Екатеринбург, ул. Мамина-Сибиряка, 130
Отдел ведомственной подписки: (343) 26-26-543 (многоканальный)
Отдел коллективной подписки: (343) 26-25-395, 26-25-768
Отдел заказов: (343) 26-27-996, 26-27-898
Бухгалтерия: (343) 26-26-772
Отдел развития: (343) 26-28-035
Реклама и PR: (343) 26-23-531
Отдел доставки: (343) 350-14-86, 350-07-98
e-mail: info@ural-press.ru
http://uralpress.ur.ru
Филиалы:
Березники
618400, ул. Веры Бирюковой, д.7, офис. 13
Тел.: (34242) 35701, 36298
e-mail: berezniki@ural-press.ru
Иркутск
664011, ул.Некрасова, 15/2.
Тел. (3952) 200-517, 200-598
e-mail: irkutsk@ural-press.ru
Краснодар
350002, ул. Промышленная, 25/7, оф.540
Тел.: (861) 270-80-15, 270-80-75, тел/факс. 274-18-76
e-mail: krasnodar@ural-press.ru
Курган
640000, ул. Тобольная, 54, оф.104
Тел.: (3522) 412-412, 45-73-82
e-mail: kurgan@ural-press.ru
Магнитогорск
Ул. Енисейская, 133, корп. 1
Тел.: (3519) 210821
e-mail: magnit@ural-press.ru
Миасс
Ул. Вернадского, 5, оф. 4.
Тел.: (3513) 53-33-66, 53-10-11.
Москва
Подписка на всей территории РФ по оптовым ценам
125040, ул. Нижняя Масловка, 11-13
Тел.: (495) 789-86-36, 257-61-37, 257-34-18, 257-08-13
факс: (495) 789-86-37
e-mail: moskva@ural-press.ru
Нижний Тагил
622001, ул. Красноармейская 55
Тел.: (3435) 411448, 417709
e-mail: ntagil@ural-press.ru
Новороссийск
353912, ул. Видова 210
Тел.: (8617) 26-11-29
http://control.promzone.ru/FCKeditor/editor/
Нижний Новгород
ул. Невзоровых 89, оф. 14
Тел. (8312) 78-52-47, 78-52-48
e-mail: nnovgorod@ural-press.ru
Омск
644031, ул. Звездова, 128
Тел/факс: (3812) 36-74-38, 28-67-39, 36-82-51
e-mail: omsk@ural-press.ru
Пермь
614000, ул.Дружбы, 34
Тел.: (342) 2200123, 2200124, 2200125
e-mail: perm@ural-press.ru
Ростов-на-Дону
344007, ул. Семашко, 44
Тел.: (863) 263-05-32, 263-05-34
e-mail: rostov@ural-press.ru
Серов
624992, ул. Парковая 11, офис 4
Тел.: (34315) 6-09-05, факс 6-15-88
e-mail: serov@ural-press.ru
Сургут
Тел.: (3462) 23-26-56, 8-922-415-67-06
e-mail: surgut@ural-press.ru
Сыктывкар
167004, Покровский бульвар, д.5
Тел.: (8212) 515-901, 515-902
e-mail: sykt@ural-press.ru
Томск
634045, ул. Советская, д.33
Тел.: (3822) 533-587, 531-936
e-mail: tomsk@ural-press.ru
Челябинск
454091, ул. Воровского 63/а
Тел.: (351) 26-29-003, 26-29-005
e-mail: chel@ural-press.ru
Череповец
162602, ул. К.Либкнехта 31, офис 156
Тел.: (8202) 535-007, 535-008
e-mail: cher@ural-press.ru
Ярославль
150000, Первомайский переулок, д.3 к.2
Тел.: (4852) 72-86-77
e-mail: yaroslavl@ural-press.ru
ПРЕДСТАВИТЕЛЬ В САНКТ-ПЕТЕРБУРГЕ:
Тел.: (812) 962-91-89 Шмелева Ольга
ПРЕДСТАВИТЕЛЬСТВО В КАЗАХСТАНЕ:
ТОО «Урал-Пресс Казахстан»
150000, Казахстан, г. Петропавловск, ул.Ч.Валиханова, 9
Тел.: 8 (3152) 47-42-41
e-mail: kazahstan@ural-press.ru
ООО «ВСЯ ПРЕССА»
127015, г. Москва, ул. Новодмитровская, д. 5А
Тел.: 787-34-47
ООО «АГЕНТСТВО АРТОС-ГАЛ»
107564, Москва, пер. Васнецова, д. 4, стр. 2
Тел/факс: 795-23-00
ОАО АГЕНТСТВО «РОСПЕЧАТЬ»
123995, ГСП-5, г. Москва,
пр-т Маршала Жукова, д. 4
Тел: (495) 921-25,50; 921-25-51;
Факс: (495) 785-14-70; (8-499) 195-43-15
e-mail: kans@rosp.ru;
Internet: http://www.rosp.ru
Подписаться можно
– в любом почтовом отделении по каталогу
Агентства «Роспечать»,
подписной индекс – 91330
– в редакции журнала
адрес: 109029, Москва, ул. Скотопрогонная, д. 29/1
тел/факс: 670-74-81,
e-mail: art@ogt.su; www.ogt.su
Редакция предлагает электронную версию
журнала (формат PDF) в цветном варианте
№1 январь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Документ
Категория
Наука и техника
Просмотров
920
Размер файла
5 667 Кб
Теги
нефтегазовых, 878, 2009, технология
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа