close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

962.Нефтегазовые технологии №11 2009

код для вставкиСкачать
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НЕФТЕ ГАЗОВЫЕ
®
World Oil
Научно-технический журнал
Издается с 1979 г.
Рег. ПИ № 77-14588 от 07.02.03
Учредитель:
Издательство «Топливо и энергетика»
В.Ю. Красик Генеральный директор
А.В. Миронова Директор
Редакция:
Л.В. Федотова
А.В. Романихин
Н.В. Кутасова
Л.С. Борисова
Е.М. Сапожников
В.И. Волгарева
Главный редактор издательства
Главный редактор журнала
Научный редактор
Редактор
Верстка
Верстка
Россия, 109 029, Москва, ул. Скотопрогонная, 29/1
Телефон (495) 670-7481
e-mail: art@ogt.su
e-mail: catalog_publ@mtu-net.ru
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 T. Royall President/CEO
Ron Higgins Vice President
Pamela Harvey Business Finance Manager
Houston Office:
Mailing Address: P.O. Box 2608
Houston, Texas 77252-2608,U.S.A.
Phone: +1 (713) 529-4301
Fax: +1(713) 520-4433
www.worldoil.com London Office:
Nestor House
Playhouse Yard
London, EC4V 5EX
United Kingdom
Phone: +44 (0) 20 7779 8800
Fax: +44 (0) 20 7779 8996/8899
© 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.
С О Д Е Р Ж А Н И Е
НЕФТЬ МИРА
WORLD OIL
Новейшие технологии в России и СНГ
В. О. Белоруссов
Определение нужного числа
трехшарошечных долот
с учетом их рациональной отработки................................. 3
Что происходит в нефтяной и газовой
промышленности.................................................................... 6
Обзор
J. M. Perdu
Перспективы развития энергетики
в Юго-Восточной Азии............................................................ 9
Конкурентные стратегии и подходы Shell Global
Solutions к ведению своей производственной
деятельности.......................................................................... 14
Бурение
S. F. Sowers, F. E. Dupriest, J. R. Bailey, L. Wang
Устранение колебаний бурового долота
и компоновки низа бурильной колонны.......................... 24
Добыча
M. T. May, K. W. Kuehl
Месторождения тяжелой нефти и природного
асфальтового битума на юге центральной части
Кентукки................................................................................... 29
Глубоководные технологии
J. Murray
Новые критерии и надежности
морских глубоководных сооружений.............................. 35
Технологии
Sh. F. Takhautdinov, N. G. Ibragimov, R. R. Ibatullin,
G. S. Abdrakhmanov, F. F. Akhmadishin, N. G. Khamityano
Ликвидация осложнений в процессе бурения................ 37
Попутная вода
A. Zilverentant, A. van Nieukerk, I. Vance,A. Watlow, M. Rees
Пилотный мембранный биореактор
для очистки попутной скважинной воды........................ 43
Новое оборудование............................................................. 48
Отраслевая статистика......................................................... 51
Переработка углеводородов
HYdrocarbon processing
Коротко о разном................................................................... 54
Надежность
S. Saha, P. Darji
Расчет гидравлического удара в паропроводе............... 56
Технологии
S. Bhatia
Секвестрирование углерода: решение или проблема.... 59
Оборудование
B. Fairleigh, J. Jacobs, R. Ohmes
Переоценка проектов расширения мощностей
нефтеперерабатывающей промышленности................... 66
A. Atash Jameh, A. Zamani Gharaghoosh,
S. Bazargani, S. Mokhatab, S. Rahimi
Cистемы фильтрации для выявления
и устранения неисправностей на заводе. Часть 1........... 72
СПГ
C. Caswell, C. Durr, E. Rost, M. Kilcran
НОВЫЙ МЕТОД ПОЛУЧЕНИЯ ПРИБЫЛИ ОТ СПГ................76
Новые разработки.................................................................. 87
ДОПОЛНИТЕЛЬНО НА CD-ДИСКЕ
Цветная версия журнала
Справочные таблицы по насосно-компрессорным
трубам, 2009
Содержание подборки статей
Подписной купон
На первой странице обложки
Сейсмическое судно Geo Searcher,
осуществляющее сбор данных в Северном море.
Фото предоставлено Scan Geophysical.
Подписано в печать 05.11.2009. Формат 60х90/8. Бумага мелованная. Печать офсетная. Печ. л. 11. Общий тираж 2000 экз. Зак.
Отпечатано в ФГУП «ПИК ВИНИТИ». 140010, Россия, Люберцы, 10, Октябрьский пр-кт, 403
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВЕЙШИЕ ТЕХНОЛОГИИ В РОССИИ И СНГ
ОПРЕДЕЛЕНИЕ НУЖНОГО ЧИСЛА
ТРЕХШАРОШЕЧНЫХ ДОЛОТ С УЧЕТОМ
ИХ РАЦИОНАЛЬНОЙ ОТРАБОТКИ
В. О. Белоруссов, проф., д.т.н., ВНИИБТ
ПРЕДЫСТОРИЯ
При научном определении износа вооружения долота, подтверждаемым расчетами, требуемого числа
долот на скважину при разработке проектов, отпадает необходимость ориентироваться на наилучшие показатели соседних скважин при бурении под данную
колонну. Это объясняется тем, что во втором случае
во внимание принимаются такие долбления, когда нет
уверенности, что бурильщиком вскрыты все резервы
увеличения механической скорости или проходки на
долото т. к. долота часто недорабатывают.
Предлагаемый метод «ПРИВОД» (Правдивый Процент Износа Вооружения Долота) является научной
альтернативой традиционному выбору числа долот,
когда износ зуба при подготовке обязательных отчетов
по отработке долот не измерялся бы (зачастую с ошибками, которые даже нельзя проверить), а определялся
простым расчетом. Этот метод не потребует оценки
бурильщика, от которого потребуются только сведения
об оборотах, нагрузке, времени работы долота на забое
(в соответствии с требованиями IADC) и проценте сколотых или растрескавшихся твердосплавных вставок
(определяющимся по пропорции, путем визуального
сравнения вышедших из строя зубков по отношению к
общему их числу на шарошке). А для фрезерованного
зуба – по уменьшению его высоты после рейса.
И все оказывается под контролем.
ПОСТАНОВКА ВОПРОСА
Предлагаемый нами алгоритм отчасти основан на
результатах исследований, проведенных ранее американскими специалистами [1, 2], за тем исключением, что
для оценки износа вооружения предлагается новая формула (с учетом влияния вибраций на износ вооружения
долота). Эта поправка на вибрации способствует значительному уменьшению (иногда в два раза) допустимого
ресурса долота (т.е. до момента целесообразного износа зубков до 50 % по РД), по сравнению с показателями,
допустимого ресурса, если считать по существующим
американским формулам [1, 2], так как по ним не учитывается влияние вибраций. Все это подтверждает новизну
и патентоспособность метода «ПРИВОД».
Этот метод достаточно прост. В качестве презентации была выбрана даже не компьютерная программа, а
алгоритм, поскольку он настолько прост, что позволяет
производить все вычисления и вручную, прямо на буровой или в процессе чтения лекций студентам.
Мы надеемся, что внедрение метода «ПРИВОД»,
т.е. позволит систематизировать сведения об износе
вооружения долота, поступающие с буровой; данные
можно будет анализировать, как достаточно надеж-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
ные, и проверять ошибки с буровой с помощью расчета, а также использовать эти сведения при разработке
проектов на бурение в качестве унифицированных
рекомендаций при определении оптимального числа
долот для скважины. Это, в свою очередь, будет способствовать сокращению расходов на метр бурения.
Внедрение предлагаемого метода «ПРИВОД» надежной оценки процента износа долота после рейса
поможет понять требования Кода IADC, касающиеся
необходимой точности определения процента изношенности вооружения с погрешностью не более 12,5 %
(так как сейчас в IADC не указывается, как такой точности замеров можно достичь). Заметим, что метод достаточного точного прогнозирования износа закрытой
опоры долота описан нами в литературе [4].
Определение вероятного процента
износа вооружения долота
Определим вероятный процент износа вооружения трехшарошечного долота после окончания рейса
в соответствии с методом «ПРИВОД» c учетом воздействия вибраций.
Исходные данные взяты из американского руководства по бурению [1] и методического пособия по
расчету износа вооружения долота и использованы
нами лишь для того, чтобы показать насколько отличаются от него данные расчета по методу и формулам
ПРИВОД. Причина заключается в том, что американскими специалистами не учитывается влияние вибраций, несмотря на то, что вибрации при бурении всегда
возникают [3].
Допустим, дано:
1. Диаметр трехшарочного долота = 214 мм
2. Фрезерованный зуб.
3. Роторное бурение 46 об/мин
4. Нагрузка 8 т
5. Время работы долота на забое: Тб = 9,8 ч (при
расчете можно округлить до 10 ч)
6. Породы – терригенные, перемежающиеся по
крепости, однотипные
7. Проходка 28 м
8. Vмех = 2,8 м/ч (для облегчения расчета можно
округлить до 3 м/ч)
Примечание. Специалисты США, приводя этот
пример в своем методическом пособии и производя
расчет по своим формулам, считают, что вероятный
износ зуба в конце рейса составляет в среднем 12,5 %.
В соответствии с их методикой, сначала замеряется
высота износа зубьев, потом выводится средний процент износа.
3
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВЕЙШИЕ ТЕХНОЛОГИИ В РОССИИ И СНГ
Значения коэффициента U в зависимости от округленного значения
процента износа вооружения трехшарошечных долот [1]
Показатель
Значения
Износ вооружения долота, %
12,5
25
37,5
50
62
Коэффициент U*
123
316
381
920
1337
*Дальнейшее изменение коэффициента U рассматривать нет смысла т.к. при износе зуба на 50–60 % механическая скорость бурения также падает на 50–60 % и
долото надо поднимать (по одному из РД) из экономических соображений
Требуется: найти по методу «ПРИВОД» действительный коэффициент износа вооружения U и, через
него, правдивый процент износа зубьев.
Примечание. В методическом пособии [1] приводятся таблицы, связывающие воедино зависимость
указанного коэффициента износа вооружения долота
и от нагрузки, оборотов и времени бурения с округленным значением процента износа зубьев, но без
влияния вибраций.
Решение (по формуле метода «ПРИВОД»)
Шаг 1. Обезразмерим осевое давление:
Рд(усл.) = 7,88 (Рд(тн)/Дд″ × 4),
(1)
где Рд – осевое давление на долото, Дд″ – диаметр долота в дюймах (разделить на 25,4), 7,88 – переводной
коэффициент подобия.
Отсюда:
Рд(усл) = 7,5 у.е.
Шаг 2. Определим коэффициент U износа вооружения шарошки. Заметим, что формула (2) отличается
от формулы, предложенной американскими специалистами, наличием коэффициента вибраций W:
U = iТб/(Рд(усл) × W),
(2)
где U – коэффициент, учитывающий процент износа
вооружения в целом (по таблице, приведенной выше
и позволяющей расчетчику, студенту, буровику или
супервайзеру, имеющему калькулятор, вычислить показатель и вручную), т.к. i – коэффициент, зависящий
от числа оборотов (определяется отдельно по таблице,
не приведенной в статье) в зависимости от среднего
числа оборотов долота за долбление, Тб – время работы долота на забое, Рд(усл) – приведенная нагрузка на
долото, W – коэффициент вибраций, влияющий на
износ вооружения долота, обороты и нагрузку [3].
Примечание. В формуле, предлагаемой американскими специалистами, вместо W используется поправочный коэффициент S, значение которого, как
правило, тоже меньше 1, но его удается вычислить
только, если заранее, путем обмера, установлен процент износа долота в предыдущем долблении, который
мы как раз и ищем, но без инструментальных замеров
и визуальной оценки бурильщика. А эти замеры делаются с недопустимыми погрешностями.
Шаг 3. Для отыскания коэффициента U надо вставить в формулу (2) значение W.
Согласно правилам расчета по методике «ПРИВОД»,
которая позволяет решать обсуждаемую задачу без
проведения инструментальных замеров износа вооружения долота. Для определения этого коэффициента в
случае долот с фрезерованным зубомпотребуются данные о проценте износа долота, которые должны передаваться с буровой (согласно IADC) в конце предыдущего
4
долбления, что, как объяснялось, точно сделать нельзя. Необходима также информация о средней высоте
фрезерованных зубьев после рейса (можно получить
только путем замера износа), или сведения о проценте
сколотых или растрескавшихся твердосплавных вставок (зубков) после окончания предыдущего рейса при
записи этого процента согласно требованиям IADC по
форме: ВТ (10, 20, 30, 40, 50 или 60 %). Или 0.
В данном примере никакой такой записи или указаний на счет скола не приведено. В этих случаях, согласно вычислениям по методике «ПРИВОД» с целью
предотвращения риска при передаче расчетных данных Заказчиком всегда предполагается, что имели место сильные вибрации (когда коэффициент W = 0,5),
т. к. применялось долото с фрезерованными зубьями,
а не с зубками (твердосплавными вставками), когда
вибрации при тех же условиях гораздо меньше.
Шаг 4. Вставим в формулу (2) коэффициент i =
f(об/мин).
Таблица для i, являющаяся ключем к расчету не приводится из коммерческих соображений. В соответствии
с данными таблицы, которые передаются заказчику
вместе с оригинальной формулой i = 49, если число
оборотов долота 46 об/мин (см. исходные данные).
Шаг 5. Найдем искомый коэффициент U для данного случая:
U = (49 × 9,8) : (7,5 × 0,5) = 128
Шаг 6. Определение процента износа вооружения
долота по методике «ПРИВОД»
Значение U (см. табл.) почти точно (с погрешностью
значительно меньше допустимых IADC 12,5 %) показывает, что износ зубьев следует оценить, как 12,5 %.
Примечание. Однако это не значит, что формула,
предложенная американскими специалистами (1)
верна. Согласно методическим указаниям США [1],
вычисление процента износа зубьев осуществляется
путем замера уменьшения высоты зубьев после рейса с последующим округлением полученных данных.
На деле – это очень трудоемкая работа, на которую
никогда не хватает времени.
При вычислении по предлагаемой нами формуле
расчет производится мгновенно. Коэффициент W =
1 (когда нет вибраций, что и предполагается в формуле
США [1]) и тогда в результате вычисления коэффициента U = 66, что по таблице соответствует износу 6,5 %
после 10 ч работы долота на забое, а отнюдь не 12,5 %
по методу «ПРИВОД» (с учетом вибраций).
Так верна или не верна формула, предлагаемая американскими специалистами с поправочным коэффициентом S, а не W, как в методе «ПРИВОД»?
Шаг 7. Обязательная проверка на соответствие
формальной логике и данным статистики результатов
расчета по методу «ПРИВОД» (Белоруссова).
Из практики бурения и по имеющимся статистическим данным отработки долот нам известно, что шарошечные долота средних размеров с фрезерованным зубом при бурении средних пород на нефорсированном
режиме (ротором), т.е. как в примере США, работают
на забое до падения механической скорости вдвое
(когда их поднимают) порядка двух суток (до 50 ч).
Проходка в среднем составляет 150 м.
№11 • ноябрь 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВЕЙШИЕ ТЕХНОЛОГИИ В РОССИИ И СНГ
Если брать за основу удельный износ зубьев по
замерам американских буровиков по формуле (2), то
получается, что удельный износ (т. е. износ за 1 ч) прогнозируется, как 1,28 % в час.
Это значит, что за 100 ч износ был бы 128 %, так как
за 10 ч бурения он составляет примерно 12,5 %, а за 50 ч
(т.е. примерно двое суток) этот показатель составил бы
примерно 64 %, т.е. ресурс его был бы выработан. Что и
наблюдается на практике. Но фактическая Vмех = 3 м/ч
(см. выше), т.е. проходка за 50 ч составляет 150 м. Что
соответствует статистике.
Так что же формула США выходит верна?
Нет! Потому, что по ней (без учета влияния вибраций)
удельный износ за 10 ч был бы (см. выше) равен 0,65 %
в час или за 100 ч – 65 % (т. е. до выработки ресурса).
Но для бурения на протяжении 100 ч или четырех суток (в данных условиях при роторном бурении) выдерживают только долота с твердосплавными вставками,
которые и проходят примерно 300 м. По формуле из [1]
в разобранном примере прогнозируется возможность
бурения в течение 100 ч при конечном износе долота
на 50–60 %, что возможно только для твердосплавных
вставок, а здесь фрезерованный зуб, т.е. ошибка.
Шаг 8. Заключение. При прогнозах износа зубчатых долот, если использовать методику, предлагаемую
американскими специалистами [1], получаем время
выработки ресурса в 2 раза больше, чем это можно
допустить, т.к. на самом деле (с учетом вибраций) по
статистике известно, что фрезерованный зуб износился бы не на 60, а на 128 %, т.е. бурение практически
бы прекратилось, поэтому по формуле США [1] прогнозируется завышенное допустимое время работы
долот на забое и износу вооружения.
Поэтому при прогнозных расчетах допустимой отработки долот по зубу надо пользоваться формулой
«ПРИВОД» (см. выше), обязательно принимая во внимание воздействие существующих вибраций.
ВЫВОД
Предложена простая методика расчета «ПРИВОД»,
включающая 8 шагов, которые можно использовать и
при ручном расчете на буровых, и при чтении лекций
студентам. Благодаря этой методике систематизируются и выправляются сведения об износе вооружения
долот с буровой, которые поступают с неконтролируемыми ошибками.
ОБСУЖДЕНИЕ
Призываем читателей не осуждать автора за условность оценки, выраженной словами «приблизительно», «порядка», «в среднем», поскольку это сделано
сознательно. Прогнозирование изменений элементов такого многофакторного процесса как бурение
нет смысла описывать точными математическими, но
возможно вероятностными, зависимостями. Все равно
будут наблюдаться какие-то ошибки, так как нагрузка при бурении колеблется в пределах, разрешенных
бурильщику геолого-техническим нарядом и часто
не доходит до забоя в полной мере, обороты долота
при бурении забойными двигателями «плавают», геология описывается весьма приблизительно и можно
говорить только, что бурение идет в однородных т.е.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
терригенных или карбонатных породах (что обычно
имеет место при проходке под ту, или иную обсадную
колонну). Более детальная разбивка разреза тоже не
имеет смысла за исключением проходки крупных
пропластков кварцевых песчаников, окремнелых известняков или особо мягких терригенных пород как,
например, в свите сеномана в Западной Сибири или
гранитов во Вьетнаме. Показатели для этих пород надо
считать отдельно. И это не составляет труда.
Выше значение удельного износа американских долот среднего размера с фрезерованными зубьями (роторное бурение в терригенных породах) при описанном
вычислении получили равным 1,25 % на метр проходки, а
при бурении теми же долотами с твердосплавным вооружением значение удельного износа составило 0,65 % на
метр. Значит можно рассчитать, каким будет удельный
износ, если бурить долотом большего (чем 214 мм) размера. Также можно рассмотреть вариант, если в тех же
условиях бурение будет осуществляться китайским или
отечественным долотом с турбобуром вместо ротора (или
по карбонатным, а не терригенным породам).
На основании выше сказанного, можно утверждать,
что необходимое число долот определяется достаточно
точно. Иными словами, все прогнозы имеют право на
существование, если они помогают правильно описывать тенденции и предсказывать порядок цифр, так как
эти цифры носят вероятностный характер. Конечно,
при этом результат не должен противоречить логике и
данным статистики, что мы и пытались доказать в статье. Если эти положения выдержат Вашу критику, то
можно будет рекомендовать проведение предлагаемых
расчетов, которые призваны систематизировать и внести единообразие в порядок унификации требований
по учету и записям характера износа элементов долот
(что предложено в IADC), и обеспечить достаточную
точность сведений об износе, поступающих с буровой
с целью дальнейшего анализа.
Разработанная методика позволит надежно прогнозировать и планировать вероятные изменения итогов бурения и обоснованное число долот и для первой
скважины на месторождении, рядом с которой еще
не пробурено ни одной скважины. Достаточно будет
только задать геологию и конструкцию скважины. Подобные предложения у нас уже есть.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Galle E. V., Woods H. B. «Best Constant Bit Waight and Rotary Speed».
Mines & Quarry Eng. 1961, № 1, p.29–34., № 2 p. 74–81.
2. Borgoin T., Milhelm K. K., Chenever M. E. «Applied Drilling Engineering»,
USA. 1986 г.
3. Блинков О. Г. «Повышение эффективности работы 3-х шарошечных
буровых долот» Диссертация на соискание степени доктора технических
наук. Библиотека ВНИИБТ.
Москва, 2007 г.
4. Белоруссов В. О. « Способ точного определения износа закрытой опоры долота расчетным путем». Ж-л «Нефтегазовые технологии», октябрь,
2007 г.
Белоруссов Владимир Олегович, главный научный
сотрудник, консультант ВНИИБТ, профессор, доктор
технических наук в области бурения скважин. Автор
около 100 научных работ и изобретений. Работал и преподавал в России, США, Польше, на Кубе.
Связаться с проф. О. В. Белоруссовым можно по адресу: VNIIBT@VNIIBT.RU (для Белоруссова),
тел. (495) 959–67–09, доб. 1-21;
моб. тел.8-917-505-94-02
5
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
®
World Oil, Vol. 230, № 7 – 2009
Publisher Ron Higgins
Jeanne M. Perdue,
Contributing Editor
SOUTHEAST ASIA CONTINUES TO PLAN ITS ENERGY FUTURE
EDITORIAL
Editor Perry A. Fischer
Managing Editor David Michael Cohen
Technical Editor Krista Kuhl
Contributing News Editor Henry D. Terrell
Contributing Editor Arthur Berman
Contributing Editor Leonard V. Parent
Contributing Editor Les Skinner
Contributing Editor, Washington Dr. Roger Bezdek
Contributing Editor, Middle East Dr. A. F. Alhajji
Contributing Editor, North Sea Dr. ∅ystein Noreng
Contributing Editor, FSU Jacques Sapir
Contributing Editor, Latin America Dayse Abrantes
Contributing Editor, Asia-Pacific Jeffrey M. Moore
Contributing Editor, LNG Saeid Mokhatab
Competitive strategies for winning in the downturn
Steven F. Sowers and Fred E. Dupriest,
ExxonMobil Development Company;
Jeffrey R. Bailey and Lei Wang,
ExxonMobil Upstream Research Company
Bit and BHA vibrations overcome
Michael T. May and Kenneth W. Kuehn,
Western Kentucky University, Bowling Green,
Renewed interest in heavy oils
and rock asphalt in South Central Kentucky
John Murray,
FloaTEC, LLC
Sensitivity of deepwater fl oating facilities
to new metocean criteria
Shafagat F. Takhautdinov
and Nail G. Ibragimov,
Tatneft;
Ravil R. Ibatullin, Gabdrashit S. Abdrakhmanov,
Farit F. Akhmadishin and Nigmatyan G. Khamityanov,
TatNIPIneft
Mitigating drilling hazards
with solid expandable profi le liners
Arnold Zilverentant and Adriaan van Nieuwkerk, DHV BV;
Ian Vance, Centromere Limited;
Annette Watlow, BP Exploration;
and Matthew Rees, Azerbaijan International Operating Company
Pilot-scale membrane bioreactor treats produced water
MAGAZINE PRODUCTION +1 (713) 525-4633
Director–Production and Operations Sheryl Stone
Manager–Advertising Production Cheryl Willis
Artist/Illustrator David Weeks
Contractor–Editorial Production Angela Bathe
ADVERTISING SALES
see Advertisers’ index
CIRCULATION +1 (713) 520-4440
Director–Circulation Suzanne McGehee
E-mail: circulation@gulfpub.com
EDITORIAL ADVISORY BOARD
Senior Editorial Advisor
Paul L. Kelly, 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, Vice President, Reservoir Technology
and Consulting, Baker Hughes
Robert R. Workman, Group President,
Distribution Services, National Oilwell Varco,
and Chairman, Petroleum Equipment Suppliers Association
Douglas C. Nester, COO, Prime Offshore LLC
David A. Pursell, Managing Director and Head
of Macro Research, Tudor, Pickering, Holt & Co.
T. Jay Collins, President and CEO,
Oceanearing International, Inc., and Chairman, National Ocean
Industries Association
Robert E. (Bob) Warren, Vice President,
Industry and Governmental Affairs, Pride International
Tom Price, Jr., Senior Vice President, Corporate Development,
Chesapeake
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
ЧТО ПРОИСХОДИТ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
K. H. Kuhl, научный редактор WO
ДОГОВОР О ЗАЙМЕ
МЕЖДУ КАЗАХСТАНОМ И КИТАЕМ
Китай дал взаймы Казахстану 5 млрд долл. С целью
расширения взаимного сотрудничества в области разработки нефтяных месторождений. Договор о займе
между China National Petroleum Corp. и государственной нефтяной компанией Казахстана KazMunaiGas
был подписан в процессе визита президента Казахстана Нурсултана Назарбаева в Китай. Часть суммы
(3,3 млрд долл.) будет передана казахской нефтяной
компании Mangistaumunaigas. В ближайшем будущем
обе компании Mangistaumunaigas и KazMunaiGas планируют создать совместное предприятие с целью реализации масштабных проектов. Возмещение займа
китайской стороне будет осуществляться в форме
поставок нефти в Китай.
Контракт между Weatherford и Ираком
Как сообщил прессе Али Маарих, глава иракской
нефтяной компании Maysan Oil Company, Weatherford
подписала контракт стоимостью 224,4 млн долл. на
реализацию проекта повышения добычи на иракском
месторождении нефти Базарган, расположенном на
юге страны». Г-н Маарих отметил, что после завершения проекта добыча повысится на 30 тыс. брл/сут.
В настоящее время этот показатель составляет
100 тыс. брл/сут.
МЕЖДУНАРОДНАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ ОТС
Несмотря на мировой экономический кризис, число участников международной конференции ОТС
(Offshore Technology Conference) 2009 г. достигло
66 820 человек. Встреча специалистов отрасли из более чем 120 стран состоялась в начале мая в Хьюстоне
в Reliant Park. В выставочных залах были представлены различные образцы инновационных технологий,
разработанных специалистами за истекший год.
ДЕЛЕНИЕ АНТАРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА
Норвегия предъявила в комиссию ООН, занимающуюся вопросом раздела территории Антарктического континентального шельфа (Antarctic Continental
Shelf – ACS) свои права на часть региона, содержащего значительные запасы углеводородов. Норвежская
территория простирается от Острова Бьювет до земли
Дроннинг Мод. Министр иностранных дел Норвегии
Лд. Гар Стоур отметил, что решение ООН позволит
Норвегии установить границы между норвежской
территорией и глубоководными участками океана.
С такой же просьбой в ООН обращалась Великобритания, чья территория занимает 385 миль2 и Аргентина,
площадь антарктического шельфа которой составляет
656 миль2.
ЭКСПОРТ НЕФТИ ИЗ ИРАКА
Спикер министерства нефтяной промышленности Ирака А. Джихад объявил, что в ближайшее
6
время планируется начать экспорт нефти с месторождений, расположенных в Курдистане. Транспортировка продукта будет осуществляться по трубопроводу, соединяющему месторождения провинции
с национальным экспортным трубопроводом. Однако точная дата начала экспорта еще не определена. Предварительно администрация Курдистана
объявила о том, что экспорт нефти с месторождения Такве начнется в июне 2009 г. В соответствии
с планом объем транспортировки продукта должен
составить 60 тыс. брл/сут. Примерно 40 тыс. брл/сут
нефти планируется экспортировать с месторождения Так-Так. Экспорт будет осуществляться по
иракско-турецкому нефтепроводу. Продажа нефти
будет контролироваться Государственной маркетинговой организацией State Oil Marketing Organization.
НАЧАЛО ДОБЫЧИ
НА МЕСТОРОЖДЕНИИ ТУПИ
В начале мая 2009 г. компания Petrobras начала
добычу из подсоляных пластов на месторождении
Тупи, расположенном в бассейне Сантос. Разработка
месторождения началась с проведения испытания
скважины (Extended Well Test – EWT) на участке
BM-S-1, управляемой Petrobras (65 %) в партнерстве
с BG Group (25 %) и Galp-Energia (10 %). Добыча на
месторождении началась на скважине 1-RJS-646,
пробуренной на глубине 7020 фут (1 фут = 0,3048 м).
Скважина соединена с FPSO BW Cidade de Sao Vicente с производительной мощностью 30 тыс. брл/сут.
Однако финансовый директор Petrobras заявил, что
некоторый период добыча будет составлять 14 тыс.
брл/сут из-за ограниченной возможности сжигания
газа на факеле.
РЕЗУЛЬТАТЫ
ПЕРВОГО ЛИЦЕНЗИОННОГО РАУНДА
В ИСЛАНДИИ
В середине мая 2009 г. National Energy Authority –
(NEA) завершила первый лицензионный раунд,
на котором был представлен участок Северный Дреки. На лицензионном раунде были представлены
лицензии на проведение разведочных работ и добычу.
НАЧАЛО ДОБЫЧИ
НА МЕСТОРОЖДЕНИИ ТАИТИ
Вначале компания Chevron приступила к добыче
на самом глубоководном месторождении Мексиканского залива Таити. Суточная добыча оставляет
125 тыс. брл нефти. Месторождение было открыто в 2002 г. Извлекаемые запасы составляют 400–
500 брл. Месторождение расположено на участке
Грин Каньон (596, 597, 640 и 641) примерно в 190 милях
(1 миля = 1, 609 км) от побережья Нового Орлеана в
водах глубиной 4100 фут. Компания Chevron управляет месторождением (58 %) в партнерстве с StatoilHydro
(25 %) и Total (17 %).
№11 • ноябрь 2009
6
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
НОВОСТИ ДОБЫЧИ
V. Schmidt, научный редактор WO
стами разработано несколько сценариев ликвидации
пролитой нефти:
ПЛАНИРОВАНИЕ БУРЕНИЯ АРКТИКИ
• обычное судно, заякоренной на мелководье;
Большая часть еще не открытых запасов неф• резервуар для сбора разлитой нефти, размещенти залегает в арктическом регионе. Арктика и Сеный на льдинах.
верный Ледовитый океан
Ученые беспокоятся,
являются неиссякаемым
что буровые операции моисточником для исследогут нанести вред полярным
ваний. По сравнению с
птицам, морским млекопидругими регионами метающим и рыбам. По мнесторождения Арктики донию многих специалистов,
статочно доступны, хотя и
ассоциаций и законоданаходятся под водой и под
тельных органов бурение
толстым слоем льда.
Арктики будет связано с
По данным Дж. Паркера,
серьезными проблемами.
сотрудника Shell InternatioЭти операции потребуют
nal Exploration and Producквалифицированных спеtion, площадь территории
циалистов, инновационных
арктического региона со- Не открытые
технологий и оборудовазапасы,
ставляет примерно 8 млн км2 млрд брл
ния, а также значительной
земель и 14 км2 океана – (по провинциям)
инфраструктуры. Кроме
> 10
территории, расположен1–10
того, необходимо разра<1
ной в пределах Северного
Не оцененные запасы
ботать экономическую
Незначительные запасы
полярного круга.
политику и эффективные
В этом регионе уже Источник: Circum-Arctic Resource Appraisal, USGS Fact Sheet, 2008–3049
законодательные акты, кооткрыто свыше 400 ме- Провинции северного полярного региона, в которых найдены торые смогут предотврасторождений. Среди них запасы нефти и природного газа
тить вредное воздействие
более 250 наземных месторождений с доказанна окружающую среду, но в то же время и обеспечить
ными запасами 240 млрд брл (в нефтяном экпроведение операций.
виваленте). По данным Геологической службы США (US Geological Survey) доказанные
запасы 25–33 провинций Арктики составляют
412 млрд брл (см. рис.).
Бурение этих месторождений будет осуществляться при помощи судов полярного класса с полупогружСвязаться с м-ром V. Schmidt (В. Шмидтом) можно
ных буровых платформ и буровых барж. Специалипо адресу: Victor.Schmidt@worldoil.com.
НОВОСТИ БУРЕНИЯ
L. Skinner, редактор-консультант WO
«ГРОМООТВОДЫ»
В этом номере я вновь возвращаюсь к одной из своих любимых тем – надежности. Однако сейчас я хочу
говорить не о надежной эксплуатации, операциях или
защитном оборудовании, а о людях, которые рискуют больше, чем другие. Если вы работали длительное
время на месторождении, наверняка догадываетесь, о
ком идет речь. Мы называли их «громоотводами».
Почему эти люди рискуют больше других? Все
очень просто.
Возраст и неопытность. Статистика утверждает,
что молодые рабочие на буровой имеют небольшой
или совсем не имеют опыта работы. Многие из них
имеют лишь незначительное представление о буровых операциях в сочетании с пуленепробиваемыми
амбициями. Этим они автоматически относят себя
№11 • ноябрь 2009
к группе, подверженной наиболее высокому риску,
поскольку не знают, как предотвратить возможные
инциденты.
Отсутствие логики. Самая распространенная тенденция на буровой – многие рабочие концентрируют
внимание только на одной операции. Их опыт достаточно ограничен. Такие рабочие не прослеживают
взаимодействие всех узлов и не рассматривают всю
систему в целом, логически отслеживая весь процесс. Их представление ограничено узкими рамками,
а, как правило, незнание всегда связано с высоким
риском.
Критические ситуации. Это касается определения границ безопасности и надежности операций или
действий рабочих. Например, когда рабочий поднимается на буровую вышку без страховочного троса,
работает без предохранительных очков или каски,
игнорирует правила безопасности при операциях и
7
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
т. д. таких примеров можно приводить бесчисленно
много. Вы сами понимаете, что это чревато потерей
глаз, рук, ног, получением серьезных травм головы
и даже смертельным исходом. Как однажды сказал
д-р П. Сэндман, консультант в области надежности
и предотвращения рисков: «Подержите мое пиво.
Я посмотрю на это».
Работа над изучением факторов риска началась
еще в 1919 г. на британских военных заводах. Исследования проводились двумя психологами – М. Гринвудом и Х. М. Вудсом, считающими, что инциденты
все равно могут произойти даже если рабочие прослушали курс лекций по надежности. Аналогичное
исследование проводилось и в 1920-х годах К. Марбе,
полагавшим, что если с каким-то рабочим произошел
один инцидент, высока вероятность возникновения и
повторного инцидента.
Дальнейшие исследования проводились и 1930-х и в
1940-х годах. В процессе проведения первоначальных
исследований считалось, что инцидентам подвержены
рабочие, связанные с тяжелым трудом и имеющие
низкую квалификацию и знания. В большинстве случаев, решением того времени было увольнение таких
рабочих с буровых. Однако эти рабочие нанимались
на другие месторождения и работали там с таким же
возможным риском.
В конце ХХ века и начале 2000-х годов несколько
психологов объединили свои усилия с целью изучения проблем риска и надежности. Они полагают, что
рабочие, входящие в эту группу риска не в полной
мере осознают свою ответственность.
Ф. Д. Пирс, известный специалист в области надежности, исследовал 10 500 инцидентов, произошедших между 1999 и 2003 гг. Все рабочие, с которыми
произошли эти случаи, были опрошены и протестированы. Г-н Пирс подразделяет этих рабочих на четыре
группы:
• движители (принимающие на себя основные
опасности);
• аналитики (пытающиеся сопротивляться рискам);
• контакторы (привлекающие риски и чувствующие их влияние);
• активы (принимающие на себя основные опасности и чувствующие их влияние).
Рабочие, входящие в последнюю группу почти в
два раза больше подвержены рискам, чем рабочие,
входящие в первую группу.
Пирс и другие психологи изучили большое число
программ по надежности и обнаружили в них массу
недостатков, поскольку сфокусированы на результатах, а не на процессах.
Рабочие, подверженные рискам более других, тенденции, способствующие возникновению рисков,
представляются темой для проведения масштабных
исследований. Никто не должен быть подвержен риску на работе и нам надо прилагать все усилия для
предотвращения этого.
Связаться с м-ром L. Skinner (Л. Скиннером) можно
по адресу: lskinner@sbcglobal.net.
Перевел Д. Баранаев
НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
China National Offshore Oil Corp.
(CNOOC) объявила об инвестировании в последующие пять лет более
44 млрд долл. в разработку проектов
провинции Гуандунь, расположенной на юге Китая. Глава компании
CNOOC Ф. Ченгуи отметил, что все
деньги будут направлены на реализацию проектов разведки в ЮжноКитайском море, строительство
нефтехимических мощностей в г.
Хичжоу и газопровода. М-р Ченгуи
отметил, что в 2009 г. CNOOC запланировал инвестиции в размере
16,5 млрд долл.
рождении начнется в 2011 г. и составит 25 тыс. брл/сут.
Компания CNOOC приступила
к эксплуатации месторождения
нефти Бозхонг с первоначальной добычей из четырех скважин
4000 брл/сут. Месторождение Бозхонг расположено к югу от Бэйхай.
Это самое крупное морское месторождение, разработка которого
началась в 2009 г. добыча на место-
Энергетическая группа из Алжира Sonatrach и ее партнер - канадская компания First Calgary
Petroleum – подписали контракт
с итальянской компанией Saipem
на строительство энергетической
инфраструктуры стоимостью
1,85 млрд долл. Представитель
Sonatrach отметил, что в рамках
8
Природоохранная администрация Уганды одобрила схему первичной добычи, предложенную компанией Tullow Oil, для разработки
бассейна Албертин. Компания нашла в Анголе значительные запасы
в 600 млн брл. Компании Tullow Oil
и Heritage Oil владеют активами в
50 % в проектах разработки участков 1 и 3А. В проекте разработки
участка 2 компания Tullow Oil владеет всеми активами.
контракта компания Saipem будет
строить заводы по переработке
нефти и газа, добытых на месторождении Леджмет (Алжир). Соглашение также включает строительство
трубопровода для транспортировки
природного газа, сжиженного нефтяного газа и конденсата из Леджми в Гаси-Туил
Компании Enterprise Products
Partners и Duncan Energy Partners
завершили строительство газопроводной системы Sherman Extension, протяженностью 174 мили
(1 миля = 1,609 км), который проходит через регион Барнетт Шейл
в Северном Техасе. До модернизации пропускная способность
трубопровода составляла 360 млн
фут3/сут, по завершении модернизации увеличилась до 950 млн
фут3/сут. Впоследствии этот показатель увеличится до 1,1 млрд
фут3/сут.
№11 • ноябрь 2009
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОБЗОР
ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГЕТИКИ
В ЮГО-ВОСТОЧНОЙ АЗИИ
J. M. Perdue, редактор-консультант WO
Несмотря на проблемы, связанные с экономическим кризисом, операторы разрабатывают
программы бурения на 2010 г.
вьетнам
Правительство Вьетнама одобрило проведение разведочных операций в районах Te Giac Den (TGD) и Voi
Trang (VT), расположенных на участке 16-1 морского
бассейна Ку Лонг. Компания Soco Vietnam владеет в
этом бассейне 28,5 % активов. Разработкой бассейна
управляет компания Hoang Long Joint.
Площадь района TGD составляет 150 км2, включая
НТНР-скважину TGD-1X-ST1, пробуренную на площади Е. Аналогичная скважина пробурена на Южной площади. Разработка месторождения Те Ги Транг должна
была начаться летом 2009 г. с первой добычей в середине 2011 г. Результаты сейсмических исследований
месторождения должны быть готовы уже к сентябрю
2009 г. Кроме того, бурение оценочной скважины намечено на второй квартал 2010 г.
Исследования на территории VT (100 км2) включают оценку запасов с точки зрения их коммерческой
привлекательности. К моменту публикации статьи эти
исследования должны быть уже завершены.
Правительство Вьетнама одобряет проведение исследований на площадях с целью получения полной
картины промышленных запасов этого региона и подготовки 18-месячной программы разработки.
Совместные проекты. Компании PetroVietnam
Exploration и Production Co. (PVEP) и Salamander Energy подписали контракт на долевое распределение
(production-sharing contract – PSC). В рамках этого
контракта будет разрабатываться участок 31, расположенный в южной части морского шельфа Вьетнама.
По условиям контракта компании Salamander Energy
принадлежит 60 % активов. Площадь разрабатываемой
территории (смежной с участком Ку Лонг Ривер Дельта 01 (DBSCL-01), управляемой Salamander), входящей
в условия контракта, составит 5000 км2. Результаты 2Dсейсмической разведки, проведенной недавно на этой
площади, показали наличие продуктивной породы и
множественных продуктивных горизонтов.
«Специалисты Salamander уже давно считают участок 31 привлекательным с точки зрения перспективных промышленных запасов и результаты исследований только подтвердили наши предположения и
возможность осуществления перспективных операций
во Вьетнаме, – отметил руководитель компании Дж.
Мензис. – Одновременно мы приступим к операциям на участке DBSCL-01, простирающемся поперек
системы грабена и площадью свыше 13 тыс. км2. Мы
считаем, что профиль этого участка аналогичен профилю Ги Лонг, расположенному немного восточнее.
В рамках программы геологических и геофизических
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
исследований планируется провести разведочное бурение, запланированное на 2010 г.
Компания PetroVietnam подписала также второй
контракт с компанией Total на проведение разведочных операций на участках DBSCL-02 и DBSCL-03. эти
участки расположены в дельте р. Меконг и на суше.
Операциями на участках будет управлять компания
Total, владеющая 75 % активов. Оставшаяся часть активов будет принадлежать PVEP. Площадь участка
DBSCL-02 составляет 14 850 км2, участка DBSCL-03 –
13 800 км. В рамках контракта первоначально будут
проведены 2D-сейсмические исследования.
Инвестиционные соглашения. Государственный
банк Вьетнама по инвестициям и разработкам (Bank
for Investment and Development of Vietnam – BIDV) планирует инвестировать в проект разработки месторождения нефти и газа Вунг Тау компании PetroVietnam
76, 82 млн долл. Месторождение расположено в 135 км
от г. Вунг Тау на юге Вьетнама. Запасы месторождения оцениваются в 356 млн брл сырой нефти и 57 млрд
фут3 природного газа. Партнерами PetroVietnam в этом
проекте выступят компании Zarubezhneft (Россия) и
Idemitsu Oil & Gas Co. (Япония).
Канадская компания Talisman Energy также будет
инвестировать в разработку двух морских месторождений нефти (Хай Су Транг и Хай Су Ден) 1,1 млрд
долл. Эти месторождения расположены на участке
15-2/01 и являются частью проекта разведки, совместно реализуемого Talisman Energy и PVEP. В этом проекте компаниям принадлежит 60 и 40 % активов соответственно. Операции осуществляет созданная с
этой целью совместная корпорация Thang Long Joint
Operation Corporation. По оценкам специалистов PVEP
запасы месторождения Хай Су Транг составляют
приблизительно 59,6 млн брл нефти, а Хай Су Ден –
171, 2 млн брл. Совокупная добыча, которая предположительно начнется в сентябре 2011 г., по прогнозам
аналитиков составит 36 тыс. брл/сут нефти.
В апреле 2009 г. компания Thang Long JOC подписала контракт с несколькими партнерами, включая
Maritime Mechanical Service Company, the PetroVietnam Insurance Joint Stock Corp., Worley ParsonPetroVietnam JSC и PV Drilling. Эта компания была
создана спустя 18 месяцев после открытия месторождений нефти Хай Су Транг-1Х и Хай СУ Ден-1Х.
«Thang Long JOC стала одним из наиболее успешных
операторов, открыв за достаточно короткий период
времени промышленные запасы нефти, добыча которых начнется в 2011 г.», – отметил П. Аткинсон,
представитель компании.
9
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОБЗОР
Договор о передаче прав на часть активов. Компания
Serica Energy подписала соглашение с Australian Worldwide Exploration Ltd. (AWE) о передаче прав на часть своих активов на морском участке 06/94. Это соглашение
было подписано с разрешения правительства и компании PetroVietnam, имеющей преимущества на получение
доли активов. Реализация программы бурения трех скважин на участке Туонг Ву, расположенном в бассейне Нам
Кон Сон, началась в июне 2008 г. с бурения разведочной
скважины the 06/94-TV-1X. Скважина была пробурена на
песчаники дуа и карбонаты нам кон сон. Скважина расположена на участке 06/94 на шельфе Вьетнама в 400 км
от побережья. Скважина пробурена недалеко от места
расположения газодобывающих мощностей Lan Tay и
Lan Do, принадлежащих компании ВР.
В рамках соглашения компании AWE переходит 33 %
активов Serica (программы бурения). Компания PSC
будет владеть 23,33 % активов, Serica 10 %. Pearl Oil является оператором проекта с 33,34 % активов, компании
Lundin New Venture принадлежит 33,33 % активов.
МАЛАЙЗИЯ
Компания Talisman Malaysia Ltd. начала добычу
нефти на северных месторождениях морского участка
РМ-3, расположенного на шельфе Малайзии и Вьетнама. К началу 2010 г. планируется увеличить добычу
до 40 000–50 000 брл/сут (в нефтяном эквиваленте).
Половина добываемого продукта будет принадлежать
Вьетнаму, половина – Малайзии. В 2009 г. компания
планировала пробурить на северных месторождениях
16 эксплуатационных скважин, в 2010 г. – более 13.
Всего проект включает разработку 70 продуктивных
залежей, бурение 50 скважин, размещение трех стационарных платформ, центральную платформу, на которой
будет размещено перерабатывающее оборудование
(рис. 1), использование плавучей системы хранения и
отгрузки продукта и строительство 100-километрового
подводного трубопровода. Инвестирование в реализацию проекта по предварительным подсчетам составит
1,6 млрд долл., но, возможно и более. Компания Talisman
Malaysia владеет в этом проекте 41,44 % активов, 46,06 %
активов принадлежат компании Petronas Carigali и 12,5 %
активов – компании PVEP.
Планы Murphy Oil. Аналитики компании Murphy
Oil считают, что совокупная добыча нефти в Малайзии
Рис. 1. Центральная перерабатывающая платформа Talisman,
размещенная на северных месторождениях на шельфе Вьетнама
и Малайзии
10
в 2009 г. повысится на 72 % благодаря месторождению
Кике, расположенному на участке К. В декабре 2008 г.
добыча нефти на этом месторождении увеличилась до
115 тыс. брл/сут благодаря бурению дополнительных
скважин. В декабре 2008 г. На этом участке началась
добыча газа. Кроме того, компания Murphy планировала начать летом 2009 г. добычу газа на месторождении
Сарава. В соответствие с программой первоначальная добыча газа должна составить 250 млн фут3/сут.
Компания планирует также пробурить разведочную
скважину на шельфе острова Сабах.
Платформа Muda D. Компания Cuel (Таиланд) была
выбрана подрядчиком проекта (реализуемого совместно
Таиландом и Малайзией) разработки участка 17, оператором которого выступает Carigali-PTTEP (первоначально эта компания была субподрядчиком). Руководители
Cuel подписали контракт, оцениваемый в 2,7 млн долл.
На строительство и размещение на шельфе Тайского залива платформы Muda D. в рамках контракта компания
будет выполнять технический проект, осуществлять поставку оборудования, строительство платформы, морскую транспортировку и сдачу в эксплуатацию.
ТАИЛАНД
Канадский оператор Pan Orient (60 % активов) австралийская компания Carnarvon Petroleum (40 % активов) осуществляют разведочное бурение на наземном
месторождении На Санун Ист в Таиланде. В 2008 г. скважиной NSE-E1 были открыты запасы нефти в объеме
2,843 млн брл (извлекаемые). Результаты тестирования
показали, что месторождение включает несколько сильно трещиноватых вулканических горизонтов. Пробная добыча нефти составила 9 тыс. брл/сут (объем попутной воды – 15 %). В мае 2009 г. скважиной NSE-H3
были открыты промышленные запасы углеводородов,
обнаруженные в продуктивном вулканическом горизонте толщиной 45 м на глубине 610 м. Пробная добыча
(840 брл/сут с содержание воды – 0,5 %) показала
наличие нефти 32 °API. Как сообщил глава Carnarvon
Т. Джекобсон, в соответствии с программой бурения в
2009 г. должно быть пробурено 10–15 скважин.
Результаты исследований восточных месторождений
Скважина
Результат
NSE-D2ST2............... 143 брл/сут (высокая газированность)
NSE-E2ST1............... 1350 брл/сут-нефть 32 °API
NSE-F1..................... 60 брл/сут нефть 43–47 °API
(содержание воды 15 %)
NSE-G1.................... наличие нефти на большей глубине
(100 м вулканический горизонт)
NSE-H1.................... 630 брл/сут (содержание воды 7 %)
NSE-H2.................... 420 брл/сут (содержание воды 26 %)
В 2007 г. на соседнем участке (лицензия L44) была
пробурена разведочная скважина. Бурение осуществлялось компаниями Pan Orient и Carnarvon. По данным отчета на 31 декабря 2008 г. запасы месторождения оценивались в 225 тыс. брл. В настоящее время
с целью изоляции продуктивных вулканических горизонтов разведочная скважина L44-W закрыта. Для
получения более подробной информации о структуре
горизонта L44 проводятся 3D-сейсмические исследо№11 • ноябрь 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОБЗОР
вания. Планом бурения в 2009 г. предусмотрено бурение на участках L44/43 двадцати четырех разведочных,
оценочных и эксплуатационных скважин.
Компания Carnarvon имеет лицензию L20/50 на разработку еще двух участков в Таиланде в партнерстве с
Sun Resources (50 %) и лицензию L52/53 в партнерстве
с Pearl Oil (50 %). Лицензия L20/50 включает разработку запасов месторождения Сирикит, оцениваемых в
200 млн брл (добыча составляет 20 тыс. брл/сут). Данные сейсмической разведки показали наличие нескольких продуктивных горизонтов вулканического
происхождения. Новые сейсмические исследования
запланированы на лето 2010 г., с этой целью будет пробурено 1–4 разведочные скважины.
Лицензия L52/53 включает участок площадью
6,950 км2, расположенный на шельфе Тайского залива.
На этом участке были запланированы 2D-сейсмические
исследования, которые начались летом 2009 г.
ИНДОНЕЗИЯ
В конце апреля 2009 г. министр энергетики и природных ресурсов объявил об открытии 11 новых участков (по принципу «прямого предложения»), хотя первоначально (в декабре 2008 г.) правительство открыло
15 новых участков, но ни один не привлек внимания
операторов (см. табл.). Для разработки этих участков
в течение первых трех лет потребуется 189 млн долл.
Совокупный правительственный бонус составит
21,65 млн долл. Тот факт, что участки были открыты
по принципу «прямого предложения», позволили нефтегазовым операторам осуществлять их совместную
разработку. Кроме того, при проведении последующих тендеров эти компании будут иметь значительные
преимущества.
Контракты были официально подписаны на конференции в Джакарте, проводившейся 5 мая 2009 г. На
этой конференции правительство объявило об открытии тендера еще на 24 новых участка. Индонезия надеется, что все принятые в последнее время решения
Участки, предложенные к разработке в апреле 2009 г.
Участки
Компании
Южный участок «А»
PT Realto Energi Nusantara
PT Prosys Oil & Gas Intl.
PT Nana Yamano Technik
Orchard Energy Pte. Ltd.
PT Bayu Energi Lestari
Australian Worldwide Exploration
PT Bama Bumi Sentosa
PT Toba Sejahtera
PT Archipelago Resources
Hess (Indonesia South Sesulu)
Biak Petroleum LLC
Niko Resources
Komodo Energy LLC
Marathon Indonesia New
Ventures
Indonesia Kumawa Energy Ltd.
Biak Petroleum LLC
Esso Exploration Intl. Ltd.
Sarmi Papua Asia Oil Ltd.
Восточный Памай
Западный Белида
Tтерумбу
Юго-восточный
Мадура
Пасир
Южный Сесулу
Кофиау
Кумава
Сендравасих
Северный Папуа
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
Инвестиции,
млн долл.
5,18
6,35
5,76
9,5
12,0
7,75
26,0
24,54
25,3
40,0
26,7
будут способствовать сокращению добычи нефти в
стране, из-за чего Индонезия в значительной степени зависит от стран ОПЕК. В марте 2009 г. добыча в
стране снизилась до 832 200 брл/сут (по сравнению
с 844 300 брл/сут в феврале 2009 г.). Если обратиться
к истории, в 1990-х годах добыча нефти составляла
1,5 млн брл/сут. В 2009 г. Индонезия планирует добывать 960 тыс. брл/сут нефти.
Новые правила определения затрат. Индонезийское правительство разработало новые правила
определения некоторых компонентов затрат как по
разработке и добыче, так и переработки и производства конечных продуктов. Нефтегазовым подрядчикам
приходится корректировать затраты на разработку и
добычу после начала операций по добыче. Например,
экспортный терминал СПГ и газотранспортный трубопровод относятся к компонентам затрат на переработку и производство, и поэтому не могут быть включены
в затраты на разработку и добычу. В соответствии с
новыми правилами все затраты синхронизируются,
включая налоги.
«Мы надеемся, что благодаря новой системе определения затрат прибыль операторов увеличится», – отметил П. Юсджианторо, министр энергетики и природных
ресурсов. Министр был одним из разработчиков новой
системы и способствовал ее одобрению.
В 2008 г. правительство выплатило нефтегазовым
подрядчикам примерно 9,35 млрд долл. по сравнению с
8,7 млрд долл., выплаченными в 2007 г. В 2009 г. Палата
Представителей согласилась выплатить подрядчикам
12 млрд долл., включая затраты обеих категорий (на
разработку и добычу и переработку и производство).
Планы Petronas. Как сообщил премьер-министр
Малайзии Н. Разак, Индонезия разрешила малазийской компании Petronas принять участие в разработке
гигантского месторождения газа Натуна Д-Альфа. В
качестве оператора месторождения индонезийское
правительство назначило государственную компанию
Pertamina, однако компания не имеет возможности
провести техническую экспертизу, на которую потребуется 40 млрд долл. Наличие в добываемом газе
70 % СО2 делает добычу газа дорогостоящей и сложной, поэтому было принято решение разрабатывать
месторождение в партнерстве с международными
компаниями. В этом проекте Pertamina будет владеть
40 % активов, остальные 60 % активов будут разделены между Petronas, ExxonMobil, Chevron, Total, Royal
Dutch Shell, StatoilHydro, Eni и China National Petroleum Corp. В настоящее время Индонезия решила прекратить переговоры с компанией ExxonMobil, которая
контролировала операции на этом участке с 1990-х
годов из-за противоречий, возникших относительно
долевого распределения добычи между компаниямипартнерами. Индонезия считает, что срок действия контракта, дающего право ExxonMobil на получение 76 %
прибыли, истек, однако компания считает, что этот
контракт действителен до сих пор. Участок Натуна
Д-Альфа расположен в 1100 км к северу от Джакарты
и в 200 км к востоку от месторождения Западная Натуна, запасы которого оцениваются в 222 трлн фут3
газа, из них 46 трлн фут3 газа считаются извлекаемыми
промышленными запасами. Pertamina полагает, что в
11
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОБЗОР
случае получения одобрения правительства в 2010 г.
реализация гигантского проекта завершится в 2017 г.
В начале мая 2009 г. г-н Юсджианторо заявил, что газ,
добытый на месторождении Натуна Д-Альфа будет поступать на новый терминал СПГ. Реализацию этого
проекта будет осуществлять консорциум, в который
входят три государственные компании PT Pertamina,
PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) и PT Perusahaan Gas
Negara. Плавучая система хранения СПГ, которая будет размещена на побережье недалеко от Джакарты,
предназначена для хранения 3 млн т газа. Газ с этой
системы будет поступать на электростанцию Muara
Karang и новый завод Tanjung Priok.
Начало добычи газа на месторождении Камбуна. В
мае 2009 г. на месторождении Камбуна, расположенном
на севере Суматры и управляемом Serica Energy, была
размещена добывающая платформа. К концу лета были
пробурены и закончены эксплуатационные скважины,
добыча из которых составила 114 млн фут3/сут газа.
Платформа размещена в 58 км от берега. Кроме того,
был проложен 35-сантиметровый газопровод для транспортировки конденсата с платформы на берег. Завершение строительства наземных мощностей по переработке
газа было запланировано на середину 2009 г. Аналитики
из RPS Energy оценили запасы Камбуна в 133 млрд фут3
газа и 11,6 млн брл конденсата. В этом проекте компании Serica будет принадлежать 50 % активов. Еще 15 %
активов было продано компании-партнеру Salamander
Energy, которая уже владеет 35 % активов.
Запасы нефти, открытые компанией Lundin. Компания Lundin Petroleum открыла значительные запасы
нефти в известняках каис. Запасы были открыты недалеко от истощенного нефтяного месторождения Валио,
расположенного в бассейне Салавати на шельфе Индонезии. В этом проекте компании Lundin принадлежит
25,936 % активов; оператором выступит компания PetroChina, владеющая 30 % активов. Партнерами Lundin
выступят Pearl Oil (34 % активов) и Pertamina (10 % активов). Как сообщил Э. Хаппенстал, президент Lundin,
месторождение расположено достаточно близко от
уже построенной инфраструктуры. Исследования показали наличие нефти с первоначальной добычей 2300
и 2400 брл/сут соответственно. В 2009 г. планируется
пробурить две оценочные скважины.
КИТАЙ
Компания China National Offshore Oil Corp. (CNOOC)
объявила о тендере для международных компаний на
17 нефтяных и газовых участков в Южно-Китайском
море. Площадь проведения активных разведочных
операций составит 42,021 км2 и включает 13 участков.
Эти участки расположены в восточной части ЮжноКитайского моря и четыре участка в западной части.
Глубина воды на этих участках составляет 18–300 м.
CNOOC владеет в этом проекте 51 % активов.
China Oilfield Services Ltd. (COSL) объявила о проведении на континентальном шельфе Южно-Китайского
моря полномасштабных испытаний новой подводной
системы механизированной добычи Atlantis. Система была размещена и закреплена на буе на глубине
200–400 м ниже уровня моря (рис. 2). Устьевая головка и противовыбросовый превентор также были за12
Рис. 2. Успешные полномасштабные испытания COSL подводной
системы механизированной добычи Atlantis, размещенной в
Южно-Китайском море. Эта система позволит операторам бурить
с полупогружной платформы более глубокие скважины
креплены на буе, заякоренном по принципу оттяжки
обсадной колонны. Ни одна из систем не была размещена на морском дне. Новая система разработана для
использования в процессе бурения на полупогружной
платформе; ее можно использовать и в более глубоких
водах. Это позволит в значительной степени сократить
производственные затраты.
Новая технология запатентована Atlantis Deepwater
Orient Ltd., совместным предприятием COSL и норвежской компанией Atlantis Deepwater Technology
Holding AS. Система была размещена для использования на полупогружной платформе Nanhai V, оператором которой выступает COSL.
ПАПУА НОВАЯ ГВИНЕЯ
Компания InterOil Corp. владеет 100 % активов трех
лицензий на проведение разведочных операций PPL
236, 237 и 238, включающих участки, расположенные в
бассейне Итс Папуан. Бурение скважин в бассейне на
участках Элк ведется с 2006 г. (в рамках лицензии PPL
238). Результатом бурения стало открытие значительных запасов газа/газоконденсата. Добыча газа из скважин участков Элк и Элк-4 оставляет 100 млн фут3/сут –
это рекордный показатель для региона Папуа Новой
Гвинеи.
В октябре 2008 г. InterOil пробурила скважину Antelope-1 на рифовом участке. Добыча из скважины Antelope-1 составила 382 млн фут3/сут газа и 5000 брл конденсата. Совокупная добыча составляет 68 700 брл/сут
(в нефтяном эквиваленте), это новый рекорд для морских вертикальных скважин. Эти открытия сделали
регион Папуа Новой Гвинеи регионом значительных
запасов газа. Следует также учесть, что этот регион находится достаточно близко от самого крупного мирового потребителя СПГ – Китая. В соответствии с прогно№11 • ноябрь 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОБЗОР
PRL 4
Папуа Новая Гвинея
PRL 5
PPL 238
PPL 237
PPL 244
PPL 236
InterOil (100 % активов)
Порт Морсби
InterOil (совм. предприятие)
InterOil (совм. предприятие, долгосрочная лиц.) (перерабатывающий
завод InterOil)
Рис. 3. Карта размещения мощностей в Папуа Новой Гвинее
зом объемы импорта СПГ в Китай должны удвоиться
с 15,3 млн т в 2010 г. до 36,5 млн т в 2015 г. Китай подписал контракты на поставку к 2010 г. 14,8 млн т СПГ и
провел переговоры с такими поставщиками как Катар,
Австралия, Индонезия и Малайзия на поставку еще
21 млн т СПГ к 2015 г.
Специалисты компании InterOil считают, что добыча
из скважины Antelope-1 может повыситься на 120 %.
CNOOC недавно подписала соглашение с InterOil и государственной компанией Папуа Новой Гвинеи Petromin PNG Holdings Ltd. на реализацию второго проекта
строительства завода СПГ в Порт Морсби (рис. 3).
По данным аналитиков обеих компаний этот проект быстро окупится благодаря использованию новой технологии, заключающейся в извлечении конденсата из газа и его нагнетания обратно в скважины
Elk and Antelope до введения в эксплуатацию завода
СПГ. InterOil планирует пробурить на участках от 6 до
12 скважин с добычей 650–900 млн фут3/сут газа. Этот
газ будет использоваться в качестве сырья на заводе
СПГ в Напа Напа около Порт Морсби.
Скважина Stanley-1 компании Horizon Oil (Папуа
Новая Гвинея) была повторно закончена и протестирована. План разработки месторождения в рамках
лицензии Petroleum Development License (PRL 4) был
одобрен правительством. Проектом предусмотрена
добыча 140 млн фут3/сут газа из двух скважин и извлечения 4000 брл/сут конденсата. Суточное производство СПГ составит 40 т. Сухой газ будет повторно
нагнетаться в скважины до развития рынка СПГ. Значительный прогресс достигнут в вопросе разработки
регулирующих мер. Подрядчики заявили, что строительство завода началось в 2009 г.; завершение проекта
намечено на четвертый квартал 2010 г.
Компания Horizon владеет 100 % активов на месторождении газа/газоконденсата Стенли и 49,65 % активов на участке PRL 5, включающем месторождения
Элевала и Кету. Эти месторождения расположены в
равнинной части страны, поэтому добытый продукт
будет транспортироваться по реке Флай. Этот газ будет поставляться региональным потребителям.
Компания Horizon Oil передала часть своих активов
в регионе другим компаниям. «Часть активов на участках PRL 4 и PRL 5 пришлось передать партнерам, поскольку их разработка связана с высоким риском», –
заявил глава компании М. Шеридан. Прибыль от про-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
дажи активов (20–25 %) будет направлена на оценку и
разработку участков. «Решение о продаже части активов было принято в первом квартале 2009 г. Это решение вызвало живейший интерес многих операторов,
выказавших свое желание стать партнером Horizon
Oil. В соответствии с результатом моделирования за
10-летний период из этого месторождения можно добыть свыше 8 млн брл конденсата.
ФИЛИППИНЫ
В середине мая 2009 г. была возобновлена добыча
нефти на месторождении Галок. За шесть дней до этого
события скважина была закрыта из-за отсоединения
плавучей системы добычи, хранения и отгрузки (floating production, storage and offloading system – FPSO)
Rubicon Intrepid.
«Это первый случай отсоединения плавучей системы и повторного соединения с целью продолжения
добычи», – отметила Дж. Уильямс, управляющий директор компании Nido Petroleum, которая также выступает партнером разработки месторождения Galoc
Production Co. (GPC).
Совокупная добыча нефти на месторождении,
расположенном на глубине 209 м примерно в 65 км
к северо-западу от Палаван, уже достигла 1 млн брл.
Суточная добыча на месторождении составляет 16 тыс.
брл/сут и ожидается увеличение этого показателя еще
на 13 тыс. брл/сут.
В марте 2009 г. консорциум, управляющий месторождением Галок, отгрузил 207 764 брл нефти в Корею и 343 430 брл в Японию. До начала сезона тайфунов консорциум планировал добыть еще 650 тыс. брл
нефти.
Добыча в декабре 2008 г. после отсоединения FPSO
снизилась по причине плохой погоды. Спустя два месяца после отсоединения платформы добыча была
возобновлена. Это произошло только спустя три месяца после начала операций на месторождении. В феврале 2009 г. была произведена модернизация системы
заякоривания.
«Модернизация системы была произведена вовремя в соответствии с планом; в процессе последующей
эксплуатации были отмечены улучшения на 99 %», –
прокомментировала г-жа Уильямс
В декабре 2008 г. австралийская компания Otto
Energy Ltd. заключила контракт с BHP Billiton Petroleum на передачу 60 % активов нефтяных и газовых
месторождений (контракт Service Contract No. 55 на
разработку юго-западной морской части Палаван). Эти
участки включают рифы Марантао, содержащие запасы нефти и газа. В соответствии с условиями контракта BHP Billiton будет осуществлять 3D-сейсмическую
разведку и пробурит две глубоководные разведочные
скважины. Однако переговоры между двумя компаниями еще не завершены.
«Компания также планирует возобновить переговоры относительно возможного участия партнеров на
разработку участков, что будет способствовать улучшению ситуации на рынке», – отметил руководитель
Otto Energy А. Паркс.
Перевел Д. Баранаев
13
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОБЗОР
КОНКУРЕНТНЫЕ
СТРАТЕГИИ И ПОДХОДЫ SHELL GLOBAL
SOLUTIONS К ВЕДЕНИЮ
СВОЕЙ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ
ДЕЯТЕЛЬНОСТИ
ПРЕДИСЛОВИЕ
E. Daniel, вице-президент по коммерческой деятельности Shell Global Solutions
Обзор основных тенденций развития рынка энергоносителей/энергоресурсов
Ни для кого не является новостью тот факт, что
мы находимся в середине глобального финансового
кризиса, подобно которому мир не видел с 30-х годов
прошлого века.
Подобный период нестабильности приводит к сокращению инвестиций, что может углубить следующий кризис предложения энергоносителей/энергоресурсов. Мы также вступаем в беспрецедентную
эру нестабильности на долгосрочную перспективу,
связанную со сдвоенной задачей увеличения спроса
на энергоносители и снижения выбросов парниковых газов.
Многие полагают, что как только возобновится
экономический рост, спрос на энергоносители вырастет быстро. Правда заключается в том, что нынешнее снижение прироста энергоресурсов будет
по-прежнему наблюдаться в связи с огромным резким их увеличением с 2004 по 2007 гг., прежде всего
из-за набирающих вес экономик. Хотя экономическая нестабильность может повлиять на отдельные
особенности процесса, общая тенденция сохранится
и впредь.
Вторая часть жестокой правды заключается в том,
что добыча традиционной нефти и газа, которые относительно легко извлечь, не будет расти требуемым
темпом, даже если инвестиции сохранятся на докризисном плановом уровне. Даже если энергоносители
поступают из самых разных источников, включая нетрадиционную нефть и природный газ, альтернативная и ядерная энергия и все большее количество угля
нам будет трудно удовлетворить растущий спрос на
энергоносители.
Третья часть жестокой правды заключается в
том, что увеличение потребления энергоносителей
приведет к увеличению выбросов диоксида углерода (СО2) – путь, который ученые считают несостоятельным. Нам необходимо научиться использовать энергоносители более эффективными способами.
14
Разработанные Shell сценарии дают ясно понять,
что нефть и газ будут оставаться основными источниками энергии нашего мира в течение предстоящих
десятилетий. Пока углеводороды необходимы нам
для того, чтобы удовлетворить потребность мира в
энергоносителях, нам необходимо извлекать их эффективно, оперативно и ответственно, используя все
навыки, производственные мощности, технологии и
методы нашей отрасли. При таком подходе отрасль
может добиться увеличения добычи в будущем и отодвинуть наступление пика добычи энергоносителей
на годы или десятилетия.
Располагать сильными перспективным технологиями очень важно и Shell имеет самую масштабную программу исследований и разработок из всех
международных нефтяных компаний, инвестировав
в 2007 г. 1,2 млрд долл. Один из примеров состоит в
том, каким образом такая сфера, как нанотехнологии
могут однажды помочь отрасли найти и добыть больше нефти и газа. Развитие завоевывающих награды
технологий является краеугольным камнем нашей
стратегии, однако инновации заключается не просто в исследованиях и разработках – мы стремимся
улучшить все сферы, как нашего собственного бизнеса, так и бизнеса наших заказчиков путем внедрения
инновационных процессов и методов с целью защиты
бизнеса от краткосрочных циклических колебаний и
открытия различных путей в будущее.
Мы в Shell Global Solutions понимаем, что как
наши производственные показатели, так и гарантии
успеха должны изменяться с тем, чтобы отвечать меняющимся потребностям заказчиков. Наша работа
– помочь заказчикам значительно сократить затраты
на производственных площадках, и наше содействие
в сохранности активов совместно с нашим же ассортиментом лицензированных технических решений
является всего лишь одним из способов, с помощью
которого мы может помочь закрепить производственные показатели.
№11 • ноябрь 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОБЗОР
Мировая экономика оживится, как оживится и
спрос на энергоносители. Я полагаю, что продолжение инвестирования – в разумных пределах –
наилучшим образом отвечает интересам нашей отрасли и всего мира. Я также разделяю стремление
многих выйти сильными из этого периода неопре-
деленности и занять хорошее положение с тем,
чтобы воспользоваться коммерческими возможностями, а вместе мы должны сделать то, что необходимо и избежать серьезного кризиса предложения
углеводородов как только экономика вновь воспрянет.
ПЕРСПЕКТИВЫ ОТРАСЛИ
J. Fotopoulos, Helenic Petroleum, и Ch. Gent, Shell Global Solutions,
обсуждают будущее сферы энергоносителей/энергоресурсов
Несмотря на беспокойство, экономический кризис дает замечательную возможность нефтегазовой
отрасли повысить свою эффективность и освежить
устаревшие бизнес-методы.
Ch. Gent: руководитель программы Shell Global
Solutions, беседует с Джоном Фотопулосом, руководителем проекта в греческой энергогруппе Helenic
Petroleum, о том, что нефтеперерабатывающие
заводы (НПЗ) делают для того, чтобы наилучшим
образом [для себя] использовать экономический
кризис.
J. Fotopoulos: Наша основная задача в данный момент состоит в том, чтобы завершить те новые проекты, которые мы уже одобрили до начала экономического кризиса, т.е. те проекты, которые по нашему
мнению нам не следует приостанавливать. Вложив
инвестиции сейчас, мы окажемся в намного лучшем
положении и пожнем плоды тогда, когда экономика
вернется к нормальному состоянию.
Мы также выводим из производства излишние
мощности, чтобы провести инспекции и работы по
техническому обслуживанию. Это означает, что мы
можем уменьшить пиковые рабочие нагрузки путем привлечения бригад для этих работ, поскольку
для того, чтобы поддержать установки, которые попрежнему работают, требуется меньший объем работ.
Наконец – но это не менее важно – мы инвестируем часть наших управленческих и инженерных ресурсов не только в наши бизнес-процессы,
но в рационализацию работы нашей группы Helenic
Petroleum.
Ch. Gent: Это совпадает с тем, что мы слышим
от наших заказчиков. Они говорят нам, что прекращению работ по поддержанию работоспособности
основных производственных фондов просто нет
альтернативы, однако они могут сосредоточиться
на основных проблемах в целях экономии денежных
средств. Мы также видим многочисленные НПЗ, пытающиеся до максимума увеличить получение денежных средств, не подвергая при этом опасности
работоспособность оборудования и безопасность
или не рискуя долгосрочной эффективностью компании.
J. Fotopoulos: То же самой относится и к нам. Что
касается капитальных затрат, мы считает, что сейчас
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
время готовить подробные предложения по новым
инвестициям, выполнять только те эскизные проекты
и техническое проектирование, которые требуют небольшого уровня затрат. Это обеспечит нам преимущества для перехода к рабочему проектированию и
комплектации, как только начнется улучшение дел в
экономике.
Ch. Gent: И когда, по вашему мнению, это может
случиться?
J. Fotopoulos: Прежде всего, мы планируем необходимость увидеть, что начинают выздоравливать
другие отрасли, такие, например, как строительство,
автомобильная промышленность и даже туризм, чтобы нарастить спрос на энергоносители. Как только
это случится, мы начнем пожинать плоды, но я сомневаюсь, увидим ли мы увеличение спроса на нашу
продукцию до начала следующего года.
Ch. Gent: Как изменится отрасль после окончания
кризиса?
J. Fotopoulos: Даже после того, как начнется выздоровление, оно не будет означать возвращения к
прежнему состоянию дел. Мы считаем, что вновь станет доступен капитал, однако на более ответственных
условиях и при более ответственном порядке работы с капиталом. А это означает, что только те НПЗ,
которые смогут показать отличные показатели по
эксплуатационным и капитальным затратам, смогут
получить выгоду.
Ch. Gent: И каким образом вы сможете убедиться
в том, что находитесь в наилучшем положении при
таком развитии событий?
J. Fotopoulos: Мы полагаем, что НПЗ, рационализировавшие производственные процессы во время
экономического кризиса, выйдут с конкурентным
преимуществом при условии, что они создали необходимые системы менеджмента для сохранения этих
преимуществ.
Ch. Gent: Существуют ли какие-либо другие вопросы, которые нефтепереработчики необходимо
рассмотреть, и которые не связаны с экономическим
кризисом?
J. Fotopoulos: Существуют однозначно. Все более
ограничивающие выбросы СО2 нормативные документы представляют собой серьезную проблему
для нашей отрасли независимо от экономических
условий. Повторюсь, что сейчас хорошее время для
15
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОБЗОР
рассмотрения данной проблемы и минимизации выбросов СО2 в нашей отрасли. Она станет еще более
актуальной, как только начнется подъем экономики.
ДОСТИЖЕНИЕ УСПЕХА
ПРИ ЭКОНОМИЧЕСКОМ КРИЗИСЕ
Экономия затрат может помочь компаниям превратить экономические трудности в возможности
для роста.
В последнем исследовании Корпоративного исполнительного совета в качестве единственного самого
актуального бизнес-требования на 2009 г. ставится
задача повышения дисциплины расходов. Пятьдесят
три процента респондентов в недавнем обследовании
журнала Industry Week также заявили, что прессинг
затрат в этом году представляет собой самую большую проблему на пути к успеху.
Нынешний прессинг затрат в связи с экономическим кризисом обостряет уже сложные условия,
при этом в последние годы наблюдаются высокая инфляция затрат вслед за растущими ценами на сырье
и перегретые рынки сферы комплектации и строительства.
Shell не застрахована от этого прессинга, поэтому
Shell Global Solutions разработала методы определения способов значительного повышения производительности через программы снижения затрат в
активах Shell. Под активами в нефтегазодобывающем секторе понимают основные производственные
фонды, то есть в первую очередь скважины, объекты
наземного обустройства, морские платформы, трубопроводы, скважинное и наземное оборудование, эксплуатационные установки и пр., а также месторождения и залежи с находящимися в них углеводородам.
Данная методология, а именно программа снижения
затрат Shell (Shell cost reduction – SCR) также легко
может быть передана не являющиеся заказчиками
Shell компаниям, работающим в добывающем, перерабатывающем и промышленном секторах.
Как объяснил Арнольд Грут, главный консультант
по планированию и экономическим вопросам в Shell,
SCR представляет собой программу из пяти этапов, и
которая в основном основана на хорошо известном
и апробированном методе Lean Six Sigma, который
может вместе с имеющимся производственным и
управленческим опытом Shell Global Solutions значительно сократить затраты на производственных
площадках. «Мы также точно настраиваем наше имеющееся предложение с учетом текущих условий на
рынках, чтобы изменить наши продукты и сервисы и
обеспечить быстрое сокращение затрат и предоставить программы получения денежных средств», –
добавляет г-н Грут.
По существу, программа SCR анализирует все
статьи расходов производственной установки и находит способ снижения затрат путем исключения
отходов и рационализации основных процессов.
16
Основное место в программе сосредоточено на
условно-постоянных расходах, однако поскольку
все затраты взаимосвязаны, можно также получить
экономию и по другим статьям расходов.
Г-н Грут приводит пример недавнего применения
программы SCR на одном из НПЗ Shell, на котором
затраты росли примерно на 14% в год. Анализ показал, что затраты на техническое обслуживание и
рабочую силу были особенно высокими, а уровни
комплектования штатов значительно превышали плановые показатели. «Мы изучили все рабочие приемы
и рассмотрели способы повышения эффективности
и производительности и «протолкнули» программу
мер по снижению затрат», – говорит г-н Грут. Выявленная экономия достигла 15 % от годовой сметы
эксплуатационных затрат и в течение одного месяца
было сэкономлено 4 % от этой цифры.
Нильс Босма, международный руководитель программы по дисциплине расходов и совершенствованию производства, Shell Global Solutions International,
утверждает, что экономический кризис заставляет организации понять, каким образом оптимизировать свое
производство и принять решение о том, каким уровнем
затрат заниматься. Он добавляет: «Мне кажется, что
необходимо пробовать метод (программу SCR) и выходить из экономического кризиса с лучшими показателями, нежели когда вы входили в него». По словам г-на
Босма, любая компания-изготовитель, которая захочет
регулировать затраты, улучшить запас прочности, повысить надежность и обеспечить безопасную работу,
выиграет от применения программы SCR. И выгоды от
нее осязаемы. «Как только программа завершится, на
любой производственной площадке будет более полное
представление о ее работе, чем у экспертов; на ней будут знать какие виды работ и какие затраты являются
важными, а какие нет, повысится эффективность работы установки, появится возможность оперативного
анализа и регулирования затрат на всех уровнях».
Пол Ньюман, международный руководитель, отвечающий за техническое обслуживание и его проведение, Shell Global Solutions International, добавляет: «Заказчики обращаются к Shell Global Solutions
в связи с тем, что мы понимаем их производство и
проблемы, с которыми они сталкиваются. У наc имеется большой опыт и мы держимся до конца. Мы сами
являемся компанией-оператором и находимся в тех
же условиях, что и другие компании, работающие в
сфере энергоресурсов и нефтепереработки».
№11 • ноябрь 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОБЗОР
ГОТОВЯСЬ К БУДУЩЕМУ
Применяемые Shell сценарии развития событий в энергетике помогают изучать возможные события
и стратегии относительно будущего рынка энергоносителей/энергоресурсов.
Если ситуация складывается таким образом, что все
три самых мощных движущих стимула мира энергетики – спрос, предложение и влияние на окружающую среду – претерпевают значительные изменения,
сфера энергоносителей вступает в эпоху революционных трансформаций и значительной турбулентности.
И хотя цены на энергоносители и новые технологии
будут стимулировать некоторые эти трансформации,
политические и социальные выборы стран-игроков на
рынке энергоресурсов будут играть важную роль.
Shell применяет сценарии развития событий в
энергетики в течение почти 40 лет с целью изучения
возможных событий в ее будущем и сравнения различных стратегий с этими возможными событиями.
Лица, принимающие решения, могут использовать эти
сценарии для обдумывания неопределенных аспектов
будущего (которые беспокоят их больше всего), находить аспекты (которые их беспокоят), и изучать направления, в которых эти аспекты могут развиваться.
Shell подобрала для себя два сценария развития событий, в которых рассматриваются одни и те же важные
вопросы и учитываются те аспекты будущего, которые
вероятно будут устойчивыми. Каждый пользователь
описывает различный путь, в котором будут разворачиваться неопределенные аспекты.
«Данные сценарии являются не прогнозами, а
скорее средством, помогающим людям размышлять
и составлять планы», – объясняет Джереми Бентам,
вице-президент компании Royal Dutch Shell, отвечающий за состояние международного бизнеса. «Обычно
использование сценариев рассматривается в качестве
запускающей программы-администратора, подготовленной для всего того, что может произойти. Однако
продолжающийся рост спроса на энергоносители,
наступление конца эпохи «легкой нефти» и проблема
изменения климата действительно являются вопросами международного значения, которые ни одна компания или страна мира не может полностью решить
самостоятельно».
Сценарий «Быстрый просмотр» позволяет прогнозировать на перспективу ярко выраженные целенаправленные действия по обеспечению национальной
безопасности энергопоставок, при этом напряженность с предложением инициирует решения и национальные правительства на проведение переговоров
по двухсторонним соглашениям с целью обеспечить
безопасность энергоресуросов. Действия по решению проблемы изменения климата и стимулированию
энергосбережения, несмотря на риторику, откладываются, а политика в области спроса не проводится
разумно до тех пор, пока нехватка предложения не
станет острой. Хотя темп прироста содержания СО2
в атмосфере становится умеренным к концу периода,
его концентрация в перспективе достигает уровня
намного выше требуемого.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
Что же касается сценария «Проекты», то он показывает усиливающиеся действия коалиций на различных уровнях и совместно решает вопросы экономического освоения, энергетической безопасности и
экологии. При таком сценарии формула определения
цены на СО2 вводится заблаговременно, рекламируются чистые энергетические технологии и значительное совершенствование средств энергосбережения
выходит на первое место. Появляется целый ряд параллельных оперативных мероприятий по предложению, спросу и усилиям в области экологии, при этом
инициативы местных правительств последовательно увязываются, поскольку они согласуют данные
мероприятия. Ускоряются действия по повышению
энергоэффективности и массовому появлению на
рынке электроавтомобилей. Темп прироста атмосферного СО2 сдерживается, что приводит к значительному снижению его концентрации по сравнению
с концентрацией в стратегии «Быстрый просмотр». В
настоящее время специалисты Shell Global Solutions
считают, что отрасль движется больше к некому гибриду двух рассмотренных сценариев, поскольку оба
они показывают тенденцию к увеличению спроса на
энергоносители, который удовлетворяется за счет
разнообразных технологий. По утверждению Грега
Левина, президента Shell Global Solutions International
BV, «золотой середины» здесь не будет. «Будет некая смесь обоих сценариев, и углеводородная часть
формулы останется преобладающей в течение некоторого времени».
Грег Левин полагает, что технологии будут играть
определенную роль в задействовании новых добывающих скважин и приходе на рынок новых источников энергии. По словам Левина, в Shell с корпоративной точки зрения группа Shell в два раза расширила
программу исследований и разработок за последние
несколько лет, и большая часть этих работ касается
не исследований, но и сооружения экспериментальных объектов.
Кроме того, геополитические аспекты деловой активности в области энергоносителей, которые становятся совершенно отчетливыми в последние несколько лет, будут продолжать оставаться главным
фактором и намного более критичными для отрасли.
По словам г-на Бентама, это означает, что политическая основа и нормативная база будут становиться
все более важными.
Важную роль в будущем энергетики будет также
играть то, как компании отрасли будут работать совместно. Г-н Бентам утверждает, что способность
международных и национальных нефтяных компаний работать совместно с целью удовлетворения потребности в энергоресурсах действительно является
ключевым вопросом для общества, и она в интересах
каждого его члена.
17
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОБЗОР
НОВЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ДЛЯ
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ОТРАСЛИ
Сегодня инвестиции в основные процессы и технологии в секторе нефтепереработки становятся
все более необходимыми.
Поскольку рецессия сказывается на спросе на
энергоносители, во время экономического кризиса
в краткосрочных прогнозах были пересмотрены показатели потребления продуктов нефтепереработки в сторону их снижения, что заставило некоторые
компании-операторы заново оценить свои технологические решения с целью поддержания прибыльности
своих НПЗ.
Сектор нефтепереработки, помимо этого нового
фактора, по-прежнему сталкивается с фундаментальными проблемами. Во-первых, существует дефицит
мощностей по переработке поступающих на рынок
тяжелых недорогих нефтей (т.е. более грязных, с
высоким содержанием серы, азота, металлов и даже
некоторых содержащих кислоты нефтей) в более легкие и чистые продукты, отвечающие строгим ведомственным нормативным актам. В то же самое время
нефтепереработчиков заставляют добиваться увеличения выхода продуктов, потребляя при этом меньше
ресурсов в виде стали, энергоресурсов и СО2.
Нынешние финансовые ограничения также добавляются к проблемам с движением денежных средств,
которые связаны с присущим отрасли циклическим
характером работы, увеличивая необходимость в рассмотрении более инновационных способов сохранения приемлемых пределов безопасности. Прессинг
по снижению затрат также создает большой спрос на
самые последние технологии с целью оптимизации
процессов и обеспечения надежности.
Shell Global Solutions выдает лицензии на самые новейшие технологии и осуществляет бизнесконсалтинг и производственный консалтинг в целях
помочь заказчикам модернизировать производственные мощности и улучшить технико-экономические
показатели имеющихся установок, включить новые
процессы в уже имеющиеся процессы, предусмотреть современные каталитические системы, внутрикорпусные устройства реакционных аппаратов
и построить «с нуля» новые НПЗ.
Имея в качестве оператора-владельца собственный производственный опыт, Shell Global Solutions
разработала технологии, которые составила и точно
отстроила на основе реальных проблем. Они применяются для инициирования усовершенствований в
отрасли и содействия в достижении производственного совершенства.
Для обработки углеводородов и гидрокрекинга
предлагаются самые передовые технологии и процессы, сопряженные с занимающими первое место
на рынке катализаторами для переработки нефти от
прозводящей катализаторы и входящей в Shell компании Criterion, полностью собственной дочерней
компании CRI/Criterion и ее аффилированного пред18
приятия Zeolyst International. Более того, мощности
для обработки углеводородов Shell Global Solutions,
которая спроектировала за последние 50 лет и обслуживает более чем 180 установок, составляют 8 %
мировых мощностей.
По словам Сулеймана Озмена, генерального директора по выдаче лицензий, Shell Global Solutions
International BV, имеется несколько схем процессов,
и для каждой новой установки мы подбираем оптимальную схему с тем или иным исходным сырьем и
необходимыми задачами по переработке.
Дополнительная производственная гибкость также
может быть достигнута путем выбора каталитической
системы либо регулированием режима процесса.
О доверии разработанным процессам свидетельствуют независимые исследования, в которых проводилось сравнение технико-экономических показателей
установок Shell со средними по отрасли. Они показали, что установки неизменно выгодно отличаются
возможностями использования, коэффициентом эксплуатации, скоростью использования, межремонтным сроком службы. Более того, Shell Global Solutions
предлагает заключительную рабочую секцию установки для гидрокрекинга с единственной главной
фракционирующей колонной. Эта промышленно
апробированная схема обеспечивает снижение расхода энергии печью при фракционировании на 35–
40 % по сравнению с традиционной схемой «отпарная
секция–фракционирующая колонна».
Shell Global Solutions также является ведущим поставщиком внутрикорпусных устройств реакционных аппаратов для переработки углеводородов, спроектированных таким образом, чтобы создать хорошее
распределение потока в широком диапазоне режимов. Ролоф Хеезен, международный руководитель по
технологии переработки углеводородов, Shell Global
Solutions International BV, отмечает, что предлагаемые
внутрикорпусные устройства промышленно отработаны более чем в 300 установках по переработке углеводородов, при этом более 66 % из них размещены в
установках заказчиков.
«Конструкции внутрикорпусных устройств реакционных аппаратов очень просты и устойчивы и обеспечивают легкий доступ к аппарату, эффективные
техническое обслуживание и работы по замене катализатора», – добавляет г-н Хеезен. «С такими устройствами мы получаем выигрыш в 600–800 мм на один
слой, не предусматривая верхнего слоя для объема
катализатора, поскольку нам обычно не требуются
инертные материалы наверху слоев. Это и есть дополнительный оперативный объем для катализатора».
Shell также является крупнейшим оператором
установок флюидизированного каталитического кре№11 • ноябрь 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОБЗОР
кинга (fluid catalytic cracking – FCC) и располагает
примерно 15 % мировых мощностей по переработке
нефтяных остатков. Shell Global Solutions улучшила
конструкцию этих установок, чтобы помочь решить
такие задачи, как переработка более трудного исходного сырья и выполнение экологических нормативных актов.
Также имеется ярко выраженный спрос на установки по оптимизации производства дизельного топлива. Нынешний дисбаланс объемов производства
дизельного топлива и топочного мазута привел к увеличению различия цен на легкую и тяжелую нефть.
Этот фактор обусловливает интерес к установкам для
конверсии нефтяных остатков. Включение более тяжелой нефти с более высоким содержанием серы в
схему повышения качества нефтяных остатков обладает несколькими преимуществами, в том числе: обеспечение достаточного количества исходного сырья
установок для переработки остатков и выигрыш на
экономии издержек в результате роста масштабов
производства; снижение затрат на нефть и повышение тем самым пределов безопасности; увеличение
поступления сырья, поскольку тяжелые нефти содержат меньше дистиллята, который наиболее часто
ограничивает мощности по перегонке.
Повышение эффективности перегонки имеет существенное значение на нынешнем рынке в целях
минимизации расходов и капитальных вложений,
устранения «узких мест» в процессах и оптимизации использования технологий. Среди ассортимента
технических решений установка объемной перегонки нефти полного цикла дает 30-50 %-ное снижение
числа единиц оборудования и при этом сохраняет достаточную производственную гибкость. Shell Global
Solutions также предлагает установки разделения
конденсата, а также установки глубокой однократной равновесной перегонки при высоком вакууме
(10–1–10–5 Па), применение которых приводит
к высокому выходу дистиллята при сроках работы
установок до пяти лет. «Конструктивные особенности
печи нашей установки высокого вакуума не допускают чрезмерного крекинга и обеспечивают пятилетний срок работы до проведения работ по удалению
нагара», – замечает г-н Хеезен.
К другим основным техническим решениям относятся тарелки Shell Calming Section и Shell HiFi для
ректификационных колонн, в которых применяют-
ся усеченные сливные стаканы, оптимально размещенные с целью максимального увеличения активной зоны, протяженности слива, технологического
маршрута потока и улучшения его распределения.
Кроме того, процесс газификации Shell может обрабатывать практически все типы нефтяных остатков,
производимые в НПЗ. По всему миру 150 установок
газификации имеют лицензии Shell.
Shell Global Solutions также разработала процессы обработки газа/жидкости и получения серы,
которые применяются на НПЗ Shell получивших более 500 лицензий других заводах. К ним относятся
ADIP-процесс, в котором из газов НПЗ удаляется сероводород, и процесс Shell по очистке газа на установках Клауса (Shell Claus of Gas Treating – SCOT),
который увеличивает извлечение серы на установках
Клауса до 99,8 %, и тем самым способствуют тому, что
установки отвечают самым строгим экологическим
нормативам. Shell также предлагает современный
процесс удаления газа из серы, который из производимой на установках Клауса по извлечению серы
жидкой серы удаляет сероводород и полисульфиды.
Кроме того, Shell Global Solutions выдает лицензии на
процесс ThiopaqÒ (разработанный Shell, UOP и Paques)
для удаления биологическим способом сероводорода
из потоков газа и извлечения его из элементарной
серы.
Перед компаниями-операторами НПЗ продолжат
вставать технические, нормативные и промышленные проблемы, поскольку они следят за тем, что применяемые ими процессы отвечают экологическим
стандартам, удовлетворяют техническим условиям
на новые виды топлива, и они модернизируют свои
производственные мощности с целью выполнения
контрольных цифр по производительности и качеству – и все это во время экономического и финансового прессинга.
Как выразился Эд Дэниэлс, вице-президент
по коммерческим вопросам Shell Global Solutions
International BV, всем нам необходимо реагировать
на сегодняшние вызовы для бизнеса так, чтобы бизнес был прибыльным и состоятельным – будь то
поддержание роста на перспективу, максимальное
повышение эффективности активов, формулирование эффективного ответа на новое законодательство
или работа в направлении более «зеленого» будущего
для энергетики.
ОРИГИНАЛЬНЫЕ МЕТОДЫ
УПРАВЛЕНИЯ АКТИВАМИ
Эффективный контроль за состоянием активов является необходимым условием для любого
вида производственной деятельности, давая возможность компаниям-операторам полностью
предотвращать факторы риска.
Как в добывающей, так и перерабатывающей отраслях сохранность и надежная работа нефтегазовых активов всегда имеют принципиально важное
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
значение, однако напряженные условия, в котором
находятся сметы затрат в связи с нынешней финансовой ситуацией, означают, что специалисты компаний19
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОБЗОР
операторов должны быть еще расторопнее, когда речь
идет об организации системы мер по предотвращению факторов риска.
Эффективный контроль за состоянием активов
является непременным условием для любого вида
производственной деятельности. Путем обеспечения
сохранности активов существует возможность повысить надежную работу и увеличить коэффициент
использования оборудования и, следовательно, сократить количество нештатных событий, ответных
мер и зачастую дорогостоящих операций. Контроль
за сохранностью активов организуется путем получения информации об условиях работы ответственного
оборудования на эксплуатационной установке или
платформе и осознании необходимости в их ремонте
или замене. Необходимость в эффективном контроле
за сохранностью активов возрастает по мере того, как
продолжает стареть производственная база компаний. Даже без нынешнего трудного экономического
положения небольшие пределы безопасности в перерабатывающей отрасли вынуждают нефтепереработчиков делать упор на высокие коэффициент готовности и коэффициент использования производственных
мощностей, а также разработке методов обеспечения
сохранности и надежной работы активов.
По словам Маартена Лоренца, старшего технолога
по инспекциям, Shell Global Solutions International BV,
ввиду высокой кислотности и повышенного содержания серы большинство более дешевых нефтей или
нефтей «удобного случая» намного сильнее, чем более
дорогие нефти и нефти с меньшим содержанием серы,
влияют на ухудшение состояния активов. «Очень важно
определить точные ограничения по переработке. Вам
необходимо оптимизировать и отслеживать режимы и
дать возможность объектам нефтедобычи и НПЗ подойти ближе к границам эксплуатационной сохранности,
способствовать росту добычи и расширению пределов
безопасности, но, не подвергая при этом опасности надежную работу или сохранность активов».
Хотя в мире из находящихся длительное время
в разработке месторождений добывается 70 % всей
нефти, из них редко извлекается более 35% начальных
запасов нефти. Компании-операторы все чаще целенаправленно занимаются повышением нефтеотдачи пластов и оптимизацией добычи из таких месторождений.
Необходимость обеспечить успешную сохранность активов в добывающей отрасли возросла, а технические
трудности при эксплуатации в экстремальных условиях, например, в глубоких водах, требуют соблюдения
еще более строгих эксплуатационных режимов.
Согласно оценкам, во всем мире утечки из-за коррозии и выхода из строя оборудования обходятся
нефтегазобывающей и химической отраслям в сумму 220 млрд долл. Большой части этих затрат можно предотвратить, и Shell Global Solutions старается
стать лидером отрасли в предоставлении решений по
организации сохранности активов, что может помочь
бизнесу решить данную задачу.
«Люди стараются добиться большего меньшими
усилиями», – комментирует ситуацию Тим Венман,
старший консультант по вопросам сохранности акти20
вов, Shell Global Solutions International BV. Когда компании хотят снизить капитальные затраты, они часто
неохотно делают инвестиции в новое оборудование,
поэтому упор приходится делать на продление срока
эксплуатации имеющихся активов. Но если вы это делаете неграмотно, то можете не сдержать процесса ухудшения активов, да и надежная работа тоже пострадает.
Решение, объясняет г-н Венман, состоит в том, чтобы
быть максимально умным, и отслеживание процесса
играет ключевую роль. «Существует несколько вещей,
которые вы можете сделать, чтобы не допустить проблем с надежной работой. Речь идет о тяжелой работе
с активами в плане осознания факторов риска и уровня безопасности. Конечно, такая деятельность требует
определенных инвестиций, но это будут скорее целенаправленные эксплуатационные, а не капитальные
затраты. Компания оптимизирует производственные
процессы, используя технические решения для непрерывного наблюдения и контроля за тем, что происходит
в скважинах и пластах, и улучшения методов технического надзора за добычей и оптимизации финансового
учета углеводородов. Программа Fieldware группы Shell
является примером такого решения.
«Одновременно, период низкого спроса на продукцию отрасли может представлять собой удачную
возможность полностью остановить все скважины»,
– замечает г-н Венман. «Даже если это означает вложение инвестиций сейчас, когда многие компании
туже затягивают пояса, необходимо выбрать долгосрочный план, поскольку как только экономические
условия станут более благоприятными, вы будете готовы пожинать плоды, и это даст вам существенное
преимущество над конкурентами».
«Основой максимального увеличения стоимости
активов и продления экономически целесообразного
срока эксплуатации является применение метода «селективных передовых способов производства», – объясняет г-н Венман. Базой системы оценки сохранности
активов Shell Global Solutions является всеобъемлющий
доступ к производственному опыту при наличии богатого ассортимента эксплуатационных установок и оборудования нефтегазодобывающих компаний, к которым относятся морские платформы, эксплуатационное
оборудование, трубопроводы, газофракционирующие
установки и установки по сжижению природного газа,
НПЗ и химические заводы. У компании имеется сильная
международная группа опытных инженеров – многие
из которых работали на химических заводах, НПЗ или
производственных объектах. Основным методом наилучшего использования длительно эксплуатируемых активов является увеличение добычи путем установления
экономически допустимых пределов, которых можно
достичь при нынешних технологиях и передовых методах, и их применение для определения возможностей
по увеличению добычи и стимулированию мер по снижению эксплуатационных расходов.
По словам Регги Франца, старшего консультанта по
вопросам сохранности активов, Shell Global Solutions
International BV, хорошей точкой для старта является
применение программы контроля за сохранностью
активов, сопряженной с анализом расхождений пока№11 • ноябрь 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОБЗОР
зателей добычи с возможностями производственных
мощностей, и предназначенной для определения конкретных участков с целью их доработки. Анализ расхождений может способствовать точному определению
перспектив улучшения технического состояния активов и созданию больших материальных ценностей для
бизнеса. Подход Shell Global Solutions к данной задаче
включает в себя сбор данных, обработку данных, анализ расхождений и, наконец, определение итогового
расхождения, означающего, что проведенный анализ
позволил получить ценное представление о проблемах,
стоящих перед компаниями-операторами.
Для тех компаний-операторов, которые не желают
применять безостановочно прогоняемый комплект
программ анализа расхождений, возможно проведение периодически проводимого тестирования, которые поставляются в составе программы подтверждения
предпосылок (opportunity confirmation program – OCP).
Тесты представляет собой структурированный анализ
бизнеса вашей компании, выполняемый в тандеме Shell
Global Solutions и главными фигурами организациизаказчика с целью выявления расхождений в показателях и обнаружения предпосылок для доработки как легко разрешимых вопросов, так и вопросов, требующих
более долгосрочного, более состоятельного подхода.
После того, как выполнен либо анализ расхождений, либо использована программа ОСР, можно разработать программу совершенствования бизнеса
(business improvement program – BIP) для создания
плана структурированных действий и помочь гарантировать улучшение рассматриваемых активов. Если
программа покажет, что сохранность активов подвергается потенциальной опасности, то следующим логическим шагом для большинства заказчиков является
выполнение программы «Целенаправленный анализ
сохранности активов» (focused asset integrity review –
FAIR+), которая проверяет и анализирует программу
обеспечения сохранности активов, либо сохранность
реальных (материальных) активов. Программу FAIR+
можно либо встроить в BIP и запустить автономно либо
даже создать место входа, из которого переместиться в
BIP. У данной программы имеется несколько модулей,
охватывающих весь диапазон оборудования установок
и производственных объектов (как в добыче, так и в
переработке). К ним относится модуль «Анализ систем обеспечения целостности» (integrity management
systems review – FAIR+MS), который определяет эффективность систем обеспечения компании и может
применяться параллельно с программой FAIR+ES
либо как самостоятельная программа.
Для ситуаций, когда первичный анализ расхождений либо программа ОСР показали необходимость в
более подробном списке мер по улучшению сохранности активов, существует специальная программа
MERIT («Сохранность Активов»), которая анализирует техническое состояние и надежность работы в
более широком плане. Ее можно использовать в качестве подключенного ресурса либо как самостоятельную программу с целью минимизации суммарных
затрат при выполнении задач технического обслуживания, ремонтов, а также производственных потерь. Она помогает улучшить существующие методы
технического обслуживания, опираясь на их достоинства и рационализацию системы организации работ,
а не на внедрение новых процессов. По словам г-на
Франца, применение программы MERIT неизменно
приводит к появлению прибыли и способствует повышению надежной работы установок таким образом, что программу можно объединить с ведением
бизнеса и подключить к установкам компании без
серьезного изменения их структуры. «Наш основополагающий принцип заключается в тесной работе
с заказчиком с целью разработки порядка производства работ. Применяя передовые методы отрасли и
Shell, а также общаясь с заказчиками, их непрерывно
пересматривают и совершенствуют».
Г-н Венман признает, что в период экономического кризиса многие компании-операторы поддаются
искушению сосредоточиться на сиюминутных проблемах, однако, замечает г-н Венман, если затем не
решать другие составляющие части общей задачи, то
в более долгосрочной перспективе подобная политика
может привести к неприятным последствиям. По словам г-на Венмана, эти проблемы могут возвратиться и
преследовать вас тогда, когда пределы безопасности
более благоприятны. «Сохраните в неприкосновенности ваши активы, и вы сможете разработать более
безопасные установки и процессы. Во-вторых, если
вы эффективно применяете рассмотренные методы управления активами, это значит, что вы, скорее
всего, более плавно осуществляете свою производственную деятельность при меньшем количестве
скважинных операций – короче говоря, имеете
большее время работы, и меньшее время простоя. А
это, конечно, может означать большие прибыли для
вашей предпринимательской деятельности».
ЯРКИЕ ИДЕИ – ВЫСОКИЕ НАГРАДЫ
Инновации, а также исследования и разработки являются ключевыми моментами в нефтегазовой
отрасли, особенно в нынешних условиях жестких нормативных установлений и возрастающей
конкуренции.
Сейчас, когда необходимо улучшать производственные показатели, обходясь без крупных капитальных
вложений, доступ к самым последним технологиям и
их применение играют даже еще более существенную
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
роль, чем в спокойные времена. Shell Global Solutions
стремится превратить яркие идеи в новые ценные технологии; ее программы исследований и разработок приносят плоды и завоевывают признание и награды.
21
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОБЗОР
Технический персонал Shell насчитывает примерно
30 000 сотрудников, включая работающих по контракту;
около 10 % из них, работая в международной сети технических центров, напрямую вовлечены в исследования и разработки или экспериментальные проекты.
Shell Global Solutions все чаще стала обращать внимание на систему мер в трех ключевых направлениях
исследований и разработок: реальное техническое состояние оборудования, привлечение заемных средств
сторонних организаций при разработке и применении технологий, разработка и защита фирменных
технологий.
Более того, Shell инвестировала в 2008 г. в исследования и разработки средства на сумму, превышающую 2,8 млрд долл., что является одним из самых высоких показателей за последние годы среди какой бы
то ни было международной нефтяной компании.
По словам Ян ван дер Эйка, главного технолога
Shell, большой упор на исследования и разработки
основан на развитии технологии первыми во многих
областях. «Мы очень упорно работаем в таких важных
направлениях, как технология сжижения газа и расширение рамок возможного в экстремальных районах,
например, в Арктике и сверхглубоких водах. Мы также
продвигаем такие направления, как разработка очень
тяжелых нефтей и различные виды биотоплива».
Одним из направлений исследований и разработок, в котором ведутся многочисленные виды работ,
является производственная деятельность Shell Global
Solutions в глубоких водах. Группа специалистов Shell
по этому направлению была отмечена в 2008 г. за свои
эффективные усилия ежегодной наградой журнала
World Oil «Награда инновационно мыслящим исследователям» за оригинальные технологии в области добычи и разведки. Shell получила признание за свои эффективные действия в проекте Mars Recovery, самым
уникальным работам по восстановлению морского
трубопровода в водах глубиной более 800 м после его
повреждения ураганом Катрина, и в проекте Perdido
в Мексиканском заливе в водах глубиной 2934 м – самом глубоким в мире объектом нефтедобычи.
По словам Роберта Паттерсона, руководителя исследований и разработок в области разведки и добычи в глубоких водах, Shell International Exploration and
Production, компания непрерывно учится, при этом знания применяются в каждом успешном проекте. «Например, мы набираемся опыта, исходя из принципа
«проектируем одно, создаем многое», в результате чего
строительство одной платформы с избыточной плавуче-
стью обходится на 60 % дешевле, нежели построенные
десять лет назад аналогичные платформы».
Далее, Shell Global Solutions завоевала в 2008 г. «Награду за инновации» от Института энергетики за свою
технологию разбухаемых эластомеров. Данная технология, применяемая в колоннах, установленных в
эксплуатационной части нефтяных скважин, служит
инновационным ответом на проблему утилизации
промысловых вод на нефтяных месторождениях. К
ее преимущества относятся снижение обводненности
скважин без уменьшения добычи нефти и обеспечение менее дорогостоящей изоляции интервалов, чем
их изоляция механическими уплотнениями или цементами. Технология проста и несложна в применении в
скважинах со сложными схемами заканчивании.
Входящее в Shell Global Solutions Консалтинговое агентство по проблемам использования углекислого газа и энергоресуросов (carbon and energy
management – CEM) снискало признание за свои начинания в сфере экологически безвредной энергетики, к которым относятся исследование и применение
апробированных в промышленных масштабах новых
технологий, направленных на сокращение рабочих
выбросов и продвижение еще более безвредной энергетики. Чтобы способствовать сокращению площади собственных пятен выбросов СО2, в работе групп
специалистов объединяются технические решения и
накопленный опыт всех подразделений Shell.
Метод удаления серы из биогаза, совместно разработанный Shell Global Solutions и Paques BV, завоевал
награду Селлафилда за техническое совершенство
от Института инженеров-химиков (IChemE). В предложенном техническом решении в одной технологической установке объединены процессы очистки газа
с процессом извлечения серы.
Технология Shell Global Solutions, получившая название OMEGA (only MEG advantage), то есть применение с выгодой для себя исключительно моноэтиленгликоль (MEG), также получила награду IChemE.
В этой инновационной комплексной технологии, которая стала крупным событием в мировой индустрии
получения этиленгликоля, кроме MEG используется
также катализатор.
«Очень приятно получить такой уровень признания
за наши различные программы, и мы очень гордимся
тем, что наши группы, занимающиеся исследованиями
и разработками, могут гарантировать удовлетворение
спроса на энергоносители, уменьшая при этом экологическое воздействие», – говорит г-н ван дер Эйк.
БОЛЬШАЯ НАУКА О МАЛЕНЬКИХ ЧАСТИЦАХ
S. Kapusta, главный ученый Shell, объясняет каким образом нанотехнологии могут помочь получить
больше нефти и газа из уже разрабатываемых месторождений.
По словам Серхио Капуста, главного ученого Shell
по материалам, Shell Global Solutions International BV,
новые технологии помогут нам достичь больших объемов добычи углеводородов при наступлении пика до22
бычи, сдвинуть сроки наступления этого пика на годы
или десятилетия вперед и замедлить темп снижения
добычи, который начнется позже. Рамки потенциальных возможностей для добычи значительных
№11 • ноябрь 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОБЗОР
объемов углеводородов на нашей планете ограничены и по геологическим, и по политическим, и по
финансовым, и по климатическим причинам, однако
до тех пор, пока углеводороды необходимы нам для
продолжения экономического роста, мы должны извлекать их максимально эффективно и максимально
бережливо.
Нанотехнологии являются одним из потенциальных направлений научных исследований, которое
может предложить отрасли новые методы поиска и
добычи больших объемов нефти. Нанотехнологии
(приставка «нано» – от греческого слова, означающего «карлик» – просто представляет собой метрическую единицу 10–9 м) могут принести в нашу отрасль и катализаторы, которые и хранятся дольше и
проще создаются, и наномембраны, через которые
можно фильтровать молекулы с мельчайшими несовпадениями в химической формуле.
Shell придерживается трехуровневого подхода к
развитию этого направления в современной науке.
На первом уровне «мы следим за отраслями и набираемся опыта, полученными теми из них, в которых
в уже сейчас применяют нанотехнологии, например,
в медицинской и фармацевтической. В данный момент некоторые способы доставки лекарств могли
бы найти применение, например, в условиях коллектора.
Второй уровень представляет собой «быструю
покупку нанотехнологии» – часто путем приобретения известного всем новшества, заключение партнерского соглашения и совместных действий через
ряд инструментов, например, создание компаний
при посредничестве Shell Tecnology Ventures либо
путем совместного сотрудничества с Advanced Energy
Consortium. Например, мы знаем, что нам могут понадобиться ассортимент сконструированных нанометодами стальных проволок.
И последний уровень представляет собой усовершенствованные методами нанотехнологий материалы для нефтедобывающей отрасли. И здесь могут существовать возможности поэтапных изменений для
компаний-операторов с полным циклом производства
(добыча–транспорт–переработка–реализация, и в
первую очередь имеющих опыт в нефтепереработке
и маркетинге и непрерывно работающих на среднесрочную и долгосрочную перспективу. Совместная
работа с отраслевыми организациями и другими
ведомствами до сих пор, вероятно, является частью
формулы изучения вариантов на долгосрочную перспективу для того, чтобы прояснить условия, в которых необходимо использовать технологии и способствовать заблаговременному предварительному
отбору идей.
В более долгосрочной перспективе наночастицы
смогут обладать способностью содействовать в доставке конкретных химических реагентов в определенное место пласта-коллектора и регулировать их
утечку. Им можно придать способность реагировать
на нефть или воду и использовать в качестве недорогих механизмов регулирования, например, для перекрытия водоносных зон на контакте. Наночастицы,
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
прилипающие к границе раздела порода–вода, могут
обеспечить повышение эффективности вытеснения
нефти из пласта.
Коль скоро мы получили из скважины считанные кубометры продукции, то, как отрасль, мы попрежнему работаем практически вслепую. Наноустройства, возможно, помогут определить основные
характеристики в самой скважине либо, в более
долгосрочной перспективе, на значительно большем, чем сейчас, расстоянии от ствола скважины.
Кроме того, они, вероятно, смогут обнаружить свои
«следы» во всем коллекторе, показывая оставшуюся
там нефть.
В долгосрочной перспективе наноустройства, возможно, смогут находить и заполнять собой местоположение границы раздела нефть–вода на большом
расстоянии от ствола скважины и передавать акустическим способом сигналы на поверхность. Не исключено, что они смогут также не только обрабатывать
сигналы в стволе скважины, но и передавать их на
поверхность.
Тем временем, на поверхности, новые композитные материалы, многие из которых были разработаны в авиапромышленности и доработаны нанометодами, уже могут помочь нам с имеющей актуальное
значение проблемой веса морского оборудования.
На морских буровых установках, как можно более
оснащенных на морском дне доработанным нанометодами оборудованием, способным работать в таких
экстремальных условиях, повышение коэффициента
извлечения нефти может стать более экономически
целесообразным.
Нанотехнологии могут помочь нам с покрытиями
– будь то активные покрытия, помогающие нам обнаруживать утечки и, может быть, даже исправлять
небольшие из них – или пассивные покрытия – для
придания большей твердости буровым долотам или
большей коррозионностойкости клапанам, задвижкам и трубам. Конечно, некоторые из таких покрытий
уже сейчас является реальностью.
Хотя некоторые из изделий, о которых мы слышим, относятся к классу «нано», и они еще очень далеки от того, чтобы оправдать надежды, некоторые
случаи практического применения нанотехнологий
– подобно буровым долотам с нанопокрытием –
являются реальностью сегодня. Совершенствование других материалов, сопротивляющихся коррозии в крайне неблагоприятных условиях или
облегчающих их вес, является экономически эффективным делом уже сейчас. Наночастицы, применяемые в стволе скважины либо в призабойной
зоне, особенно в качестве датчиков и измерительных преобразователей, также, судя по всему, будут
созданы очень скоро.
Перевел С. Сорокин
23
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
Устранение колебаний
бурового долота и компоновки
низа бурильной колонны
S. F. Sowers, F. E. Dupriest, ExxonMobil Development Company
J. R. Bailey, L. Wang, ExxonMobil Upstream Research Company
Замена стабилизаторов шарошечными расширителями в КНБК устраняет связь неравномерной
подачи инструмента с поперечными колебаниями долота
Неравномерная подача инструмента и биение долота снижают технико-экономические показатели бурения в пластах твердых пород и скважинах с большим
отклонением от вертикали. При наличии этих явлений
включение шарошечных расширителей в состав бурильной колонны может значительно уменьшить их
интенсивность и улучшить показатели бурения.
Биение можно описать как поперечные колебания
бурового долота и компоновки низа бурильной колонны
(КНБК). При возрастании интенсивности биения поперечные колебания приводят к появлению значительных боковых усилий в стабилизаторах. Сопротивление
трения создает большой крутящий момент стабилизаторов, что может приводить к неравномерному вращению
инструмента (колебаниям частоты вращения КНБК).
Такое явление называют «совместной неравномерной
вибрацией». Если она возникает, замена стабилизаторов шарошечными расширителями снижает крутящий
момент в точках касания. Следовательно, долоту передается высокий крутящий момент, и бурильщик может
увеличить осевую нагрузку на долото, что приводит к
уменьшению биения долота и увеличению механической скорости проходки. Уменьшение биения долота и
устранение (сглаживание) неравномерной подачи предотвращают повреждение долота и элементов КНБК.
Шарошечные расширители традиционно применяют для проработки (калибровки) ствола скважины.
Промысловый опыт компании показывает, что необходимость в проработке ствола зачастую вызывается
обусловленной биением спецификой ствола, включая
спиральный ход и уступы. Применение шарошечных
расширителей существенно уменьшает распространенность вызванных биением характерных особенностей
ствола и их последствия.
Если поперечные и крутильные колебания КНБК происходят совместно, наличие у буровой установки или бурильной колонны ограничений по крутящему моменту
или крутильным колебаниям зачастую не дает возможности бурильщику создавать нагрузку на долото, достаточную для предупреждения биения долота. Биение долота
может негативно влиять на ход буровых работ в связи с
образованием уступов в стволе [1], «блужданием» ствола
[2, 3], спиральным ходом ствола [4] и преждевременным
выходом из строя бурового инструмента [5, 6]. Наличие
биения долота можно обнаружить, анализируя влияние
изменения параметров режима бурения на удельную
объемную работу разрушения (mechanical specific ener-
24
gy – MSE [7]). Этот показатель характеризует затраты
энергии на разрушение единицы объема породы. Наблюдения в реальном времени за MSE в процессе бурения
дают основание считать, что биение долота негативно
сказывается на 40 % проходки ствола.
Если бурильщик не ограничен предельно допускаемым параметрами буровой установки или бурильной
колонны, уменьшить биение долота можно регулированием параметров режима бурения. Как правило, увеличение нагрузки на долото приводит к уменьшению
MSE. Это свидетельствует о снижении энергозатрат
на боковое резание и тепловыделение в результате
биения. В лабораторных исследованиях установлено,
что при бурении через поверхность раздела двух различающихся по прочности образцов породы с увеличением нагрузки на долото уменьшается амплитуда
«блуждания» траектории ствола, вызванная биением
[3]. Промысловый опыт подтверждает, что «блуждание» ствола наблюдается на границе раздела слоистых
пород. Специалисты компании отметили недавние случаи, когда КНБК застревала из-за вызванной биением
специфики ствола после бурения переходного слоя
между породами разной прочности.
Применение шарошечных расширителей при бурении в твердых породах является широко распространенной практикой, и бурильщики десятки лет
используют их для ликвидации сужений ствола при
наращивании колонны и рейсах бурового инструмента.
Несмотря на длительное применение, не всегда существовало понимание того, что главной причиной «плохого поведения» ствола являются вызываемые биением
особенности ствола. Другие методы, например применение долот с увеличенной калибрующей поверхностью или устранение колебаний в режиме реального
времени, также снижают интенсивность рельефных
особенностей ствола. Однако даже при наличии современных методов шарошечные расширители не следует
сбрасывать со счетов если промысловая практика показывает, что обусловленные биением особенности
ствола остаются нерешенной проблемой при рейсах
бурового инструмента. Даже незначительное биение
может увеличить коэффициент трения в скважинах с
большим отходом от вертикали.
В то время как шарошечные расширители повсеместно применяются для проработки ствола, их использование для сглаживания неравномерной подачи
не получило широкого признания или не реализуется
№11 • ноябрь 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
на практике. В ряде работ установлена зависимость
между крутильными колебаниями и биением долота
[8,9]. Описана также модель сопряженных колебаний, в
которой учитывается не только долото, но и бурильная
колонна [10]. В работе [11] упоминается о необходимости спуска шарошечного расширителя в компоновке
для бурения на обсадных трубах с целью уменьшения
колебания КНБК, однако авторы не приводят логических обоснований и аргументов.
Преимущества установки расширителей
Чтобы выяснить, каким образом стабилизаторы способствуют неравномерной подаче, необходимо установить форму колебаний КНБК. Хотя многие модели
выполняют расчет критической частоты колебаний,
была разработана фирменная модель расчета формы
колебаний в непрерывном диапазоне рабочих параметров режима бурения [5]. Фирменная программа также определяет возникающие при этом изгибающие
моменты и поперечные силы. Вычисленные значения
изгибающих моментов КНБК сравниваются путем
объединения смоделированных форм колебаний при
фактических рабочих режимах в условиях, которые не
совпадают с критической частотой колонны [12].
Расчеты на модели показывают, что колебания вращающейся КНБК имеют синусоидальную форму. Стабилизаторы и другие точки контакта со стволом моделируются
в виде узлов, и отход элементов КНБК от центральной
оси ствола происходит в колеблющейся волне между
узлами. Хотя форма колебаний в целом близка форме
синусоидальной волны, амплитуда волны (смещение от
центральной оси) меняется по длине КНБК. В ранее выполненных исследованиях установлено, что форма колебаний обычно обусловлена ответной реакцией КНБК на
совокупность рабочих параметров режима бурения.
Поскольку поперечное перемещение КНБК в узлах
(точках контакта) равно нулю, боковые силы сосредоточены в этих местах. Абсолютная величина этих сил
возрастает с увеличением амплитуды волны. Амплитуда зависит от схемы построения КНБК, рабочих параметров и усилий, передаваемых долотом и другими
скважинными инструментами.
Боковая сила также не приложена (равномерно)
вдоль стабилизатора. Результат можно видеть в промысловых условиях в виде скругленных кромок на лопастях
стабилизатора. В ранее опубликованных работах рассматривается оптимизация схемы построения КНБК и
рабочих параметров с целью минимизации напряжений
в узловых точках [5, 7]. Оптимизация в основном достигается путем перемещения точек контакта в пределах
КНБК (например, размещением стабилизатора).
Биение долота и биение КНБК происходят одновременно. Следовательно, прежде чем КНБК достигнет некоего участка ствола, долото срезает часть породы на его
стенках. Такой вывод может быть сделан тогда, когда
анализ MSE показывает наличие биения у долота. Поскольку при биении долота теряется энергия, должно
иметь место боковое резание. Хотя часть энергии может
теряться на трение бурильной колонны о стенки ствола
скважины, должно иметь место интенсивное боковое
резание, чтобы объяснить нередко наблюдаемые при
анализе MSE непроизводительные затраты энергии.
Если боковое резание происходит в результате биения
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
долота, стенки ствола приобретают специфическую
форму. Если диаметр ствола увеличивается за счет биения долота, у контактных элементов КНБК есть достаточное пространство для ускорения до соприкосновения
со стенками ствола. Таким образом, биение долота усиливает воздействие, обусловленное биением КНБК.
Акселерометры, установленные на скважинном инструменте, нередко регистрируют ударное воздействие
с ускорением, в 50 раз превышающее ускорение свободного падения; такого рода воздействие может приводить
к возникновению очень больших боковых сил. Трение
в результате биения КНБК о стенки ствола может создавать значительные переменные крутящие моменты
стабилизаторов. Они не дают возможности бурильщику
ликвидировать биение долота путем увеличения нагрузки
на него, поскольку это увеличивает интенсивность крутильных колебаний или приводит к превышению максимально допустимого крутящего момента наземного бурового оборудования. В результате бурение продолжается
с серьезными нарушениями нормальной работы.
Полностью избавиться от биения КНБК невозможно, и определенная степень бокового нагружения
присутствует всегда. Установка шарошечных расширителей меняет характер взаимодействия контактных
точек со стволом скважины благодаря наличию между
КНБК и стенками ствола подшипников с малым трением. Вращающий момент, создаваемый биением КНБК,
существенно снижается.
Шарошечные расширители снижают отнюдь не
силу биения КНБК, а лишь результирующий крутящий
момент. Тем не менее, если устранение значительной
части переменного крутящего момента, потерянного в
стабилизаторах, позволяет приложить дополнительный
крутящий момент (т.е. повышенную нагрузку на долото), биение долота может уменьшиться. Устранение
биения долота снижает интенсивность характерных
особенностей ствола и позволяет получить более ровный ствол диаметром, близким к номинальному.
В таком стволе стабилизаторы находятся в стесненном положении и не имеют достаточного пространства
для ускорения в результате биения долота. Из этого
следует, что значения возникающих боковых сил меньше значений сил, регистрируемых в стволе, расширенном за счет биения долота.
Понятно, что большие боковые нагрузки и крутящие
моменты нежелательны, однако решение об установке
шарошечных расширителей зависит от последствий их
применения, которые трудно предсказать. Следовательно, их применяют лишь тогда, когда промысловый
опыт подтверждает такую необходимость. Первое их
применение для сглаживания неравномерной подачи
предложила группа буровиков, проведя анализ хронического повреждения скважинных инструментов.
Однако такой подход приняли и другие группы буровиков, главным образом в связи с желанием расширить
ограничения по скорости проходки.
В методе регулирования скорости проходки, исходя
из величины MSE, показатели работы долота рассматриваются как потенциально неограниченные, поскольку увеличение нагрузки на долото обязательно
приводит к увеличению глубины резания. Если такого
увеличения не происходит, то связано это исключительно с определенными нарушениями нормальной
25
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
работы. В процессе непрерывного совершенствования
скорость проходки затем увеличивают путем выявления нарушений и модернизации конструкции с целью
увеличения нагрузки на долото до значения, при котором возникают такие нарушения. С точки зрения
резания породы главным негативным фактором является биение долота, которое нейтрализуют путем
увеличения нагрузки на долото. Однако нагрузку на
долото нельзя увеличивать, если это стимулирует неравномерное вращение бурильной колонны. Путем
устранения связи между биением КНБК и крутящим
моментом стабилизаторов становится возможным подвод к долоту большего крутящего момента без создания
неравномерной подачи КНБК. Налицо сложная зависимость. Контроль MSE позволяет обученному персоналу наблюдать за процессом в реальном времени и
определять количественные улучшения.
Шарошечные расширители дают возможность персоналу управлять параметрами режима бурения, чтобы
уменьшить или устранить биение долота. Этим в значительной степени объясняется улучшение качества
ствола. Однако совершенно понятно, что расширители
также выполняют и традиционную функцию. Поскольку шарошечные расширители в большинстве случаев
имеют полноразмерный диаметр и вооружение, они
могут выравнивать некоторые особенности ствола, вызванные биением долота.
Например, если в результате биения долота создается резкое искривление ствола, при движении расширителя его вооружение снимает часть породы и уменьшает интенсивность искривления. Биение долота может
также создавать спиралевидную структуру поверхности ствола [3]. Вооружение расширителя способствует выравниванию образующихся гребней. Даже если
путем оптимизации режима бурения, конструкции долота и схемы КНБК не удается полностью предотвратить образование характерных особенностей ствола в
результате биения долота, шарошечные расширители
уменьшают последствия такого воздействия.
Ограничивающие факторы
Хотя опыт применения шарошечных расширителей
повышенного качества с герметизированной опорой
последние пять лет положительный, стоит отметить,
что их долговечность в эксплуатационных условиях
весьма ограничена. Тем не менее, их применяют в ответственных случаях и с очень низкой частотой отказа.
Долговечность шарошечных расширителей в значительной степени зависит от скважинных эксплуатационных условий. Подобно другим буровым инструментам с герметизированной опорой (шарошечные долота
с коническими шарошками и раздвижные расширители), их долговечность является в основном функцией
долговечности уплотнения подшипника, которая очень
сильно зависит от вибраций и возникающего в связи с
этим нагрева. Чтобы свести к минимуму поперечные
и изгибающие нагрузки, используют динамические
модели расчета вибраций. Даже при применении расширителей в оптимальных условиях время их работы
в некоторых скважинах может превышать долговечность подшипникового узла. Показатели работы расширителей могут также варьировать в зависимости от
их конструкции. Решение о применении шарошечных
26
Скв. А и В: Bit/RSS/Flex stab/LWD/Pony collar/Stab/2xNMCSDP/XO/HWDP
Скв. С: Bit/RSS/Stab/LWD/RR/2xNMCSDP/XO/HWDP
Скв. D: Bit/RSS/Stab/LWD/NMCSDP/RR/NMCSDP/XO/HWDP
Длина, фут
Bit – долото
RSS – роторная управляемая система
LWD – приборы каротажа в процессе
бурения
RR – шарошечный расширитель
Stab – стабилизатор
NMCSDP – немагнитная бурильная
труба
XO – переводник
HWDP – утяжеленная бурильная труба
Рис. 1. В скважинах C и D верхний стабилизатор в КНБК заменили
шарошечным расширителем
расширителей в условиях конкретного месторождения
необходимо принимать после сбора данных, которые
позволяют оценить скорость изнашивания и провоцирующие факторы.
Если условия не позволяют использовать шарошечные расширители, или же расширителей нет в наличии (например, в связи удаленность базы снабжения),
устранению связи между биением и неравномерной
подачей способствуют определенные смазывающие
добавки к буровому раствору. Хотя выгоды от их применения не столь значительны по сравнению с шарошечными расширителями, они могут обеспечить аналогичный эффект как в вертикальных скважинах, так
и в скважинах с большим отклонением от вертикали. В
целом, применение смазывающих добавок носит ограниченный характер, поскольку польза от шарошечных
расширителей более значительная, а стоимость регулирования и поддержания необходимой концентрации
смазывающих добавок в буровом растворе довольно
высокая.
Скважины с большим отклонением
от вертикали
Был выполнен статистический анализ результатов
бурения четырех скважин с большим отходом от вертикали на одном месторождении. Схемы КНБК при
бурении 12 -дюймовых интервалов в этих скважинах
показаны на рис. 1. В скв. А и В использовали одинаковые КНБК без шарошечного расширителя, а в скв. C и
D в КНБК вместо верхнего стабилизатора установили
шарошечный расширитель. Выполненный анализ показал, что КНБК в первой паре скважин менее предрасположены к поперечному колебанию, чем КНБК во
второй паре скважин. Кроме того, КНБК в скв. D также
менее предрасположена к поперечному колебанию,
чем КНБК в скв. С. Таким образом, КНБК с расширителем несомненно показала более высокие значения поперечного колебания, что подтверждается скважинны№11 • ноябрь 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
ной глиной, кремнеземом и т.д. Как
правило, при бурении этого интервала приходится выполнять несколько
рейсов. Шарошечный расширитель
в составе КНБК использовали в четырех скважинах. Если в соседних
скважинах характерные особенности ствола, вызванные биением долота, нередко создавали проблемы
во время рейсов, то в этих скважинах никаких осложнений при проходке не отмечалось, что соответствует практике применения КНБК
с расширителем. Расширитель содействовал устранению связи между
биением долота и крутильными колебаниями, давая возможность увеличивать осевую нагрузку на долото.
Полагают, что это снизило интенсивность биения и амплитуду вызваных
ею рельефных особенностей ствола.
Кроме того, расширитель, вероятно,
удалял часть этих рельефных особенностей.
Влияние расширителя на эффективность бурения интервала с конгломератами иллюстрирует рис. 5.
До глубины 6900 фут эффективность бурения с расширителем была
высокой; об этом можно судить по
плавной кривой MSE с низкими значениями. Затем, в связи с поломкой
прибора MWD был выполнен рейс
по его замене, при этом в КНБК установили стабилизатор вместо расшискв. C и D обеспечивает меньшие значения рителя, поскольку его подшипники
крутильных колебаний
немного «расшатались», а запасного
Вертикальный интервал
расширителя на буровой не было.
с конгломератами
Недавно компания пробурила несколько скважин, Долото и схему КНБК не меняли, размеры стабилизав которых в вертикальном 8 -дюймовом участке ствола тора почти не отличались от размеров расширителя.
встретился интервал с твердыми конгломератами. Кон- После этой замены ход бурения замедлился, возросла
гломерат – обломочная осадочная порода, состоящая интенсивность вибрации наземного оборудования в
из гальки с примесью песка и гравия, сцементирован- связи с возникновением крутильных колебаний в реКрутильные колебания
Крутильные колебания
Крутильные колебания
Крутильные колебания
ми измерениями. Это пригодилось
при оценке способности расширитеСкв. А
ля сглаживать вызванную биением
неравномерную подачу.
Хотя КНБК в первой паре скважин показала меньшие значения поперечных колебаний, эти колебания,
судя по всему, привели к возникновению неравномерной подачи (рис. 2).
Скв. В
Во второй паре скважин значения
неравномерной подачи более низкие и имеют меньший разброс по
величине. Далее, более высокие
значения поперечного колебания в
первой паре скважин соответствуют
более высоким значениям неравноСкв. С
мерной подачи (рис. 3). Такая картина хорошо совпадает с вышеизложенными рассуждениями.
Поскольку применение КНБК с
шарошечным расширителем дает
возможность передавать долоту повышенный крутящий момент, возрастает осевая нагрузка на долото.
Скв. D
Стволы получаются более ровными
и требуют меньше энергозатрат при
бурении (рис. 4). На рисунке видно
значительное снижение значения
MSE. Более того, применение КНБК
с расширителем в скв. D обеспечило получение более ровного ствола
Поперечные колебания
с заметно более низким коэффициентом трения, чем КНБК, задейство- Рис. 2. КНБК в скв. А и В обеспечивает чуть
ванная в остальной части 12 -дюймо- меньшие значения поперечных колебаний,
вого участка ствола.
а КНБК с шарошечным расширителем в
Крутильные колебания
Скв. А
Скв. В
Скв. С
Скв. D
Поперечные колебания
в скв. С выше, чем в скв. D
Поперечные колебания
Рис. 3. В скв. А и В крутильные колебания возрастают с увеличением
поперечных колебаний (сопряженные колебания). В скв. C и D связь
между колебаниями отсутствует
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
Накопленная плотность, %
Накопленная плотность вероятности MSE
Связь между поперечными
и крутильными колебаниями
в скв. А и В
Снижение
MSE
Увеличение MSE
Скв. А
Скв. В
Скв. С
Скв. D
MSE, тыс. фунт-сила⋅дюйм/дюйм3
Рис. 4. Устранение совместной неравномерной вибрации
с помощью шарошечного расширителя позволило увеличить
нагрузку на долото и уменьшить биение долота в скв. C и D
27
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
вратить образование вызванных биением рельефных
особенностей ствола, вооружение шарошечного расширителя устранит указанные особенности.
Перевел С. Сорокин
Гл., фут
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Эффективное
бурение
с небольшим
постоянным
значением MSE
Замена
шарошечного
расширителя
стабилизатором
Увеличение
и хаотичное
изменение
MSE
Рис. 5. После замены шарошечного расширителя стабилизатором
кривая MSE хаотически колеблется, поскольку возобновились
сопряженные поперечно-крутильные колебания
зультате поперечных колебаний. Через несколько сотен футов проходки буровые работы остановили, чтобы устранить вызванные колебаниями повреждения
верхнего привода.
Выводы
Крутящий момент, создаваемый в твердотельных стабилизаторах в результате обусловленных биением боковых нагрузок, может достигать величин, достаточных
для возникновения неравномерной подачи в конкретных условиях. Замена стабилизаторов шарошечными
расширителями почти устраняет вероятность создания
крутящего момента. Такая замена может сводить на нет
крутильные колебания бурильной колонны и КНБК.
Установка шарошечных расширителей может улучшить качество ствола двояким образом. Если показатели
бурения ограничены перегрузочной способностью бурильной колонны или буровой установки по крутящему
моменту, или жесткостью при кручении, замена стабилизаторов шарошечными расширителями существенно
снижает колебания крутящего момента, создаваемого в
точках касания в результате биения. Это дает возможность бурильщику устранять биение долота увеличением осевой нагрузки и уменьшать интенсивность вызванных биением рельефных особенностей ствола. Наконец,
если путем оптимизации параметров режима бурения,
конструкции долота и схемы КНБК не удается предот-
28
1. Brett, J. F., Warren, T. M. and S. M. Behr, «Bit whirl: A new theory of PDC bit
failure», SPE Drilling Engineering, 5, No. 4, December 1990, pp. 275–281.
2. Pastusek, P. and V. Brackin, «A model for borehole oscillations», SPE 84448
presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver,
Colorado, Oct. 5–8, 2003.
3. Boualleg, R., Sellami, H., Menand S. and C. Simon, «Effect of formations
anisotropy on directional tendencies of drilling systems», IADC/SPE 98865
presented at the IADC/SPE Drilling Conference, Miami, Florida, Feb. 21–23,
2006.
4. Gaynor, T. M., Chen, D. C. K., Stuart, D. and B. Comeaux, «Tortuosity versus
micro-tortuosity: Why little things mean a lot», SPE/IADC 67818 presented at
the SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, Netherlands, Feb. 27–March
1, 2001.
5. Bailey, J. R. et al., «Drilling vibrations modeling and field validation», IADC/
SPE 112650 presented at the IADC/SPE Drilling Conference, Orlando, Florida,
March 4–6, 2008.
6. Mitchell, R. F. and M. B. Allen, «Case studies of BHA vibration failure»,
SPE 16675 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition,
Dallas, Texas, Sept. 27–30, 1987.
7. Dupriest, F. E., Witt, J. W. and S. M. Remmert, «Maximizing ROP with
real time analysis of digital data and MSE», IPTC 10706 presented at the
International Petroleum Technology Conference, Doha, Qatar, Nov. 21–23,
2005.
8. Richard, T. et al., «Influence of bit-rock interaction on stick-slip vibrations
of PDC bits», SPE 77616 presented at SPE Annual Technical Conference and
Exhibition, San Antonio, Texas, Sept. 29–Oct. 2, 2002.
9. Barton, S., Lockley, R., Stroud, D. and S. Peach, «Coupling of downhole
dynamics recorder enhances system-matched approach to drill bit design and
application with a specific rotary steerable system», SPE 102182 presented at
the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas,
Sept. 24–27, 2008.
10. Christoforou, A. P. and A. S. Yigit, «Active control of stick-slip vibrations:
The role of fully coupled dynamics», SPE 69093 presented at the SPE Middle
East Oil Show, Bahrain, March 17–20, 2001.
11. Bourassa, K. et al., «A case history of casing directional drilling in the Norwegian sector of the North Sea», IADC/SPE 112560 presented at the IADC/
SPE Drilling Conference, Orlando, Florida, March 4–6, 2008.
12. Neubert, M., Heisig, G., Forstner, I. and F. Mounzer, «Verification of an
advanced analysis model with downhole bending moment measurements», SPE
93864 presented at the Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition,
Jakarta, Indonesia, April 5–7, 2005.
Steven F. Sowers (С. Ф. Сауэрс) получил степень бакалавра по технологии
добычи нефти в Техасском A&M университете в 2005 г.
До прихода в 2008 г. в международную Техническую
группу поддержки операций выполнял задания по
промысловому инженерно-техническому анализу.
В настоящее время координирует в международном
масштабе работы по внедрению Fast Drill Process компании ExxonMobil.
Fred E. Dupriest (Ф. Э. Дьюприст) получил степень бакалавра по механике в Техасском A&M университете.
В компании ExxonMobil с 1977 г. и работал на различных производственных
должностях. Руководил разработкой методов создания напряжения закрытия трещин для нейтрализации поглощений, а также способа управления
работой Fast Drill. В настоящее время работает техническим советником
по проектированию важных скважин, ликвидации нештатных ситуаций и
performance management в международной буровой организации.
Jeffrey R. Bailey (Дж. Р. Бейли) получил степень бакалавра по физике в Стэнфордском университете, степень магистра и кандидата наук по механике в
Массачусетском технологическом институте. Работая в ExxonMobil почти
20 лет и занимаясь технологией бурения и скважинными приборами, разработал модели расчета вибрации КНБК и приборы для микросейсмического картирования трещин. В ExxonMobil Upstream Research Company
(Хьюстон) занимает должность инженера.
Lei Wang (Л. Ван) получил степень бакалавра по электротехнике в Наньцзинском университете аэронавтики и астронавтики, степень магистра
по аэрокосмической технологии и степень кандидата наук по механике
в Университете шт. Северная Каролина. Последние два года занимается
моделированием вибрации КНБК, специализируется в анализе данных
бурения, обработке сигналов, сборе данных и распознавании образов.
В ExxonMobil Upstream Research Company (Хьюстон) занимает должность
технического специалиста.
№11 • ноябрь 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ДОБЫЧА
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ И ПРИРОДНОГО
АСФАЛЬТОВОГО БИТУМА
НА ЮГЕ ЦЕНТРАЛЬНОЙ
ЧАСТИ КЕНТУККИ
М. T. May, K. W. Kuehl, Университет Западного Кентукки, Боулинг Грин, шт. Кентукки, США
Считается, что использование методов прямого контактного нагрева и нагрева СВЧ-токами вместе
с традиционными методами внутрипластового нагнетания пара и парогравитационного дренирования
пласта (SAGD) позволит решить сложную задачу добычи из этих пластов-коллекторов тяжелых
углеводородов с целью снижения их вязкости
ОБЗОР
Нестандартные ресурсы углеводородов на юге
центральной части шт. Кентукки в виде насыщенных
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
Сброс
Выход на поверхность
битуминозных песчаников
Система сб
росов раф
-крик
Синклиналь му
эмен
л
й
а
пеннир
бросов
ас
Систем
Миссисипский
бассейн
осадконакопления
Ап
па
бас лачс
сей кий
н
Восточный
внутренний
бассейн
Ци
н
ан цин
ти на
кл тс
ин ка
ал я
ь
Добыча тяжелой нефти и природного асфальтового битума из пластов миссисипской и пенсильванской формаций, залегающих вдоль южной и юговосточной границ восточной части Внутреннего
(иллинойская система) бассейна в шт. Кентукки, все
больше привлекает компании, заинтересованные в
долгосрочном вложении капитала в разработку этого
региона (рис. 1). Хотя разработкой месторождений
природного асфальтового битума на поверхности
или близко к ней уже занимаются более 100 лет, в
настоящее время вновь возник интерес к тяжелой
нефти особенно окраинных зон, находящихся главным образом в формациях миссисипского возраста.
По различным оценкам минимальные запасы такой
нефти колеблются в пределах 3 млрд–6 млрд брл,
что объясняется повышенным вниманием к этому
региону значительного числа компаний Северной
Америки. Особенно важно учитывать то, что разработаны экологически безвредные и экономичные
технологии добычи, например, с помощью нагрева
коллектора постоянным током (direct current – DC)
и СВЧ-токами, которые, как было доказано, могут
быть эффективными при добыче углеводородов из
пластов, находящихся на глубине нескольких сотен футов. В статье кратко рассматривается вопрос
распространения этих углеводородов, определяется
базовая терминология для тяжелой нефти и битуминозных песчаников, с акцентированием внимания на
их физических и химических свойствах. Кроме того,
выполнен анализ нескольких проектов, и обсуждаются используемые в прошлом и предлагаемые методы добычи в этой области, а также рассматриваются
возможности этого важного богатого углеводородами региона и сложные проблемы которые потребуется решить для полного его освоения.
с
бро
йс
ны
аль
ни
Пи
Рис. 1. Геологическое положение Иллинойского бассейна в регионе
и распространение тяжелых углеводородов. Уточненная карта из
работы Noger (1984 г.)
тяжелой нефтью песчаников и битуминозных песчаников содержат запасы углеводородов, измеряемые
миллиардами баррелей (в нефтяном эквиваленте).
Важно понимать общую ситуацию с этими ресурсами и оценивать их в тех же величинах, в которых
оцениваются мировые ресурсы.
Мы определяем тяжелую нефть как нефть с
плотностью API менее 22,3°. Как следует из обзора
компании ВР в 2007 г., доказанные мировые запасы
углеводородов составляют примерно 1208 млрд брл
[1]. В этом же обзоре сделано предположение, что
запасы тяжелой нефти в пластах примерно в 5–
10 раз превышают доказанные запасы и составляют
примерно 6000–12 000 млрд брл.
Технически битуминозные песчаники представляют собой неуплотненные насыщенные нефтью
29
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ДОБЫЧА
Битуминозные песчаники
Рис. 2. Карта шт. Кентукки с границами графств с уточненным
расположением месторождений насыщенных битумом песчаников,
взятая из web-сайта Геологической службы шт. Кентукки. Важные
графства, которые указаны в тексте, включают 1) Эдмонтон,
2) Грейсон, 3) Батлер, 4) Уоррен, 5) Лоуган, 6) южный Хардин
или битумом пески, которые обычно содержат глину и другие включения. Однако некоторые агентства или службы штатов (например, Геологическая
служба шт. Кентукки) также рассматривают содержащие битум литифицированные осадочные отложения, как битуминозные песчаники. В Канаде
битуминозные песчаники называют нефтеносными
песками. Запасы битуминозных песчаников в США
оцениваются величиной 60–80 млрд брл [2]. Битуминозные песчаники в США – это песчаники,
смачиваемые и пропитанные нефтью, а в Канаде
нефтеносные пески - это пески, смачиваемые и
пропитанные водой. Поэтому для добычи большей
части ресурсов таких углеводородов в США придется использовать различные методы. В работе
геолога М. Noger сказано, что доказанные запасы
углеводородов в южных областях центральной части шт. Кентукки, главным образом, в графствах
Эдмонтон и Грейсон (рис. 2), равны более 3 млрд
брл или примерно 5 % от суммарных запасов углеводородов США [3]. На основании проведенной
работы и консультаций со специалистами в последние несколько лет с большой вероятностью можно
утверждать, что реальные запасы углеводородов в
этой области составляют 10 % от суммарных запасов углеводородов США.
На юге центральной части шт. Кентукки имеются ресурсы нестандартных углеводородов в виде
природного асфальтового битума, который более
100 лет добывается в карьерах на поверхности или
в подземных шахтах, разрабатываемых камерностолбовыми методам (рис. 3). Пик добычи таких тяжелых углеводородов пришелся на первую половину
ХХ века. За прошедшие пять лет были открыты два
месторождения, на которых добывалась тяжелая
нефть, служащая сырьем для строительства дорог.
Однако статья сфокусирована на аспектах, связанных с тяжелой нефтью и нефтью, находящейся в
более глубоких интервалах бассейна. Эти области
могут в перспективе использоваться при вторичной
и третичной добыче нефти. Можно предположить,
что текучесть многих видов более тяжелой нефти
может быть увеличена за счет уменьшения их вязкости посредством нагрева пластов.
30
Рис. 3. Виды асфальтовых карьеров с туннелями (штольнями),
связанными с камерно-столбовой системой разработки. Карьер
Индиан Крик в графстве Эдмонтон a) в начале 1900 гг. и b) в 2007 г.
перед началом значительных восстановительных работ. Здесь
выходящий на поверхность пояс асфальтовых пород представляет
собой базальные пенсильванские песчаники кейзейвилл. Вид
сверху любезно предоставлен музеем шт. Кентукки из Университета
западного Кентукки
ПРЕДЫСТОРИЯ
На протяжении ряда лет считается, что геология
браунсвилльской палеодолины и областей с кейрокскими асфальтовыми породами в графстве Эдмонтон (рис. 2) в границах всего Восточного внутреннего
(иллинойская система) бассейна, является экстраординарной [4, 6]. Это связано с особенностями выходящих на поверхность кварцевых обломочных пород
и карбонатов миссисипский (честерской) литологий
и базальтных пенсильванских (моррованских) кварцевых обломочных пород. Запасы тяжелой нефти
и асфальтов наиболее значимые с экономической
точки зрения находятся в области около выходящего
на поверхность пояса базальных пенсильванских
пород (например, браунсвилльской палеодолины)
и честерских пород. На волне бума добычи асфальтов или битуминозных песчаников появились такие
города, как Асфальт, Блэк Голд, Свиден и Кейрок, а
также торговая марка материала для дорожных покрытий Кентукки Рок (сокращенное название Кейрок). Материал Кейрок продавался главным образом
компанией Kentucky Rock Asphalt в начале 1900-х гг.
и использовался при строительстве дорог во многих
известных местах, включая Чикаго (скоростное шоссе Индианаполис 500), Рио-де-Жанейро и Гавану.
Материал Кейрок покупала компания W.G. Reynolds
в 1958 г. Наконец в конце 1950-х гг., когда появились и стали применяться нагреваемые готовые
№11 ноябрь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Миссисипская система
Серия честер
Пенсильван. сист.
Свита кейзейвилл
World Oil: ДОБЫЧА
АU-блок верхне
миссисипских
песчаников
Главный угольный
пласт
АU-блок
Битуминозные пенсильванских
песчаники
песчаников
Свита
лейчфилд
Верхняя
палеодолина
Известняки
глендин
Свита
хардинсбург
Нижняя
палеодолина
Свита голконда
Рис. 4. Свиты нижне пенсильванской и верхне миссисипской систем
под асфальтовым карьером в графстве Эдмонтон на оси палеорусла
выше допенсильванской поверхности статиграфического несогласия
[5, 7]. Два характерных вида битумо- и асфальтосодержащих пород
показаны сверху и один вид породы после извлечения из нее битума
и асфальта показан внизу
смеси, асфальт для дорожного покрытия перестали
использовать. После 50-летнего перерыва в настоящее время вновь возник интерес к месторождениям
тяжелой нефти и асфальтов в графстве Эдмонтон,
шт. Кентукки.
РАСПРОСТРАНЕНИЕ
УГЛЕВОДОРОДОВ
Пласты с тяжелой нефтью и нефтью фактически
стандартной вязкости располагаются под выходящим на поверхность поясом, содержащим асфальтовые породы. Эти пласты входили в систему Восточного внутреннего бассейна и после созревания
углеводороды мигрировали вверх по восстанию пластов и накапливались на краю бассейна главным образом в песчаниках.
Представляющая интерес свита включает песчаник честерской серии миссисипского возраста
и базальные пенсильванские песчаники, галечниковые песчаники и конгломераты. Песпективные
честерские песчаники включают песчаники бигклифти из свиты голконда, песчаники хардинсбург
и песчаники тар-спрингс из свиты лейчфилд. Базальные пенсильванские песчаники представлены песчаниками кейзейвилл, несогласно напластованными на свите честер (рис. 4). Песчаники
кейзейвилл имеют стратиграфические синонимы,
связанные с песчаниками или конгломератами, добываемыми в открытых карьерах для извлечения из
них асфальтов, агрегатов или трудно извлекаемых
материалов с высоким содержанием кремния, особенно в графстве Эдмонтон, таких как песчаники
кейрок и песчаники би-спринг. Только в этих пенсильванских пластах есть породы, которые добываются открытым способом приблизительно с 2005 г.
для использования в асфальтовых смесях в этом
регионе.
В 2009 г. Геологическая служба США (US Geology Survey – USGS) определила свиту пластов
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
в Иллинойском бассейне (которая является перспективной с точки зрения наличия в ней углеводородов) в определенных коллекторах и углеводородных материнских породах. Номенклатура
углеводородной системы проиллюстрирована с
помощью обобщенной стратиграфической колонки, показанной на рис. 4. В связи с проводимыми
полными исследованиями региональной стратиграфии и углеводородных систем USGS выполнила оценку неоткрытых еще ресурсов нефти и
газа [7]. В этой работе были приведены данные по
19 блокам оценки (analysis unit – AU) и по четырем
углеводородным системам в иллинойском бассейне. Два из AU-блоков приближенно соответствуют тем, которые рассматриваются в настоящей
статье, это AU-блок пенсильванских песчаников
и AU-блок верхне-миссисипских песчаников. Однако эти два AU-блока определены для технически
извлекаемых (стандартных) ресурсов. В настоящей
статье рассматриваются главным образом пенсильванские и верхне-миссисипские песчаники, но в
стратиграфических подразделениях, в которых
имеются ресурсы нестандартных углеводородов
в дополнение к тем ресурсам, которые признаны
USGS-службой как технически извлекаемые.
Углеводородные материнские породы. Наиболее
вероятной материнской породой для углеводородных систем верхне-миссисипских и пенсильванских песчаников в южных областях центральной
и восточной части шт. Кентукки являются сланцы
нью олбани девонско-миссисипской системы и их
стратиграфические эквиваленты такие, как сланцы чаттануга [8]. Хотя некоторые углеводородные
материнские продуктивные нефтегазовые породы
связаны с пенсильванской свитой пластов, тем не
менее, эти сланцы и угли стратиграфически находятся выше песчаников кейсейвилл нижне пенсильванской системы и эквивалентной свиты и песчаников
честер верхне миссисипской системы.
Физические и химические характеристики. Опубликовано мало работ о систематических исследованиях, касающихся вязкости этих углеводородов,
которая является одним из наиболее важных показателей для освоения месторождений в южных
областях центральной части штата Кентукки. На
основании доклада одной из групп из Канады, самостоятельно проводившей исследования и интересующейся бурением в этом районе, в котором приведены некоторые измеренные параметры, можно
предположить, что самыми многообещающими
являются честерские песчаники [9]. В этом докладе
приведены петрофизические и стратиграфические
характеристики и свойства флюидов, определенные
в процессе бурения восьми разведочных скважин и
керновых исследований.
Три стратиграфических подразделения в порядке
возрастания, выбранных по результатам недавнего
исследования, это песчаники биг-клифти из свиты
голконда, песчаники хардинсбург и песчаники тарспрингс из свиты лейчфилд (см. рис.4). Средняя
31
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ДОБЫЧА
Некоторые реализованные проекты добычи тяжелой нефти и природного асфальтового битума в южных областях центральной части
шт. Кентукки
Годы
Компания, проект, ресурс
Свита
Местоположение
Результаты или значение
1891
Федеральная асфальтовая шахта;
Честерские песчаники
Графство Грейсон
1910–1950
Bitumen Kyrock, Inc.; добыча
природного асфальтового битума
в открытых карьерах и шахтах
Gulf Oil, битум
Главным образом песчаники
кейсейвилл и песчаники
биг-клифти
Главным образом песчаники
кейсейвилл и песчаники
биг-клифти
Графство Эдмонтон
Север и центральная часть
графства Эдмонтон
Добыто более 50 % битума
Sunset Petroleum; Проект добычи
нефти на месте залегания пластов
Westken Petroleum; испытание
метода добычи нефти путем нагрева
пласта паром и затем смачивания
нефтью и создание влажного
внутрипластового очага горения
Честерские песчаники
Добыто более 50 % битума
Песчаники кейсейвилл
Северная часть графства
Уоррен
Графство Эдмонтон
2005–2009
Reynolds Raw Materials и Hart County
Stone; тонкий помол добываемого
природного асфальтового битума
для дорожного строительства
Песчаники кейсейвилл
Графство Эдмонтон
Неполирующиеся агрегаты
с асфальтом; отличный
материал для верхнего
дорожного покрытия для
автомагистралей с большой
нагрузкой
2007–2009
Commonweath Raw Materials;
тяжелая нефть
Честерские песчаники и
песчаники кейсейвилл
Графство Эдмонтон
2008–2009
Megawest Energy Corp.
Честерские песчаники,
песчаники биг-клифти,
хардинсбург и тар-спрингс
Графства Батлер
и Уоррен (соглашение
о не конкуренции
с графством Эдмонтон)
Пилотный проект для оценки
запасов тяжелой нефти
(владелец 50 000 акр
(1 акр = 0,405 га)
с потенциальными
минеральными
ресурсами); первоначально
предполагалось использовать
метод добычи
с нагнетанием пара
и нагретого воздуха,
но другие методы ожидают
своей очереди
Промышленная добыча
тяжелой нефти на глубинах
200–600 фут, метод добычи
с помощью внутрипластового
нагнетания пара
1959–1960
1969
1981
толщина песчаников биг клифти равна 45 фут, их
проницаемость около 100 мД, пористость 15 %, насыщенность нефтью от 40 до 75 % и API плотность
10–30°. Пласты песчаников хардинсбург имеют
толщину до 40 фут с насыщенностью нефтью от 40
до 70 %, 14%-ую пористость, изменяющуюся в больших пределах проницаемость (10–400 мД). Толщина
пластов песчаников тар-спрингс соответствует максимальной толщине пластов песчаников биг-клифти
и хардинсбург, проницаемость в среднем равна
100 мД, насыщенность нефтью изменяется между
25 и 58 %, но пористость более высокая и в среднем
равна 20 %.
ПИЛОТНЫЕ
ПРОЕКТЫ
В таблице кратко описываются некоторые из
крупных проектов добычи природного асфальтового битума и тяжелой нефти, реализованных до настоящего времени в южных областях центральной
части штата Кентукки. В графстве Грейсон впервые в этом регионе битум начали добывать в 1891 г.
32
Первая промышленная добыча
битума
Исходные материалы для
дорожного строительства
Добыто 50 % битума
Большая часть природного асфальтового битума для
дорожного строительства добывалась в карьерах
и в шахтах в графстве Эдмонтон с 1910 по 1950 гг.
(рис. 3). Зарегистрировано несколько случаев добычи асфальтового битума, связанных с ремонтом скоростной автотрассы Индианаполис 500, в
конце 1960 гг. Возобновление карьерной добычи
природного асфальтового битума для строительства дорог было связано не только со строительством автодорог в штате Кентукки, но также и со
строительством некоторых региональных автотрасс
(например, скоростной автотрассы Талладега для
гонок Гран При в шт. Алабама).
Интерес к добыче тяжелой нефти и нефти, находящейся в более глубокой части бассейна по отношению к выходящих на поверхность природным
асфальтам, возобновился в виде серии пилотных
проектов, главным образом, в конце 1950 гг. и в начале 1960 гг. Многие из этих проектов были успешными, и было добыто, по меньшей мере, половина
углеводородов в этих местах. Оригинальные методы добычи углеводородов включали нагрев пластов
№11 ноябрь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ДОБЫЧА
паром, смачивание нефтью и затем создание влажного внутрипластового очага горения. Эти первые
пилотные проекты выполнялись компаниями Gulf
Oil, Sunset Petroleum и позже компанией Westken
Petroleum на волне бума в начале 1980 гг., связанного со сравнительно дешевой энергией (например, выработка электроэнергии с использованием
угля и природного газа в шт. Кентукки была самой
дешевой в США), затрачиваемой на добычу тяжелых углеводородов. В этих первых пилотных проектах также не учитывались интересы настоящего
времени, такие как необходимость компенсации
выбросов двуокиси углерода в атмосферу (CO 2)
путем их ограничения или использования CO2 в
качестве рабочего тела для газового привода. В настоящее время благодаря техническому прогрессу
эта область может развиваться более эффективно
с учетом ответственности за охрану окружающей
среды
Нагрев постоянным током (DC). Тяжелая нефть
довольно успешно добывалась в пилотных проектах,
путем нагрева продуктивного пласта постоянным
током, проходящим между катодами, находящимися
в эксплуатационных скважинах и анодами в удобно
расположенных точках на поверхности или на глубине в других скважинах [10]. Этот метод добычи,
который начал применяться, названный методом повышения эффективности добычи нефти с помощью
электронагрева (Electrically Enhanced Oil Production
– EEOP), становится все более многообещающим,
особенно при добыче тяжелой нефти, поскольку
издержки при его использовании меньше, чем при
использовании других вторичных или третичных
методов добычи.
Базовая EEOP концепция является очень простой и этот метод должен быть эффективным при
добыче нефти и неглубокозалегающих пластов
нефти с высоким содержанием серы, подобным
пластам на месторождениях в южных областях
центральной части шт. Кентукки. Электрический
ток проходит через коллектор и с помощью джоулева тепла осуществляется нагрев нужного продуктивного пласта, что приводит к уменьшению
вязкости нефти. Эксперименты с использованием этой техники предполагают, что может быть
уменьшено обводнение, увеличено добыча газа,
увеличена плотность нефти и уменьшено количество сероводорода (H2S). К тому же DC-нагрев
может увеличить градиент давления к скважинам
и за счет этого обеспечить более эффективное вытеснение нефти из пласта.
CВЧ-нагрев. В другом методе используется
специфические частоты СВЧ-излучения для добычи нефти из различных месторождений нестандартных углеводородов помимо добычи нефти из
истощенных месторождений. Этот метод в значительной степени похожий на DC-нагрев еще находится в экспериментальной стадии, поскольку
только еще предварительные работы были проведены компанией Global Resource Corporation [2].
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
Эта компания утверждает, что может использовать
высокочастотную энергию, в частности энергию,
связанную с определенной сверхвысокой частотой,
для извлечения углеводородов из продуктивного
пласта с помощью процесса газификации в среде
вакуума и превращения их в топливо «без нанесения ущерба окружающей среде». Обычно используется частота 2,45 ГГц. С помощью программного
управления частотами можно подобрать требуемую
СВЧ-частоту для заданного пласта-коллектора. Некоторые считают, что СВЧ-нагрев может быть более эффективным, чем DC-нагрев [11], и поэтому
было бы интересно понаблюдать за применением
СВЧ-метода в Кентукки.
БУДУШИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
И ВОЗМОЖНОСТИ
Есть серия кернов пород в хранилище Геологической службы шт. Кентукки в Лексингтоне,
полученных несколькими компаниями во время
оценок запасов природного асфальтового битума
и тяжелой нефти, особенно в 1980 гг. Поскольку из
выветриваемой породы или из старых кернов выделяются асфальтены, поэтому не совсем была понятна внутренняя стратиграфия и другие особенности
напластований. Будущая работа, которая должна
определить различия и детально определить характеристики коллекторов и петрофизические свойства, такие как размеры зерен, сортированность,
пористость и проницаемость, потребует исследования кернов с использованием особого освещения,
такого как черный свет (источник УФО-излучения).
Также необходимо выполнить калибровку старых
кернов с использованием вновь полученных для
увеличения базы данных по всем графствам региона.
Также есть необходимость в получении значений вязкости для старых и новых кернов с калибровкой старых кернов с новыми, а также с содержанием суспензий в нефти, таких как глины.
Существующие керны должны быть разделены
на слои и исследованы для получения седиментационной и петрофизической модели для базальных пенсильванских пород. Известно, что есть
несколько кернов (или в архиве или в централизованном хранилище) для свит верхне миссисипской системы и много пород этих свит, такие как
песчаники биг-клифти, хардинсбург и тар-спрингс
были исследованы в выходящих на поверхность
пластах, главным образом природных асфальтовых
битумов в западных или в северо-западных частях,
таких как графство Батлер. Исследования, похожие на те, которые проводятся для определения
седиментационной и петрофизической моделей
для пенсильванских кернов, начали проводиться
для миссисипских песчаников, выходящих на поверхность в регионе. Такая работа важна потому,
что большинство SAGD-методов работают лучше
всего только там, где в какой-то степени имеется
однородная проницаемость по вертикали. Такие
33
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ДОБЫЧА
тренды проницаемости необходимо четко различать.
Сравнительные исследования тяжелой нефти и
нефти, связанной с системами палеодолин, позволят
лучше понять распространение природных асфальтовых битумов и тяжелой нефти в южных областях
центральной части штата Кентукки. Например,
около Кейрок в графстве Эдмонтон в нескольких
обнажениях стенки допенсильванской палеодолины в некоторых случаях есть углеводороды, а в других местах в таких обнажениях нет углеводородов
даже при в похожем стратиграфическом положении
и(или) на такой же высоте. Можно видеть, что на
юго-востоке Канзаса и северо-востоке Оклахомы
больше нефти аккумулируется по краям системы
палеодолин [12].
В некоторых частях Канады также есть долины
притоков, которые более перспективны, чем очень
большие долины основных русел [13].
Детальные особенности речных систем, особенно миссисипского возраста, должны быть исследованы более тщательно. Множество выполненных в течение длительного времени исследований
бассейнов во всем регионе для разграничения
систем основных русел и русел некоторых притоков позволило определить геометрию базальных
пенсильванских песчаников [14, 15]. В целом, оказалось, что пласты песчаников тар-спрингс и бигклифти параллельны направлениям осей более
поздних крупных кейсейвилльских палеодолин (таких как браунсвилльская палеодолина в графстве
Эдмонтон, шт. Кентукки). В противоположность
этому песчаники хардинсбург распространяются более веерообразно относительно песчаников
тар-спрингс и биг-клифти [16]. В ближайшем будущем в первую очередь должна быть определена
структура изопахит для миссисипской свиты для
лучшего выбора наиболее эффективного метода
добычи тяжелой нефти. Многие виды тяжелой нефти и нефти стандартной вязкости на юге центрального Кентукки имеют высокое содержание серы,
однако, нефтеочистительный завод, находящийся
на расстоянии 50 миль (1 миля = 1,609 км) в Сомерсете, нужно снова ввести в эксплуатацию после
недавнего периода простоя и его нужно оснастить
требуемым оборудованием для переработки сырой
нефти и тяжелой нефти, добываемой в графстве
Эдмонтон, где в настоящее время широко проводятся работы по добыче тяжелой нефти. Эта часть
шт. Кентукки обслуживает нижний средний запад
и средний запад, являющиеся надежными рынками потребления углеводородов. Предполагаемая
область освоения месторождений в южной части
центрального Кентукки и в западном Кентукки
также стратегически находятся около крупных военных объектов, только на расстоянии 65 миль на
юго-запад от Форта Нокс и на расстоянии 80 миль
от Форта Кэмпбелл. Эта область также находится
в пределах легкого доступа к автодорогам внутри
штата и к другим важным автомобильным дорогам
34
с интенсивным движением грузового транспорта,
а также к крупным судоходным рекам.
Перевел В. Клепинин
Список литературы
1. Cited by Schlumberger, «Heavy oil moving forward», HeavyOilinfo.
com website, Oct. 27, 2007, http://www.heavyoilinfo.com/feature_items/
heavy-oil-moving-forward.
2. US Department of Energy, Office of Petroleum Reserves, Office of Naval
Petroleum and Oil Shale Reserves, Secure Fuels from Domestic Resources:
The Continuing Evolution of America’s Oil Shale and Tar Sand Industries.
Profiles of Companies Engaged in Domestic Oil Shale and Tar Sands
Resource and Technology Development, June 2007.
3. Noger, M. C., «Tar sand resources of western Kentucky», presented at
the Oil Shale Symposium at the Kentucky Geological Survey, Reprint 45,
Series XI, 1999, Kentucky Geological Survey, Lexington, Ky., 1984.
4. Owen, D. D., «Report of the geological survey in Kentucky made in the
years 1854 and 1856», Kentucky Geological Survey, Series 1, v1, 1856,
pp. 3–148.
5. Pryor, W. A. and P. E. Potter, «Sedimentology of a paleovalley fill:
Pennsylvanian Kyrock Sandstone in Edmonson and Hart Counties,
Kentucky», in Palmer, J. E. and R. R. Dutcher, eds., Depositional and
Structural History of the Pennsylvanian System of the Illinois Basin, Part 2:
Invited Papers, Illinois State Geological Survey Guidebook Series 15a (Field
Trip 3 for Ninth International Congress of Carboniferous Stratigraphy &
Geology), 1979, pp. 49–62.
6. Schoefernacker, S. R., «Spatial characteristics of paleochannels in
association with the Mississippian-Pennsylvanian systemic boundary in
Western and South Central Kentucky», unpublished MS thesis, Western
Kentucky University, Bowling Green, Ky., 2006.
7. US Geological Survey, «Assessment of undiscovered oil and gas
resources of the Illinois Basin, 2007», National Assessment of Oil and Gas
Fact Sheet 2007-3058, August 2007.
8. Swezey, C. S., «Regional stratigraphy and petroleum systems of the
Illinois Basin, U.S.A.», Scientific Investigation Map 3068, US Geological
Survey, 2009.
9. Megawest Energy Corp., Kentucky projects website, http://www.
megawestenergy.com/projects/kentucky. html.
10. Wittle, J. K. and D. G. Hill, «Direct current stimulation: New approach
to enhancing heavy oil production», paper 2006-409 presented at the World
Heavy Oil Conference, Beijing, 2006.
11. Kirk, R., «Likely beneficiaries of heavy oil production technologies»,
Seeking Alpha, Dec. 7, 2007.
12. Berg, O. R., Louisiana consultant, personal communication, June
2009.
13. Hein, F., Energy Resources Conservation Board, Calgary, personal
communication, June 2009.
14. Droste, J. B. and S. J. Keller, «Development of the Mississippian-Pennsylvanian unconformity in Indiana», Indiana Geological Survey Occasional
Paper 55, 1989.
15. Siever, R., «The Mississippian-Pennsylvanian unconformity in southern
Illinois», AAPG Bulletin, 35, No.3, March 1951, pp. 542–581.
16. Horne, J., personal communication, June 2009.
Michael T. May (М. Т. Мей), профессор – специалист по отложениям в
Университете Западного Кентукки с 1996 г. и консультант в энергетическом и экологическом секторах. До назначения на должность профессора д-р Мей работал в двух консалтинговых компаниях по охране
окружающей среды в зоне Большого Канзас-Сити, в компании Shell
Exploration в г. Хьюстон и в компании Exxon Production в г. Мидленд,
шт. Техас. Д-р Мей получил степени бакалавра и доктора в Университете шт. Индиана и степень магистра в Университете шт. Канзас.
С ним можно связаться по адресу: michael.may@wku.edu.
Kenneth W. Kuehn (К. У.Кун), зарегистрированный специалист-геолог
в шт. Кентукки и известный профессор по геологии в Университете
Западного Кентукки. Его профессиональные интересы включают геологию угля, геологию нефти и геологию окружающей среды. Д-р получил степень бакалавра в Юниатском колледже и степени магистра и
доктора в Университете шт. Пенсильвания. Раньше д-р Кун работал в
компании Shell и в Университете Теннеси перед тем как в 1984 г. начал
работать в Университете Западного Кентукки. С ним можно связаться
по адресу: kenneth.kuehn@wku.edu.
№11 ноябрь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ГЛУБОКОВОДНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
НОВЫЕ КРИТЕРИИ НАДЕЖНОСТИ
МОРСКИХ ГЛУБОКОВОДНЫХ СООРУЖЕНИЙ
J. Murray, FloaTEC, LLC
В результате проведения испытаний морских плавучих сооружений Мексиканского залива была
определена разница в соответствии стандартам
В результате изучения последствий урагана Катрина, разыгравшегося в Мексиканском заливе в
конце августа 2005 г., Американский
нефтяной институт (American Petroleum Institute – API) разработал
новые рекомендации для морских
плавучих систем добычи (Floating
Production System – FPS). API опубликовал временные положения,
включая природоохранные критерии и процедуры, обеспечивающие
надежность этих сооружений. В
целом, моделирование природоохранных условий способствует распространению влияния этих положений на морские сооружения.
В Мексиканском заливе эксплуатируются три типа плавучих сооружений: полупогружные буровые
установки, буровые установки на
натяжных опорах и буровые установки на столбовом буе. Влияние
окружающей среды на эти установки включает перемещение, движение воздуха и натяжение стояка
или системы заякоривания. Специалистам предстоит еще изучать
новые положения с целью их усовершенствования.
Компания FloaTEC, LLC, занимающаяся строительством FPS, является совместным предприятием,
созданным J. Ray McDermott и Keppel
Offshore & Marine, разработала новые
системы – глубоководную полупо-
гружную систему с глубоководной
стяжкой (Deep Draft Semisubmersuble
– DDS) и платформу на натяжных
опорах (Extended Tension Leg Platform
– ETLP). Оригинальная конструкция
опор новых систем разработана в соответствии с новыми природоохранными критериями с учетом ураганов,
таких как Катрина.
В статье сравнивается влияние
на эти сооружения условий окружающей среды «до урагана» и «после урагана».
УСЛОВИЯ «ПОСЛЕ УРАГАНА»
На рис. 1 приведено сравнение условий «до урагана» и «после
урагана» и данные высоты волны и
силы ветра.
В большинстве случаев моделирование волн сопровождается проведением гидродинамического анализа
морских плавучих сооружений, при
котором используется линейное моделирование произвольно выбранных синусоидальных компонентов.
Этот метод может иметь определенные ограничения в достижении прогнозируемой максимальной высоты
волн и штормовые условия.
Моделирование штормовых условий при проведении анализа плавучих сооружений включает компьютерное моделирование и испытание
физической модели. Сила ветра моделируется с использованием коэф-
До урагана
После урагана
Достоверная
высота волн,
фут
Максимальная
высота волн,
фут
Максимальная
высота гребня
волны, фут
Максимальная
периодичность, с
Рис. 1. Сравнение условий «до урагана» и «после урагана»
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
Скорость
волн, фут/с
Скорость
ветра, фут/с
фициентов лобового сопротивления.
Эти коэффициента непосредственно связаны со скоростью ветра и
определяются в соответствии с диапазоном данных о скорости ветра,
разработанном API. Аналогичный
метод использовался при расчете
силы ветра. Разница между данными моделируется наложением скоростей в секциях сооружения.
На рис. 2. приводится сравнение
волн, смоделированных и действительных. Моделирование осуществляется на основе средних значений за 100-летний период. Кривая
высоты гребня волн представлена
как функция высоты волн. По результатам измерений и моделирования высота гребня волны составляет более половины высоты самой
волны. Анализ высоты волны проводился с использованием данных
урагана Катрина.
Основная разница заключается
в том, что полномасштабный прототип волн может иметь нелинейные компоненты. Моделирование
частоты волн на основе линейности
может не соответствовать условиям
суммирования компонентов гармоник. В некоторых случаях при моделировании могут быть допущены
ошибки. В процессе проведения
анализа следует обращать внимание
на сопротивление воздуха и воздействие волн на опоры сооружения.
РАЗРАБОТКА
КОНСТРУКЦИИ ОПОР
Результаты предварительного изучения влияния конструкции опор
на положения надежности проиллюстрированы на рис. 3. На рис. 3
продемонстрированы три типа опор
конструкций, размещенных в Мексиканском заливе, включая некоторые особенности, такие как глубина
воды и число якорных оттяжек.
DDS оснащены системой туго
натягиваемых полиэстровых кана35
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ГЛУБОКОВОДНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
глубины в штормовых условиях
наиболее значительное (см. табл.).
Данные о напряжении не приведены. Изменение влияния на стояк составляет примерно 3 фут поскольку
верхнее натяжение стояка (top tension riser – TTR) и натяжение опор
в одинаковой степени влияют на
надежность и устойчивость ETLP.
Высота гребня волны, фут
Линейная модель
Действительные волны
ПЛАТФОРМА
НА СТОЛБОВОМ БУЕ
Параметры этой конструкции
практически аналогичны параметрам ETLP. Однако эта конструкция
более устойчива, чем ETLP. Следует отметить, что вращательное
перемещение ETLP меньше, чем в
конструкции на столбовом буе. Перемещение в результате сопротивления воздуха составляет 11 фут.
Высота волн, фут
Рис. 2. Сравнение смодерированных и действительных волн
296,12 фут
220 фут
210 фут
65 фут
60 фут
96,8 фут
MWSL
El. 0 фут
113,2 фут
Высота
опоры,
76,12
фут
Высота
опоры,
40×40
фут
60 фут
132 фут
145 фут
62 фут
23 фут
50 фут
94 фут
191,5 фут
29,5 фут
Понтон
Платформа на натяжных опорах
Гл=убина воды, 4950 фут
Число перемычек – 12
Число верхних опор – 12
Число испытаний – 2
Вес буровой вышки – 25 600 т
Полупогружная платформа
с глубоководной стяжкой
Глубина воды, 5300 фут
Число якорных оттяжек – 12
Число испытаний – 10
Вес буровой вышки – 6750 т
304,5 фут
40 фут
Рис. 3. Сравнение деталей структурного анализа
Платформа на столбовом буе
Глубина воды, 5350 фут
Число якорных оттяжек – 9
Число верхних опор – 5
Число испытаний – 2
Вес буровой вышки – 9500 т
Сравнение результатов исследований
Параметры
Отклонение, % глубины
Изменение глубины, фут
Изменение наклона, градус
Напряжение, %
Отклонение в результате сопротивления воздуха, фут
тов, столбовым буем с якорными
оттяжками и другими системами.
Система заякоривания DDS подразделяется на четыре группы. ETLP
закрепляется при помощи трех перемычек, размещенных между четырьмя угловыми конструкциями.
АНАЛИЗ И РЕЗУЛЬТАТЫ
В результате исследований было
определено, что эффективный метод
анализа размещенных в Мексиканском заливе мощностей еще не разработан. Также выясняется влияние
на сооружения окружающей среды.
В любом случае необходимо опре36
ETLP
DDS
На столбовом буе
2
6
0,1
–
19
1,4
11
1,8
12
16
1
5,4
2,3
7
11
делить наиболее важные факторы,
влияющие на какие-либо изменения.
Например, к таким факторам относится система заякоривания, регулирование балласта и воздействие
локальных нагрузок (см. табл.).
платформа
на натяжных опорах
Эти конструкции наиболее подвержены перемещениям. Отклонение в результате сопротивления воздуха составляет в среднем 19 фут.
Сокращение этого параметра зависит непосредственно от высоты
гребня волн. Однако изменение
глубоководная
полупогружная система
с глубоководной стяжкой
Отклонение глубины воды в
этой конструкции составляет всего 1 %. Отклонение в результате
сопротивления воздуха составляет
11 фут. В штормовых условиях изменения в результате воздействия
окружающей среды наиболее значительные.
ВЫВОД
В статье рассматривалась предварительная оценка чувствительности морских плавучих сооружений,
размещенных в Мексиканском заливе, к штормовым условиям. Наибольшее влияние на устойчивость
сооружений оказывает сопротивление воздуха. И увеличение высоты гребня волны. Результаты исследований приведены на рисунках.
Специалисты пришли к выводу,
что необходимо проводить индивидуальную оценку любых плавучих
сооружений, размещенных в Мексиканском заливе.
Перевел Д. Баранаев
Список литературы
1. Interim Guidance on Hurricane Conditions in the
Gulf of Mexico, API Bulletin 2INT-MET, May 2007.
John Murray (Дж. Мюррей) директор технологического по технологическим разработкам
FloaTEC, LLC. В 1986 г. г-н Мюррей занял должность национального консула по исследованиям
(Канада). В 1997 г. присоединился к компании
Spars International Inc. со штаб-квартирой в Хьюстоне. В компании FloaTEC, LLC г-н Мюррей
работает с 2006 г. Г-н Мюррей получил степень
доктора технических наук в области морских
технологий и является автором ряда статей.
№11 ноябрь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ТЕХНОЛОГИИ
Ликвидация осложнений
в процессе бурения
Sh. F. Takhautdinov, N. G. Ibragimov, Татнефть
R. R. Ibatullin, G. S. Abdrakhmanov, F. F. Akhmadishin, N. G. Khamityanov, ТатНИПИнефть
Расширяемые трубные изделия применяются в бывшем СССР для перекрытия зон потери циркуляции
с 1978 г.
Компания Tatneft успешно применяет метод изоляции пластов
расширяемыми профильными перекрывателями (expandable profile
liner – EPL) с конца 70-х годов. С
помощью данного метода ликвидируются осложнения при бурении
скважин не только в Татарстане,
основном районе деятельности
компании, но и в странах–бывших
республиках СССР и за рубежом.
Бурение
глубоких
скважин
Тенденцией сегодняшнего дня
является увеличение проектной
глубины скважин; число промежуточных обсадных колонн с традиционной телескопической конструкцией скважин также возрастает.
С увеличением глубины бурения
скважина пересекает все большее
число пластов. Каждый пласт характеризуется своими прочностными
свойствами, пластовым давлением
(может быть аномально низким или
высоким), содержанием флюидов и
т.д., которые трансформируются в
определенные осложнения при бурении, такие как дифференциальный прихват колонны, осыпание и
обваливание стенок ствола, потеря
циркуляции, нежелательные притоки воды и газа.
Пласты неустойчивых пород
приходится перекрывать промежуточными обсадными колоннами;
каждая такая колонна увеличивает общую стоимость скважины на
30–40 %. Мировой опыт строительства скважин показывает, что при
бурении на глубину 4000–5000 м в
сложных геологических условиях
в скважину спускают 5–7 телескопически расположенных обсадных колонн. Стоимость таких
скважин на порядок выше стоимости скважин типовой конструк-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
ции глубиной 2000–2500 м. Кроме
того, чрезмерное увеличение числа
промежуточных колонн значительно уменьшает конечный диаметр
скважины и приводит к большим
проблемам при заканчивании и
эксплуатации.
Новое
техническое
решение
Первую исследовательскую
программу по решению проблемы
эффективной изоляции зон компания разработала еще в 1975 г.
В 1978 г. компания успешно испытала новый метод изоляции зон с
помощью расширяемых (в поперечном сечении) обсадных труб [1, 2].
Главная задача состояла в том, чтобы найти способ последовательного
размещения промежуточных обсадных колонн одного диаметра без
цементирования и без уменьшения
внешнего (outer diameter – OD) и
внутреннего (inlet diameter – ID)
диаметров скважины. Применение расширяемых труб дало возможность снизить сложность заканчивания скважины и улучшить
качество перекрытия пластов и тем
самым решить две самые серьезные проблемы при строительстве
скважины.
В последующие 20 лет расширяемые трубы были установлены
более чем в 600 скважинах. Технология бурения скважин долотом
одного диаметра с последовательным перекрытием зон осложнений
расширяемыми обсадными трубами получила название «Способ
строительства скважин с использованием расширяемых профильных
перекрывателей». Она была запатентована в России и тринадцати
других странах [3]. К сегодняшнему
дню технологии расширяемых труб
компании Tatneft получили более
№11 • ноябрь 2009
40 российских и 57 зарубежных
патентов.
С начала 90-х гг. компания проводит презентации своей технологии на специализированных
международных конференциях и
нефтегазовых выставках и опубликовала ряд статей в зарубежных
журналах. В 1999 г. крупнейшие
нефтяные компании приступили к
научным исследованиям в этой области, и очень быстро стало ясно,
что расширяемые трубные изделия
представляют собой принципиально новое направление в общепринятой нефтепромысловой практике. Компании Shell, Baker Hughes,
Halliburton, Weatherford и другие
ведущие компании запантентовали свои расширяемые изделия и
приступили к их коммерческому
внедрению. К настоящему времени Tatneft нашла способ решения
одной из самых серьезных проблем
в бурении – потери циркуляции
– и эффективность расширяемых
труб подтверждена многочисленными случаями их успешного применения в бывшем СССР. Во многих скважинах были установлены
по два и три профильных перекрывателя без изменения диаметра
ствола скважины.
Богатый практический опыт,
приобретенный компанией при
решении проблемы потери циркуляции, способствовал дальнейшим
научным исследованиям. Компания выявила большие возможности этого метода и сосредоточила
усилия на поиске способов эффективного решения других проблем
в скважине.
Наращивание
перекрывателя снизу
Положение серьезно осложняется в тех случаях, когда не удается спустить обсадную колонну
37
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ТЕХНОЛОГИИ
до проектной глубины. Попытки
спустить обсадные колонны при
строительстве скважины иногда
бывают неудачными из-за нарастания фильтрационной корки,
образования шламовых пробок,
осыпания или обваливания породы и других осложнений, которые
часто приводят к многократным
изоляционным работам, а иногда и
к перекрытию интервалов осложнений промежуточными колоннами и колоннами-хвостовиками.
В результате уменьшается диаметр скважины, усложняется ее
конструкция, возрастают расход
обсадных труб и цемента, и также
капитальные вложения и затраты
времени.
В 1984–1985 гг. был разработан
метод наращивания обсадной колонны снизу с помощью профильного перекрывателя без уменьшения диаметра скважины. В 1985 г.
эксплуатирующая компания нарастила обсадную колонну на
29 м в скв. 160 (Западная Сибирь,
Верхне-Катангский участок) для
перекрытия зоны интенсивного
поглощения, и тем самым спасла
ствол скважины от ликвидации.
Профильный перекрыватель установили снизу 219-миллиметровой
промежуточной обсадной колонны
на глубине 2634 м с сохранением
прежнего диаметра ствола. Такая
операция была проведена впервые
в мире [4]. В последующие годы
высокая эффективность данной
технологии была подтверждена во
многих скважинах. Помимо главной
задачи – перекрытия зон потери
циркуляции – она применяется для
решения наиболее распространенных проблем при бурении, включая
приток газа, неустойчивость стенок
ствола и перекрытие интервала ответвления ствола (рис. 1).
Ремонт
в ходе бурения
Еще один вариант применения
связан с восстановлением целостности обсадной колонны, позволяющий продолжить бурение без изменения диаметра долота. В 1985 г.
в Литве (скв. Genchai-2) установили профильный перекрыватель
длиной 41 м с толщиной стенки
8 мм, перекрыв поврежденную
219-миллиметровую обсадную
колонну в интервале 214–236 м.
38
Октябрь 2004
OD 244,5 мм
(9,625”)
1,7 м
(6 фут)
329,3 м
(1080 фут)
331 м
(1135 фут)
31 м
(102 фут)
346 м
(1135 фут)
360,3 м
(1182 фут)
ID 217 мм
(8,54”)
Диаметр долота
215,9 мм
(8,5”)
Забой 1001 м (3284 фут)
Рис. 1. В октябре 2004 г. профильным
перекрывателем изолировали интервал
ответвления ствола в скв. 221А
Скважину добурили до проектной глубины долотом диаметром
190,5 мм.
В 1987 г. в скв. 51 нефтегазодобывающего предприятия «Печора» восстановлена герметичность
245-мм обсадной колонны профильным перекрывателем длиной
42,5 м. В 1989 г. в скв. 35 «Ямалнефтегазгеология» установили профильный перекрыватель длиной
14 м для восстановления негерметичного участка 219-мм обсадной
колонны [5]. В 2004 г. в скв. 50 «Надымгазпром» двумя профильными
перекрывателями отремонтированы два поврежденных участка
245-мм обсадной колонны в интервалах 2435,9–2459,4 м и 1564,5–
1587,5 м. После установки перекрывателей колонну опрессовали
на давление 35 МПа.
Устойчивость
стенок ствола
Неустойчивость стенок ствола
приводит к возникновению многочисленных технических проблем
и сложностям в интерпретации каротажных диаграмм, и это негативно сказывается на экономических
показателях скважины. В 1989 г.
Tatneft приступила к работам, направленным на решение проблем с
устойчивостью стенок ствола в наклонных и горизонтальных скважинах с помощью расширяемых труб.
Профильный перекрыватель, установленный в скв. 28852 Павловская,
ликвидировал зону интенсивного
осыпания и обваливания. Зону обвалов также перекрыли при бурении через глины в кыновском
горизонте. В 1995 г. профильный
перекрыватель длиной 144,5 м установили в горизонтальном участке
скв. 39454, перекрыв неустойчивые
породы.
Еще одним примером является
горизонтальная добывающая скв.
1623Г на Бастрыкском месторождении. Ее эксплуатация была невозможна в связи с осыпающимися
глинами. Зону осложнений изоли-
OD 168 мм (6,614”)
ID 152 мм (5,98”)
ID 142 мм (5,59”)
Глины
1237 м
(4058 фут)
1239,5 м
(4067 фут)
ID 140 мм (5,51”)
Скв. 149,2 мм
(5,874”)
1246 м
(4095–4108 фут)
Скв. 144 мм
(5,669”)
1298 м
(4259 фут)
Продуктивный 1435 м
пласт
(4798 фут)
1254,6м
(4116 фут)
Рис. 2. Зону осыпания глин в скв. 1623Г перекрыли в 2005 г.
№11 • ноябрь 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ТЕХНОЛОГИИ
ровали профильным перекрывателем длиной 17,6 м всего за 32 часа, и
скважина стала работать с дебитом
нефти 10,3 т/сут (рис. 2).
Расширяемые
подвески
хвостовиков
В 1991–1992 гг. компания разработала расширяемые подвески
хвостовиков для боковых горизонтальных стволов и установила их в
двух скважинах [5]. В отличие от
стандартных подвесок, расширяемые подвески имеют более простую конструкцию, более надежны
и менее дорогие.
Защита
продуктивного
интервала
В 1994 г. было разработано
два новых технических решения.
Компания начала использовать
профильные перекрыватели для
защиты вышележащих перспективных продуктивных пластов
сразу же после бурения с целью
предотвращения их загрязнения
буровым и цементным растворами
(рис. 3). Скважины, законченные
с установкой профильных перекрывателей, работают с дебитом
в 1,4–2 раза выше по сравнению
со скважинами, законченными со
стандартными зацементированными хвостовиками.
Перекрытие
водопритоков
В 1996 г. компания разработала
технологию и соответствующее
оборудование для перекрытия водопритоков в горизонтальных участках стволов. В 1997 г. технологию
успешно опробовали в Татарстане
в скв. 11251. Данная скважина простаивала в течение двух лет в связи
со 100%-ной обводненностью. После проведения исправительных работ с использованием профильных
перекрывателей скважину ввели в
эксплуатацию. Она по-прежнему
добывает нефть с дебитом 18–
20 т/сут [6].
Нештатные ситуации
Применение любой новой
технологии, которая еще не стала стандартной отраслевой прак-
OD 168 мм
(6,614”)
Скв. 215,9 мм
(8,5”)
OD 168 мм
(6,614”)
819 м (2687 фут)
Башкирский
ярус
Перекрыватель–216
(8,5”)
836 м (2743 фут)
1198,8 м
(3933 фут)
Расширяемая
подвеска
ID 140 мм
(5,51”)
1203 м
(3946,86 фут)
1106 м (3629 фут)
OD 144,4 мм
(5,68”)
1106,5–1116 м
(3630–3661 фут)
Турнейский
ярус
1123 м (3629 фут)
Перекрыватель–216
(8,5”)
Перекрыватель–
145/132 мм
(5,75”/5,19 фут)
Скв. 215,9 мм
(8,5”)
ID 132 мм
(5,19”)
Бобриковский
горизонт
1230 м (4035 фут)
1229 м (4032 фут)
Башмак
Рис. 3. а) продуктивные интервалы башкирского и турнейского яруса в скв. 3484 изолировали
профильными перекрывателями. b) скважину 2586 закончили с установкой профильного
перекрывателя без цементирования
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
тикой, чревато либо ошибками,
либо нештатными ситуациями изза условий в пласте, либо и тем и
другим. Такие ситуации требуют
адекватных ответных действий.
Поэтому необходимо было разработать новые методы и оборудование для решения возникающих
проблем и ведущих к развитию
технологиии.
Наращивание
перекрывателя
сверху
Может так случиться, что из-за
неправильной установки или неверной интерпретации или других ошибок верхняя часть зоны осложения
остается неперекрытой. В этом случае для изоляции интервала осложнения профильный перекрыватель
необходимо наращивать сверху.
Еще в 1978 г. на Абдрахмановском участке в скв. 14124 в интервале 908,4–956,6 м установили профильный перекрыватель.
Внутренний диаметр скважины
частично уменьшился, и скважину добурили до конечной глубины
190,5-миллиметровым долотом. Вместе с тем, диаметр эксплуатационной
колонны остался прежним – 146 мм.
Исследование скважины показало,
что интенсивность поглощения осталась на прежнем уровне, хотя кавернозный интервал был перекрыт
(рис. 4а). В течение 24 сут компания безуспешно проводила изоляционные работы с использованием
обычных методов, и после геофизических исследований приняла
решение спустить секцию профильного перекрывателя длиной
16,8 м и соединить его с первым
перекрывателем. После успешной операции скважину добурили
до проектной конечной глубины
1731 м долотом диаметром 190,5 мм
без осложнений. Чтобы установить
две состыкованные секции перекрывателя, потребовалось всего
7 сут [1].
Ремонт
поврежденного
перекрывателя
На Зайкинском месторождении
объединения «Оренбургнефть» в
скв. 2601 имелись две кавернозные
зоны интенсивного поглощения
бурового раствора в интервалах
3268–3288 м и 3326–3351 м. В тече39
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ТЕХНОЛОГИИ
Скв. 215,9 мм
(8,5”
Перекрыватель-216/196
(8,5”/7,72”)
Перекрыватель-216
(8,5”)
2619 м (8593 фут)
Скв. 190,
5 мм
(7,5»)
ID 196 мм
(7,72”)
56 м
(184 фут)
OD 146 мм
(5,75”)
42,4 м
(139 фут)
3265 м
(10 712 фут)
31 м
(102 фут)
3295 м (10 810 фут)
3321 м (10 896 фут)
3323 м (10 902 фут)
Скв. 215,9 мм
(8,5”)
956,6 м Скв. 215,9 мм
(8,5”)
(3138 фут)
Скв. 190,5 мм
(7,5”)
ID 217 м
(8,54”)
2724 м
(8937 фут)
3253 м
2728 м
(10 673 фут)
(8950 фут)
3295 м
(10 810 фут) Перекрыватель216/196
(8,5”/7,72”)
ID 196 vv
(7,72”)
Скв. 215,9 мм
(8,5”)
Скв. 190,5 мм
(7,5”)
3354 м (11 004 фут)
ID 196 мм (7,72”)
3383 м (11 099 фут)
74,4 м (244 фут)
OD 245 мм
(9,65”)
2620,4 м
(8597 фут)
2624 м
(8609 фут)
109 м (357 фут)
48,2 м (158 фут)
Скв. 215,
9 мм
(8,5»)
2556 м
(8386 фут)
ID 196 мм (7,72”)
OD 426 м
(16,77”)
908,8 м (2982 фут)
OD 324 мм
(12,75”)
ID 196 мм
(7,72”)
2529 м (8294 фут)
Перекрыватель-216
(8,5”)
908,4 м
(1980 фут)
ID 196 мм
(7,72”)
16,8 м (55 фут)
OD 630 мм
(24,8”)
892 м (2927 фут)
64,4 м (211 фут)
95 м (312 фут)
216 мм
(8,5»)
м фут 216 256 мм 216 мм
2798,5 м
(9181 фут)
Рис. 4. Ликвидация осложнений с помощью профильных перекрывателей: а) наращивание перекрывателей сверху; слева – кавернограмма
до (1) и после (2) установки перекрывателей; b) ремонт перекрывателя в скв. 2601; с) ликвидация нескольких осложнений в одной
скважине
нии 15 месяцев компания пыталась
ликвидировать осложнение с помощью традиционных тампонирующих
материалов, однако безуспешно.
Скважину глубиной 3383 м наметили к ликвидации. Tatneft предложила
сохранить ствол скважины, установив профильный перекрыватель. Инженеры решили спустить две секции
перекрывателя, начиная с нижней
зоны. Однако первую секцию не
удалось спустить на требуемую глубину в связи с ее заклиниванием в
верхней зоне поглощения из-за образования шламовой пробки.
Застрявший в интервале 3265–
3321 м профильный перекрыватель
выправили давлением жидкости, а
расширительный инструмент плотно прижал его к стенкам ствола
(рис. 4b). Исследования в скважине
показали, что верхняя зона осложнения надежно перекрыта. Для изоляции нижней зоны поглощения
профильный перекрыватель установили в интервале 3323–3354 м.
Безаварийное бурение продолжили с 190,5-миллиметровым долотом.
Скважину углубили еще на 949 м,
и через 840 часов работы долота на
забое поглощение бурового раствора возобновилось.
40
Исследования в скважине и каротажные диаграммы показали,
что нарушена герметичность перекрывателя на глубине 3293 м. Чтобы восстановить герметичность без
уменьшения диаметра ствола, верхний перекрыватель разбурили одношарошечными долотами до глубины
3295 м и установили новый перекрыватель длиной 42 м. Затем скажину
бурили 190,5‑миллиметровым долотом еще 306 м до глубины 4638 м.
Общая стоимость всех операций,
включая подготовку трех секций
перекрывателя и разбуривание 30 м
труб, была в 10 раз меньше стоимости «пробной» изоляции.
Самое существенное преимущество установки перекрывателя
сверху заключается в том, что сохраняется внутренний диаметр
перекрывателя и достигается точное совмещение и герметичность
стыкуемых концов.
Изоляция зоны
поглощения
и обваливания
Одним из самых серьезных
осложнений при бурении является
интенсивное поглощение бурового
раствора, сопровождаемое обвалива-
нием породы, затяжками и прихватами бурового инструмента. Обваливание стенок ствола не позволяет вести
бурение в интервале зоны поглощения, поскольку во время остановки
бурового насоса при наращивании
колонны бурильные трубы на забое
оказываются прихваченными. Ликвидация таких осложнений требует
больших затрат времени и денежных
средств, и довольно часто все усилия
пропадают даром.
Tatneft разработала метод наращивания профильного перекрывателя снизу в 1993 г., и впервые
такой метод применили в скв. 202
Гараевского участка. В этой скважине интенсивное поглощение
бурового раствора сопровождалось
таким же интенсивным осыпанием породы, что привело к обвалам
и прихвату КНБК. Установка двух
секций профильного перекрывателя ликвидировала осложнение без
какого-либо уменьшения диаметра
ствола. Затем без осложнений пробурили более 2000 м ствола [4].
Сочетание
осложнений
Компании иногда сталкиваются
с несколькими нештатными ситуа-
№11 • ноябрь 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ТЕХНОЛОГИИ
циями, которые необходимо
выходом 10–40%-ного проликвидировать оперативно,
мывочного раствора. При зачтобы не потерять скважину.
бое 2079 м произошел прихват
Подобный случай произошел
КНБК.
на Западно-Коммунарской
В процессе исправитель1925 м (6316 фут)
площади в скв. 95 «Самара- Первый ствол
ных работ произошел обрыв
нефтегаз». Скважина вскрыла (обрыв бурильной колонны)
бурильной колонны. С глузону с интенсивным поглоще- Второй ствол
бины 1985 м забурили новый
нием бурового раствора и од- (самопроизвольная
ствол в обход неизвлеченных
1985 м (6512 фут)
зарезка нового ствола
новременным обваливанием в процессе расширения)
бурильных труб и углубили
2 EPL
(149,3 м; 490 фут)
пород, что привело к затяжкам Третий ствол (заклинивание
скважину до 2188 м с выходом
и прихватам КНБК. Каверноз- расширительного инструмента
80%-ного раствора. При забое
2041 м (6696 фут)
в перекрывателе)
ный интервал 2556–2620,4 м
2207 м произошла полная по2064 м (6772 фут)
изолировали профильным Четвертый ствол
теря циркуляци. Восстановить
2074,3 м (6805 фут)
перекрывателем длиной 64,4 м
циркуляцию пытались цемент2077 м (6814 фут)
2074 м (6804 фут)
без уменьшения диаметра
ными заливками и бурением
3 EPL
(49 м; 161 фут)
4 EPL
ствола.
с аэрированной жидкостью.
Скважину углубили еще на (47,8 м; 157 фут)
Скважину удалось углубить
2126 м (6975 фут)
2121,8 м (6961 фут)
100 м, сначала с частичным подо 2259 м с выходом 20–40%2143 м (7031 фут)
2156 м (7074 фут)
глощением бурового раствора, 5 EPL
ного раствора. Две зоны по1 EPL
а затем с полной потерей цир- (68,6 м; 225 фут)
глощения изолировали про(67 м; 220 фут)
куляции. Второй перекрывафильными перекрывателями
2211,6 м (7260 фут)
2223 м (7293 фут)
тель длиной 109 м установили
без уменьшения диаметра
удлинением первого перекры- 6(61EPLм; 200 фут)
ствола.
2259 м (7411 фут)
вателя. Для этой цели внизу
Первым перекрывателем
2271,5 м (7452 фут)
2274 м (7461 фут)
первого перекрывателя был
успешно изолировали интерпредусмотрен раструбный 7 EPL
вал 2156–2223 м. При расбашмак. Два перекрывателя (82,5 м; 271 фут)
ширении ствола под второй
плотно состыковали, создав
перекрыватель долото попало
2354 м (7724 фут)
2372 м (7782 фут)
соединение одного диаметра.
в каверну, что привело к поИнтервал осложнения 2619– Рис. 5. При ликвидации многочисленных осложнений в тере ствола. На глубине 2041 м
2728 м успешно перекрыли, ходе бурения скв. 35 в ней установили семь профильных КНБК самопроизвольно забукак и в предыдущем случае, перекрывателей
рила третий ствол. При забое
без уменьшения диаметра ствола
Самыми показательными при- 2107 м второй перекрыватель уста(рис. 4с).
мерами применения высокоэффек- новили в интервале 1925–2074,3 м
При дальнейшем углублении тивной технологии расширяемых для перекрытия зоны осложнения.
скважины вновь возобновились перекрывателей в сложных геоло- При забое 2149 м третий перекрыпоглощения бурового раствора. Во гических условиях, скорее всего, ватель установили в интервале
втором установленном перекрыва- являются скв. 818 WT во Вьетнаме 2077–2126 м.
теле не была предусмотрена ниж- с экстремально сложными услоОднако в процессе расширения
няя раструбная часть, и установка виями бурения [4], скв. 41 на ме- третьего перекрывателя с помощью
третьего перекрывателя длиной сторождении Купал в Иране [7] и специального расширительного ин74,5 м частично уменьшила диаметр скв. 35 на Алимовском участке ЗАО струмента он застрял на глубине
ствола. При дальнейшем углубле- «Татнефть-Самара» (рис. 5).
2105 м. Ловильные работы закончинии скважины использовали 190,5лись неудачно – инструмент разрумиллиметровое долото.
шился и шарошка осталась внутри
Алимовский
В процессе бурения вновь участок
перекрывателя. Чтобы спасти сквапроизошла потеря циркуляции.
Когда КНБК достигла измерен- жину, приняли решение забурить
Скважинные исследования пока- ной глубины (забой) 1961–1964 м, новый (четвертый) ствол из башзали, что в резьбовых соединениях начались частичные прихваты ко- мака второго перекрывателя. Для
первого перекрывателя была нару- лонны и поглощения бурового рас- прорезания окна в перекрывателе
шена герметичность. Весь первый твора, а на глубине 1969 м произо- в интервале 2060–2064 м в скваперекрыватель и вышележащий ка- шла полная потеря циркуляции. жину спустили клин-отклонитель
вернозный интервал изолировали Буровой раствор заменили на воду, конструкции ТатНИПИнефть, в кочетвертым перекрывателем длиной однако это привело к мощному при- тором в качестве якоря использует95 м (рис. 4с). Скважину добурили току пластовой воды интенсивно- ся расширяемая профилированная
до проектной глубины без ослож- стью 60 м3/ч. Для ликвидации зоны труба.
нений. Несмотря на установку че- поглощения компания провела цеПри дальнейшем углублении
тырех перекрывателей, скважину ментные заливки. Сначала зака- скважины была вскрыта еще одна
закончили с 146‑миллиметровой чали 15 т цемента, затем еще 18 т зона потери циркуляции. При заэксплуатационной колонной, т.е. с в три приема. После разбуривания бое 2093 м промывочная жидкость
проектным диаметром.
цемента бурение продолжили с перестала выходить на поверх-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
41
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ТЕХНОЛОГИИ
ность. Каверны в породах отмечались в интервалах 2093–2095 м
и 2097–2098 м. При забое 2156 м
циркуляцию восстановили, перекрыв зону поглощения четвертым
перекрывателем, установив его в
интервале 2074–2121,8 м. В процессе дальнейшего углубления
ствола циркуляция снизилась до
70%, а с глубины 2192 м полностью
прекратилась. Ее восстановили,
установив в интервале 2143–2211,6
м пятый перекрыватель. В дальнейшем в скважине вскрыли еще две
зоны осложнений – в которых
происходили потери циркуляции,
затяжки и прихваты КНБК – их
изолировали еще двумя перекрывателями. Шестой перекрыватель
установили при забое 2282 м в интервале 2213–2274 м, а при забое
2372 м его нарастили снизу седьмым перекрывателем. Скважину
добурили до проектной глубины
(см. рис. 5).
Никогда еще в мировой практике бурения в одной скважине не
устанавливали столько расширяемых перекрывателей. Многочисленные осложения при бурении
ликвидировали без уменьшения
диаметра ствола.
Опыт компании Tatneft показывает, что конструкция скважин
с телескопическим расположением колонн-хвостовиков и обсадных колонн вскоре может уйти в
прошлое, поскольку технология
расширяемых профильных перекрывателей способствует строи-
тельству скважины с одинаковым
диаметром обсадной колонны от
устья до забоя – скважины одного
диаметра (монодиаметра). Данная
технология стала стандартным инструментом компании Tatneft для
борьбы с осложнениями при бурении.
Перевел С. Сорокин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Abdrakhmanov, G. S. and A. G. Zainullin, «Lost
circulation control by use of steel profile liners»,
No. 7, 1981, pp. 19–23.
2. Abdrakhmanov, G. S., Safonov, Y. A. and A.
G. Zainullin, «Isolation of lost circulation zones
with steel pipes without wellbore diameter loss»,
Neftyanoe Khozyaistvo, No. 4, 1982, pp. 26–28.
3. Abdrakhmanov G. S. et.al., «Method of
construction of multiplestring wells», US Patent
No. 4,976,322, Dec. 11, 1990.
4. Takhautdinov, S. F., Abdrakhmanov, G. S.,
Kaveev, K. Z. and N. K. Khamityanov, «Liners
extend casing length without wellbore diameter
loss», Oil and Gas Journal, Aug. 12, 2002, pp.
41–43.
5. Takhautdinov, S. F. et. al., «Tatneft expandable
technology: Track record and range of expandable
products», Oil & Gas EURASIA, No. 4, 2007, pp.
50–55; No. 5, 2007, pp. 32–39.
6. Takhautdinov S. F. et. al., «Expandable liners
isolate water influx from directional, horizontal
wells», Oil and Gas Journal, Aug. 19, 2002, pp.
53–56.
7. Abdrakhmanov, G. S., Khamityanov, N. K. and N.
N. Vildanov, «New expandable-profile liners used
in Iran, China, Tatarstan», Oil and Gas Journal,
April 3, 2006, pp. 45–50.
Shafagat F. Takhautdinov (Ш.Ф. Тахаутдинов) –
генеральный директор Татнефть. В 1971 г. получил степень доктора экономических наук.
Его деятельность связана с эффективным менеджментом нефтегазового сектора, фундаментальными научными исследованиями, сектора-
ми добычи и транспорта и вопросами охраны
окружающей среды. Автор более 100 работ и 154
патентов, участник многочисленных международных нефтегазовых конференций.
Nail G. Ibragimov (Н. Г. Ибрагимов) – первый
заместитель генерального директора Tatneft.
В 1977 г. получил степень доктора технических
наук. Автор более 80 работ, 6 монографий и
200 патентов на изобретения, относящихся к
конструкции скважин и добыче нефти, один
из разработчиков уникальной технологии извлечения остаточных запасов нефти на старых
месторождениях.
Ravil R. Ibatullin (Р. Р. Ибатуллин) в 1980 г. получил степень доктора технических наук. С 1985 г.
работает в Tatneft. С 2000 г. занимает должность
директора ТатНИПИнефть. Главные научные
интересы связаны с технологией разработки нефтяных и газовых месторождений, вторичными
и третичными методами добычи, вопросами экологии при добыче нефти и информационными
технологиями. Автор более 250 работ, 5 монографий, 130 российских и 5 зарубежных патентов
на изобретение.
Gabdrashit S. Abdrakhmanov (Г. С. Абдрахманов)
– профессор, член-корреспондент РАЕН. Заместитель директора ТатНИПИнефть по научной
работе, д.т.н. В 1964 г. закончил МИНХиГП им.
И.М. Губкина. Более 30 лет назад разработал
технологию расширяемых труб для перекрытия ствола без уменьшения диаметра скважины. Автор более 125 работ, 3 монографий, 135
российских и 57 зарубежных патентов.
Farit F. Akhmadishin (Ф. Ф. Ахмадишин) – руководитель отдела бурения в ТатНИПИнефть. В
1986 г. закончил Уфимский нефтяной институт.
Имеет 10-летний опыт разработки расширяемых изделий. Автор 33 работ и 103 российских
патентов. В круг научных интересов входят технологии строительства скважин.
Nigmatyan G. Khamityanov (Н. Г. Хамитьянов) –
руководитель лаборатории расширяемых труб
в ТатНИПИнефть. В 1966 г. получил степень
кандидата наук в Уфимском нефтяном институте. Более 15 лет занимается технологией расширяемых труб. Автор 25 работ, 75 российских
и 5 зарубежных патентов.
НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
В марте 2009 г. в скважине Antelope-1 компании
InterOil Corp. (Папуа Новая Гвинея) были обнаружены запасы газа. Первоначальная добыча составила
382 млн фут3/сут газа и 5000 брл/сут конденсата.
Это самая высокая в мире добыча продукции на
одну скважину. С конца 1980-х годов было открыто
несколько гигантских месторождений природного
газа, и месторождение Антилопе-Элк стала самым
крупным в этом регионе. Продуктивными газоносными горизонтами стали оказались карбонаты
третичного возраста, а не песчаники мелового возраста, как полагали ранее ученые. Месторождение
Антилопе и другие, открытые недавно в этом регионе запасы, будут способствовать тому, что страны
Папуа Новой Гвинеи станут основным импортером
42
сжиженного природного газа (СПГ) в ближайшем
будущем.
В апреле 2009 г. компания Petroleo Brasileiro SA
(Petrobras) объявила о том, что планирует заняться
поиском новых плавучих систем с целью масштабной разработки морских запасов нефти и газа. Для
этого в следующие пять лет стране понадобиться, как
минимум 28 новых плавучих систем. Это означает,
что в ближайшем будущем на шельфе Бразилии для
компании Petrobras будет работать 40 новых буровых
установок. В настоящее время наступил период, когда активность бурения на шельфе США и Северного
моря сократилась почти на 50 % и продолжает снижаться.
№11 • ноябрь 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ПОПУТНАЯ ВОДА
ПИЛОТНЫЙ МЕМБРАННЫЙ БИОРЕАКТОР
ДЛЯ ОЧИСТКИ ПОПУТНОЙ
СКВАЖИННОЙ ВОДЫ
A. Zilverentant, A. van Nieukerk, DNV BV
I. Vance, Centromere Limited
A. Watlow, BP Exploration
M. Rees, Azerbaijan International Operating Company
Установка на Сангачальском терминале в Азербайджане обеспечивает очистку попутной воды
с высокой химической потребностью в кислороде более чем 97 %, и удаляет более 99 % различных
органических загрязнений
Аэробный биореактор с затопленным мембранным
фильтром используется для очистки до 4,7 брл/сут попутной воды из нефтяных резервуаров на морской
платформе. Несмотря на высокую соленость (общее
содержание растворимых твердых веществ 2–5 %) и
высокую химическую потребность в кислороде (ХПК)
(ХПК до 50 000 мг/л) попутная вода эффективно очищается. При этом окисляются различные восстановители и уменьшается их содержание в воде больше, чем
на 97 %, и уменьшается содержание специфических
органических компонентов, таких как алифатические
углеводороды, моноароматические углеводороды, алифатические кислоты, ароматические кислоты и полициклические ароматические углеводороды (РАН),
больше, чем на 99 %. Однако, в этом процессе очистки
металлы удаляются в ограниченной степени. Исключением является железо, марганец и барий, которые
удаляются более чем на 90 %.
Реверсивное загрязнение мембранного фильтра
наблюдалось как реакция на изменения подаваемых
расходов и режима работы. Проницаемость мембран
восстанавливалась непосредственно на месте путем их
очистки при рН 2–2,5 после биохимической обработки
с использованием гипохлорита натрия. Как оказалось,
мембранный биореактор (MBR) хорошо подходит для
очистки попутной воды. Несмотря на очень высокую
степень удаления органических веществ, ХПК очищенной воды было больше заданного в спецификации значения ХПК для сбросной воды, равного 250 мг/л.
ВВЕДЕНИЕ
Сангачальский терминал, который находится на
расстоянии 55 км на юг от г. Баку, Азербайджан, располагается на головной части экспортного нефтяного
трубопровода Баку-Тбилиси-Джейхан. Этот трубопровод протяженностью 1768 км является самым длинным
нефтепроводом в мире. Он пересекает Азербайджан,
Грузию и Турцию и заканчивается на морском терминале Сейхан на юго-восточной части средиземноморского побережья Турции. Мощность трубопровода около 1 млн брл/сут нефти. На Сангачальский терминал
продукция поступает с морских нефтяных платформ
месторождений Азери-Шираг-Гюнешли (ASG) и Шах
Дениз. Первая продукция в начале этого проекта поступила на Сангачальский терминал в декабре 1997 г.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
и феврале 2002 г. начались работы по проекту расширения Сангачальского терминала.
Первоначально попутно добываемая вода на терминале использовалась в качестве технологической
воды на находящейся близко установке приготовления
цементного раствора, но когда объемы попутно добываемой воды увеличились, была выполнена оценка альтернативных схем очистки и удаления попутной воды,
включая очистку с помощью мембранного биореактора. Эта технология объединяет процессы мембранной
очистки, такие как микрофильтрация или ультрафильтрация, и процесс подавления роста взвешенной фазы
в биореакторе. Оценка MBR-варианта проводилась в
течение четырех месяцев для определения влияния
предполагаемых флуктуаций в составе обрабатываемой попутной воды.
Как было доказано ранее, биологическая очистка является эффективным методом очистки попутной воды.
Например, пилотная установка (для очистки до 11 брл/сут
воды) продемонстрировала возможность удаления 99 %
от суммарного количества углеводородов из попутной
воды с общим содержанием растворимых твердых веществ (TDS) до 57 000 мг/л [1]. В установке промышленных размеров для очистки попутной воды на Суматре
(с расчетным максимальным расходом обрабатываемой
воды около 25 000 брл/сут) с помощью технологии активного ила биохимическая потребность в кислороде (БПК)
и ХПК, были уменьшены на 90 % [2]. Было показано, что
система биологической очистки, предназначенная для
использования в заболоченных местах США, которая
очищает 35 000 брл/сут промысловых вод, удовлетворяет
всем ограничениям на сброс очищенных сточных вод в
окружающую среду [3]. В некоторых случаях, где общее
содержание органического углерода (TOC) в попутной
воде сравнительно низкое (32,7 мг/л), как было доказано,
биологическая очистка и сброс очищенной воды в море
будет более дешевым вариантом по сравнению с вариантом повторного закачивания в скважины [3].
Хотя некоторые виды попутно добываемой воды хорошо поддаются биологической очистке, тем не менее,
считают, что попутную воду с высокой соленостью и
высоким ТОС будет трудно обрабатывать на стандартной станции биологической очистки. Как оказалось,
вариант с MBR-реактором более подходит для этих
случаев, потому что можно получить осадок высо-
43
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ПОПУТНАЯ ВОДА
кой плотности, а трудностей отделения Обрабатываемая
Питательный насос
Аэратор
MBR-установки
без увеличения
из-за высокой солености воды, можно попутная вода
Аэрация
объема
без увеличения
избежать за счет фильтрации через пообъема
лупроницаемую мембрану очищенной
воды. MBR-реактор позволяет с успехом производить очистку различных
Отделяемая Сброс
промышленных сточных вод, таких как
лишнего
Аэрация
нефть
количества
Пеногаситель
мембран
сточные воды текстильной, целлюлозноводы
бумажной и красильной отраслей, и
Патрубки
Система очистки
сбросную воду после очистки резервуана месте
Биологическая
ров и на автомойках [5]. Было доказано,
аэрация
что MBR уменьшает концентрацию нефАэробное удаление
углерода и азота
ти и поверхностно-активных веществ
Насос
Щелочь
фильтрата
(ПАВ) в несоленых сточных водах на
Кислота
99 % [6]. Эксперименты с очисткой стоПредварительная
Мембранная
Сброс
ков с очень высокой соленостью в дуDN
кассета
фильтрата
бильной промышленности с помощью
Насос подачи
MBR-реактора дают основания считать,
Циркуляционный насос
пеногасителя
мембранного модуля
что эта технология будет особенно подходить для очистки соленой попутной Рис. 1. Схема пилотной установки
воды [7]. Возможности MBR-технологии
для очистки попутных промысловых вод оценивались в
Ввод в эксплуатацию и запуск. Из-за высокой солеходе исследований загрязнений, в которых использо- ности и высокой ХПК обрабатываемой попутной воды
вались синтетические смеси в качестве поступающих была проведена ступенчатая акклиматизация биомасна очистку стоков. В этих исследованиях было получе- сы к условиям, возникающим при работе установки.
но 95 % уменьшение ХПК, однако было отмечено 50 % Установка была первоначально заполнена водой из
уменьшение коэффициента фильтрации мембраны, Каспийского моря (с TDS 12, 8 г/кг), в которую ввели
по сравнению с очисткой муниципальных сточных вод 10 л биомассы из лабораторного реактора, который с
[8]. У авторов нет информации о каких-либо опубли- успехом использовался для биологической очистки покованных работах, об использовании этой технологии путной воды. В лабораторный реактор первоначально
на нефтяных месторождениях для очистки попутных в качестве «затравки» ввели активный ил из муниципромысловых вод.
пальных очистных сооружений, который в течение
2 мес немного адаптировался к высокой солености поМАТЕРИАЛЫ И МЕТОДЫ
путной воды. После установки MBR-реактора в систеПродукция с морских нефтедобывающих платформ, му его заполнили попутной водой при малом расходе
содержащая попутную воду, нефть и газ, перекачива- (1,3–3,1 брл/сут). Относительно большая продолжиется по трубопроводам на береговые станции. На этих тельность пребывания (11 сут) была использована для
станциях в сепараторах с подогревом производится от- облегчения постепенной адаптации обрабатываемой
деление воды за счет разностей плотностей различных попутной воды и в то же время еще для обеспечения
фаз, и отделенная вода собирается и хранится в резер- приемлемую нагрузку на активный ил (F/М).
вуарах до ее сброса. Части проб такой воды (около 6 брл)
Работа в установившемся режиме. Установку заполнаправляются в расходную емкость, в которой хранит- нили несколькими дозами попутной воды. Была измереся вода, направляемая в MBR-установку.
на ХПК каждой дозы и скорость подачи регулировалась
Пилотная MBR-установка. Построенная компанией для поддержания требуемого значения F/М. В результаDHV пилотная MBR-установка имеет мощность 35 брл те скорость подачи изменялась от 10 до 30 л/час. Расход
и обеспечивает очистку 5 брл/сут в рециркуляционном фильтрата обычно был равен 600 л/час. Соответственно,
режиме (рис. 1). В сепараторе, находящемся перед MBR- производилась рециркуляция, по меньшей мере, 95 %
реактором, из попутной воды отделяется несвязанная фильтрата через установку. Такой очень высокий коэфнефть. Затем обрабатываемая вода аэрируется без уве- фициент рециркуляции был использован из-за неожиличения ее объема в специальном аппарате для улучше- данно очень высокой ХПК попутной воды, подаваемой
ния эксплуатационных характеристик MBR-реактора. в установку. Концентрация растворенного кислорода
Затопленный фильтр представляет собой полнораз- регулировалась между 1,5 и 2,5 мг/л за счет аэрации промерный, работающий при низком давлении мембран- дувкой воздухом. Контролировались температура и рН
ный модуль ультрафильтрации, включающий кассету внутри MBR, но не регулировались. При необходимости
из трех мембран из армированных полых волокон с добавлялась фосфорная кислота для баланса питательсуммарной площадью поверхности 495 фут2 (1 фут2 ных веществ в воде, обрабатываемой в MBR.
=0,929 м2).
Мембранная очистка. Когда нужно было выполЕсли уровень фильтрата в баке низкий, то фильтрат нить очистку помощью мембран, в бак с фильтратом
возвращается в MBR-реактор, а когда уровень доходит добавили соответствующие реагенты, что позволило
до самой высокой отметки, происходит слив фильтрата провести очистку от них непосредственно на месте.
из системы. При таких условиях производительность Очистка продувкой воздухом также производилась
установки зависит от скорости откачки и уровня филь- через нерегулярные интервалы. После первых экспетрата в баке, и не от объема воды, поступающей на риментов с использованием перекиси водорода (H2O2),
очистку.
все дальнейшие эксперименты проводились при рН
44
№11 ноябрь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Интенсивность дыхания (SOUR)
F/M-нагрузка
F/M-нагрузка
Соленость, %
Температура, °С
Температура
Соленость
Скорость поглощения кислорода, (мг/г · час)
World Oil: ПОПУТНАЯ ВОДА
Моделирование
пролитой воды
Рис. 2. Рабочая температура и соленость поступающей в установку
воды
Рис. 3. Специфическая скорость поглощения кислорода (SOUR) и
F/M нагрузка в процессе очистки от попутной воды, содержащей
используемые при добыче реагенты
2–2,5, затем выполнялся этап очистки путем окисления загрязнений с использованием гипохлорита натрия
(NaOCl) в определенном диапазоне концентраций и
продолжительностей. В конце 5-месячного периода испытаний выполнялся процесс интенсивной очистки для
оценки любых остаточных загрязнений.
Реагенты, используемые при добыче нефти. Поскольку попутная вода входит в жидкость, извлекаемую
из скважин при добыче углеводородов, поэтому она содержит растворимую в воде часть реагентов, используемых в настоящее время в процессе добычи нефти.
Для оценки возможного влияния будущих изменений в
использовании реагентов при добыче в расходный резервуар дополнительно ввели используемые при добыче
реагенты в расчетных концентрациях, соответствующих
максимальным их дозам, используемым в любой точке
в течение всего срока разработки месторождения. В
расходный резервуар добавили ингибитор образования
гидратов метанол (599 млн–1), антиэмульгатор (86 млн-1),
противовспениватель (43 млн–1), ингибитор коррозии
(170 млн–1), ингибитор образования парафиновых пробок (270 млн–1), ингибитор образования накипи (9 млн-1)
и оценили их влияние на рабочие характеристики установки. Суммарная ХПК обрабатываемой попутной воды
за счет добавления этих реагентов увеличилась приблизительно на 3000 мг/л.
Увеличение солености подаваемой на обработку
воды приблизительно с TDS 2 % до TDS 4–5 % соответствовало наблюдаемому увеличению температуры (см.
рис. 2). Можно посчитать это совпадением и примером
возможной изменчивости состава попутной воды. Это
особенно справедливо там, где попутная вода попадает из различных горизонтов во множество скважин,
приток в которые пластовых флюидов происходит с
различными скоростями в зависимости от требований
управления добычей из продуктивного коллектора.
Концентрация активного ила и нагрузка на активный ил (F/M). С момента запуска была поставлена задача – получить концентрацию взвешенных веществ в
иловой смеси (MLSS) в биореакторе, по меньшей мере,
10 000 мг/л за 4-6 недель. Эта задача была решена и в
течение следующих 3 месяцев дали возможность MLSS
увеличиться до 20 000 мг/л и в дальнейшем поддерживалось это значение. К концу эксперимента было достигнуто максимальное значение MLSS, равное 25 000 мг/л,
однако, как было найдено, это не привело к ухудшению
суммарных рабочих характеристик установки.
После измерения ХПК каждой дозы попутной
воды, добавляемой в MBR установку, отрегулировали
расход поступающей в установку попутной воды для
поддержания F/M нагрузки около 0,2 (определяемой
как ХПК поступающей попутной воды, деленной на
MLSS). На рис. 3 показано как изменяется F/M нагрузка со временем. В начале и в середине эксперимента
установка работала при более высоких значениях
F/M, чем те которые были заданы. Как оказалось, это
существенное увеличение F/M не повлияло совсем
или повлияло мало на качество очистки выходящей
из установки воды.
Удаление восстановителей. Концентрация восстановителей в попутной воде на входе в установку
(до 50 000 мг/л) была необычно высокой для попутной
воды. Поскольку в соответствии с исследованиями
1992 г. концентрация их в такой воде обычно бывает
до 2070 мг/л [9]. Значения полной ХПК и ХПК растворенных веществ в попутной воде были очень близки в
течение всего эксперимента. Это показывает, что ХПК
взвешенной твердой фазы, в небольшом количестве
присутствующей в воде, небольшая.
Также доказано, что ХПК попутной воды на входе может значительно изменяться в диапазоне от 400
до 50 000 мг/л, однако, биологическая обработка при
высокой солености не накладывает непреодолимых
ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ
Во время испытаний пилотной установки разработка нефтяного месторождения находилась на очень
ранней стадии. В это время расход попутной воды составлял только часть от прогнозируемого объема такой
воды в будущем. В результате довольно длительного
времени накапливания попутная вода охлаждается
приблизительно до окружающей температуры. Во
время запуска пилотной установки в зимних условиях и при ограниченном выделении тепла за счет содержащейся в попутной воде биомассы температура
в пилотной установке была сравнительно небольшой (в
среднем 15 °С) Три месяца спустя средняя температура
увеличилась до 27 °С (рис. 2) из-за подъема окружающей температуры и увеличения выделений тепла изза биологической активности. Когда месторождение
будет введено в эксплуатацию полностью, температура попутной воды в накопительном резервуаре будет
выше окружающей и потребуется ее охлаждение перед
биологической обработкой.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
45
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ПОПУТНАЯ ВОДА
Компонент
Моноароматические
углеводороды
Бензол, Толуол,
Этилбензол, Ксилолы
(BTEX)
С5 – С40 –алифатические
углеводороды
Алифатические кислоты
Ароматические кислоты
С5 – С9–нафтеновые
кислоты
Все полициклические
ароматические
углеводороды (РАН)
С2 – С7– летучие
жирные кислоты
Барий
Бор
Кальций
Хром
Медь
Железо
Магний
Марганец
Калий
Концентрация, мг/л
% удаления
В поступающей В выходящей воде
воде
27
0,0019
99,9
12
0,0019
99,9
36
0,046
99,9
5000
580
3900
0,34
1,8
4,3
99,9
99,7
99,9
0,21
0,00021
99,9
1707
<10
>98,0
3,12
93,5
59,2
0,01
0,32
19,3
59,5
0,15
296
<0,01
87,6
23
0,01
0,29
<0,03
28,7
<0,01
271
>99,7
6,3
60,7
0,0
9,4
>99,8
51,8
>93,3
8,4
проблем. Вообще говоря, при установившихся условиях, получили ХПК больше 97 %, что обеспечивало
эффективное окисление и удаление всех содержащихся в поступающей воде восстановителей. Эти данные
похожи на те, которые приводятся для попутной воды с
синтетическими компонентами, основным из которых
является метанол [8]. Однако, несмотря на высокую
эффективность очистки, из-за высокой ХПК воды на
входе в установку ХПК очищенной воды обычно находится в диапазоне от 1000 до 2000 мг/л. Очищенная
вода не удовлетворяет значениям ХПК, равным около
150 мг/л, которые приводятся в руководствах промышленного сектора МБРР банка для нефтеперерабатывающей промышленности, или ХПК около 250 мг/л, в
общих руководствах природоохранного сектора.
Удаление органических загрязнений. Попутная
вода содержит сложную смесь органических загрязнителей. Установили, что при очистке в MBR реакторе
все исследованные загрязнители удалялись в разной
степени (табл. 1). Вообще говоря, очистка от органических загрязнителей была высокой (больше 94 %). Попутная вода имела сравнительно высокое содержание
алифатических загрязнений, из которых больше всего
было 3-метилбутановой кислоты (2200 мг/л). Содержание нафтеновых кислот также было, содержание
циклопентанкарбоновой и циклогексанкарбоновой
кислот было по 1000 мг/л. Все эти кислоты эффективно удалялись в процессе очистки больше, чем на 99 %.
Из ароматических компонентов (27 мг/л) в очищенной
воде анализ обнаружил только очень малое содержание
бензола (0,0019 мг/л). Удаление BTEX (99,9 %) было точно таким же, как для попутной воды с синтетическими
компонентами, содержащей 33 мг/л BTEX [8].
46
Таблица 2. Рабочие условия в течение периодов оценки загрязнения
мембран
Период
Подача,
л/час
Релаксация,
cек
Расход брутто,
л/(м2 ⋅ час)
1
2
3
600
600
385
0
400
0
13
13
8,5
Расход нетто,
л/(м2 ⋅ час)
11
4
7
Период 1
Период 2
Период 3
Проницаемость, литр/(м2 · час · бар)
Таблица 1. Основные органические загрязнители и металлы, содержащиеся в попутной воде, и эффективность их удаления в MBR
Продолжительность периодов эксперимента, сут
Рис. 4. Уменьшение проницаемости мембраны при различных
рабочих условиях
Удаление металлов. Вообще говоря, тяжелые металлы присутствуют в попутной воде только в очень малых
концентрациях, главным образом, даже ниже предела
чувствительности (табл. 1).Удаление Металлы в процессе очистки удалялись в ограниченной степени. Заметны
исключением было железо, 99,8 % которого удалялось
в процессе очистки воды. Более 70 % суммарного железа находится в воде в форме частиц. Поэтому, можно
было ожидать, что удаление их с помощью мембранного фильтра должно быть высоким. Аналогично, было
обеспечено удаление более 90 % бария и марганца. Эти
металлы также находились в воде главным образом в
нерастворимом состоянии (96 и 93 %, соответственно).
Ограниченное удаление кальция и магния было вероятно связано с осаждением в виде карбонатов в процессе
биологического превращения органики.
Характеристики мембран. Характеристики мембран в виде полях волокон были измерены и оценены
для трех различных рабочих условий, приведенных
в табл. 2. Прогнозируемое загрязнение мембран наблюдалось в эксперименте, но оно не было результатом
постоянного их повреждения. Загрязнения удалялись
с помощью стандартной очистки за счет изменения направления течения. Обычно проницаемость мембран
уменьшалась со временем (рис. 4). Постоянное уменьшение проницаемости до 80 % наблюдалось в течение
25 сут в первый период эксперимента. Уменьшение
проницаемости было менее заметным (только 20 % в
течение 15 сут) во второй и третий периоды.
Проницаемость увеличивалась при работе с уменьшенной скоростью подачи, что достигалось за счет
уменьшения подаваемого расхода или введения периода релаксации мембраны. Проницаемость мембраны
при эквивалентных скоростях подачи была обычно
меньше, чем в системах очистки попутной воды с искусственными компонентами [8]. Однако в пилотной
установке производилась очистка реальной попутной
воды с ХПК более чем в 50 раз больше ХПК искусственных смесей и она работала при концентрации MLSS в
№11 ноябрь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ПОПУТНАЯ ВОДА
3,3 раза выше. Полученные в пилотной установке результаты обнадеживают и показывают, что эффективная мембранная фильтрация может быть осуществлена
и поддерживаться при реальных рабочих условиях с
тенденцией к самому худшему случаю с использованием стандартной очистки для восстановления проницаемости мембраны. Ожидаемый срок службы мембран
будет равен, по меньшей мере, 2–3 годам.
Влияние используемых при добыче реагентов. Некоторые такие реагенты обладают биоцидными или
биостатическими свойствами, поэтому оценка возможных вредных эффект, влияющих на работу установки,
была выполнена путем дозирования предполагаемых
используемых при добыче реагентов при их максимальных расчетных концентрациях в любой момент
в течение срока жизни месторождения. Вероятно это
самый худший сценарий, поскольку совсем необязательно, что максимальные дозы всех используемых при
добыче реагентов будут совпадать.
Как можно видеть на рис. 3, компенсация этих эффектов за счет ввода в воду используемых при добыче
доз реагентов первоначально привела к падению SOUR.
Затем SOUR оставалась почти на 40 % ниже своего значения до попытки компенсации. Однако компенсация
путем ввода используемых при добыче доз реагентов
совпадала с существенным уменьшением F/M нагрузки, которое также обычно является результатом падения SOUR. С увеличением F/M нагрузки, SOUR также
увеличивается. Поэтому считается, что используемые
при добыче реагенты в ограниченной степени влияют
на характеристики МВR реактора. Любые серьезные
негативные эффекты из-за специально добавляемых в
процесс добычи реагентов могут быть минимизированы за счет тщательного выбора и проведения программ
тестирования реагентов перед рекомендацией их для
стандартного использования.
Возможность повторного использования. С учетом
высокой солености и высокой ХПК состав попутной
воды рассматривается как самый худший вариант для
ее очистки. Даже после успешной очистки соленость
остается высокой, что мешает повторно использовать
такую очищенную воду при отсутствии подходящих
разбавителей. ХПК воды на выходе из установки также
слишком высокая для использования, например, для
ирригационных задач.
Помимо этого концентрация бора достаточно высокая, поэтому уже одно это мешает использовать
такую воду для орошения. Дополнительная очистка,
например, с помощью обратного осмоса, может потребоваться для приведения показателей этой воды с
показателями качества воды для орошения. Фактически, для обеспечения стандартного показателя ХПК
около 250 мг/л для сбросной воды может потребоваться
дальнейшая очистка на выходе из трубы. Первые испытания с использованием нанофильтрации показали
существенное дополнительное уменьшение ХПК воды,
с возможностью регенерации более чем на 90 %.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Несмотря на высокие и изменяющиеся значения ХПК
и соленость входящей попутной воды (до 50 000 мг/л)
была обеспечена успешная ее очистка в MBR реакторе.
Было уменьшено содержания в воде различных восстановителей за счет их окисления (ХПК больше, чем
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
97 %) и уменьшено содержание алифатических углеводородов, моноароматических углеводородов, алифатических кислот, ароматических кислот, нафтеновых
кислот и РАН больше, чем на 99 %.
Из-за высокой ХПК воды на входе несмотря на высокие скорости очистки ХПК воды на выходе из установки было выше стандартного значения ХПК для
сбросной воды, равного 250 мг/л.
Перевел В. Клепинин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Tellez, G. and N. Khandan, N., «Biological treatment processes for removing
petroleum hydrocarbons from oilfield produced waters», in Reed, M. and
S. Johnson, eds., Produced Water 2: Environmental Issues and Mitigation
Technologies. Environmental Science Research, Volume 52, Plenum Press, New
York, 1996, pp. 499–597.
2. Madian, E.S ., Moelyodihardjo, T., Snavely, E. S. and R. J. Jan, «Treating of
produced water for surface discharge at the Arun gas condensate field», SPE
28946 presented at the SPE International Symposium on Oilfield Chemistry,
San Antonio, Texas, Feb. 14–17, 1995.
3. Myers, J. E., Jackson, L. M., Bernier, R. F. and D. A. Miles, «An evaluation
of the Department of Energy Naval Petroleum Reserve No. 3 produced water
bio-treatment facility», SPE 66522 presented at the SPE/EPA/DOE Exploration
and Production Environmental Conference, San Antonio, Texas, Feb. 26–28,
2001.
4. Marrot, B., Barrios-Martinez, A., Moulin, P. and N. Roche, «Industrial
wastewater treatment in a membrane bioreactor: A review», Environmental
Progress, 23, No. 1, 2004, pp. 59–68.
5. Lawrence, D., Van Gool, H. and A. Zilverentant, «Potentials for MBR in
industry», H2O, MBR Special II, 2003, pp. 13–15.
6. Scholz, W. and W. Fuchs, «Treatment of oil contaminated wastewater in a
membrane bioreactor», Water Research, 34, No. 14, 1999, pp. 3621–3629.
7. Scholz, W. G., Rouge, P., Bodalo, A. and U. Leitz, «Desalination of mixed
tannery effluent with membrane bioreactor and reverse osmosis treatment»,
Environmental Science & Technology, 39, No. 21, 2005, pp. 8505–8511.
8. Brookes, A., Jefferson, B., Le Clech, P. and S. J. Judd, «Fouling of membrane
bioreactors during treatment of produced water», paper 074 presented at
the International Membrane Science and Technology Conference, Sydney,
Australia, Nov. 10–14, 2003.
9. Tibbets, P. J. C., Buchanan, I. T., Gawel, L. J. and R. Large, «A comprehensive
determination of produced water composition», in Ray, J. P. and F. R.
Engelhardt, eds., Produced Water Technological/Environmental Issues and
Solutions. Environmental Science Research, Volume 46, Plenum Press, New
York, 1992, pp. 97–112.
Arnold Zilverentant (А. Зилверентант), старший специалист в компании
DNV по очистке питьевой и сточной воды, занимается технологическими, инжиниринговыми и исследовательскими работами. За почти 30 лет
своей работы инженером-технологом по очистке сточных вод м-р Зилверентант участвовал в разработке и внедрении множества проектов в
Европе и других частях света. М-р Зилверентант имеет степень магистра
по химической технологии
Adrian van Nieukerk (Э. ван Ньювкерк), получил степень магистра по химической технологии. М-р Ньювкерк более 30 лет своей работы занимается
проектами очистки промышленных сточных вод в различных странах. Как
финансовый руководитель проектов в компании DNV Water м-р Ньювкерк
отвечает за внедрение проектов очистки промышленных сточных вод
Ian Vance (Я. Вансе), получил степени бакалавра по биологии и доктора в
области морской микробиологии и экологии. После трех лет работы аспирантом в области технологии ферментации м-р Вансе поступил в Отделение новых технологий компании ВР, занимающееся микробиологическим
превращением целлюлозы в этанол. Затем м-р Вансе занимался разработкой множества различных проектов для компании ВР. В настоящее время
м-р Вансе работает независимым консультантом, специализирующимся
в области микробиологической очистки воды и экологии.
Annette Watlow (А. Уотлоу), инженер по охране окружающей среды в компании BP.Занимается проблемами повышения эффективности использования энергии и уменьшения вредного воздействия на окружающую
среду проектов компании на ранних этапах их разработки. М-с Уотлоу
дипломированный инженер, получила степень магистра, и имеет 29-летний опыт работы в нефтегазовой отрасли
Matthew Rees (М. Рис), дипломированный инженер, получил степень магистра по гуманитарным наукам в Кембриджском университете. М-р Рис
20 лет работает в нефтегазовой отрасли. С 2001 г. м-р Рис работает Руководителем различных проектов компании ВР, связанных с ACG месторождением в Азербайджане. В настоящее время м-р Рис осуществляет надзор
за выполнением работ по обновлению и модификации обросших бурыми
водорослями шести морских платформ компании ВР в Каспийском море
47
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
НОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Нефтегазовый бюллетень
Министерства энергетики США
Национальная лаборатория по изучению технологий в области энергетики (National Energy Technology
Laboratory – NETL) Министерства энергетики США
возобновила выпуск своего бюллетеня E&P Focus о
положении дел в секторе нефтегазоразведки и добычи (рис. 1). Электронный бюллетень,
публикуемый ежеквартально, освещает
последние события в области разработок и исследований, выполняемых NETL.
Бюллетень способствует повсеместному
распространению результатов исследований среди посредников всех видов
в нефтегазовой отрасли: добывающих
компаний, исследователей, педагогов,
нормоопределяющих и надзорных органов, а также государственных деятелей.
В каждом выпуске приводится оперативная информация, имеющая отношение
к реализуемым вне стен NETL проектам,
которые управляются Стратегическим
центром по природному газу и нефти и в
рамках программ по традиционным неф- Рис. 1
ти и газу EPAct Section 999 Programm,
реализуемых организацией Исследовательское партнерство по обеспечению безопасности энергоресурсов
для Америки (Research Partnership to
Secure Energy for America – RPSEA).
В бюллетене также содержится информация, относящаяся к собственным исследованиям, выполняемых
Управлением исследований и разработок NETL в областях, в которые
входят освоение ресурсов в сверхглубоких водах, нетрадиционные
ресурсы, технологии для небольших
добывающих компаний, технологии Рис. 2
для арктических условий и многое другое. А ход работ
по этим проектам можно отследить в E&P Focus. Подписка на бюллетень бесплатная.
NETL также финансирует обширную программу
исследований и разработок гидрата метана, выполнение которой можно отследить во втором бесплатном
бюллетене, озаглавленном Fire in the Ice.
www.netl.doe.gov/technologies/oil-gas/ReferenceShelf/epfocus.html
Реле расхода, уровня и температуры
Реле расхода, уровня и температуры FlexSwitch
FLT93S от компании Fluid Components International
(FCI) обеспечивает точное обнаружение границ фаз
и контроль за работой разделительных резервуаров
для продукции скважин и других емкостей, содержащих вещества с разными значениями плотности (рис.
2). Реле отслеживает, контролирует и посылает сигналы тревоги или опасности относительно расходов или
уровней таких основных флюидов, как пены, эмульсии,
48
жидкости и суспензии. Прочная конструкция реле и ее
корпус обеспечивают продолжительный срок работы в
неблагоприятных промышленных условиях. Реле представляет собой двухфункциональный прибор вставного типа, который дает возможность в одном корпусе
либо измерять расход/температуру либо уровень/
температуру. Одно устройство измеряет и контролирует расход или одновременно уровень
и температуру с высокой точностью и
надежностью. Для расхода, уровня или
температуры предусмотрены выходы
реле на 6 А. В отличие от устройств, в котором флюиды замещаются один другим,
для определения границ фаз различных
флюидов данное реле «рассчитывает» на
характеристики удельного теплообмена
веществ. Обладая способностью определять рассеяние тепла, реле отслеживает
границу фаз флюидов с одинаковыми
значениями плотности. Возможности
двухрежимного реле, установленного в
одном месте, позволяют одному прибору контролировать границу раздела двух
разных фаз. Для контроля входа и выхода
продукции скважины применяются
два или более реле, установленные в
требуемых местах.
www.fluidcomponents.com
Программа геологической
интерпретации
Компания Paradigm объявила
о выпуске программы Paradigm
StratEarth 2009, предназначенной
для устранения разрыва между интерпретацией сейсмических и геологических данных. Предлагаемая как
дополнение к программе Paradigm
SeisEarth, данная программа осуществляет комплексную геологическую корреляцию
и выдает поперечные разрезы и профили для анализа
и оценки коллекторских свойств пластов с целью более
лучшего размещения скважин и управления процессом разработки месторождения. Пакет указанных программ объединяет геологические и сейсмические данные для упрощения применения новейших технологий,
в которых последовательность операций запускается
каким-либо событием (так называемый поток работ и
операций), и эти технологии обслуживают работы по
разведке и разработке в диапазоне от начальной интерпретации данных до моделирования процесса разработки месторождения с использованием современных
методов. Пакет программ дает возможность пользователям автоматически проводить корреляцию сотен
скважин и быстро находить какие-либо несовпадения
или неточности в сейсмических данных, петрофизических данных, калибровочных отметках скважин, геологических сведениях о положении калибровочных
отметок и порядке их следования. Программа StratEarth
№11 • ноябрь 2009
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
к тому же обладает свойством взаимоуправляемости
с программой Paradigm SKUA 2009 без привлечения
дополнительных программных средств.
www.pdgm.com
Насос для длительно
эксплуатируемых скважин
В рамках своего предложения о прибыльном для
владельцев скважин полном удалении из них воды,
которое направлено на преобразование способа их
эксплуатации и попытке дать новую
жизнь длительно эксплуатируемым
скважинам, компания Caledyne выпустила свой новый насос с уравновешиванием давления в рабочей камере. Скопление жидкости на забое
скважин, в первую очередь на разрабатываемых длительное время залежах, на которых пластовой энергии
недостаточно для транспортировки
на поверхность капелек жидкости
является широко известным явлением. Вода скапливается на забое и Рис. 3
снижает дебит скважины. Подача в скважину пены
является самым распространенным способом удаления из нее воды, что часто неприемлемо для большинства длительно эксплуатируемым скважин, поскольку
для эффективной ее эксплуатации при таком способе удаления воды с забоя необходимо определенное
количество энергии в скважине. Для приводимого
в действие с поверхности скважинного насоса не
требуется наличие давления в скважине, поэтому он
может обеспечить удаление воды на долгосрочную
перспективу и до конечной стадии эксплуатации скважины. Предлагаемый компанией насос представляет
собой гидроприводной поршневой насос небольшой
производительности, который можно применять для
подъема нефти либо в составе установки для удаления воды и поднимать воду из наземных или морских
газодобывающих скважин. Насос, который можно
переналаживать, приводится в действие по двум
гидравлическим линиям, одна из которых заполнена маслом, а другая водой. Под действием перепада
гидростатического давления между водой и маслом
внутренний поршень насоса перемещается вниз, а
создание давления в линии с маслом двигает поршень
вверх, поднимая захваченную выше нагнетательного клапана воду и направляя ее в нижнюю камеру.
Сбрасывание давления в гидравлической линии дает
возможность воде в ней вернуть поршень в исходное
положение, после чего в гидравлической линии вновь
создается давление. Все металлические части насоса
выполнены из нержавеющей стали, а динамические
уплотнения из неэластомерных материалов.
www.caledyne.co.uk
Приемник Глобальной навигационной
спутниковой системы с отличными
техническими характеристиками
В номенклатуре изделий C-Nav для точного определения местоположения появилась самая последняя новинка: приемник C‑Nav3050 (рис. 3) Глобальной навига№11 • ноябрь 2009
ционной спутниковой системы (global navigation satellite
system – GNSS). Простой канал связи Земля – ИСЗ
(искусственный спутник земли) позволяет абонентам
подобрать себе техническое средство в диапазоне от
приемника, работающего на одной частоте, до прибора
геодезического качества, и все с одним и тем же аппаратным обеспечением. Питание приемника осуществляется от новой схемной платы Sapphire по каналу 66
GNSS, что делает его весьма пригодным для применения
в режиме реального времени, в том числе для точного
местоопределения, морской съемки
и проектирования, ввода данных в
систему динамического позиционирования судов, гидрографии (превышает самые высокие стандарты
Международной гидрографической
организации), применения на побережье и в военном деле, морской воздушной рекогносцировке и съемке.
Детектор имеет отличное подавление
помех (как во входном, так и выходном диапазонах), многоканальное
ослабление и высокую точность измерений. Процессор Sapphire GNSS обеспечивает почти
оптимальное улавливание псевдокода Глобальной системы местоопределения (global positioning system – GPS),
при этом он обладает значительным преимуществом
по сравнению с другими системами по характеристике
«отношение сигнал–шум».
Работа приемника C‑Nav3050 по каналу Земля –
ИСЗ дают возможность абонентам адаптироваться
к изменяющимся требованиям путем обновления
программного обеспечения, не приобретая дополнительные аппаратные средства. Такая особенность
приемника, приобретаете ли вы программное обеспечение в пакете или индивидуально, охватывает самый
широкий спектр области применения GNSS.
www.cnavgps.com
Установка для улавливания
легких углеводородов
Компания Emerson Process Management разработала
первую установку по улавливанию и учету объемов
углеводородов под названием DL8000, которая предназначена для решения проблемы необходимости
управления периодическим процессом при автоматической откачке жидких нефтепродуктов потребителю
по закрытой системе (lease automatic custody transfer
– LACT). Установка позволяет подключить систему
улавливания и учета объемов углеводородов с целью
повышения надежности выставления счетов за отправку потребителю легких нефтепродуктов и обеспечить
их точный учет. При проведении LACT данная установка, сопряженная с расходомером Кориолиса Micro
Motion, позволяет подключить закрытую систему улавливания и учета объемов легких углеводородов, измеряющую не только значение поставленной массы, но и
массу извлеченных легких углеводородов и рассчитать
на компьютере истинное значение поставленного нефтепродукта. Такие характеристики данной установки
дают возможность терминалу взимать с потребителей
плату только за полученные нефтепродукты. Кроме
49
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
того, установка обладает возможностью проводить калибровку, измерение и контроль до шести добавок
при их введении в поток нефтепродуктов. Установка удовлетворяет
требованиям Американского нефтяного института (American Petroleum
Institute – API), а также имеет метрологическую сертификацию На- Рис. 4
ционального управления по оценке
вида нефтепродукта США (National
Type Evaluation Program – NTEP) и
сертификацию безопасности согласно предписанию европейского Стандарта по взрывоопасным средам (Atmosphere Exposure – ATEX).
www.Emerson.com
Винтовой насос
Компания Moyno выпустила
винтовой насос системы Moyno TriPhaze (рис. 4) для его применения в
нефтегазовой отрасли при откачке
многофазной продукции скважин.
Данный насос дает возможность
транспортировать одновремен- Рис. 5
но все добываемые из скважины флюиды, включая
нефть, воду и газ, по одному трубопроводу на центральную станцию обработки продукции. Высокая
абразивная стойкость позволяет также плавно перекачивать пескосодержащие флюиды. Насос способен
работать с темпом откачки флюидов до 9540 м3/сут
при давлении всасывания до 6,2 МПа и давлении на
выкиде до 8,3 МПа. Кроме того, в системе Moyno TriPhaze применяется статор из эластомера, который
отличается необычайной стойкостью по отношению
к ароматическим соединениям. Насос эффективно
работает при коэффициенте заполнения его газом до
0,99. Откачка флюидов без создания в них высоких
напряжений сдвига сохраняет исходные характеристики каждого флюида без образования или разрушения эмульсий.
www.moyno.com
Организация хранения и обработки
данных на основе Интернета
Компания WellEz Information Management, LLC
объявила о запуске нового уровня обслуживания для
WellEz.NET, представляющую собой систему поддержки и создания отчетности о производственной
деятельности. Этот уровень обладает всеми богатыми
возможностями системы при организации хранения
и обработки данных и создании отчетности, при этом
он имеет стандартный набор отчетов, которые создаются быстро и эффективно с точки зрения экономики. Данный вид обслуживания был разработан для тех
компаний-операторов, которые не требуют, чтобы их
промысловые отчеты создавались по особому заказу, а
хотят создавать их быстро. При наличии данного вида
обслуживания услуга WellEz.NET может быть задействована для любого пользователя менее чем за двое
суток. При новом уровне обслуживания в вашем рас50
поряжении имеются все функции
системы вашего партнера по бизнесу и возможности внутренней отчетности. Пользователи платят лишь за
то, чем они пользуются, и в течение
времени, когда они прибегают к данному уровню обслуживания.
www.WellEz.com
Адаптируемый к запросам
пользователей блок для
размещения процессоров
и соединений
Компания SGI объявила о выпуске
адаптируемого к запросам пользователей усовершенствованного блока
Cloud-Rack X2 для проведения высокопроизводительных компьютерных
вычислений, работы с графическими
прикладными программами и работе
в Интернете (рис. 5). Имея сверхвысокую плотность монтажа схемных
плат, коэффициент распределения
мощности 99 % с источником питания Power XE, и занимая небольшую
площадь 0,46 м2, данный блок пополнил ассортимент изделий семейства Cloud Rack. Это позволяет реализовать широкий спектр новых вариантов
его применения, в том числе в помещениях для рабочих
групп, в лабораториях и традиционных рабочих зонах
для проведения HPC, например, либо в качестве установленного на роликах отдельно стоящего блока в лаборатории либо установленного в изготовленных согласно отраслевым стандартам монтажных стойках высотой 48 см,
предназначенных для различных вычислительных
средств. Данный блок используется для размещения в
нем высокопроизводительных процессоров и соединений с высокой скоростью передачи данных, в том числе
соединение InfiniBand со скоростью передачи данных
40 Гб/с. В результате, традиционные объекты применения высокопроизводительных компьютерных вычислений, включая те из них, которые выполняются в вычислительной строительной механике, гидродинамике,
электромагнитном метода электроразведки, обработке
сейсмических данных, прикладных задачах воспроизведения и визуализации, могут оперативно использовать
мастерство исполнения, высокую плотность монтажа
и низкий уровень тепловыделения данного блока, за
основу которого взяты монтажные панели лоткового
типа. Предусмотрена также возможность размещения данного блока в уже смонтированных стойках при
значительном уменьшении размеров до придания ему
окончательного вида. Потребители, которые до сих пор
крепят схемные платы к стойкам, могут воспользоваться преимуществами ассортимента изделий семейства
Cloud Rack и извлечь пользу для себя в пределах реально
занимаемого ими места с целью максимально эффективного использования полезных площадей зданий, в
которых размещаются лабораторно-испытательные
информационные центры.
www.sgi.com
Перевел С. Сорокин
№11 • ноябрь 2009
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
ОТРАСЛЕВАЯ СТАТИСТИКА
Поставки сырой нефти в мире в целом сократилось на 190 тыс. брл/сут до 83,37 млн брл/сут. Добыча
в странах-членах ОПЕК весной вновь повысилась на
170 тыс. брл/сут до 33.38 млн брл/сут. Это решение
было принято на совещании ОПЕК, проходившем в
мае 2009 г. в Вене.
Впервые за почти двенадцатимесячный период IEA
прогнозирует повышение спроса на сырую нефть. Первоначально IEA прогнозировала в 2009 г. спад спроса.
В соответствии с этим прогнозом спрос на нефть должен снизиться на 120 тыс. брл/сут до 83,3 млн брл/сут.
Это сокращение составляло 2,9 % по равнению с тем
же периодом 2008 г. В соответствии с данными аналитиков это первый спад спроса с 1982–1983 гг.
В США число буровых установок вращательного
бурения, входящих в категорию «эксплуатирующиеся» сократилось, хотя в мире в целом этот показатель
остается сравнительно стабильным.
Добыча нефти в США****, тыс. брл/сут
Добыча нефти и конденсата в мире, млн брл/сут
Штат, регион
Май 2009 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
21,0
715,0
17,0
652,0
64,0
4,0
24,0
108,0
8,0
1428,0
16,0
67,0
82,0
6,0
175,0
218,0
16,0
181,0
1284,0
64,0
145,0
25,0
5320,0
4605,0
Средняя дневная добыча за месяц
Май 2008 г.**
Разница, %
21,0
685,0
17,0
65,0
67,0
5,0
25,0
104,0
7,0
1356,0
17,0
59,0
89,0
6,0
161,0
156,0
16,0
169,0
1318,0
55,0
147,0
28,0
5164,0
4479,0
Страна, регион
Апрель 2009 г.*
0,0
4,4
0,0
–1,5
0,0
–20,0
–4,0
3,8
14,3
5,3
–5,9
13,6
–7,9
0,0
8,7
39,7
0,0
7,1
–2,6
16,4
–1,4
–10,7
3,0
2,8
21,0
675,0
20,0
67,0
69,0
6,0
25,0
115,0
8,0
1433,0
16,0
70,0
80,0
6,0
174,0
221,0
17,0
186,0
1251,0
65,0
148,0
27,0
5290,0
4615,0
* 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
Май
2009 г.
Апрель
2009 г.
Март
2008 г.
Май
2008 г.
131
110
52
33
323
136
120
55
45
327
150
129
59
46
342
Изменение, %
По месяцам
По годам
197
187
83
72
466
–3,7
–8,3
–5,5
–26,7
–1,2
–33,5
–41,2
–37,3
–54,2
–30,7
440
451
494
793
–2,4
–44,5
244
313
1646
362
254
350
1718
392
242
363
1825
385
350
398
2546
643
–3,9
–5,2
–4,2
–7,7
–30,3
–21,4
–35,3
–43,7
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
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Апрель 2009 г. Август 2008 г. Август 2007 г.
8,48
3,98
2,09
2,52
2,16
0,56
0,80
1,66
2,13
1,71
1,36
0,50
2,39
4,52
34,86
7,48
3,48
3,32
1,66
2,56
0,79
0,55
0,08
19,92
12,77
3,73
0,74
0,81
1,01
1,11
0,13
2,22
0,75
0,54
0,43
0,70
0,42
0,34
0,65
0,23
1,85
28,43
2,17
85,38
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 экономи ческого содружества.
Цены на сырую нефть, долл/брл
Западно-техасская
Смесь Брент
Арабская легкая
Источник: The Gas Price Report
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Май 2009 г.
Страны ОПЕК*
Саудовская Аравия
7,78
7,73
8,90
Иран
3,72
3,75
3,90
Ирак
2,43
2,37
2,38
ОАЭ
2,25
2,25
2,59
Кувейт
1,98
1,98
2,31
Нейтральная зона
0,54
0,54
0,57
Катар
0,76
0,78
0,85
Ангола
1,74
1,67
1,85
Нигерия
1,80
1,78
1,95
Ливия
1,54
1,52
1,72
Алжир
1,25
1,25
1,37
Эквадор
0,48
0,48
0,50
Венесуэла
2,12
2,12
2,35
Природный газоконденсат и конденсат
4,99
4,99
4,66
Всего в ОПЕК
33,38
33,21
35,90
Страны, входящие в организацию экономического содружества**
США
7,92
7,89
7,53
Мексика
3,00
3,02
3,16
Канада
2,79
3,09
3,24
Великобритания
1,36
1,44
1,56
Норвегия
2,15
2,26
2,46
Европа – другие
0,72
0,71
0,75
Австралия
0,54
0,57
0,55
Страны тихоокеанского бассейна
0,10
0,10
0,10
Всего
18,58
19,08
19,35
Страны, не входящие в ОПЕК*
Страны бывшего СССР
13,01
12,99
12,76
Китай
3,89
3,79
3,79
Малайзия
0,75
0,75
0,76
Индия
0,79
0,76
0,81
Индонезия
1,01
1,00
1,03
Азия – другие
1,10
1,10
1,07
Европа
0,11
0,11
0,12
Бразилия
2,51
2,52
2,37
Аргентина
0,76
0,76
0,74
Колумбия
0,65
0,65
0,59
Латинская Америка – другие
0,44
0,45
0,43
Оман
0,72
0,72
0,73
Сирия
0,37
0,38
0,40
Йемен
0,27
0,28
0,31
Египет
0,64
0,64
0,65
Габон
0,24
0,24
0,23
Африка/Ближний Восток – другие
1,86
1,84
1,85
Всего
29,12
28,98
28,64
Прирост***
2,29
2,29
2,24
Итого
83,37
83,56
86,13
Источник:DOE
№11 • ноябрь 2009
51
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Число буровых установок для капитального Число буровых установок вращательного
ремонта
бурения в мире в целом
Источник: Baker Hughes Inc. и M-I-SWACO.
Источник: Weatherford.
Число буровых установок вращательного бурения в мире в целом
Страна, регион
Май 2009 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
71
34
9
3
1
0
2
1
18
224
8
55
50
58
24
3
26
117
28
39
14
1
26
6
280
46
32
25
105
52
20
150
8
0
51
49
0
3
19
4
0
16
873
1
43
0
0
3
16
0
19
5
34
3
10
0
10
0
2
9
20
0
7
1
5
0
7
77
1
31
0
28
14
3
108
10
24
23
14
16
1
0
10
6
4
283
Апрель 2009 г.
Наземные Морские
74
28
7
3
0
0
2
1
15
223
8
59
51
55
24
2
24
117
32
41
10
2
26
6
278
46
32
27
99
53
21
152
9
0
49
54
0
3
20
4
0
13
872
1
53
1
0
3
22
0
18
9
37
3
11
0
12
0
3
8
19
0
7
1
4
0
7
71
1
30
0
28
12
0
104
10
23
22
16
11
1
0
9
8
4
285
Май 2008 г.
Наземные Морские
135
42
8
4
0
0
1
2
27
242
9
58
54
66
21
5
29
125
26
47
15
3
26
8
282
69
20
39
66
64
24
163
16
0
57
43
0
7
21
3
0
16
989
1
54
0
2
3
22
0
21
6
32
3
8
1
11
0
0
9
21
0
7
0
6
0
8
85
0
26
0
38
14
7
121
12
21
24
25
13
0
0
11
10
5
314
Источник: Baker Hughes Inc.
* Нет данных по Ираку.
Морские буровые установки в мире в целом
Май 2009 г.
Всего буровых установок
2008 г.
Аренда по контракту
2008 г.
Коэффициент использования
буровых установок, %
2008 г.
Мексиканский залив Европа/Средиземное
В мире в целом
море
Мобильные Платформы Мобильные Платформы* Мобильные Платформы*
Источник: IHS Energy.
52
Штат, регион
Алабама, всего
Наземные
Внутренние
Морские
Аляска, всего
Наземные
Морские
Арканзас
Калифорния, всего
Наземные
Морские
Колорадо
Флорида
Канзас
Кентукки
Луизиана, всего
Наземные – север
Внутренние воды – юг
Наземные – юг
Морские
Мичиган
Миссисипи
Монтана
Небраска
Невада
Нью-Мексико
Нью-Йорк
Северная Дакота
Огайо
Оклахома
Пенсильвания
Южная Дакота
Теннеси
Техас, всего
Морские
Наземные
Район 1
Район 2
Район 3
Район 4
Район 5
Район 6
Район 7В
Район 7С
Район 8
Район 8А
Район 9
Район 10
Юта
Западная Виргиния
Вайоминг
Другие
Всего в США
Всего в мире
Май
2009 г.
Апрель
2009 г.
Май
2008 г.
4
2
0
2
5
5
0
45
20
19
1
45
0
17
10
141
76
6
11
47
0
9
1
1
4
34
1
35
7
82
30
1
1
347
3
0
11
12
25
39
86
55
11
9
36
12
22
25
14
23
34
8
53
918
4
2
0
2
9
9
0
46
19
18
1
52
0
18
8
134
74
5
15
41
0
10
0
0
5
33
1
43
7
97
30
0
3
393
4
1
11
14
32
40
99
68
11
15
39
11
19
32
17
23
36
7
48
995
6
6
0
0
6
6
1
46
41
39
2
119
0
10
10
151
52
22
21
55
1
12
11
0
2
76
7
65
12
208
19
2
5
906
10
2
29
34
65
92
180
120
31
69
132
26
38
78
40
26
71
13
87
1863
56
53
28
32
106
99
103
99
106
107
104
104
724
689
588
622
296
295
256
251
60,6
50,0
97,2
98,1
81,3
86,5
Источник: Baker Hughes Inc.
83,9
60,4
100,0
97,2
90,3
85,1
Геофизическая активность в мире в целом
Регионы
Геофизическая активность в США
Скалистые горы
Центральный район
Юго-запад
Мексиканский залив
Морские участки
Другие
Всего
Число буровых установок вращательного бурения в США
114
124
69
104
Источник: ODC-Petrodata Weekly Mobile Offshore Rig Count.
* Корректированные данные.
Регионы
Число буровых установок вращательного
бурения в США
Июнь 2009 г.
9
11
9
12
8
10
59
Май 2009 г.
10
14
11
9
8
10
62
Июнь 2008 г.
4
20
18
8
14
8
72
Июнь2009 г.
Африка
Канада
Страны бывшего СССР
Европа
Дальний Восток*
Ближний Восток
Латинская Америка
США
Всего
Разница, %,
Май 2009 г. Май 2008 г.
–33,3
–66,7
…
…
–16,7
–16,7
…
–2,2
–51,2
–51,3
–50,0
–62,2
…
70,0
0,0
–6,6
46,2
–72,7
–47,6
–14,5
…
–25,0
–90,9
…
…
–56,3
–85,7
–46,2
–41,7
–60,6
57,9
–50,0
–80,0
–61,7
–70,0
…
–62,1
–64,7
–61,5
–57,6
–52,2
–54,2
–64,5
–87,0
–72,7
–53,8
–42,1
–67,9
–65,0
–11,5
–52,1
–38,5
–39,1
–50,7
Май 2009 г.
74
2
46
34
70
34
37
59
356
Июнь 2008 г.
742
3
46
35
70
34
36
62
360
61
8
49
33
61
22
30
72
336
Источник: IHS Energy.
* Включая Китай.
№11 • ноябрь 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Hydrocarbon processing,
Vol. 88, № 7 – 2009
S. Saha and P. Darji,
Reliance Refinery, Jamnagar, India
Estimate water hammer loads in steam piping
S. Bhatia,
Granherne Pty, Ltd., Perth, Western Australia
Carbon capture and storage:
Solution or a challenge
B. Fairleigh,
KBC Advanced Technologies, Inc., Parsippany,
New Jersey;
Jacobs and R. Ohmes,
KBC Advanced Technologies, Inc., Houston, Texas
Re-evaluate your expansion projects
for the new global market
A. Atash Jamen, A. Zamani Gharaghoosh
and S. Bazargani,
Sarkhoon & Qeshm Gas Treating Company,
Bandar Abbas, Iran;
S. Mokhatab,
Gas Engineering Consultant, Vancouver, BC, Canada;
and S. Rahimi,
Bid Boland II Gas Treatment Plant Project, Tehran, Iran
Designing and troubleshooting stabilization
plant filtration systems–Part 1
C. Caswell and C. Durr, KBR, Houston, Texas;
E. Rost and M. Kilcran, KBR,
Leatherhead, UK
CONSIDER NEW APPROACH
FOR FLOATING LNG UNITS
Publisher Bill Wageneck bill.wageneck@gulfpub.com
EDITORIAL
Editor Les A. Kane
Senior Process Editor Stephany Romanow
Process Editor Tricia Crossey
Reliability/Equipment Editor Heinz P. Bloch
News Editor Billy Thinnes
European Editor Tim Lloyd Wright
Contributing Editor Loraine A. Huchler
Contributing Editor William M. Goble
Contributing Editor Y. Zak Friedman
Contributing Editor ARC Advisory Group (various)
MAGAZINE PRODUCTION
Director—Editorial Production Sheryl Stone
Manager— Editorial Production Chris Valdez
Artist/Illustrator David Weeks
Manager—Advertising Production Cheryl Willis
ADVERTISING SALES
See Sales Offices page 124.
CIRCULATION +1 (713) 520-4440
Director—Circulation Suzanne McGehee
E-mail: circulation@gulfpub.com
SUBSCRIPTIONS
Subscription price
(includes both print and digital versions):
United States and Canada, one year $140,
two years $230, three years $315.
Outside USA and Canada, one year $195,
two years $340, three
years $460, digital format one year $140.
Airmail rate outside North
America $175 additional a year.
Single copies $25, prepaid.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
HYDROCARBON PROCESSING
КОРОТКО О РАЗНОМ
W. Weirauch, главный редактор HP
2007 г. оно составляло 1,2 млн брл/сут», – согласно исследованиям специалистов.
МАТЕРИАЛЫ КОНФЕРЕНЦИИ ПО СИСТЕМАМ
РАЗЛИЧИЕ ТАРИФОВ НА ЭНЕРГИЮ
ХРАНЕНИЯ СПГ
Согласно новому ежемесячному индексу цен (на кажС расширением в последние годы торговли сжиженным природным газом (liquefied natural gas – LNG) – дый регион), в зависимости от того, в какой европейской
флот имеет более чем 300 транспортных LNG-средств, пе- стране живет потребитель электроэнергии или газа, цены
ревозящих топливо по всему миру, – возможные риски, на энергию могут отличаться на 300 %. Потребители электсвязанные с транспортировкой LNG обсуждаются в раз- роэнергии в Копенгагене платят значительно более высоличных статьях. Предыдущие исследования проводились кую цену в крупных городах, на треть выше, чем в Берлине,
с оценкой последствий и риска, связанного с проливани- самом дорогом городе Германии. Жители Хельсинки и
ем LNG в морские воды в результате аварий. На конфе- Афин имеют наименьшие издержки, связанные с опларенции GASTECH, состоявшейся в 2009 г. в Абу-Даби, д-р той за энергию. Потребители Стокгольма платят за газ
Gerg-Michael Wursig, представитель компании по консуль- наивысшую цену – на 50 % выше, чем в самых дорогих
тациям и страхованию технических средств Germanisher городах: Копенгагене, Берлине и Риме. Потребители газа
Lloyd, представил исследования основных случаев опас- в Лондоне платят за пользование газом значительно меньных ситуаций в системах хранения LNG при возникнове- ше, чем в других крупных городах Европы.
Успешная бизнес-практика в период глобального эконии пожаров. Д-р Wursig отметил, что расчеты, представленные на конференции, включают конечные элементы номического кризиса отражена в новых сообщениях,
анализа, подробное моделирование динамики жидкости в описывающих стратегию и программы, выполняемые
изолированных системах и опор хранилищ так же, как и Bayer Group. Используя программу «Климатический конполный термодинамический анализ. Более полная инфор- троль», компания в конце этого года планирует проанализировать около 100 единиц технологического оборудовамация размещена на сайте: www.gastech.co.uk.
ния с целью определить его потенциал дополнительного
снижения
содержания CO2. Анализ более чем половины
СНИЖЕНИЕ КАПИТАЛЬНЫХ ЗАТРАТ НА 9 %
Согласно недавно выполненным расчетам в IHS CERA, оборудования пока подтверждает предположения Bayer
за последние шесть месяцев было зарегистрировано сни- Group о том, что потенциал снижения эмиссии составляет
жение затрат (www.ihs.com). После многих лет устойчи- от 5 до 10 %. Более подробную информацию можно найти
вой экономики влияние глобального экономического на сайте: www.sustainability.bayer.com.
спада и снижение цен на товары общего потребления
остановлено на конструкторские и проектные работы в ИНВЕСТИЦИИ NOC
Самые большие национальные нефтяные компании
нефтехимической и нефтеперерабатывающей промыш(national
oil company – NOC) планируют амбициозные
ленности. Снижение возвратного капитала достигло 2007
г. «Тенденция снижения, которая была отмечена в конце капиталовложения в размере 375 млрд долл., несмотря на
третьего квартала 2008 г., в настоящее время удерживает- перспективы предприятий относительно потребностей
ся на стоимости конструкционных материалов», – ска- нефти, согласно новым анализам компании Ernst & Young
зал Daniel Yergin, председатель HIS Cambridge Energy (www.ey.com).
По некоторым сообщениям ясно, что самые большие
Research Associates. Снижение объяснялось резким падением цен на сталь (за последние шесть месяцев примерно NOC в 2009 г. держат курс на инвестирование развития
их бизнеса в размере более 275 млрд долл. у себя и за руна 25 %) и снижением цен на нефть.
бежом. Более 70 % инвестиций предполагается направлять
в Азию и Южную Америку.
ПОВЫШЕНИЕ АКТИВНОСТИ ВСЛЕДСТВИЕ
«Компании весьма осторожны в отношении выплаты
СТАБИЛИЗАЦИИ ЦЕН НА НЕФТЬ
Holly Corp., затратила 65 млн долл., чтобы приобрести инвестиций при улучшении экономической ситуации», –
завод компании Sunoco в Вест Тулса (Оклахома), который сказал Andy Brogan, автор приведенных сообщений.
Экономический спад, драматическое падение цен на
является частью 125-милионного проекта, предусматривающего модернизацию оборудования 96-летней давнос- нефть и «утечка» из-за кризиса инвесторов заставляет
ти. Прежде всего, модернизация была проведена с целью многие государственные нефтегазовые компании испольудовлетворения требованиям охраны окружающей стра- зовать достигнутые резервы, чтобы финансировать проны, согласно новым анализам конъюнктуры рынка, прове- екты с определенной прибылью. Капитальные затраты в
денным компанией McILvaine Company. Пакистанскому Африке, на Среднем Востоке и СНГ – часть копии затрат
нефтеперерабатывающему заводу потребуется 1,5 млрд в Азии и Южной Америке. Расчеты показывают, что индолл. для модернизации установок десульфурации и изо- вестиции NOC в Африку, СНГ и Средний Восток объявлемеризации, чтобы удовлетворить требования специфи- ны в сумме 21 млрд долл. в этом году в сравнении с 36 млрд
кации Евро II. Мексиканская государственная компания долл. для СНГ и 29 млрд долл. для Среднего Востока.
Когда национальные нефтяные компании имели
Pemex разрабатывает проект на 12,2 млрд долл. с увеличелегкий
доступ к капиталу, то они находились в позиции,
нием мощности нефтепереработки с учетом зависимости
страны от импортного сырья. «Ожидается, что канадское отражающей диктат условий, со своим партнером инпроизводство синтетического сырья из нефтеносных пес- тернациональной нефтяной компании (international oil
ков достигнет к 2020 г. 3,3 млн брл/сут, в то время как в company – IOC). «IOC с достаточной продажей за на54
№11 • ноябрь 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
личные деньги будут способны выбирать потенциальных
партнеров не только для технологической и рабочей экспертизы, но также с доступом к значительной части капитала», – сказал м-р Brogan. Однако он также отметил,
что некоторые пролонгированные договоренности с NOC
для участия IOC могут быть недолгими. «И, следовательно,
удобный случай, связанный с этими договоренностями,
не должен быть упущен», – продолжил м-р Brogan.
НАДЕЖНОСТЬ ОБОРУДОВАНИЯ
H. P. Bloch, редактор НР
MTBF
Ежегодные затраты
на обслуживание и ремонт насоса
MTBF насоса, мес.
Ежегодные затраты на обслуживание и ремонт насоса
ПРЕИМУЩЕСТВА ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОБУЧЕНИЯ
Последние девять лет отмечается, что нефтеперерабатывающие заводы западных штатов США достигли среднесрочной длительности безотказной работы (mean-timebetween-failure – MTBF) насосов. Оборудование имеет
1200 насосов; к настоящему времени 130 из них отремонтировано. Нефтеперерабатывающие заводы в других
штатах США имеют то же число насосов, из которых 260
ремонтируют ежегодно. Их MTBF приблизительно равно 4,5 года. С учетом основных затрат средняя стоимость
ремонта насоса на заводе США составляет 13 тыс. долл.
Ежегодно заводы других штатов расходуют 1,7 млн долл.
на ремонт насосов – значительно больше, чем на заводах западных штатов США.
Если нефтеперерабатывающим заводам других штатов перенять опыт заводов в западных штатах (с целью
увеличения срока эксплуатации насосов и повышения
MTBF до 5,5 лет), можно сэкономить до 600 тыс. долл. в
год. Если при этом потребуется обучить 20 рабочих в местном специальном колледже, где они пройдут двухдневный курс лекций на рассматриваемую тему; затраты на
обучение составят 12 тыс. долл. В результате заводы в
других штатах оправдают свои инвестиции в 50 раз быстрее только за один год.
Так почему же тогда первостепенная задача образования рабочих на производстве в период экономического
спада либо откладывается «в сторону», либо урезается?
Здесь напрашивается короткий ответ: руководство завода
не будет поддерживать инициативу, которая нацелена на
сокращение «незначительных» затрат. Но почему такое
образование, связанное с надежностью оборудования и
Календарные месяцы
Спад MTBF даже при условии увеличения расходов на ремонт
насоса
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
предотвращением повреждений, считается не заслуживающим внимания? Я попытаюсь рассмотреть эту точку
зрения, хотя ее не разделяют некоторые читатели.
На рисунке приведена характеристика одной из установок. Отметим падение MTBF даже при условии, что
затраты на ремонт насоса увеличиваются. На основе этой
статистики появляется мощный стимул для производственного обучения и так, чтобы предметы обучения стали
установившейся практикой. Обучением должны заниматься опытные практики-профессионалы, роль которых
в первую очередь сводится к подготовке своих последователей в рамках поддержания надежности оборудования и
участия в конкуренции между работниками промышленных установок. При этом необходимо материально стимулировать преподавателей, так как их занятия способствуют предотвращению повторного повреждения оборудования. Как опытные профессионалы, они знакомы со
статистикой повреждений и обо всех недоработках будут
информировать руководителей установки, например,
если MTBF не достигло требуемых показателей.
Следует организовать службу централизованного
промышленного обучения, чтобы поддержать координаторов местного промышленного обучения (local industry
training – LITCO). К сожалению, не каждая организация
промышленного обучения работает эффективно; не все
добровольно посещают занятия. Некоторые представители LITCO привлекли добровольцев, которые принимали решение относительно оплаты обучения, даже на
местах (кто имеет возможность оплачивать обучение, а
кто нет). Они просто были помощниками, подбирающими людей, желающих учиться в LITCO. Поскольку когда
большинство LITCO заняли позиции, при которых отказывались финансировать обучение людей, некоторые
организации местного промышленного обучения, согласившиеся на оплату полного курса, просто могли разориться.
В сущности, можно положиться на профессионалов
по надежности, не ограниченных какими-либо условиями, которые непрерывно вносят свои предложения
по совершенствованию процесса или оборудования; на
тех, кто реально вносит изменения в сторону улучшения
процесса обучения. Некоторые специалисты считают,
что отношение выгода-затраты представляет собой значительную величину, что должно стать экономическим
стимулом для обучения.
Перевел А. Степанов
Heinz P. Bloh (Х. П. Блох), редактор НР по надежности оборудования и член Совета ASME. Инженерпрактик, занимающийся исследованиями около пятидесяти лет, в настоящее время м-р Блох консультирует специалистов по вопросам снижения затрат
на обслуживание технологических установок и повышения качества их ремонта. Учебники м-ра Блоха
по надежности оборудования (16-й и 17-й выпуски)
были опубликованы в 2006 и 2009 гг. Связаться с м-ром Блохом можно
по адресу: HB@HydrocarbonProcessing.com.
55
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: НАДЕЖНОСТЬ
РАСЧЕТ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО УДАРА
В ПАРОПРОВОДЕ
S. Saha, P. Darji, Reliance Refinery, Джамнагар, Индия
Проблема наиболее сложна в трубах с двухфазным потоком
Многие из читателей знают, что гидравлический
удар в системе труб оказывает пагубное влияние на
их работоспособность (разрывы труб, смещение опор,
повреждение опор и связанного с трубами оборудования). Термин «гидравлический удар» предполагает
шумовой удар подобно гудению в трубах, производимому быстрым изменением скорости потока в закрытой
системе труб. Такое явление наблюдается в системе
труб, перекачивающей жидкость. Оно возникает в
случае нарушений процесса или неустановившегося
режима. Типичным примером является внезапное открытие или закрытие клапана в системе охлаждающей
воды. Быстрое закрытие клапана заставляет жидкость
внезапно останавливаться, в результате чего кинетическая энергия движения жидкости преобразовывается в энергию давления. При этом возникают скачки
давления, вызывающие волновые удары в трубах. В
предлагаемой читателям литературе [1–3] опубликованы материалы по расчетам гидравлического удара,
анализу пульсаций и проектированию систем труб
с точки зрения гидравлики только для однофазных
систем (т.е. для воды или какой-либо другой жидкости). Однако все осложняется для систем с двухфазными потоками жидкостей. Детальная аналитическая
обработка импульсных анализов достаточно сложна
и включает двухфазную массу, уравнение импульса
движения и импульса взаимодействия между фазами. В этой статье анализируется явление, связанное
с гидравлическим ударом в трубопроводной системе,
и представлены некоторые приблизительные расчеты
нагрузок в системе труб, что представит интерес для
проектировщиков трубопроводных систем.
ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ УДАР В ПАРОПРОВОДЕ
На основании обширных исследований было определено семь основных механизмов, которые инициируют ударные гидравлические воздействия в паропроводе [4]. Один из них, механизм, заключающийся в
образовании водяной пробки, приводимой в движение
паром, является обычным [3]. Это также трактуется
как «гидравлический удар, вызванный конденсатом»
или активный ударный механизм.
Активный механизм проявляется тогда, когда образуется конденсат и вода «закупоривает» паропровод.
Если конденсация пара осуществляется в низких точках
паропровода, то в начальной стадии она стремится
ограничить поток пара. Водяная пробка «отрывает»
конденсат и приводит его в движение потоком пара
при большой скорости. Движение внезапно прекращается вследствие появившейся преграды в виде изгиба
трубы или клапана. В результате происходит превра56
щение кинетической энергии в энергию давления. Чем
больше масса и выше скорость водяной пробки, тем
значительнее энергия давления и соответственно удар
по трубопроводной системе. Ударная сила может быть
настолько большой, что сдвигает трубопровод от его
первоначального положения, если он связан с опорой не надлежащим образом. При сильном ударном
воздействии опоры могут сломаться. Следовательно,
при проектировании опор для соответствующей системы труб необходимо учитывать нагрузку ударного
воздействия.
Однако другой механизм, известный как пассивный гидравлический удар, также очень важен
при проектировании. Рассмотрим случай (рис. 1),
когда восходящий поток горячего пара до клапана
следует за переохлажденной жидкостью. Давление
в трубопроводе за клапаном ниже, чем упругость
насыщенного пара. Когда клапан быстро открывается, поток переохлажденной жидкости следует за
горячим паром. В этом случае отверстие клапана
может быть заполнено паром, что способствует изменению скорости пара, вызывающему рост давления пара в соответствии с уравнением Жуковского
(Joukowsky) [2].
ПРИБЛИЗИТЕЛЬНАЯ ОЦЕНКА
ГИДРАВЛИЧЕСКОГО УДАРА
Абсолютное значение роста давления определяется
по формуле Жуковского [2]:
(1)
где
– изменение скорости жидкости (т.е. холодный поток к горячему потоку). Скорость устойчивого состояния горячей жидкости, проходящей через
клапан, может быть получена из диаграммы Moody
[6]. Показатели
и – плотность смеси и скорость
звука соответственно.
Источник
горячего пара
Горячая жидкость
Переохлажденная жидкость
Первоначально закрытый клапан
Рис. 1. Схема трубопроводной системы для пассивного
гидравлического удара)
№11 ноябрь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: НАДЕЖНОСТЬ
Осевая опора
FIG. 3
Axial stop failure.
Рис. 3. Повреждение осевой опоры
Рис. 2. Схема трубопроводной системы
Плотность смеси определяют через истинное объемное паросодержание смеси х:
(2)
где и – плотности пара и воды при температуре насыщения. Для однофазного потока х составляет от 0 до 1.
Скорость звука смеси определяется следующей
формулой [2]:
(3)
где D и t – диаметр трубы и ее толщина соответственно. Е – модуль упругости материала трубы, обычно представляющего собой сталь. Keq – эквивалентный модуль упругости жидкости. Для однофазного
потока эта величина относится либо к Кw воды, либо
к Кs пара. Для воды эта величина составляет 2,2 Па,
для пара эта величина зависит от удельной теплоемкости Cp и Cv [7].
Уравнение, по которому можно определить эквивалентный модуль упругости смеси пара-воды, следующее:
1/Keq = (x/Ks) + (1 – x)/Kw.
(4)
Из уравнения (4) видно, что объемный модуль
упругости может быть реально более низким из-за
потока увлеченной воды. Это означает, что скорость
звука смеси значительно меньше, чем скорость звука
воды. Такой подход является жизненно необходимым
при оценке ударных сил. Силы, полученные рассмотрением свойств однофазного потока, значительно
переоцененные, поскольку величина скорости звука
недостаточно точная.
После определения скорости звука динамические
силы в системе труб могут быть получены из уравнения Жуковского (1):
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
Fdyn = DLF( PA), (5)
где A – площадь поперечного сечения трубы; DLF
– коэффициент динамической нагрузки, равный
1,8–2,0 для эквивалентного статического анализа.
СЛУЧАЙ ИЗ ПРАКТИКИ
В системе коммунального обслуживания обнаружено повреждение осевой опоры паропровода. В паропроводе поддерживалось низкое давление пара (5,1
кгс/см2) при температуре 177 °С. Труба была смещена
от первоначального положения примерно на 100 мм
и закрыла собой смежные линии. На рис. 2 показана
схема паропровода, а на рис. 3 – состояние осевой
опоры после повреждения.
ПРОВЕДЕНИЕ АНАЛИЗА
Сначала был выполнен температурный анализ.
Результаты показали, что нарушений не было и все
проектные параметры были в пределах ограничений.
Природа повреждений указывала на большую ударную
нагрузку, вызвавшую эти повреждения. Но проблему
невозможно объяснить обычным явлением гидравлического удара, который имел место при закрытом
клапане. Повреждения были получены при открытом
клапане в процессе пуска трубопровода в эксплуатацию. Следовательно, следует рассмотреть пассивный
гидравлический удар.
Первым этапом была оценка скорости звука, для
которой требуется истинное объемное паросодержание. Допуская, что открытый клапан функционирует
как адиабатический, баланс энтальпии (643,3 кДж/кг)
при насыщении дает нам истинное объемное паросодержание х, примерно равное 0,1. Эти результаты
показывают скорость звука, равную 91 м/с и пиковое
давление 8,6 бар. Результирующая сила (см. ур. 5)
в сегменте трубы составляет 192 кН. Сила, вызвавшая повреждение опоры, может быть рассчитана
аналогичным образом. Фактическая проектная максимальная нагрузка равна 90 кН, что значительно
57
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: НАДЕЖНОСТЬ
ниже испытуемого показателя. Это доказывает, что
в данном случае фактор надежности не адекватен.
Новая конструкция опоры была выполнена с применением пересмотренной нагрузки.
Перевел А. Степанов
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Правильный подход к решению проблемы это избежать образования конденсата и соблюдать требуемый
режим эксплуатации. Но это редкий случай в практике.
Чаще всего при эксплуатации наблюдается нарушение нормальной работы системы, сбои в процессе,
отсутствие надлежащей конструкции, нарушения в
обслуживании системы.
С точки зрения создания первоначальной конструкции, должен быть предусмотрен реалистичный
подход к оценке ударной нагрузки. Расчет однофазного процесса может дать нереальные силы, которые
недопустимы для конструкции опор системы, фактически до 2500 кН и более. Однако с лучшим пониманием рассмотренного явления, возможно, упрощенно
определить величину реальных нагрузок без применения утомительных расчетом. Это поможет создать
более надежную конструкцию, тем самым повысив
срок службы установки. Исследования авторов – шаг
в этом направлении.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Antaki, G. A., Piping and pipe line engineering, Marcel Dekker,
2003.
2. Streeter, V. L., Fluid Mechanics in Systems, Prentice Hall.
3. McKetta, J. J., Piping Design Handbook, Marcel Dekker,
1992.
4. Van Duyne, et. al, «Water Hammer Events Under Two-Phase Flow
Conditions», International Multiphase Fluid Transient Symposium,
FED Vol. 87, ASME Winter Meeting, California, USA, 1989.
5. Arastu, et. al., «Computer Models for the analysis of severe
water hammer initiating mechanisms», International Mechanical
Engineering Congress, ASME, Chicago, USA, 1994.
6. Moody, J. F., Introduction to Unsteady Thermo-Fluid Mechanics,
John Wiley & Sons, New York, USA, 1990.
7. Spalding, D. B. and E. H. Cole, Engineering Thermodynamics,
Edward Arnold, London, UK, 1967.
S. Saha (С. Саха), работает в инженерном центре
компании Reliance Refinery в Джамнагаре (Индия)
в качестве руководителя темы по анализам нагрузок. М-р Саха имеет степень бакалавра по механике, полученную в Индийском технологическом
институте г. Кхарагпур и степень доктора, полученную в Индийском технологическом институте
(г. Канпур).
Pradeep Darji (П. Дарджи), главный аналитик по
нагрузкам в трубопроводах Инженерного центра
компании Reliance Refinery в Джамнагаре (Индия).
М-р Дарджи занимается вопросами выявления неполадок в трубопроводах комплексно. Он окончил
университет в г. Пуна и получил специальность
инженера-механика.
РЕГИОНАЛЬНЫЕ НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
Япония и Венесуэла подписали соглашение на совместную разработку нефтяных запасов в регионе
Дельта Ориноко. В рамках этого соглашения обе
стороны будут совместно выполнять операции
от разведки до переработки, а также модернизации нефтехимического предприятия. Инвестиции
Венесуэлы в реализацию проектов Дельты Ориноко
составят 79 млрд долл. в разведку и оценку запасов –
316 млрд долл. По мнению Венесуэлы, международные компании должны инвестировать реализацию
трех проектов Дельты Ориноко, чтобы повысить добычу в этих регионах до 1,2 млн брл/сут. Министр
энергетики Венесуэлы отметил, что к 2020 г. планируется повысить добычу в этом регионе в три раза с
800 тыс. до 3 млн брл/сут.
В середине марта 2009 г. Бруней и Малайзия подписали соглашение о пересмотре морских границ. В
результате возникших разногласий шесть лет назад
были приостановлены разведочные операции на о-ве
Борнео. Обе стороны договорились о сотрудничестве
при проведении разведочных операций и эксплуатации продуктивных участков, расположенных как на
морских, так и на наземных приграничных территориях. «Это решение гарантировало соблюдение суверенных прав на континентальном шельфе и создание особой экономической зоны (Exclusive Economic
Zone) обеих стран», – отметил министр иностранных
58
дел Малайзии Р. Ятим. В то же время этот договор поможет решить территориальные споры между двумя
странами. Разногласия относительно глубоководной
разведки в этом регионе начались в 2003 г., когда
Малайзия и Бруней подписали контракт на долевое
участие в проекте разведки четырех глубоководных
участков Южно-Китайского моря. В 2002 г. в этом регионе были открыты запасы нефти в 400 млн брл.
Лицензионный раунд 208, на котором предлагались участки, расположенные в центральной части Мексиканского залива. Этот раунд привлек к
участию 70 компаний, которые приобрели 476 лицензий на 348 участков, расположенных на шельфе
Луизианы, Миссисипи и Алабамы. Результатом продажи лицензий на разработку участков стала сумма
933 млн долл. За участок 721, лицензию на который
приобрела компания Shell Gulf of Mexico, была получена максимальная сумма в 65,6 млн долл. На этом
раунде компания Shell Gulf of Mexico приобрела максимальное число лицензий (39), заплатив за них 153,6
млн долл. Компания ВР стало второй после Shell, приобретя 27 лицензий на сумму 77 млн долл. Компании
Marathon Oil и Repsol E&P USA Inc. приобрели лицензии на сумму 46,5 млн долл. Компания Marathon Oil
приобрела 16 лицензий на сумму 62 млн долл., компания Repsol E&P USA Inc. Приобрела 20 лицензий на
сумму 48,5 млн долл.
№11 ноябрь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
СЕКВЕСТРИРОВАНИЕ УГЛЕРОДА:
РЕШЕНИЕ ИЛИ ПРОБЛЕМА
S. Bhatia, Granherne Pty, Ltd., Перт, Западная Австралия
Использование общепризнанных и новых технологий для уменьшения парникового выделения газа
Глобальное потребление энергии увеличивается везде, особенно в развивающихся странах. Спрос на ископаемое топливо (сырую нефть, природный газ и уголь)
постоянно растет, позволяя мировым предприятиям
пренебрегать климатическими изменениями, побуждающими постоянные обсуждения вопросов ограничения
выбросов диоксида углерода (СО2). В частности, использование ископаемых топлив и производство энергии находятся в центре этих обсуждений. Развивающиеся страны должны использовать больше энергии для улучшения
жизненных условий своих жителей. Но пока такие усилия будут вызывать больше выбросов СО2. Необходимы
исследования новых технологий по извлечению и хранению углерода различными методами для уменьшения
его выбросов в развивающихся и развитых странах.
МИРОВОЙ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ
КОМПЛЕКС
Поскольку в развивающихся странах наблюдаются
высокие темпы роста и развития экономики, то ожидается увеличение количества потребления общей энергии. К тому же, развитые страны в будущем будут иметь
больше энергетических потребностей. По прогнозам
специалистов, к 2030 г. потребление первичной мировой
общей энергии возрастет с 55 до 60 %. Ожидается, что
потребление энергии достигнет 17 100 млн т в пересчете на нефть по сравнению с 11 468 млн т в пересчете на
нефть в настоящее время.
Среди различных источников топлив, доступных от
производства энергии, первичным источником топлива в развивающихся странах является уголь. И Китай,
и Индия имеют богатые угольные ресурсы и являются
странами с развитой, сильной экономикой. При этом
уголь составляет более 40 % доли рынка по производству
энергии.
Большой процент публикаций и отчетов по теме глобального потепления указывает на первичный действующий фактор глобального потепления: выбросы СО2
от использования ископаемых топлив, таких как уголь.
Поэтому появляется необходимость применения наиболее подходящих и доступных технологий для извлечения
СО2 и сокращения, таким образом, выбросов углерода в
атмосферу.
ВЫБОР ИЗВЛЕЧЕНИЯ И ХРАНЕНИЯ
Извлечение и хранение углерода, также известные
как секвестрация углерода, исследовались различными государственными управлениями и отраслями промышленности как потенциальное решение для долговременного уменьшения выбросов СО2. Для извлечения СО2 доступно множество различных доказанных
технологий. Но долгое время аспекты хранения СО2
в геологической формации находились на стадии исследования и изучения в различных странах. Одним
из главных производственных применений СО2 является нефтегазовая промышленность. Улавливаемый
СО2 может быть инжектирован в истощенный нефтяной пласт для увеличения нефтеотдачи. Эта технология также имеет дополнительные экономические преимущества над другими методами секвестрирования.
СЦЕНАРИЙ ПОТРЕБЛЕНИЯ МИРОВОЙ ЭНЕРГИИ
Экономический рост развивающихся и развитых
стран приведет к глобальному увеличению потребления энергии. На рис. 1 показаны типы энергетических ресурсов и прогноз их использования к 2030 г.
Ожидается, что глобальное потребление энергии возрастет на более чем 50 % по сравнению с нынешним
потреблением. Предупреждают, что к 2030 г. выбросы
СО2 достигнут 40 гигатонн (гт) – это почти 55%-ное
увеличение по сравнению с текущими показателями.
Для богатых развивающихся стран ископаемое
топливо станет первичным источником топлива для
производства энергии. В табл. 1 представлен список
источников топлива и доля рынка в производстве
энергии.
Таблица 1. Источники топлива, используемые для производства энергии 2005 г.
Топливо
Угольное
Газовое
Гидроэлектрическое
Ядерное
Нефтяное
Другое
Всего
Тераватт в час
7,349
3,592
2,918
2,772
1,203
401
18,235
Проценты
40,3
19,7
16,0
15,2
6,6
2,2
100
Источник: Международное энергетическое агентство (International Energy Agency – IEA)
Таблица 2. Стоимость затрат на производство электроэнергии, долл/МВт ч
Угольная
Газовая
Ядерная
Ветряная
Гидроэлектрическая
Солнечная
25–50
37–60
30–50
35–95
40–80
100–150
Источник: Международное энергетическое агентство (International Energy Agency – IEA)
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
59
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Годы
Другие источники
Биомасса и вторичные энергоресурсы
Гидроэнергия
Ядерная энергия
Источник: Source: IEA 2006 World Energy Outlook
Рис. 1. Прогноз использования мировых энергетических
ресурсов различных типов
наилучшую доступную технологию с рентабельным долгосрочным решением.
У извлечения и хранения углерода (carbon capture and
storage – CCS) есть потенциал для уменьшения эмиссий
от ископаемого топлива с 80 до 90 %; таким образом, CCS
может решительно уменьшить влияние эмиссий CO2 на
парниковое выделение газа (greenhouse gas – GHG).
Методы CCS предлагают механизм, посредством которого эмиссии CO2 в атмосферу могут быть снижены
и в значительной степени ослаблены захватом CO2 и
его последующим хранением или в геологических формациях, или в глубоких солевых водоносных слоях. CO2
может быть введен в истощенные нефтяные пласты для
вторичного метода добычи нефти (enhanced oil recovery
– EOR), а также в некоторые угольные пласты для возврата метана. CO2 может быть захвачен из доступных
источников, таких как крупномасштабные, базирующиеся на ископаемом топливе заводы по производству
Природный газ
Уголь
Нефть
Газ
Всего
Газ
Нефть
Уголь
Цены на производство энергии, долл/кВт/час
Выбросы СО2, гт
Хотя существуют другие источники производства
энергии, которые также могут быть использованы, уголь
остается основным, доминирующим источником энергии. В табл. 2 суммирована стоимость затрат на производство электроэнергии по нескольким источникам:
углю, природному газу, ядерному, гидроэлектрическому,
солнечному и ветряному.
Цена на производство энергии меняется от региона
к региону в зависимости от наличия и доступности топлива, технологии, стоимости рабочей силы и затрат на
строительство. Производство ядерной энергии почти
сопоставимо с производством угольной энергии, но при
этом оно выделяет намного меньше выбросов углерода
в кВ/час. Однако производство ядерной энергии отличается сложной технологией и требует более высоких капитальных затрат.
Кроме того, необходимые правила безопасности и
меры предосторожности делают производство ядерной
энергии возможным не для каждой страны, т.к. это производство энергии является нетрадиционным и отличается от производства энергии на основе угля. К тому же,
топливо, необходимое для ядерных реакторов, должно
быть доступным постоянно, независимо от каких-либо
геополитических проблем.
Возобновляемые источники энергии, такие как солнечная и ветряная, стали сильными соперниками в производстве энергии. Однако их надежность, доступность
и необходимая мощность по требованию подрывает их
потенциальные возможности применения. Смотря вперед, следует сказать, что на глобальном уровне необходим систематический и последовательный подход к регулированию эмиссии CO2.
Эмиссии CO 2, захват и хранение углерода.
Международное энергетическое агентство (International
Energy Agency – IEA) провело всемирный обзор по
потреблению энергии и связанным с ним увеличением
эмиссии CO2. Между 1990 и 2005 гг. мировая эмиссия
CO2 выросла на 25 %. Согласно прогнозам специалистов,
эмиссии CO2 к 2030 году повысятся с 21 до 42 гт. На рис. 2
приведены данные количества эмиссий CO2 от различных топлив, используемых в потреблении энергии, таких как уголь, жидкости и газ. Увеличение эмиссий CO2
является одной из мировых проблем, на которую нужно
обратить внимание в самую первую очередь, применив
Потребность в энергии/мил т
нефтяного оборудования
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
Угольная пыль
Газообразование
Без захвата
Захват + геологическое хранение
Захват + вторичный метод добычи нефти
Источник: Source: DOE/IEA Report-2007
Рис. 2. Выбросы СО2 от различных источников топлива
60
Рис. 3. Сравнение цен на различные источники топлива для
производства электроэнергии
№11 ноябрь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
энергии, использующие наиболее подходящую технологию. После захвата CO2 газ, чтобы соответствовать требованиям сжатия, сжимается и инжектируется в геологические формации.
Процесс захвата и сжатия углерода нуждается в высоких потребностях энергии и значительном капиталовложении. Дополнительная стоимость топлива за счет
секвестрации углерода может увеличить затраты на производство энергии на 25–30 % для электростанции на
основе угля и на 15–20 % для обычной электростанции
на основе газа. Ожидается, что затраты на производство
энергии увеличатся после внедрения технологий CCS от
30 до 60 % в зависимости от выбранного процесса.
На рис. 3 показано сравнение стоимости различных
топлив, используемых для производства энергии, и рассчитана их стоимость на основании следующих показателей: a) без захвата; b) с захватом + геологическим
хранением; с) с захватом + вторичным методом добычи
нефти (enhanced oil recovery – EOR). Цифры, использованные в диаграмме, основаны на статистических данных Межправительственной группы экспертов по изменению климата (МГЭИК) (Intergovernmental Panel on
Climate Change – IPCC) за 2005 г.
Инжектирование CO2 в геологические и солевые
формации не будет иметь никакого экономического эффекта, кроме экологических выгод. Но когда инжекция
связана со схемами вторичного метода добычи нефти
(enhanced oil recovery – EOR) для более высокого производства нефти, есть дополнительная экономическая выгода помимо решения экологических проблем глобального потепления.
УГЛЕРОДИСТАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ЗАХВАТА
Свойства CO2 позволяют выбирать различные процессы сепарации в зависимости от условий подачи
топлива. Выбор технологии основан на конкретных,
часто специфических требованиях, и, таким образом,
индивидуальные случаи должны быть изучены более
подробно для разработки и выбора методик для окончательного выбора и рекомендаций самой подходящей
технологии.
Источник CO2 зависит от метода сжигания, применяемого заводом по производству энергии.
Существует три главных метода.
• Постсжигание.
• Предсжигание.
• Сжигание топлива в кислородной среде.
Процесс постсжигания состоит из выхлопных газов,
которые являются смесью CO2, азота и оксидов азота и
серы. Источник подачи газа работает при низком давлении и имеет умеренную концентрацию CO2. Наиболее
широко при поглощении CO2 применяются процессы
абсорбции, использующие подходящие амины в качестве растворителей, хотя существуют другие абсорбенты.
В процессе предсжигания CO2 извлекается из ископаемого топлива, этот процесс также известен как декарбонизация топлива. В этом процессе с помощью катализатора CO2 сначала превращается в синтез-газ (синтетический газ), далее образуется смесь угарного газа (СО)
и водорода (H2). Синтетический газ над катализатором
подвергается окислению СО в CO2 в присутствии паров
воды. Источник подачи газа работает при высоком давлении и высокой концентрации. Традиционно CO2 извлекают из смесей с помощью жидких или твердых сорбентов. Восстановленный H2 направляют в топливную
систему производства энергии.
При сжигании топлива в кислородной среде кислород
для сжигания топлива заменяют воздухом. Выхлопной
газ, в основном, состоит из водяного пара (H2O) и CO2.
Водяной пар удаляется охлаждением, и сжатый газ, обогащенный CO2, при более высоком давлении направляется для извлечения CO2. В таких системах для извлечения CO2 могут эффективно использоваться и адсорбция,
и мембранная технология.
Выбор наиболее подходящей технологии должен
быть проанализирован с учетом направления течения
потока для формирования интегрированного подхода к
захвату углерода.
Критерии свойств. Некоторые свойства CO2 формируют основу для оценки различных доступных технологий захвата.
• Критическая температура для CO2 – 87,9 °F
(~31 °С), критическое давление – 1,071 psi.
• Тройная точка для CO2 –69.9 °F (~ –56,6 °С), давление – 75,1 psi.
• При растворении в воде CO2 образует слабую кислоту. Это позволяет использовать щелочные растворы
для абсорбции CO2.
• Молекулярная структура и размер позволяют СО2
селективно адсорбироваться на твердые адсорбенты, такие как молекулярные сита.
• Кислотная природа CO2 и молекулярная структура
его смесей позволяют СО2 отделяться с помощью диффузии через водопроницаемые мембраны.
Для извлечения углерода могут применяться некоторые технологии с учетом условий источника и свойств
топлива.
• Химическая абсорбция с аминными растворителями, каустической содой и другими веществами.
• Физическая абсорбция.
• Криогенная сепарация.
• Мембранная сепарация.
На рис. 4 технологии СО2, которые могут быть использованы для извлечения СО2.
Таблица 3. Сравнение стандартных растворителей амина
Растворитель
Концентрация
раствора, %
Загрузка обогащенных
аминов, моль/моль
Загрузка истощенных
аминов, моль/моль
Селективность,
H2S/CO2
Коррозия,
мл/год
MEA
DEA
15–20
25–30
0,30–0,35
0,35–0,40
0,1–0,15
0,05–0,07
0,89
2,27
13
8–9
MDEA
30–50
0,45–0,55
0,004–0,01
3,85
3–5
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
61
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
Процесс химической абсорбции. Процесс удаления
CO2 абсорбцией с растворителем используется в промышленности много лет. Он используется для сепарации
CO2 в производстве аммиака и водорода из углеводородов. Также данный процесс используется для процесса
демеркаптанизации газа.
Растворители, участвующие в химической абсорбции, – это амины и щелочные растворы. Абсорбция
кислотного газа щелочными растворами используется
для удаления сероводорода (H2S) в процессе демеркаптанизации. Для кислотно-газовой абсорбции используются растворы карбоната калия и гидроксид натрия.
Будучи нерегенерируемым абсорбентом для CO2 и H2S,
они формируют устойчивые соли в форме карбонатов и
сульфидов, которые являются причинами постоянных
проблем в эксплуатации.
В процессах щелочной обработки также образуются органические побочные продукты (фенольная едкая
щелочь и нафтеновые растворы едкой щелочи), которые
должны быть учены при проектировании очистных сооружений. В процессе едкая щелочь обрабатывается химическими реагентами с образованием побочных продуктов, что затрудняет применение, особенно в некоторых странах.
Амины как растворители успешно использовались в
промышленном применении, а растворы амина являются одними из самых применяемых растворов при удалении CO2.
Выбор наиболее подходящего амина зависит от условий процесса, спецификаций продукта, эксплуатационных характеристик (удобства и простоты использования) и затрат. Скорость циркуляции амина увеличивает
общую стоимость системы. Потребность в энергии для
повторного газовыделения и абсорбирования обогащенных аминов с целью достижения желаемой малой концентрации амина также играет важную роль в процедуре отбраковки. В табл. 3 приведены некоторые стандартные растворители аминов, которые используются при
жидкостной абсорбции.
Принимая во внимание селективность аминов к
H2S к уменьшению содержания CO2, моноэтаноламин
(monoethanolamine – MEA) обычно предпочитают другим традиционным аминам. Однако комплексы MEA
действительно имеют многочисленные статистические данные по коррозии из-за продуктов распада. MEA
вступает в реакцию с кислородом и окислителями, такими как карбонилы (СOS), сероуглерод (CS2), оксид серы
(SO2) и триоксид серы (SO3) и образует растворимые
продукты. Для снижения скорости коррозии важно удалять эти соединения из циркуляционных систем через
систему регенератора.
Поскольку содержание CO2 в потоке газа играет
важную роль при кислотно-газовой загрузке, то выбор
соответствующего строительного материала должен
быть сделан при проектировании комплекса MEA на основании условий эксплуатации и состава подаваемого
сырья.
Помимо аминных растворителей есть другие растворители, такие как трибутилфосфат, поликарбонат, метилцианоацетат и n-формилморфолин. Многие из этих
растворителей не являются легкодоступными, особенно
для применения в других странах.
62
Амины
Химическая
Каустика
Другое
Диметиловые эфиры
Абсорбция
Охлажденный аммиак
Физическая
Другое
Оксид
алюминия
Сепарация
и захват СО2
Абсорбция
Физическая
Криогеника
Абсорбция
газа
Мембраны
Сепарация
газа
Цеолит
Активированный уголь
Микробиологический
Рис. 4. Технологии сепарации и извлечения СО2
Упрощенный процесс абсорбции аминов проиллюстрирован на рис. 5. Несмотря на то, что процесс абсорбции амином – самая широко используемая технология
в промышленном извлечении CO2 из отходящих газов
установки по производству энергии, также могут быть
применены другие технологии CO2, основанные на топливно-газовом процессе предварительной обработки,
принятом в цикле сжигания при производстве энергии.
Процесс физической абсорбции. Для абсорбции CO2
и H2S также могут использоваться множество других
физических растворителей. Эти процессы требуют высокого рабочего давления и высокого содержания CO2 в
потоке подачи. Эти процессы не включают в себя химическую реакцию между кислотным газом и растворителем и обладают высокой селективностью при удалении
CO2 и H2S.
Например, популярный процесс физической абсорбции используется тогда, когда подача производится
при высоких давлениях и высоком содержании CO2.
Используемый растворитель – это диметиловые эфиры полиэтиленгликоля. Этот процесс похож на другие
процессы абсорбции за исключением того, что регенерация бедного растворителя основана или на снижении
давления, или выпаривании потока (если это возможно).
Относительная растворимость различных соединений в
растворителе представлена ниже.
Относительная растворимость различных соединений
в физическом растворителе
Компонент..............................Относительная растворимость
Водород..................................................................................1,0
Азот..........................................................................................1,5
Метан.......................................................................................5,0
Углекислый газ.......................................................................76,0
Карбонилы...........................................................................175,0
Сероводород.......................................................................670,0
Вода...................................................................................55,000
Источник: UOP (Universal Oil Product company).
№11 ноябрь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
СО2
Полученный
газ
Конденсатор наверху
ректификационной
колонны
Рабочий
раствор
Абсорбер
Охладитель
раствора
Подача
сырья
Сепаратор
Конденсат
Регенератор
Аминный насос
Рис. 5. Основы/базовая технология процесса абсорбции
аминов
Циркулирующий растворитель под максимальным
давлением в выпарной колонне выпускает абсорбированные кислотные газы из раствора. Обычное рабочее давление находится в диапазоне от 500 до 1000 psi.
Содержание кислотного газа в потоке – около 40 % или
выше, при этом может быть достигнуто извлечение более 90 % содержимого.
В другом процессе физической абсорбции в качестве растворителя используется охлажденный метанол
при температурах от –40 до –80 °F (от –40 до ~ –62 °C).
Рабочее давление потока газа обычно от 400 до 1000 psi.
Растворимость H2S и CO2 при обычных рабочих условиях выше. Данный метод удаляет карбонильный сульфид (COS), синильную (цианисто-водородную) кислоту (HCN), аммиак (NH3), карбонилы никеля и железа.
Также можно выборочно восстановить/получить CO2 и
H2S как отдельные потоки для дальнейшего использования или в другой секвестрации, или в EOR. Данный процесс является сложным комплексом и требует системы
охлаждения, которая может повлиять на более высокие
основные и эксплуатационные расходы.
Процесс физической адсорбции. В процессе физической адсорбции поток газа проходит через твердый
слой адсорбента, который может быть активирован углеродом или цеолитами. Процесс адсорбции является нереактивным, и молекулы CO2 из газа удерживаются на
поверхности частиц с помощью поверхностных (нехимических) сил. Как только слой насыщается, сбрасывают давление, CO2 нагревают для десорбции и получают
поток продукта. Эта система включает в себя ряд уплотненных слоев, в процессе последовательно управляют
некоторыми слоями при адсорбции и другими слоями –
при регенерации, охлаждая или оставляя их в резерве.
Весь процесс – это циклическая адсорбционная-десорбционная операция, каждый ее этап повторяется через
установленные временные интервалы.
Под адсорбцией при переменном давлении (pressure
swing adsorption – PSA) газовая смесь проходит через
упакованный слой адсорбента при повышенном давлеЕ
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Растворенное
Фильтрующее вещество
выходное
(чистое
отверстие
топливо)
Поток
фильтрата
Оболочка
мембраны
Каналы
потока
сырья
Ребойлер
Аминообменник
Т
Прокладка
между сырьем
Поток сырья
Фильтрующая прокладка
Мембрана
Выход сырья (удерживается)
Рис. 6. Типовая конфигурация спиральной намотки элемента
мембраны
Насыщенный
раствор
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Подача
сырья
№11 • ноябрь 2009
нии до тех пор, пока адсорбция желаемых газов не достигнет условий равновесия на выходе слоя. Затем слой
восстанавливают, останавливая подачу смеси и уменьшая давление. В адсорбции при переменной температуре (temperature swing adsorption – TSA), адсорбент восстанавливают, поднимая его температуру.
Технология физической адсорбции для удаления
CO2 не подходит для обращения со сбросным газом от
электростанции из-за низкого содержания CO2 (<10 %).
Однако, в зависимости от процесса сжигания, включенного в цикл производства энергии, эти методы могли бы
быть эффективными. В этом случае CO2 может быть извлечен адсорбцией при переменном давлении и температуре (pressure temperature swing adsorption – PTSA).
Кроме того, исследование проходит на новых адсорбирующих материалах, таких как смесь гидроталцита (HTIc),
которые являются селективными к CO2 при повышенных температурах и регенерации за счет снижения давления.
Криогенный процесс. Многие годы криогенный
процесс, включающий дистилляцию при низкой температуре и сепарацию кислорода и азота из воздуха, считался типичным промышленным процессом.
Данная технология также может быть использована
для извлечения СО2 при высоких концентрациях СО2
и высоком давлении. Данный метод требует постоянной энергии для обеспечения необходимого охлаждения. Также требуется предварительная очистка газового потока для удаления компонентов, температура
замерзания которых выше рабочей температуры, с
целью исключения замерзания линий и блокировки
оборудования. И хотя этот процесс не подходит для
систем постсжигания при производстве энергии, его
применение возможно для систем предсжигания.
Однако в этой области недавно наблюдался прогресс, и были сделаны некоторые открытия. Новая
технология была протестирована в лабораторном масштабе: обезвоженный газ подвергался криогенному
процессу и сепарации для удаления CO2 и компонентов других кислотных газов, чтобы соответствовать
спецификациям на трубопровод и сжиженный природный газ (liquefied natural gas – LNG). В нефтегазовой промышленности криогенные процессы могли
бы предложить хорошие варианты извлечения CO2 из
газов.
Мембранная сепарация. В этой методологии процесс сепарации основан на механизме диффузии рас63
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
твора через непористую мембрану. Основная движущая сила – дифференциал парциального давления
между потоком и фильтратом (сепарированным потоком). Силой управляют, главным образом, два фактора: селективность и проницаемость.
Имеющиеся в продаже мембраны производятся
на основе полимеров, типа ацетатов целлюлозы, полиамидов, полиимидов, полисульфонов и поликарбонатов. Структура мембраны обычно состоит из 8–10
полимерных материалов.
В настоящее время применение мембран ограничено низкими и средними объемными потоками. При
больших объемных потоках они имеют низкую селективность и расход потока. Кроме того, надежность и
пригодность мембранной единицы была проблемой,
учитывая стоимость срока службы этих модулей.
Недавно некоторые поставщики на основании отчетов о работе установленных единиц мембран онлайн
сообщили о пригодности 99 % мембран.
Мембранные единицы были установлены компаниями-специалистами для управления объемными
потоками в диапазоне 200–250 млн фут3/сут с использованием многоступенчатых операций единицы
мембраны. Однако большинство из них установлены
и применяются в других странах.
Мембранные сепарации нуждаются в предварительной очистке потока для увеличения срока службы, принимая во внимание тот факт, что флюиды и
твердые частицы могут повредить мембранную структуру. Таким образом, мембранные единицы нуждаются в важных этапах предварительной очистки, чтобы
избежать частых отказов и замен, которые могли бы
привести к существенному времени простоя при работе заводов.
Эти мембраны могут использовать более высокие
концентрации CO2 от 5 до 85 % по сравнению с системами амина при высоком давлении в диапазоне от 200
до 1200 psi. При этом в потоке фильтрата можно получить около 85 % извлеченного восстановления CO2.
Мембранные единицы имеют главные преимущества в применении в других странах, поскольку
необходим малый объем. Это более чистая и экологически благоприятная единица, нуждающаяся в
меньшем обслуживании, более низких капитальных
и эксплуатационных затратах, более низком расходе
энергии.
ВЫГОДЫ ИНЖЕКЦИИ CO2
Принцип хранения CO2 в геологических формациях – относительно новое открытие. Выбор секвестра
подразумевает хранение газа в глубоких геологических формациях, включающих солевые формации и
истощенные нефтяные и газовые пласты.
Хранение в жидком виде в океане и хранение в
твердом виде путем взаимодействия оксидов металла с
CO2 для производства устойчивых карбонатов – другие долгосрочные варианты хранения.
Любая форма секвестра включает извлечение, сжатие, транспортировку через трубопровод и инжекцию.
У геологических формаций как участков секвестра существует большой потенциал, они имеют приблизительную вместимость для хранения 2000 гт CO2.
64
Хранение в геологических формациях предлагает самый привлекательный выбор для секвестрации
CO2, где инжектированный CO2 можно держать в
ловушке под совершенно непроницаемой (герметичной) структурой покрывающей породы много лет. Все
же есть проблемы и вопросы, связанные с высвобождением больших объемов CO2 в окружающую среду из-за утечек из геологических формаций. Также
существуют экологические проблемы, связанные с
хранением в океане, где углекислоты и формации минеральных карбонатов могут привести к окислению
океана.
Извлечение метана. Удаление CO2 с помощью инжекции в определенные угольные пласты для вытеснения CH4 – один из вариантов секвестрации CO2.
В этом процессе CO2 вводится в угольные пласты на
глубинах от 1000 до 1500 м. ниже поверхности. Газ
CH4 высвобождается, поскольку CO2 адсорбируется.
Процесс известен как CO2 усовершенствованное производство угольного метана пласта (CO2–enhanced
coal-bed methane production – CO2 –ECBM). Он
обычно возвращает около 50 % CH4 и имеет потенциал для хранения приблизительно 15 гт CO2. Изучение
данного механизма секвестрации проводится во всем
мире, этот выбор исследуется во многих странах, где
существует доступ к непромышленным угольным
пластам.
Исчерпанные нефтяные пласты. Инжектирование
CO2 в исчерпанные нефтяные пласты для EOR имеет
большой потенциал как средство для секвестрации
CO2. Одним из главных преимуществ для EOR является изучаемая в течение долгого времени и хорошо
понятая специалистами в области наук о земле формация пласта в пределах месторождений нефти.
Во всем мире было множество успешных проектов,
где последовательная комбинация водной инжекции и
инжекции CO2 использовалась для заводнения исчерпанных пластов нефти, приводя к увеличению добычи
нефти на 10–15 % от первоначального количества нефти в этом пласте. Приблизительно 45 т CO2 ежегодно
используется для EOR. Большая часть этих проектов в
настоящее время находится в США.
Одним из первых CO2-EOR проектов, в котором
CO2 использовался для EOR, была установка SACROC
в Пермском бассейне. Смешивающееся заводнение
CO2 не только задержало снижающееся производство
нефти, но и фактически увеличило ее производство
более чем на 50 %. В США EOR представлен рынком в
31 трлн долл. Эта цифра основана на цене на нефть в
130 долл/брл. Продолжающиеся исследования и отчеты указывают возврат 240 млрд брл нефти путем EOR.
Сжиженный природный газ (СПГ). Во всем мире
потребление и спрос на доступные газовые ресурсы
постоянно растет из-за реализации крупномасштабных проектов со сжиженными природными газами.
Кроме того, спрос на газ для инжектирования показал
неправдоподобную тенденцию к увеличению, и поэтому баланс между произведенным и доступным газом
было трудно сохранять долгое время. Использование
CO2 для газовой инжекции предлагает альтернативу и
также имеет экологические выгоды по удалению CO2
из атмосферы.
№11 ноябрь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
С помощью инжектирования CO2 в истощенные
пласты, используя принцип альтернативного водяного
газа (water alternating gas – WAG), можно остановить
снижающееся давление пласта и снова получить кажущиеся невозвратимыми нефть и газ, оставив в пласте CO2.
Компонент CO2 в сырье, основанный на сборе
иных данных из источников, может значительно изменяться от 1 до 80–90 %. Объединение источников
в сеть для извлечения, обработки, сжатия и транспортировки к отдаленным месторождениям нефти представляет проблему при проектировании оборудования.
Проектирование системы извлечения и хранения углерода CCS (carbon capture and storage – CCS) должно
быть комплексным, так как оно должно рассмотреть
различные композиции потока из различных источников и обеспечить требуемую эксплуатационную гибкость.
Помните: Каждый раз оборудование по производству энергии или другое оборудование подвергается
расширению, оборудование по извлечению углерода
также должно быть включено в проект, чтобы обеспечить эффективное извлечение углерода. Это увеличивает капитальные затраты на заводы по производству
энергии на 30–40 % и может повлиять на жизнеспособность проекта. Соответственно, необходимо, чтобы
экономика проекта четко отображала стоимость срока
службы и выгоды, которые также включают пропорциональный доход от добычи нефти. Подсчитано, что
приблизительно 80–90 % стоимости проекта зависит
от стоимости сепарации и транспортировки. Таким образом, действительно важно на начальной стадии сделать эффективную процедуру отбраковки доступных
вариантов и выбор подходящей технологии, чтобы способствовать надлежащему технико-экономическому
оправданию и аттестации.
В течение почти 30 лет индустриальный опыт инжекции CO2 в проектах EOR в США и Канаде показывали дополнительное восстановление 7–15 % от первоначального количества нефти в этом пласте.
По приблизительной оценке стоимость EOR с инжекцией CO2 будет равняться приблизительно 20–25
долл/брл восстановленной нефти. С ценами на нефть,
зависшими выше 100 долл/брл, инжекция CO2 может
стать привлекательным выбором для секвестрации.
В США инжекция CO2 вводится в больше 50 % всех
работающих и реализованных проектов EOR. В 2006 г.
приблизительно 235 000 брл/сут были добыты методами инжекции CO2. Проект Weyburn в Канаде использует CO2 от заводов газификации угля в США и транспортирует возвращенный CO2 через 325-километровый трубопровод к месторождению нефти Weyburn,
где с помощью инжекции CO2 ежедневно возвращают
10 000 брл дополнительной нефти.
Совместные действия между извлечением CO2 и
использованием инжекции CO2 для EOR как механизм
секвестрации нуждаются в готовности к эксплуатации
источника CO2, наряду с обработкой и транспортировкой к сформировавшимся месторождениям нефти.
Они также нуждаются в дополнительной энергии для
осуществления проекта. Нефтегазовая промышленность должна будет ориентироваться на местные орга-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
ны власти, чтобы полностью использовать потенциал
доступного CO2 и инфраструктуру для взаимной выгоды от захвата углерода и EOR из исчерпанных месторождений нефти. Финансовая поддержка в форме
«углеродных» кредитов в качестве стимулов может
быть обеспечена соответствующими правительствами
для поддержки извлечения углерода в энергетической
промышленности с прогрессивной интеграцией CO2
к различным месторождениям нефти и оптимизацией
применения CO2 в нефтедобыче.
Существование мира с меньшим содержанием
углерода. Во всем мире развивающиеся страны увеличивают потребление энергии. Для поддержания
экономического роста в развивающихся странах и для
способствования экономического развития в развитых
странах требуется существенное количество энергии.
Среди различных источников энергии увеличение возможностей в производстве энергии будет необходимо
для удовлетворения прогнозируемого спроса на энергию. Уголь, существующий в изобилии, будет наиболее
предпочтительным источником топлива для производства энергии. Широкое применение угля в следующие
20 лет приведет к большим эмиссиям CO2. Извлечение
и хранение углерода (carbon capture and storage – CCS)
– первый способ возвратить CO2 от электростанций
при использовании соответствующего общепризнанного и доказанного процесса восстановления.
Хранение CO2 в пределах геологических формаций считается самым предпочтительным выбором для
хранения больших количеств CO2. Однако, принимая
во внимание инвестиции, необходимые для восстановления CO2 как части применения EOR, он может оказаться наиболее выполнимым и экономически эффективным решением. Существует несколько проблем,
включая экономические и экологические проблемы,
угрозу персонала и общества при случайных выбросах, мировое урегулирование, контроль и мониторинг.
На все эти проблемы нужно обратить внимание перед
осуществлением извлечения и хранения углерода на
больших коммерческих проектах.
Перевела И. Аммосова
БИБЛИОГРАФИЯ
Figueroa, J. D., T. Fout, S. Plasynski, H. McIlvried, and R. D.
Srivastava, «Advances in CO2 capture technology», US Department
of Energy’s Carbon Sequestration Program. International Journal of
Greenhouse Gas Control, No. 2, pp. 9–20, 2008.
«CO2 as injection gas for enhanced oil recovery by Odd Magne
Mathiossen for Norwegian», University of Science & Technology.
GPSA, Ed 11.
www.eia.doe.gov
www.energy.gov
www.ipcc.ch
Sajay Bhatia (С. Бхатиа) работает главным инженером Granherne Pty. Ltd., Перт, Австралия. Он имеет
степень бакалавра по разработке, с почетными званиями в химической разработке завода от Бомбейского
университета (Bombay University) в Индии. У него
более 20 лет опыта в проектировании, эксплуатации
и руководстве проектом в нефтегазовых и нефтехимических отраслях промышленности. М-р Бхатиа работал в нефтегазовой промышленности в Объединенных Арабских Эмиратах (ОАЭ) и
Индии. Его работа с компанией Granherne затрагивает концептуальные
и технико-экономические исследования в области технологии и селекции извлечения углерода.
65
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОБОРУДОВАНИЕ
ПЕРЕОЦЕНКА ПРОЕКТОВ РАСШИРЕНИЯ
МОЩНОСТЕЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ
ПРОМЫШЛЕННОСТИ
B. Fairleigh, KBC Advanced Technologies, Inc., Парсиппани, Нью-Джерси
J. Jacobs и R. Ohmes, KBC Advanced Technologies, Inc., Хьюстон, Техас
Более напряженные экономические условия требуют от специалистов в области нефтепереработки
пересмотра эффективности системы, а также оптимизации и модернизации инструментальных средстве
Повышение уровня активности нефтеперерабатывающей промышленности обусловлено высоким уровнем чистой прибыли, расширением инструментальных
средств, модернизацией установок, а также все более и
более строгим природоохранительным законодательством. События конца 2008 – начала 2009 гг. сообщили
о новом этапе этой промышленности. Поскольку мировая экономика замедлила свое развитие, были пересмотрены капитальные проекты и увеличена чистая
прибыль нефтеперерабатывающей промышленности.
Изменяющееся политическое руководство в США
делает большой акцент на сокращение выбросов циркулирующего парникового газа (greenhouse gas –
GHG), которое будет влиять на ежедневные операции
НПЗ и смесь конечного продукта из моторных топлив
на нефтяной основе. Данные изменения на финансовых рынках делают стратегическое планирование еще
более проблематичным. Теперь специалисты в области
нефтепереработки должны применить рациональный,
доказанный подход к оценке различных опций для увеличения выгоды и экологического соответствия.
На существующем динамическом рынке специалистам в области нефтепереработки необходим процесс, увеличивающий прибыль и ориентированный на
поддержание выгоды в течение не только краткосрочного, но и долгосрочного периода. Главными компонентами этого процесса являются:
• определение эффективности системы и установление исходных данных;
• определение возможностей;
• оценка малозатратных опций;
• оценка опций капитального проекта;
• ввод процесса в эксплуатацию;
• гарантированное подтверждение и непрерывное
усовершенствование.
В данной статье будет представлено несколько
ключевых признаков успешного использования этого
процесса, включая направленное внимание на надлежащее определение эффективности системы, применение инструментальных средств, создание эффективных проектных групп и влияние внутреннего рынка.
ИЗМЕНЕНИЕ РЫНОЧНОЙ СРЕДЫ
Прежде чем исследовать процесс, увеличивающий прибыль, следует провести анализ текущего и
дальнейшего состояний нефтеперерабатывающей
66
промышленности. За прошлые несколько лет, особенно в 2008 г., нефтеперерабатывающая промышленность претерпевала значительные изменения. С
2000 г., увеличившееся мировое потребление усовершенствованного нефтепродукта (особенно из Китая
и Индии) охватило все мировые нефтеперерабатывающие резервы. И промышленность перешла с этапа
получения недостаточной чистой прибыли в 1980-х
и середине 1990-х годов к так называемому «золотому веку» нефтеперерабатывающей промышленности. Распространение крекинга достигло рекордного
уровня, и специалисты в области нефтепереработки
сосредоточили свое внимание на его максимальном
применении и производительности.
Впервые за многие годы специалисты в области
нефтепереработки исследовали распределение существующих установок и обсуждали строительство
новых нефтеперерабатывающих заводов для удовлетворения необходимого спроса.
Однако, возможно, нефтеперерабатывающая промышленность руководит новым важным производственным циклом, который начался в конце 2008 года
и очень напоминает 1980-ые и 1990-ые годы с небольшими отличиями. Высокие цены на моторные топлива и ослабленная мировая экономика сильно снизили
спрос и его рост в США и Азиатско-Тихоокеанском
регионе. Многие специалисты в области нефтепереработки стоят перед необходимостью рентабельной
чистой прибыли и снижают уровни производительности. С такими условиями философский подход к
производительности изменится с глобального нарастания объемов на оптимизацию уже имеющихся объемов. Планы по капитальным инвестиционным проектам заморозят или пересмотрят в свете рекордно
высоких товарных цен, небольшого рынка капитала
и растущих требований на альтернативное топливо.
Перед тем как специалисты в области нефтепереработки согласно такой философии вернуться к стратегиям и практикам пятнадцатилетней давности, следует принять во внимание некоторые строительные
и рыночные изменения согласно табл. 1. Поскольку
специалисты в области нефтепереработки решили
оптимизировать существующие установки или изученные опции расширения, увеличение прибыли от
процесса следует рассчитывать с учетом нескольких
пунктов.
№11 ноябрь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОБОРУДОВАНИЕ
Таблица 1. Строительные и рыночные силы в мировой нефтеперерабатывающей промышленности
Параметр
1980-1990-е гг.
Источники сырой нефти
Очень легкое и среднее традиционное сырье
2009 г. и позже
Сдвиг к тяжелому/кислому сырью, включая
сырье с высоким общим кислотным числом
и синтетическое сырье
Мировой спрос на продукт
Переход к незначительному росту спроса
Снижение, вследствие экономического
спада, но долгосрочное планирование для
увеличения спроса ~1 % в год [2]
Смещение спроса на продукт
Бензин >> дизельное топливо
Дизельное топливо >> бензин
Рынки
Местные
Мировые, с большими движениями
между регионами
Биотоплива
Ограниченное использование
Значительные объемы, вследствие
законодательных требований
Мощность и использование НПЗ
Существенная сверхноминальная
мощность в мире
Относительно небольшое, но спроектированные для увеличения распространения
Экология
Воздух и вода
Все области, включая парниковый газ (GHG),
выбросы углерода и др.
Ключевые технологические требования
Дизельное топливо с низким содержанием
серы и бензин улучшенного состава
в некоторых странах
Мировой выбор бензина и дизельного
топлива с ультранизким содержанием серы,
оксигенатов в бензине, дизельное топливо с
высоким содержанием цетана, биотопливо,
жидкое топливо с низким содержанием серы
Капитальные проекты
Только природоохранные
Природоохранные, расширения,
программы альтернативной сырой нефти
Демографические данные персонала
Приверженцы традициям,
уступающие место поколению икс,
«покупатели» на рынке труда
Люди, родившиеся в период
демографического взрыва, приходящие
на смену поколению игрек, плотный рынок труда
Данные, инструментальные средства
и обработка данных
Компьютеры, становящиеся частью
реальной работы, относительно скудные
данные, линейное программирование
и простые модели
Высокопроизводительная обработка данных
легко доступна, перегрузка данными,
сложное линейное программирование
и точное моделирование всего НПЗ
• Преобразование исходных данных в используемые и имеющие большое практическое значение критерии эффективности – первый важный этап, особенно
для новейшего поколения инженеров.
• Создание производительных групп с правильной
квалификацией и профессиональным опытом является
определяющим.
• Использование правильных средств в правильное
время помогает должным образом анализировать и рассчитать изменения в сдвиге программ сырья и продукта.
• Чистая прибыль от дизельного топлива, спроектированная таким образом, чтобы оставаться устойчивой,
исследованные возможности эксплуатации и капитальных инвестиций могут привести к рентабельности в
современных суровых экономических природоохранных условиях.
• В настоящее время важно корректно оценивать
капитальные проекты по критерию неустойчивости товарного ценообразования, расходов на проектирование
и будущих запасов.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
ОРИЕНТИР НА УСПЕХ,
ИЛИ ПЛАН УСПЕШНЫХ ДЕЙСТВИЙ
Практически все специалисты в области нефтепереработки согласны с предположением, что НПЗ
нуждаются в оптимизации и продолжительном усовершенствовании для подтверждения рентабельности. С чем они могли не согласиться, особенно в
организации, так это с процессом, используемым
для достижения этих целей. На рис. 1 суммированы
действия, которые могли бы успешно использоваться на многих промышленных установках. Шесть основных этапов, определяющих процесс увеличения
прибыли таковы.
Этап 1. Определение эффективности системы и
установление исходных данных. Первым этапом в
любом деле является определение его текущего состояния. При этом необходимым становится установление положения установки посредством определения ее эффективности. Определение исходных
данных на данном этапе дает основу для дальнейшего
67
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОБОРУДОВАНИЕ
Гарантированное
подтверждение
и непрерывное
усовершенствование
Ввод процесса
в эксплуатацию
Проектные
группы
Оценка опций
капитального проекта
Оценка малозатратных опций
Определение возможностей
Определение
эффективности
системы
и исходных данных
Проектная группа,
инструментальные средства
и методики увеличения
прибыли
Рис. 1. План успешных действий на проектах завода включает
в себя шесть этапов
сравнения. Пробный пуск и/или электронные таблицы данных мониторинга на установке – это часть
результата работы по определению исходных данных. Исходные данные работы НПЗ можно представить в моделях линейного программирования или на
нелинейной одновременной схеме технологического процесса.
Этап 2. Определение возможностей. Следующий
этап сосредоточен на определении возможностей.
Наличие проектной группы с обширным организационным и квалификационным диапазоном является определяющим для искусного мозгового штурма
(группового метода решения сложных проблем) и
выбора возможностей наиболее перспективного
развития.
Этап 3. Оценка малозатратных опций. Как только были согласованы исходные данные и определены потенциальные возможности, следующим этапом
стала оценка малозатратных (или незатратных) опций. Данный этап является частью комплексной оптимизации НПЗ с использованием существующих
активов. Некоторые объекты могут быть совершенно
незатратными (т.е. изменения границ кипения фракций, более высокая или низкая жесткость условий реактора, оптимизация дефлегмационной (орошаемой)
колонны и др.) или иметь минимальные затраты (замена регулирующего клапана, перемычки в трубе и
др.). Фокусирование на оптимизации существующей
установки перед важным контрольным инвестированием необходимо для объективной оценки капитальных проектов.
Этап 4. Оценка опций капитального проекта. Когда
члены группы по увеличению прибыли уверены в установлении ими механизма оптимизации существующего завода, группа может обращать свое внимание
на капитальные проекты. На данном этапе проектная
группа рассматривает возможности стратегических
инвестиций на соответствие потребностям рынка и
экологии при соответствии усилий по оптимизации
существующих установок. Оптимизированная базовая установка служит хорошей основой для оценочных проектов, которые могут включать модернизацию установки и/или реконфигурацию НПЗ.
Этап 5. Ввод процесса в эксплуатацию.Полностью
разработанный план по увеличению прибыли не яв68
ляется рентабельным до тех пор, пока эти возможности не введены в эксплуатацию. План по внедрению процесса включает в себя приоритетный список пунктов и проектов для завершения, а также
формирование проектных групп, занимающихся
реализацией этих возможностей.
Этап 6. Подтверждение и непрерывное усовершенствование. В любом успешном процесс существует контур обратной связи. Для такого процесса
этап подтверждения и непрерывного усовершенствования гарантирует, что организационная структура сама проверяет принятые критерии эффективности системы и исходные данные наряду с одновременным поиском дальнейших возможностей
и отчетами об изменениях на рынках. Главным для
данного этапа является программа слежения, поэтому персонал и руководство могут периодически отслеживать организационное развитие.
Правильный порядок действий, согласно плану
успешных действий, указанному на рис. 1, всегда
обеспечивает хороший доход в зависимости от количества времени, потраченного группой по увеличению прибыли. Большим искушением для членов
этой группы является переход непосредственно к
развитию возможностей процесса (т.е. этапы 3 или
4) перед определением исходных данных. Но это может стать ошибкой, поскольку такая возможность
редко одобряется руководством до тех пор, пока она
не будет сопоставлена с подтвержденными и проверенными исходными данными.
Более легкий и требующий меньшего количества времени путь к развитию жизнеспособных и
правдоподобных возможностей проходит через определение эффективности системы и установление
исходных данных (этап 1). Оптимизация существующих активов перед оценкой больших стратегических проектов гарантирует полную оправданность
объема капиталовложений. Но такие усилия не могут быть приложены одним человеком, для этого необходима эффективная проектная группа, которая
ориентирована на оптимизацию и усовершенствование процесса.
СОЗДАНИЕ ЭФФЕКТИВНОЙ ПРОЕКТНОЙ ГРУППЫ
«Душой» данного процесса является эффективная многофункциональная проектная группа.
Несмотря на то, что многие НПЗ имеют достаточно
укомплектованный штат для проведения нормальной эксплуатации, а также поиска и устранения
неисправностей, достаточного числа сотрудников
не хватает для развития и осуществления главной
инициативы – увеличения прибыли. Например, эффективной стратегией для работы проекта является
создание четкого разделения рабочей силы между
«проектной группой» и «группой эксплуатации и
ремонта установки». Однако группе по увеличению
прибыли все еще необходим вклад большого количества умных служащих, а не только тех, кто был
выбран для отдельного проекта.
В состав группы по увеличению прибыли входят:
1) основная руководящая группа, исполняющая
основную часть работы;
№11 ноябрь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОБОРУДОВАНИЕ
2) группы поддержки, состоящие из экспертов по
предмету обсуждения.
Являясь членом такой группы, необязательно работать полную смену, но необходимо периодически
встречаться с лидером группы или координаторами
для содействия в усовершенствовании и анализе результатов. При необходимости группа по увеличению прибыли также должна иметь право на повышение квалификации на НПЗ.
Испытанный метод подготавливается группой по
увеличению прибыли, который координируется консультантами, и включает служащих НПЗ и, возможно, служебный персонал от лицензиара и продавца
катализатора, а также инженерно-технические и
строительные рабочие фирмы. Определяющим является удивительное равновесие между использованием внутренних ресурсов со знанием установки и
процесса и использованием внешних ресурсов, предоставляя широкий обзор для внедрения новых идей
и ставя под сомнение воспринимаемые ограничения
и сдерживающие факторы.
ИНСТРУМЕНТАЛЬНЫЕ СРЕДСТВА И МЕТОДИКИ,
ЭФФЕКТИВНЫЕ ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ РЕЗУЛЬТАТА
Многие из инструментальных средств существуют в качестве вспомогательных средств для идентификации и оценки оптимизации возможностей.
Использование правильного средства в правильное
время помогает анализировать и объяснять изменения сдвигов программы сырой нефти и продуктов.
Многие операторы НПЗ стремятся достигнуть оптимизации с ключевым показателем эффективности
(key performance indicator – KPI) слежения за установкой, отбором сырой нефти с линейным программированием на НПЗ и различными программами
снижения себестоимости. Эти показатели являются необходимыми компонентами системы, но оптимизационные выгоды от этих методов ограничены
только предельной сложностью операций НПЗ и
взаимодействиями системы, связанными с постоянно изменяющейся экономикой и обязательными
требованиями.
Снижение себестоимости, особенно во время периода небольшой чистой прибыли, популярно среди
специалистов в области нефтепереработки, поскольку это изменение часто более легко поддается измерению и очевидно. Но что же влияет на общую рентабельность установки? Рассмотрим эти примеры, которые являлись свидетельством на различных НПЗ.
1) Чтобы сохранить энергию, была снижена интенсивность пара в точке инжекции сырья каталитического крекинг-флюида (fluid catalytic cracking –
FCC). Пробный пуск установки, показавший более
полезный выход каталитического крекинг-флюида,
был осуществлен с большей скоростью нагнетания
пара. Улучшенная рентабельность установки каталитического крекинг-флюида компенсируется дополнительными расходами пара. Использование пара
как вес. % сырья может быть более эффективным
средством измерения, чем скорость нагнетания пара
для достижения оптимального диапазона выхода и
селективности установки.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
2) Делитель потока нафты, приводимый в действие группой операций установки сырой нефти, управлялся при низком коэффициенте противотока для
улучшения работы переменных издержек. Однако
снижение эффективность фракционирования, приводящая к такому низкому коэффициенту противотока, оказало воздействие на качество тяжелой фракции прямой перегонки (heavy straight run – HSR) и
легкой фракции прямой перегонки (light straight run
– LSR), которые, в свою очередь, повлияли на показатели нагнетания установок риформинга и изомеризации. Увеличение орошения делителя потока нафты, в конечном счете, увеличило объемы бензина
и бензола, которые и так составляли большую часть
выхода продукта. Дополнительной выгоды от увеличения выхода продукта было намного больше, чем
цена более высокого коэффициента противотока в
делителе потока [1].
3) Ограниченные деньгами окружающие условия,
искушение снизить стоимость за счет ограничения
использования каталитических присадок установки
каталитического крекинг-флюида (FCC) и понижения целей равновесной активности. Цель оптимального определения микроактивности (microactivity
testing – МАТ) зависит от многих операционных параметров, а также цели снижения активности могут
неблагоприятно влиять на селективность выхода продукта и увеличение его объема.
Эти примеры демонстрируют необходимость в
операторах НПЗ, ориентированных на получение
прибыли, с целью увидеть всю картину и рассмотреть методы анализа, ориентированные на стоимость, посредством мер, ориентированных на цены.
Даже квалифицированные операторы и инженеры
не всегда могут увидеть «прямые» следствия изменения различных операционных параметров. При замене одних непостоянных воздействий множеством
других как специалист в области нефтепереработки
может быть уверен в проведении наиболее оптимальных действий?
Существует несколько источников, пригодных в качестве вспомогательного средства помощи для результата работы, которые включают в себя:
• пробные пуски установки;
• лицензиара/поставщика технологии;
• модели линейного программирования;
• устройства, моделирующие установку и НПЗ.
Пробные пуски установки могут использоваться
для тестирования операционных условий и их влияния
на работу установки. На заводских технологических
установках для нефтепереработки могут наблюдаться
некоторые изменения. Однако чтобы работа и лабораторный анализ были эффективными, инженерам во
время пробных пусков потребуется значительная координация и способности к планированию.
Лицензиары и поставщики также могут помочь
в понимании изменяющихся факторов, связанных с
оптимальной работой. Лицензиар технологии может
оценить влияние нового сырья или операционных
стратегий на работу установки. Однако рекомендации
Лицензиара часто ориентированы на отдельные технологии, которые они могут обеспечить. К сожалению,
69
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОБОРУДОВАНИЕ
с помощью интерактивного использования устройств,
моделирующих установку.
Точные нелинейные устройства, моделирующие установку, позволяют пользователю зафиксировать нелинейность большинства установок НПЗ. Настроенные
модели могут использоваться для вычисления различных
параметров в разное время, делая их особенно полезными для анализа перспектив и возможностей установки.
Янв.
Янв.
Янв.
Февр.
Февр.
Март
Март
Апр.
Апр.
Май
Май
Июн.
Июн.
Июл.
Июл.
Июл.
Авг.
Авг.
Сент.
Сент.
Окт.
Окт.
Нояб.
Нояб.
Дек.
Дек.
Дек.
Объемное отношение
В среднем
2008
Рис. 2. Сезонный спрос на бензин и дистиллят 2002–2007 гг.
эти источники не могут надеяться на долгосрочную
поддержку при оптимизации НПЗ.
Линейное программирование – это превосходный
инструмент для понимания системных взаимодействий на НПЗ. LP работает для оптимизации экономической эффективности НПЗ в наборе сдерживающих
факторов сырья, экономики, эксплуатации и производительности. Оно также дает надежное основание
для анализа операций НПЗ с различным сырьем, а
также экономическими и операционными параметрами, зависящими от структуры и сложности завода.
Основным недостатком линейного программирования является то, что линейная структура ограничивает
возможность прогнозирования больших отклонений,
поскольку эта модель основывается на линеаризации
нелинейного процесса. Кроме того, правильное использование LP необходимо для максимального увеличения эффективности. С верными профессиональными знаниями эти пробелы могут быть легко устранены
УСТРОЙСТВО, МОДЕЛИРУЮЩЕЕ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКУЮ СХЕМУ
Еще одним инструментом оптимизации является
устройство, моделирующее технологическую схему
всего НПЗ, которое обычно соединяет несколько
моделирующих устройств установки. Если моделирующее устройство всего НПЗ может развивать
свойства анализа сырой нефти и точно моделировать (имитировать) сложные реакции, сепарации
и эффекты теплообмена каждой установки НПЗ,
то комплексные взаимодействия НПЗ могут быть
смоделированы цельно и точно. Дополнительными
инструментами являются технологическая схема всего НПЗ и линейное программирование.
Технологическая схема всего НПЗ легко управляет
взаимодействиями второй и третьей упорядоченной
системы. Подобную функцию может взять на себя и
линейное программирование, но устройство должно
уметь предвидеть результаты. Что же касается LP, то
точные моделирующие устройства нуждаются в периодическом техническом обслуживании и ремонте, а также в существенных подготовительных работах для установки.
На существующем динамическом рынке специалистам в области нефтепереработки необходим процесс, увеличивающий прибыль и ориентированный
на поддержание выгоды в течение не только краткосрочного, но и долгосрочного периода.
Таблица 2. Спроектированное мировое потребление нефтепродуктов в 2000–2030 гг.
Название
Миллион
Рост, % в год
Доля, %
2000
2005
2007
2010
2015
2020
2025
2030
2005–
2007
2007–
2010
2010–
2030
2005
2007
2010
2030
СПГ
6,1
6,6
6,9
7,3
7,8
8,3
8,4
8,2
2,5
1,9
0,6
8
8
8
8
Нафта
4,2
4,9
5,2
5,2
6,0
6,9
7,8
8,6
2,8
–0,1
2,6
6
6
6
8
Бензин
19,5
21,2
21,8
21,9
23,1
24,1
25,1
26,6
1,5
0,1
1,0
25
25
25
25
Керосин
для реактивного
двигателя
6,5
6,6
6,6
6,8
7,2
7,7
8,1
8,4
0,1
0,6
1,1
8
8
8
8
Газ/
дизельное
топливо
20,7
23,3
24,1
25,1
27,6
29,7
30,9
31,2
1,6
1,4
1,1
28
28
29
29
Жидкое
топливо
10,4
10,0
9,7
9,4
9,2
9,0
8,8
8,8
–1,4
–1,1
–0,3
12
11
11
8
Другие
продукты
9,4
11,0
11,5
11,9
12,9
13,7
14,4
15,0
2,1
1,2
1,1
13
13
14
14
Всего
в мире
76,7
83,7
85,9
87,6
93,9
99,5
103,6
106,8
1,3
0,7
1,0
100
100
100
100
70
№11 ноябрь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОБОРУДОВАНИЕ
ИЗУЧЕНИЕ ПРОБЛЕМЫ ДОСТИЖЕНИЯ
МАКСИМУМА ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА
Чистая прибыль от производства дизельного топлива остается устойчивой даже в условиях нынешней ослабленной экономики. В табл. 2 показано спроектированное мировое потребление нефтепродуктов
вплоть до 2030 года [2]. За последние несколько лет
наблюдается переход к росту потребления бензина, в
то время как потребление дистиллятов остается особенно стабильным до 2010 года. К тому же, как показано на рис. 2, долгосрочное планирование селективности бензина против дизельного топлива меняется в
зависимости от времени года. Интересно, что рынок
показывает большое преимущество дистиллятов по
сравнению с бензином. И пока другие решают, что
же выбрать – бензин или дизельное топливо – выбор в сторону производства дизельного топлива изучается здесь для того, чтобы показать инструменты и
методики, обсуждаемые выше [3].
Во-первых, существует множество потенциальных возможностей для рассмотрения максимального производства дизельного топлива, таких как:
• Являются ли границы кипения фракций компонентов дизельного топлива верными?
• Правильно ли отбирают фракции тарелки колонны в установках атмосферной перегонки нефти
(crude distillation unit – CDU), вакуумной перегонки нефти (vacuum distillation unit – VDU), каталитического крекинг-флюида (FCC) и кокса?
• Максимален ли выход дизельного топлива из
газойля?
• Имеют ли гидроочистители дизельного топлива возможность обрабатывать дополнительный
объем?
• Восстанавливаемы ли потоки дизельного топлива в дизельном бассейне?
• Что является основным ограничением в дистиллятном бассейне?
Как показано, исследование вариантов для достижения максимального уровня дизельного топлива
являются комплексной задачей, в которой к тому же
возможно несколько вариантов. Можно выполнить
пробные пуски установки, но сложно отследить все
изменения на заводе, поскольку существует уверенность в том, что потребности производства и требования могут соответствовать только тогда, когда внесены
определенные изменения.
Еще одним подходом является устройство, моделирующее конкретную установку. Несмотря на то, что
такая модель в будущем даст информацию о том, как
будет реагировать отдельная установка, собирать данные обо всех воздействиях на установку сложно, что
делает этот вариант ненамного лучшим по сравнению
с пробными пусками установки, отслеживающими изменения на заводе.
Наиболее подходящими и эффективными вариантами являются линейное программирование и точные
нелинейные устройства, моделирующие установку. LP
может собирать данные обо всех воздействиях на установку. Однако желательно не собирать много данных о
техническом и эксплуатационном состоянии оборудования и воздействиях на катализатор, необходимо полностью понимать и оценивать возможности установки.
Классическое применение точного нелинейного
устройства, моделирующего установку, - достижение
максимума производства дизельного топлива.
В такое неспокойное время специалистам в области нефтепереработки необходима помощь группы по
увеличению прибыли для своевременной оценки краткосрочных и долгосрочных вариантов прибыльных
операций и регулируемой совместимости. Такая группа должна состоять из квалифицированного персонала по нефтеперерабатывающей специальности и внешних средств для того, чтобы проводить эффективную
оценку после определения эффективности системы и
установления исходных данных. В большинстве случаев ключевым компонентом оценки различных вариантов является эффективная платформа, такая как LP
и/или устройство, моделирующее технологическую
схему всего НПЗ. В конечном счете, все подобные усилия по увеличению прибыли должны быть изучены в
свете границ существования и предполагаемых регламентов, установленных государственными органами
касательно операций на НПЗ и нефтепродуктов.
Перевела И. Аммосова
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Calverley, S., «Refocusing on refinery profit», Driving Competitive
Advantage, Q2 2004.
2. Ohmes, R. and S. Sayles, «Analyzing and addressing the clean fuels
and expansion challenge», NPRA Annual Meeting, March 2007.
3. KBC Market Services, «World Long Term Oil & Energy Outlook»,
November 2008.
БИБЛИОГРАФИЯ
Bodewes, H., «The economics of residue processing—the Asia-Pacific
context», Hydrocarbon Asia, Jan/Feb 2006.
Haugseth, P. and G. Chukman, «Process profits with simulation»,
Hydrocarbon Engineering, February 2005, pp. 57–60.
Jacobs, J., R. Ohmes and S. Sayles, «Gasoline or diesel,” NPRA
Annual Meeting, March 2008, AM-08-59.
Lee, R., E. Leunenberger and R. Powell, «Optimizing the cat feed
hydrotreater/FCCU complex with detailed simulation tools», World
Refining, July/August 2001.
LiveSmart BC Webpage, «President Obama Addresses Governor’s
Global Climate Summit», http://www.livesmartbc.ca/government/
global_summit.
Polanco, D., «Monitoring and reducing a refinery’s carbon footprint»,
NPRA Annual Meeting, March 2008, AM-08-41.
Westphalen, D. and H. Shethna, «Refinery wide simulation»,
Hydrocarbon Engineering, March 2004.
Bill Fairleigh (Б. Фэрли) – старший консультант KBC Advanced
Technologies, Inc., Парсиппани, Нью-Джерси. Его основная ответственность заключалась в составлении схем технологического процесса и вводе в эксплуатацию клиентов НПЗ по всему миру. Перед
тем как присоединиться к КВС, он работал инженером по ремонту и
реконструкции в Koch Refining Co. в Корпус-Кристи штата Техас и
нефтезаводским инженером-технологом Shell Oil в Хьюстоне штата
Техас и Лос-Анджелесе штата Калифорния.
Joseph Jacobs (Дж. Якобс) – ведущий специалист-консультант KBC
Advanced Technologies, Inc., Хьюстон, Техас.
Robert Ohmes (Р. Омс) – начальник производства KBC Advanced
Technologies, Inc., Хьюстон, Техас.
Редакция журнала «Нефтегазовые технологии» приносит извинения переводчику Ирине Аммосовой за
неверное указание авторства перевода статьи «Повышение работоспособности оборудования благодаря
правильной замене прокладки», опубликованной в № 9, 2009, стр. 58.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
71
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОБОРУДОВАНИЕ
СИСТЕМЫ ФИЛЬТРАЦИИ
ДЛЯ ВЫЯВЛЕНИЯ И УСТРАНЕНИЯ
НЕИСПРАВНОСТЕЙ НА ЗАВОДЕ
ЧАСТЬ 1
A. Atash Jameh, A. Zamani Gharaghoosh, S. Bazargani, Sarkhoon & Qeshm Gas Treating Company, Бендер-Аббас, Иран
S. Mokhatab, Gas Engineering Consultant, Ванкувер, Британская Колумбия, Канада
S. Rahimi, Bid Boland II Gas Treatment Plant Project, Тегеран, Иран
Совместимость с сырьем завода среды картриджа для фильтра имеет решающее значение
Обычно сырье для стабилизации завода подается в
газовый резервуар, в котором имеется значительное количество диспергированной пластовой воды. Удаление
пластовой воды из сырья очень важно для заводов по
переработке газа. Одним из наиболее простых методов
для удаления воды из нестабилизированного конденсата является использование системы фильтрации, такой как коагулятор жидкость/жидкость. При выборе
подходящего картриджа для фильтра важно, чтобы его
среда была совместима с сырьем на заводе. Установка
системы фильтрации, которая включает в себя предварительный фильтр для коагулятора жидкость/жидкость, может улучшить сырье на стабилизационных
(газобензиновых) установках. Системы фильтрации,
которые были установлены на установке Sarkhoon по
производству газа, не только обеспечивают более стабильную работу, но также уменьшает коррозию в дебутанизационной колонне (дебутанизаторе) и улучшают
качество продуктов, таких как сжиженный природный
газ (liquefied natural gas – LNG) и природный газоконденсат (natural gas liquid – NGL). Нам удается ежегодно
сэкономить около 650 000 долл. и сокращать выбросы
на 3466 т СО2.
В этой части статьи мы уделяем особое внимание
оценке системы фильтрации и всем параметрам,
которые необходимо учесть при проектировании.
Необходимо провести пробные производственные
Отделитель
жидкости
S-701
Пластовая вода
Чистый конденсат
в деэтанизатор
Предварительный
фильтр F-701
Конденсат
из верхнего потока
Коагулятор
FS-701
Пластовая вода
Рис. 1. Схематическое отображение системы фильтрации
(отделитель жидкости, предварительный фильтр и коагулятор
жидкость/жидкость для фильтра)
72
испытания, чтобы точно проектировать для выбранных картриджей для фильтра системы и помогать
производителям в развитии показателей проектирования.
Область действия системы фильтрации затрагивает:
• удаление воды и растворенной соли из свежего
сырья. Любые изменения в температуре приводят к
мгновенному испарению воды и отложению солей в
теплообменнике, на распределительном клапане, тарелках дебутанизационной колонны и в пропаноотгонных колоннах;
• удаление твердых частиц и загрязняющих веществ (примесей) до 2 мкм (0,002 мм) из конденсата
для защиты от эрозии и коррозии на выходе, особенно в насосе и механических уплотнениях/сальниках.
ИСТОРИЯ ВОПРОСА
Стабилизационная
газобензиновая
установка
(Установка 700) Sarkhoon НПЗ была спроектирована
для стабилизации 1550 т/сут нестабилизированного
конденсата. Эта установка производит 11 940 брл/сут
СПГ и 1048 брл/сут СПГ при нормальных условиях. Для
продолжительного отделения и удаления воды, растворенной соли и твердых частиц величиной до 2 мкм из
сырья конденсата в стабилизационной колонне была
спроектирована система жидкостно-жидкостного коагулятора.
Комплект был установлен в 2005 г. Предварительная
фильтрация и системы коагулятора используют картридж для интенсивного потока и картридж соответственно (рис. 1).
После установки и ввода в эксплуатацию на основании визуального осмотра (рис. 2), результатов лаборатории завода и опыта эксплуатации, из сырья конденсата коагулятора и предварительного фильтра было
удалено большое количество воды. А на выходе из системы фильтрации образцы были совершенно чистыми
и блестящими.
Между концентрацией воды в СПГ до и после установки коагулятора существовала большая разница
вследствие высокоэффективной сепарации в отделении коагулятора (табл. 1).
№11 ноябрь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОБОРУДОВАНИЕ
Таблица 1. Накопленная вода в сферическом резервуаре при
работе системы фильтрацииа
Дата
Рис. 2. Образы из системы фильтрации на входе (слева) и
выходе (справа)
ОСНОВНАЯ ПРИЧИНА ОБСЛЕДОВАНИЯ
И РЕШЕНИЯ ВОПРОСА
Для выяснения причины блокировки картриджа
предварительного фильтра используемый картридж
фильтра отправили в научную лабораторию с целью
обследования распределения размера частиц и определения природы твердых частиц.
После проведения всевозможных лабораторных
анализов мы представили на рассмотрение комплексный отчет, содержащий детальную информацию
о размере частиц и их природе. Обследование под
микроскопом собранных загрязняющих веществ в
используемом картридже обнаружило, что загрязняющие вещества, в основном, состоят из черных
частиц со средним размером частиц 10–40 μм, однако, присутствовали и очень маленькие частицы,
менее 5 μм (рис. 3 и 4).
В лаборатории при помощи элементного анализа
на электронном сканирующем (растровом) микроскопе и энерго-дисперсионной спектрометрии также
была безошибочно подтверждена природа этих веществ. При помощи наблюдений с использованием
Рис. 3. Различные слои сторон впуска (слева) и выпуска
(справа) структуры уплотнения среды
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
Количество воды
в резервуарехранилище СПГ, л
Отметка
о фильтрации
02.03.2005
20
Фильтрация в процессе
12.03.2005
4
Фильтрация в процессе
12.04.2005
2
Фильтрация в процессе
19.04.2005
50
Фильтрация в процессе
08.06.2006
32
Фильтрация в процессе
06.04.2006
40
Фильтрация в процессе
14.08.2007
450
Фильтрация не в процессе
17.08.2007
350
Фильтрация не в процессе
19.08.2007
300
Фильтрация не в процессе
22.08.2007
250
Фильтрация не в процессе
оптического микроскопа стало ясно, что, в основном,
вещества состоят из металлических частиц песка и
каких-то неизвестных неметаллических частиц, похожих на соединения геля или полимера.
Были установлены 20-микронный предварительный
фильтр и картридж фазового разделения. Согласно результатам функционирования коагулятора, полученным во время производственных испытаний, считалось, что эти изменения не повлияют на сепарацию в
целом.
После того как через четыре дня работы новые картриджи предварительного фильтра засорились, что не
является допустимым для картриджей производителя
из-за увеличенного размера пор от 2 до 20 мкм.
После полученных с завода данных выяснилось,
что перевес каждого картриджа составляет примерно 1200 г. Это показывает, что фильтр был блокирован не из-за твердых частиц и размера загрязняющих
веществ.
Нагрузка – это не результат быстрого падения
давления при нормальной работе. При фильтрации
амина каждый картридж для интенсивного потока
может иметь до 12 кг разницы в весе между работой с
чистым и засоренным фильтром.
Мы считаем, на основе данных о весе, полученных
от завода, что после подтверждения количества примесей, которое удаляется предварительным фильтром,
содержание твердых частиц будет довольно низким.
Для определения причин, которые могут стать
основными проблемами, необходимо проверять следующие параметры, чтобы убедиться в расчетных
(конструктивных) параметрах системы:
Рис. 4. Агломерация, скопление черных/коричневых отложений
на выходном слое среды
73
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОБОРУДОВАНИЕ
Sarkhoon-резервуары
для высокосернистого
газа
Замедлитель
коррозии
Sarkhoon-резервуары
для газа,
не содержащего серы
Замедлитель
коррозии
Сепарация
на входе
(2-х фазовые
сепараторы)
(Установка 200)
Высокосернистый
газ
Установка очистки газа
от соединений серы и
кислых газов
(Установка 1000)
Замедлитель коррозии
Противовспенивающая
присадка
Газ,
не содержащий
серы
Стабилизационная
(газобензиновая)
установка
(Установка 700)
Конденсат
Регенерация
гликоля
(Установка 600)
Замедлитель
коррозии
Богатый
гликоль
Бедный
гликоль
Установка сушки газа
диэтиленгликолем
(Установка 400)
Осушенный газ для продажи
Рис. 5. Гелиевый слой между конденсатом углеводородов и
пластовой водой
Рис. 6. Инжектирование химреактивов на завод
1. Осмотр конструкции предварительного фильтра
относительно количества элементов, явного падения
давления, интенсивности износа материала и совместимости среды фильтра с промышленным потоком.
2. Проверка гидравлики механической конструкции
сосуда высокого давления в предварительном фильтре.
3. Проверка газоуловителя (ловушки для газа) и испарения конденсата в сосуде высокого давления предварительного фильтра на высокую изменяемость.
Научная лаборатория производителя картриджей
утвердила конструкцию предварительного фильтра,
количество элементов и совместимость сред картриджа и заводского сырья. В действительности явное падение давления меньше 25 миллибар (мб) при расчетной
(конструктивной) скорости потока.
Несмотря на то, что сложно поверить в полную совместимость картриджа для интенсивного потока со средой на нашем заводе.
Научная лаборатория также утвердила проектирование изделий и «внутреннее» проектирование предварительного фильтра, таких как трубная решетка и
механизм герметизации на основании разрешенных к
применению чертежей.
Что касается нарушения ловушки для газа, давление
паров конденсата по Рейду очень низкое, вследствие
чего в сосуде/резервуаре может наблюдаться впускное/выпускное отверстие сопла трубной решетки, пе-
репад давления в среде фильтра и испарение; и может
показаться, что ловушка для газа находится внутри сосуда/резервуара. Мы проверили ловушки для пузырьков газа, которые могли создавать искусственное закупоривание среды фильтра, обеспечив вентилирование
сосуда/резервуара предварительного фильтра. Эта
причина еще не была полностью рассмотрена производителем картриджа.
На основании всех предыдущих анализов среды
фильтра, жидкости конденсата пара и испытания на
месте установки корпуса предварительного фильтра
мы сделали вывод о том, что в потоке конденсата находятся неизвестные компоненты, которые образуются
из потока на входе. В лаборатории завода мы провели
визуальную проверку неизвестных компонентов.
Образец, взятый из отделителя жидкости, был серого цвета и содержал твердые черные частицы.
После короткого осаждения образец отделили на
3 фракции. Верхняя фракция была похожа на конденсатное масло, нижняя фракция содержала пластовую
воду, а срединная фракция была молочно-серой.
Вероятно, эти гелеобразные компоненты состоят из
углеводородных соединений с частично нерастворимыми веществами, являющимися замедлителями коррозии.
Гель оказывает блокирующее действие на среду
фильтра, поэтому в резервуары для процесса обработки, технического обслуживания и текущего ремонта
вверх по потоку инжектируют различные химические вещества. Когда
образец трясут, мы ясно замечаем
гелеобразный компонент вискозы
на стенках колб. Представляется, что
основным химическим веществом,
которое, вероятно, присутствует в
конденсате, является органический
нефтерастворимый замедлитель коррозии, который инжектируют в резервуары для газа. Однако согласно
имеющимся чертежам поток конденсата из двухфазного сепаратора
Рис. 7. Образцы из отделителя жидкости S-701 (слева). Гель, изготовленный в
лаборатории, в дозировках 0 млн-1, 50 млн-1, 100 млн-1, 200 млн-1 и 500 млн-1 (слева смешивается с потоком углеводородов, собранным из восстановленнонаправо)
74
№11 ноябрь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОБОРУДОВАНИЕ
го природного газоконденсата природного газоконденсата (NGL) и из верхнего потока установки осушки газа
гликолем от стабилизационной установки (рис. 6).
Существует два основных источника образования
геля:
• на НПЗ при предварительной сепарации, демеркаптанизации, дегидратация и восстановлении природного газоконденсата;
• при переработке верхнего потока, куда инжектируют замедлитель коррозии, путем исследования компании при производстве резервуаров для газа.
Относительно первого пункта, основной сосуд/резервуар, вероятно, может быть выбран в качестве результата источника геля. Образцы, взятые из оборудования (рис. 7), подтвердили, что работа производственного предприятия не может быть основной причиной
образования геля. Эти образцы показывают, что количество геля, которое может быть собрано на выходе из
сепараторов, больше, чем было взято из сепараторов
установки осушки газа. Поэтому можно усовершенствовать гипотезу о том, что основной причиной образования геля могут быть резервуары верхнего потока.
Результатом обнаружения первопричины проблемы
являются все показатели, сосредоточенные на производстве из входных резервуаров и все химические вещества, которые были инжектированы в резервуары
для защиты от коррозии.
Относительно второго пункта, образование геля и
его подача на заводы по производству газа должны контролироваться и сокращаться с помощью исследования
компании после технического обсуждения с производителем замедлителя коррозии о совместимости замедлителя коррозии с углеводородным конденсатом. Мы
приняли решение заменить одно химическое вещество
другим. Все операционные параметры, необходимые
для оценки воздействия нового химического вещества на картриджи, были под контролем. Мы проверили
воздействие на это химическое вещество путем отбора
проб из отделителя жидкости S-701, и качество конденсата на выходе коагулятора FS-701 было приемлемым. В
качестве результата были приняты следующие конечные решения:
• удалять гель, производимый в верхнем потоке
фильтрования стабилизационной установки;
• оптимизировать производство газа и контролировать качество, интенсивность и дозировку химических
веществ.
Предварительный фильтр F-701 удалял все примеси и
твердые вещества из углеводородов, поэтому объяснимо
то, что поставщики уделяют ему особого внимание.
Разработчиком фильтров было предложено удалять
гель с помощью установки нового фильтра, но после
проведения пробных испытаний стало ясно, что это не
является эффективным решением. Тогда мы сделали
вывод о том, что нужно разработать другой метод.
Что касается второго мнения, мы изменили замедлитель коррозии и стали контролировать инжектирование. Через некоторое время выяснилось, что замена
химического вещества улучшила работу системы фильтрации, но появились другие проблемы, которые будут
обсуждаться далее.
Перевела И. Аммосова
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Hawn, R. R., Ellington, E. E., et al, «International Gas Processing
Prospects Look Bright to 2000», Oil & Gas Journal, July 20, 1992.
2. Pauley, C. R., Langston, D. G. and Betts, F. C., «Solving Foaming
and Amine Loss Problems Treating Plant», presented at the AICHE
Summer National Meeting, San Diego, California, August 1990.
3. Murphy, W. L., «Practical In-Service Simulation Tests for Rating
of High Aerosol Coalescing Performance», PEDD-FSR-101a, Pall
Corporation Equipment Development, November 1984.
Abolfazi Atash Jameh (А.А. Джамех) – руководитель технологического проектирования отдела
проектирования и технического обслуживания на
Sarkhoon & Qeshm Gas Treating Company в Иране.
В 1999 г. он присоединился к National Iranian Gas
Company (NIGC) и в настоящее время имеет 10-летний опыт работы в области проектирования, моделирования, оптимизации, выявления и устранения неисправностей
на установках переработки газа. В 1995 г. м-р Аташ Джамех получил
степень бакалавра в области химической технологии от Petroleum
University of Technology, а в 1998 г. – степень магистра в области химической технологии от Sharif University of Technology. Он является
автором и соавтором более семи докладов для национальных и международных конференций.
Ahmad Zamani Gharaghoosh (А.З. Гарагуш) –
руководитель отдела технического осмотра на
Sarkhoon & Qeshm Gas Treating Company (SQGC)
в Иране. Он присоединился к National Iranian Gas
Company (NIGC) в 1997 г. М-р Замани Гарагуш
имеет более 11 лет опыта работы в области процессов установок по переработке газа, осмотра
статичного оборудования, осмотра с учетом рисков. М-р Гарагуш
также является специалистом по коррозии на установке по переработке газа.
Saifollah Bazargani (C. Базаргани) – руководитель
технического обслуживания и проектирования на
Sarkhoon & Qeshm Gas Treating Company в Иране.
Он присоединился к National Iranian Gas Company
(NIGC) в 1996 г. У м-ра Базаргани всесторонний
опыт технологического проектирования в процессах сепарации и удалении кислотного газа. М-р
Базаргани также в течение семи лет работал на National Iranian
Petrochemical Company на заводе по производству олефинов. В
1983 г. он получил степень бакалавра в области химической технологии от Amir Kabir (Polytechnic Tehran) University of Technology.
Saeid Mokhatab (С. Мохатаб) – консультант
XGAS Ltd, Канада. Его основные интересы касаются технологии газа, с акцентом на транспортировке и переработке природного газа, сжиженного природного газа (СПГ) (liquefied natural gas
– LNG) и сжатого природного газа (compressed
natural gas – CNG). Он участвовал в нескольких
международных проектах по технологии газа и опубликовал более
180-ти технических статей в газетах и журналах, а также в справочнике Elsevier’ Handbook of Natural Gas Transmission & Processing,
который был хорошо принят промышленностью и академией.
С. Мохатаб – главный редактор-консультант журнала Journal
of Natural Gas Science & Engineering, а также член редакционной
коллегии большинства профессиональных технических журналов
по нефти и газу. М-р Мохатаб входит в состав различных технических комитетов, таких как Общество инженеров-нефтяников
(Society of Petroleum Engineers – SPE) и Американское общество
инженеров-механиков (American Society of Mechanical Engineers –
ASME). В течение 2003-2005 гг. он работал в Комиссии Лондонской
секции Общества инженеров-нефтяников (SPE) года и в 2006 г. был
отмечен наградой этого Общества – Editorial Review Committee’
Technical Editor Award.
Samad Rahimi (С. Рахими) – руководитель проектирования и конструирования базовых проектов в
Bid Boland II Gas Treatment Plant Project в Тегеране,
Иране. До этого он был руководителем технического обслуживания и проектирования на Sarkhoon &
Qeshm Gas Treating Company в Иране. Область его
деятельности включают переработку газа, сепарацию СПГ и распознавание рисков. М-р Рахими присоединился к
National Iranian Gas Company (NIGC) в 1989 г. и занимал различные
должности по инженерному проектированию, включая главного инженера NIGC. Он получил степень бакалавра в области химической
технологии от Petroleum University of Technology.
75
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: СПГ
НОВЫЙ МЕТОД
ПОЛУЧЕНИЯ ПРИБЫЛИ ОТ СПГ
C. Caswell, C. Durr, KBR, Хьюстон, Техас
E. Rost, М. Kilcran, KBR, Летерхед, Великобритания
Совокупность технических знаний и опыта в области береговых и морских сооружений СПГ способствует
снижению риска и капитальных затрат на внедрение новых мощностей
В эру постоянного динамичного технического
прогресса сектор производства сжиженного природного газа (СПГ) находится на начальном этапе
разработки технологий сжижения газа в морских
условиях на плавучих системах по производству
сжиженного природного газа (floating liquid natural
gas system – FLNG). Данные разработки базируются на опыте транспортировки, производства, хранения и отгрузки (FPSO) и проектов береговых комплексов СПГ.
FLNG – ЭТО НЕ НОВАЯ ИДЕЯ
Это – идея, время которой пришло. Успешное
использование FLNG требует применения опыта наряду с установлением тождества с FPSO, что делает
FLNG уникальным. После того как технические риски и риски выполнения правильно определены во
время качественного предварительного проектирования, у FLNG есть перспективы стать коммерчески
и технически успешным проектом.
РИСКИ FLNG
Существует много мнений о том, почему не осуществляется промышленное внедрение FLNG. Эти
мнения обычно содержат осознание рисков, которые являются достаточно большими, чтобы оставить
проект на стадии апробации. К рискам относятся.
• Технический риск. Проект FLNG может быть
невыполнимым (риск провала нового проекта).
• Коммерческий риск. FLNG не обеспечивает
адекватную норму прибыли.
• Риск выполнения. Проект FLNG слишком сложен для сборки на существующем рынке.
Каждый из перечисленных рисков вызывает
беспокойство; технические, коммерческие и риски выполнения проекта характерны почти для всех
масштабных программ. Ключом к успешному выполнению проекта является сокращение рисков, что
достигается надлежащим проектным планом выполнения. Детальный план предупреждает риски с помощью применения соответствующего накопленного опыта к новым понятиям и ситуациям.
Пресс-релизы FLNG часто ссылаются на знакомый технологический процесс сжижения газа в
этих проектах. Технологии сжижения газа это технически исследованные категории, что позволяет
создать естественные разделения между понятиями
и компаниями разработчиками/компаниями-операторами. Например, технологии сжижения газа
76
могут подразделять понятия по производственной
мощности предприятия, источникам хладагентов,
и выбору оборудования. Однако, развитие нового
производства, такого как FLNG требует сосредоточиться на менее знакомых аспектах проекта, чтобы
свести к минимуму риски.
Это накопленный опыт работы с FPSO, на который можно будет опираться при введении в действие первых FLNG-проектов. Однако, как только
первый FLNG буксируется к пункту назначения,
проект становится заводом СПГ.
ИСТОРИЯ БЕРЕГОВЫХ КОМПЛЕКСОВ СПГ
С 2005 г. значительно повысилась стоимость проектов разведки и добычи нефти и газа. С 2000 по 2008 гг.
капиталовложения в стоимость проектов разведки и
добычи увеличились почти на 100 %. Факторы, влияющие на капиталовложения, включают:
• инфляцию цен на сырье;
• сложное проектирование в местах, вызывающих осложнения при бурении;
• совпадающие промышленные проекты;
• конечный подрядчик и возможности поставщика.
В прошлом мощности СПГ представляли собой
небольшие газовые заводы, расположенные в благоприятных местах, на прибрежной полосе с условиями для отгрузки. За последние 20 лет все труднее
найти крупные месторождения газа, а потенциальные места для строительства заводов СПГ найти
еще сложнее (например, проекты – Сахалин (РФ),
Сноувит (Норвегия), Тангу(Индонезия), Горгон
(Австралия), и т. д. Кроме того, возникли новые проблемы в развитии берегового комплекса СПГ:
• сложная морская инфраструктура (причал, сооружение для разгрузки материалов и т. д.);
• большее расстояние от скважины до берега;
• нестандартное состояние грунта;
• арктическая и засушливая окружающая среда;
• высокое содержание кислых газов/секвестрирование CO2;
• запасы тяжелого углерода.
В результате береговые проекты СПГ преобразованы из центральных заводов по сжижению газа в
комплексные проекты с центральной инфраструктурой и точной производительностью по сжижению
газов. В некоторых случаях, предполагаемая стоимость технологической линии СПГ составляет 30 %
или меньше, чем полная проектная стоимость.
№11 ноябрь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: СПГ
Ранее используемый сравнительный показатель
в долларах за тонну (долл/т) годового объема производства теперь не имеет смысла. Сравнение одного
проекта СПГ с другим является трудным без использования общего компонента, который включает в
себя результат затрат на инфраструктуру как функциональный показатель общей производительности
завода. Одна из целей FLNG состоит в том, чтобы
минимизировать затраты на инфраструктуру до необходимого уровня для надежной эксплуатации завода в морской среде. Как минимум ясно, что FLNG
сочетают очистку газа, сжижение, хранение и погрузку в одной части инфраструктуры.
Прежняя стратегия развития проектов береговых комплексов СПГ строилась на конкурентной
основе с двумя или более подрядными компаниями.
Конкуренция – это другой подход для поощрения
использования нововведений, гарантирующий многочисленные конкурсные заявки EPC и сокращение капитальных вложений (CAPEX) или амортизационных издержек для традиционных отраслей
промышленности, таких как береговой комплекс
СПГ. Успешная расчетная конкуренция основана
на полном определении проектных требований и
принципов наряду с приемлемым сводом правил, по
которым строится конкуренция. С другой стороны,
соревнование ограничивает некоторую гибкость в
изменении объемов работ или в существенных технических изменениях. Результат: Конкуренция не
пригодна для развития отраслей промышленности
или для начала такого вида проектов.
СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ FLNG
Понимание современного состояния FLNG изменяется в зависимости от источника информации.
Многие компании и консорциумы конкурируют за
первое место (или даже второе), чтобы извлечь прибыль из проектов FLNG, ограничение общей информации приводит к искаженному восприятию разработок опубликованных проектов и схем. Тем не
менее, многие отдельные юридические лица предлагают технические и коммерческие решения вопроса
FLNG.
Нет сомнения, что любая крупномасштабная
международная нефтегазовая компания рассмотрела FLNG как потенциальную альтернативу традиционному береговому сжижению. Первый шаг
в определении стоимости FLNG – это проведение
концептуального исследования, которое позволит
рассмотреть различные концепции и сравнить произведенный расчет капитальных затрат. В то время
как эти исследования являются техническими по
своему характеру, основным показателем результативности является произведенный расчет капитальных затрат.
Часто, концептуальные исследования FLNG основаны на знании технического ноу-хау берегового
комплекса СПГ в комбинации с различными уровнями детализации данных о корпусе и производственных вопросах. Так как оценочная точность – это
элемент инженерно-технической работы (уверенность в количественных параметрах, часы работы,
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
субподрядные договоры и графики), то совместно
установленная стоимость проекта FLNG может значительно изменяться. Кроме того, сравнение оценок производственных затрат FLNG с использованием береговых показателей СПГ ежегодно применимо только в случае, если сравниваемый береговой
объект и его оценка по техническим параметрам в
точности соответствует этому производственному
объекту.
Среди большого количества участвующих сторон
в FLNG-проектах существуют определенные группы, которые следуют аналогичными путями развития. Некоторые из этих групп включают:
• крупномасштабные поставщики (высокопроизводительные FLNG);
• основанные на союзе решения;
• заказные (изготовленные по техническим условиям заказчика) решения;
• узкоспециализированные решения.
Крупномасштабные поставщики следуют путем
адаптации современных береговых комплексов СПГ
к морской среде. Этот подход использует концепт
максимального объема сжижения, используя экономию за счет расширения производства, посредством
разумного использования методов береговых СПГ,
и подвергая сомнению текущие размеры FPSO и вес
верхнего сооружения. Большой объем, обеспечит
самые высокие ежегодные доходы, связанные с необходимостью строительства крупных систем FPSO.
Недавнее исследование указывает, что 5 млн т ежегодно единиц FLNG потребуют корпус платформы
большего размера, чем любой FPSO, который был
построен.
Основанные на союзе решения основываются на
решениях консорциумов компаний для обеспечения полного FLNG решения. Например, владелец/
оператор FPSO может влиять на поставщика технологии сжижения и/или судостроителя или производителя модуля. Сеть технических возможностей
консорциума высока, несмотря на то, что консорциум не вправе принимать решение о полной промышленной эксплуатации СПГ FPSO. Следовательно,
альянс управляется более сильным общественным
мнением.
Разработчики объектов, изготавливаемых по
техническим условиям заказчика, имеют самую
большую степень свободы в применении технологии
и опыта к FLNG. Разработчик, который имеет большой опыт береговых и шельфовых комплексов СПГ,
имеет большую свободу действий. С другой стороны, техническая свобода приводит к ряду спорных
решений, с которыми можно столкнуться во время
оценки затрат и выбора этапа работы. Изготовление
объектов по техническим условиям заказчика могло
быть оптимальным путем, если разработчик обладает техническим ноу-хау, финансами и настойчивостью, чтобы закончить поиски. Нет короткого пути к
заказным решениям. Поэтому, разработчик сталкивается с серьезной проблемой: найти правильную
концепцию и стратегию выполнения, перед тем как
полностью взять на себя обязательство по строительству FLNG.
77
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: СПГ
Рис. 1. The Belanak LPG FPSO—A precursor to FLNG
Узкоспециализированные решения касаются
уникальных методов, позволяющих попасть на рынок FLNG. Эта область покрывает широкий спектр
решений, включая меньшие мощности СПГ, традиционные палубные СПГ решения, нетрадиционные
проекты корпуса и форм, и уникальные технологии
сжижения.
Много участников в проектах FLNG оказываются перед проблемой того, как продвинуть их проект.
Судя по всему сказанному, очень мало потенциальных возможностей развилось до этапа произведения расчета и уверенности в необходимости проекта, чтобы можно было полностью санкционировать
проект. Риски выполнения многомиллиардного промышленного проекта заключаются в технических и
промышленных деталях.
Много концепций FLNG не принимают во внимание эти детали, следуя разговорному выражению:
«Вы не знаете то, что Вы не знаете». Еще не было
проекта FLNG, предварительное проектирование
которого основывалось только на полностью исследуемом доказанном понятии, и, таким образом, есть
сильная потребность сделать качественное предварительное проектирование, чтобы уменьшить технический риск и повысить экономическую надежность. В результате, всем разработчикам следует
планировать разработку конструкций и качественное предварительное проектирование, опираясь на
опыт установок FPSO и СПГ-проекты.
FPSO-ПРОШЛОЕ И НАСТОЯЩЕЕ
Обстоятельства, которые привели к проектированию первых нефтегазовых установок FPSO в 1970-х
годов, сходны с современным стечением обстоятельств, с которыми столкнулась промышленность
СПГ. Новые запасы углеводородов (неочищенная
сырая нефть и природный газ), которые были когда-то найдены на суше, и которые очень сложно
найти в удобном местоположении. Для увеличения
существующего производства нефти и пополнения
объемов запасов, компании должны ориентироваться сначала на морскую добычу в мелких водных местоположениях с помощью морской платформы, а
затем на добычу в глубоководных месторождениях.
Поскольку запасы углеводородов, представляющие
78
интерес, найдены далеко в море, была развита концепция FPSO, чтобы превратить в деньги эти запасы
посредством транспортировки неочищенной сырой
нефти к берегу челночными танкерами. Во многих
случаях, была использована некоторая обработка
верхних строений платформы. Эти первые установки FPSO были идеальны для размещения в таких
регионах как Северное море, Бразилия и Западная
Африка. Был также местный спрос на продукты сырой нефти или экономическая выгода для экспорта.
Начало производства FPSO и путь развития FLNG
в настоящее время очень похожи. Поскольку запасы
природного газа (включая запасы растворенного в
нефти газа), найдены на значительном расстоянии
от берега, традиционная береговая переработка газа
становится все более и более трудоемкая и дорогостоящая. Практика эксплуатации большого флота
танкеров СПГ, с применением исторического опыта
по установкам FPSO подходит и для FLNG.
Первые проекты FPSO были уникальные, т.к.
традиционная добыча газа и нефти объединялась
с опытом, приобретенным от разработки мелководных отложений морских буровых оснований.
Продвижение в более глубоководные участки было
историческим шагом, что привело к изменению в
промышленности углеводородов. Разработка глубоководных участков, как новый бизнес, имела мало
установленных правил и нуждалась в техническом
опыте, лидерстве выполнения и энтузиазме. Эти мегапроекты имеют общую «первоначальную» сущность, характеризующуюся уменьшением технического риска благодаря высококачественному исполнению и системе управления рисками.
Поскольку сектор FPSO сформировался, следовательно, появились возможности корректировать
размеры судна и емкость. Один из самых больших
в мире установок FPSO – проект «Кизомба А»
(управляемый корпорацией Exxon Mobil), расположенный на глубине 1200 м. воды и в 150 милях
(1 миля = 1,609 км) от берега Анголы. Судно имеет
вместимость, эквивалентную 350 000 м3 жидкости.
Размеры корпуса составляют 285 м длины, 63 м ширины и 32 м высоты.
Строительство современного FPSO и связанных с
ним технологий – это результат новаторских идей,
преодолевающих большие технические проблемы.
Для превращения в деньги морских нефтегазовых
запасов на большой глубине на начальном этапе
были необходимы усилия, которые к тому же часто
подчинены морским условиям, требующим значительного напряжения сил. Потребность в увеличении глобальных запасов природного газа наряду с
потребностями в LNG вполне понятна.
РАЗВИТИЕ БЕРЕГОВОГО КОМПЛЕКСА СПГ К FLNG
Единственный рациональный путь к FLNG требует применения известных береговых понятий
к новой морской среде. Этот процесс изменений
происходит даже без потока СПГ в производстве
FPSO. Фактически, реальный путь к FLNG уже начался 30 лет назад. FLNG развивается по хорошо известному пути.
№11 ноябрь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: СПГ
Береговой СПГ
Модульный СПГ
Менее сложный проект
Морской СПГ
Более сложный проект
Базовые береговые проекты СПГ, все еще весьма рентабельные, имеют историю, берущую начало от проекта Кэмел в Алжире в 1964 г. Береговые
объекты СПГ, основанные на определенном уровне
инфраструктуры, по-прежнему рентабельны сегодня. Однако, в областях, где рабочая сила или затраты
инфраструктуры высоки, в некоторых разработках
были применены технические конструкции, разделенные на модули.
Модульные конструкции широко применялись
в 1970-х годах. Модульное строительство часто использовалось для областей со сложными погодными условиями, например, таких как месторождения
нефти и газа вдоль района Аляски Норд Слоуп. Эта
стратегия имела практическое значение для проектов СПГ, таких как Сноувит в Норвегии. В более
умеренных климатах, например, на объекте СПГ,
Северо-западный шельф, модульные конструкции
позволили изготовить заводским способом Трейн
V, чтобы пользоваться преимуществом модульной
конструкции для повышения производительности и
эффективности.
Результат: Модульная конструкция предложена
для будущих проектов СПГ таких как Горгон СПГ,
Инпекс СПГ и многих других проектов. Такие модули будут базироваться на основных положениях
проектирования и профессиональном опыте, приобретенном от шельфовых проектов в открытом море,
включая установки FPSO.
Дальнейшее распространение берегового модульного СПГ оборудования планируется для шель-
фовых операции. Проекты СПГ часто ассоциируют
с крупномасштабными мощностями, системой трубопроводов и оборудованием, которое обеспечивает
выполнение сложных задач по более упрощенным
технологиям.
Кроме того, морские модули должны быть предназначены как для эксплуатационной нагрузки,
так и для транспортировки, во время функционирования в нестационарных условиях размещения.
Нефтегазовые проекты последних лет в различных
регионах помогли развить потенциал для FLNG.
НАСКОЛЬКО FLNG ОТЛИЧАЕТСЯ
ОТ ТРАДИЦИОННЫХ УСТАНОВОК FPSO
Несмотря на то, что есть много характерных черт
в развитии обоих проектов FPSO и FLNG, есть несколько различий, которые делают FLNG уникальным. Эти различия, прежде всего, представлены в
областях общего размера/масштаба и технологии
процесса. Успешное развитие FLNG проектов базируется на определении рисков, связанных с этими
различиями, что позволяет успешно завершить проект. Самое значительное различие в развитии FLNG
это размеры судна, необходимые для того, чтобы
оказывать влияние на рынок СПГ. Для поставщиков
FLNG, ранее упомянутых, объем СПГ колеблется в
диапазоне от 1 млн до 8 млн т/год. Мировая торговля
СПГ в 2008 г. составила примерно 174 млн т/год.
В более низком пределе этого диапазона продажа
СПГ приблизительно составила 0,5 % от мирового
объема. Таким образом, этот объем мог быть продан
или на долгосрочной основе или на спекулятивной
основе, чтобы заполнить небольшие ценовые разрывы в международных объемах торговли. В пересчете на размеры корпуса платформы, размер судна сопоставим со средними размерами танкера для
Таблица 1. Размеры транспортных судов перевозящих LNG
Типичные размеры транспортных судов перевозящих LNG
Объем хранилища, м3
Длинна, м
Ширина, м
Высота, м
165 000
175 000
215 000
265 000
286
286
302
332
44
45,6
50
53,8
26,2
26,6
27
27
Таблица 2. Размеры корпусов действующих FPSO
Особенности размеров типовых FPSO
Название судна
Вес верхних строений/т
Длина, м
Ширина, м
Terra Nova
White Rose
Girassol
Greater Plutonio
Belanak
Bonga
Agbami
Dalia
Akpo
Kizomba A
Kizomba B
10 000
13 500
20 000
23 000
24 000
34 000
35 000
37 000
40 000
Нет данных
Нет данных
291
258
300
310
285
295
320
300
310
285
285
45,5
46
59,6
58
58
58
58,4
60
61
63
63
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
79
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: СПГ
перевозки сжиженных природных газов. В табл. 1
представлен типовой список размеров судов для перевозки сжиженных природных газов.
С более высокой мощностью FLNG проект был
бы выполнен с постепенно возрастающими энергозатратами из-за использования долгосрочных контрактов СПГ. Однако с увеличением производительности по сжижению, длина специально построенных барж могла бы избыточно увеличиться на 500
м. Большая длина требуется для верхнего строения
платформы и для необходимого объема хранилища
жидкого газа, что базируется на судоходной логистике. В некоторой степени, размер большого FPSO
подобен по своим масштабам FLNG небольшого объема. Соответственно, большой объем FLNG сдвинет текущие границы размера и масштаба FPSO.
Типовой список размеров корпуса FPSO предоставлен в табл. 2.
Глядя на эти данные, можно увидеть производственные и коммерческие границы, которые ограничивают измерения этих корпусов. Например, ширина FPSO ограничена объемом сухого дока самой
большой судоверфи. Ширина этих сухих доков не
может «увеличиваться в объеме» для одного определенного проекта. По табл. 2 максимальная ширина для FLNG, позволяющая производить работы (по
ремонту) составляет 63 м.; однако, было несколько
танкеров-нефтевозов, поставленных с размером
380 х 68 м. Эти размеры находятся в допустимых
пределах для танкеров LNG большого объема поставленных в 2008 г. (см. табл. 1).
В дополнение к ширине судна длина судна может
ограничиваться судоверфью. Сравнивая табл. 1 и 2,
текущий верхний диапазон длины судна составляет
330 м., при этом минимальный размер судоверфи
составляет 380 м. Эти максимальные размеры учитывают эффективность производства многофункциональных танкеров и/или установок FPSO в пределах данной судоверфи. Увеличение длины FLNG,
базирующейся на дополнительной емкости LNG,
сложности модуля, размещение якорной системы,
размещение на безопасном расстоянии или дополнительных хранилищ жидкостей создаст проблемы в строительстве судоверфей, адаптированных,
чтобы строить нефтегазовые FPSO, танкеры СПГ,
танкеры для неочищенной нефти, контейнеровозы,
балкерные суда и военные корабли. Однако, если
рынок для судов транспортировки дорогостоящих
грузов станет менее привлекательным, чем потенциальное будущее для FLNG, то появится возможность
продолжать строить плавающие суда.
Другое различие между FLNG и FPSO в величине
верхних строений платформы участвующих в процессе производства дорогостоящего груза. Для FPSO
груз – сырая нефть а, для FLNG, это сжиженный
природный газ для спекуляции. Величина участвующих в процессе верхних строений платформы, необходимых для производства сжиженного природного
газа значительно больше, чем для установок FPSO.
Цель традиционного FPSO состоит в том, чтобы
добыть определенный объем стабилизированной
сырой нефти и обеспечить ее хранение, чтобы затем обеспечить заполнение заранее установленного
количества танкеров. Сырая нефть – дорогостоящий товар, который требует дальнейшей обработки
на суше. В результате включено минимальное количество морской обработки, чтобы гарантировать
соответствующий конечный продукт. Эта обработка включает обработку нефти (разделение (нефти и
газа), обезвоживание, опреснение (обессоливание)
и стабилизация) плюс обработка отделенной воды
и попутных газов, которые характерны для резервуара. Вода и природный газ часто повторно закачиваются, чтобы увеличить количество извлекаемой
нефти, в то время как любой транспортируемый
природный газ обрабатывается до его температуры
конденсации воды и иногда до сероводорода (H2S).
Цель FLNG состоит в том, чтобы экспортировать для продажи ценный продукт, который имеет более полные технические характеристики и не
Таблица 3. Параметры предварительного проектирования для береговых СПГ-проектов
Тип проекта
Небольшой LNG
Средний LNG
Крупномасштабный LNG
80
ПП work hours
Низкие–средние
Средние
Высокие
ПП график, месяцы
6–12
9–14
12–18
Особенности проекта
Проверенная технология и
скромные или ограниченные
мощности, индустриальное
местоположение, свободный
доступ к сырьевому газу, рабочая сила и материал
Отработанная технология и
диапазон производительности, сложные условия подачи
газа, знакомая логистика,
средняя инфраструктура
Перспективная технология, усиленная мощность LNG, сложные
условия подачи газа, тяжелая
инфраструктура, экологические
проблемы, многочисленные
партнеры по контракту
№11 ноябрь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: СПГ
требует никакой дальнейшей обработки на суше.
Фактическое сжижение природного газа требует
высокоочищенного сырья для промышленности по
сравнению с требуемым для добычи нефти или даже
очистки нефти. Природный газ, подходящий для сжижения, должен быть обработан CO2 (<50 мг/м3), водой (<1 мг/м3), H2S (<4 мг/м3) и в нем должны быть
удалены все компоненты C5 + (<0,1 %), которые могут заморозиться во время охлаждения.
Кроме производства сжиженного природного
газа, нужно также хранить сжиженный углеводородный газ и конденсат, которые являются естественными конечными продуктами сжижения. В то
время как большинство обсуждений FLNG вращается вокруг технологического процесса сжижения,
объединение в одно целое установок для нефтепереработки для всего решения FLNG не должно быть
проигнорировано. В грубом упрощении FLNG подобен FPSO с «нефтеперерабатывающим заводом»,
плюс верхнее строение платформы, участвующее
в обработке. Опыт, полученный из строительства
конструкций наземного оборудования, модуля и
интерфейсов корпуса, а также проектных рисков
выполнения, будет применим для FLNG, но этого
недостаточно, чтобы ответить на все возможные
вопросы.
На апрель 2008 г. в действии находились 121 FPSO
и 53 судна были заказаны. Из этих судов, 70 были новыми; у 104 судов были переоборудованы корпуса.
Так как цель FPSO нефтегазодобыча, корпуса могут
быть переоборудованы из существующих нефтяных
танкеров. Из-за требований к верхним строениям
платформы СПГ и для развития безопасной и на-
дежной промышленности ожидается, что все первые суда FLNG будут новые.
ЧТО ТАКОЕ КАЧЕСТВЕННОЕ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЕ
ПРОЕКТИРОВАНИЕ FLNG?
Так как полноразмерного FLNG все еще не существует, какое должно быть предварительное проектирование FLNG, чтобы снизить затраты и сократить риски? Сколько потребуется часов работы и
какова их продолжительность? Ответы на эти вопросы можно найти в опыте прошлых лет; но по какому пути следовать: 40 лет береговых СПГ или 30 лет
установок FPSO в действии?
За последние 40 лет сильно выросло количество введенных в эксплуатацию береговых СПГ.
Существенный рост в производстве СПГ с 1990-х годов привел к техническим и коммерческим новшествам, что позволило увеличить производительность
технологической линии СПГ в некоторых сложных
месторождениях мира. Показатели предварительного проектирования хорошо известны среди компаний, вовлеченных в расчет проектов СПГ. Табл. 3
обобщает диапазон этих показателей. В основе качественного проектирования FLNG лежит совокупность успехов и опыта эксплуатации этих предприятий. FLNG – это новый и находящийся на стадии
становления бизнес. Центр доминирования не должен чрезмерно смещаться в сторону одной из технологий. Строительство некоторых перспективных
FLNG ведется опытными судоходными компаниями,
но в большей степени производителями СПГ, нацеленными на труднодоступные запасы и традиционные рынки. Часто FLNG воспринимается как про-
Таблица 4. Элементы качественного предварительного проектирования FLNG
Тип проекта
ПП work hours
Примеры действий в предварительном проектировании FPSO
Предварительное проектирование FLNG
Основные размеры корпуса frozen
Хранение / корпус для транспортировки
Определение движения и ускорения
Идентификация туреля якорной системы и интерфейсов
Верхние строения PFD и основная схема расположения труб и
приборов frozen
Основное оборудование frozen
Вес верхних строений и площадь frozen
Основная граница раздела фаз
Строительная методология
Проект для сложных погодных условий (например, циклон)
Больше систем, чтобы развить (AGRU, DEHY, NGL)
Выбор опытного образца
Больше оборудования и интерфейсов
Смягчение последствий для дополнительных модулей
Корпус, оборудование и логистика поставщика (ов) модуля
Философия производства электроэнергии
Философия экономии для блока extended power
Методология системы управления
Адаптивный ? для поставщиков/изготовителей
Процесс нагревания и система охлаждения
Поставка и обслуживание большой системы морской воды
Предварительная безопасность и анализ риска
Новые риски связанные с FLNG
Местоположение оборудования для обеспечения безопасности
Новые риски связанные с FLNG
Запасные выходы
Новые риски связанные с FLNG
Механическая обработка
Философия экономии оборудования LNG
Погрузка жидкости
Система погрузки жидкости
Ввод в действие плана
Обрабатывающий центр плана-заказа
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Приспособление к морским условиям для AGRU и оборудования LNG
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
81
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: СПГ
должение любого ноу-хау СПГ, либо FPSO с менее
интенсивным отношением «к другой стороне».
Объективно, цель предварительного проектирования FLNG изучить и определить проект, чтобы
получить техническую оценку перед окончательным решением об инвестициях. Основываясь на
трудностях, стоящих перед будущими береговыми
комплексами СПГ и FPSO проектами, знаем ли мы
ответы на все вопросы, касающиеся функционирования технологических и многопроводных линий
СПГ в морских условиях?
Глядя на табл. 4, сразу же возникает вопрос о
возможности технической реализации конструкции, пригодности к эксплуатации, размере и масштабе плавучего завода по производству сжиженного природного газа. Все задачи работы шельфовых комплексов достаточно сложные. FLNG рассматривает схему размещения на уровне мировых
стандартов, переработку газа, силовую установку
и оборудование для охлаждения, которые должны
работать с высокой степенью надежности и безопасности. Путь к осуществлению качественного
предварительного проектирования хорош для производителей СПГ, которые изучили потенциальные
рынки и способы производства. Но применимы
ли рабочие часы и график показателей береговых
комплексов СПГ в отношении высококачественного предварительного проектирования?
Как было упомянуто, и для береговых комплексов СПГ и для проектов FPSO, главная задача во время предварительного проектирования состоит в том,
чтобы повысить уверенность в проекте для управления стратегией обеспечивающей график и выход на
расчетную стоимость, которая влияет на конкуренцию и лучшее использование капитала. В конструировании высококачественного предварительного
проектирования будут ли задачи из таблицы 4 требовать большей или меньшей ясности по сравнению
с предшествующими проектами?
Одно из самых больших изменений в установке
планирования шельфового FEED это уровень инженерно-технических работ необходимый, чтобы поддержать ±10 % от оценочной стоимости. Береговые
проекты технических комплексов СПГ имеют
длинную историю коррелирующей конструкторской работы для обоснования технической оценки.
Знающие подрядчики владеют этой экспертизой,
основанной на известной совокупности видов деятельности, приспособленной к определенным требованиям. Таким образом, технические и оценивающие предположения для берегового проекта СПГ
основаны на десятилетиях опыта наряду со знаниями современных материалов и рынков труда.
К проектам FLNG предъявляют требования быть
более простыми и легко создаваемыми, основанными на устранении отдаленных береговых конструкций, и инфраструктуре такой как временные
сооружения, судовые системы, и хранилища СПГ.
Однако, перемещая производство завода СПГ на
продуктивную промышленную верфь, игнорируется необходимая уверенность проекта для действующего завода СПГ, который будет поддержан плаваю82
щим корпусом. Оценка шельфовых комплексов основана не только на оборудовании, определяющем
процесс и подобранном для схем трубопроводов и
контрольно-измерительных приборов, но и на всей
его общей массе.
Для проектов береговых комплексов СПГ, основа
сметы не критический пункт. Но оценка веса верхних строений, так же как управление тем весом во
время EPC крайне необходимо по отношению к опоре конструкции и устойчивости корпуса. Если изменения проекта позволяют оборудованию или системе, увеличиться в весе, это может отразиться на
всем проекте. Например, результаты для FPSO FEED
включают определение направления трубы, которое
не было бы частью FEED берегового комплекса СПГ.
Для морских комплексов технические детали гораздо значительнее, для обеспечения определенности в
весе верхней части.
Снижение риска было достигнуто благодаря разумному вложению капитала в ряд высококачественных технологий, с группой высокопрофессиональных подрядчиков, осуществляющих высококачественное предварительное проектирование, чтобы представить высокоточный прогноз расходов.
Трудность в проектах создания плавучих заводов
по производству сжиженного природного газа находится в определении и переадресации «того, что
вы не знаете» в процессе предварительного проектирования, чтобы отреагировать на эти проблемы до
стадии проектирования, поставки и строительства и
управления проектом.
Высококачественное предварительное проектирование плавучих заводов (FLNG FEED) должно
определить более точную деталировку устанавливаемого оборудования, чем требуется для берегового
технологического комплекса. К примеру, для берегового комплекса требуется насос определенного
размера и типа, тогда как для морского технологического комплекса нужно будет определить размер
насоса, номер модели, вес и критерии опорной части
для проектировки опорного модуля. Следовательно,
выбор оборудования имеет каскадный эффект на
весь полный технологический проект, который определяет первичный вес металлоконструкций, необходимых для каждого модуля. В то время как прогнозная оценка затрат береговых комплексов СПГ
складывается из таких пунктов как: стоимость оборудования, и затрат на рабочую силу, прогнозная
оценка затрат морских комплексов складывается из
стоимости оборудования, веса бестарного материала, критичного по отношению к расчету модуля, затрат на рабочую силу, производственного графика и
размера корпуса платформы.
Дополнительная программа работ необходима,
чтобы определить вес оборудования, и вес бестарного материала и которая обычно не рассматривается
время FEED (но обычная для FPSO). По сравнению
с береговыми комплексами СПГ, высококачественное FEED для морских комплексов содержало бы
30 % того что было описано выше как техническое
проектирование для береговых комплексов. Это
проектирование необходимо для предотвращения
№11 ноябрь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: СПГ
превышения веса, пропорционального росту затрат
от окончательного решения об инвестициях, прии растягивающийся рабочий график – вероятно
нять любое высококачественное FEED либо выбрать
получающий в проекте не соответствует ключевому
минималистский путь, который приводит к различэтапу проекта или ожидаемому результату.
ным результатам с учетом стоимости проекта и граПолный вес системы включает конструкцию гафика реализации проекта.
зопровода вплоть до диаметра трубопровода, котоСокращение масштабов может также произойти
рый необходим для уверенности в размере и весе
во время предварительного FEED либо во время конмодуля. Например, было предложно во время предцептуального развития. Как было упомянуто в главарительного проектирования смоделировать диаве – «что такое стандартное FEED?», инвестиции
метры всех трубопроводов диаметром не менее10".
в определении масштаба будут оправданы во время
На этом уровне этот процесс позволяет извлечь боболее поздних стадий выполнения. Таким образом,
лее 70 % веса газопровода непосредственно из трехесть ли необходимость проводить высококачественмерной модели. В том месте, где линии подвергаютную (если не исчерпывающую) FLNG FEED чтобы
ся напряжению или границы между частями криобеспечить уверенность в проекте и капитальные
тичны, смоделирован диаметр трубопровода в 4". В
затраты которые гарантированны для проектиродополнении к значениям веса, должна быть установвочных работ по пилотному проекту такой величилена плотность размещения модулей (оборудование,
ны? Незнание решающих вопросов проектирования
трубопровод и металлоконструкции), которая может
подобно тому что отрицать очевидное, и это наглядбыть признана наносящей ущерб (необходимы докано иллюстрирует понятие «вы не можете знать того
зательства) и может потребоваться технологическая
чего не знаете».
переделка планировки оборудования.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ FLNG
Один из скрытых смыслов высококачественного
Другая неотъемлемая составная часть проекта
FLNG FEED это ошибочное представление о конвключает решение проектных вопросов для главных
курентоспособности проекта. Однако уменьшение
сторон технологического процесса, оборудования и
развития технического задания или сокращение рапроекта модуля. Обычные FPSOs могут иметь больбочих часов в FEED, добавит ненужные непредвиший объем переработки газа (к примеру, вплоть до
денные обстоятельства к экономическим расчетам
500 млн фут3/сут), при этом базисная нагрузка сжиот всех занятых в производстве сторон. Высокие
жения – значительно продлена от морской переуровни непредвиденных расходов и ненадежности
работки газа и нефти. Стандартный расход подачи
приведут к отсутствию конкуренции для стадии ЕРС
сырьевого 500 млн фут3/сут газа производил бы при(проектирования, организации необходимых постаблизительно около 3 млн т/год СПГ. Этот текущий
вок, и строительства) несмотря на все компенсируобъем добычи меньше чем производительная мощющие проекты.
ность почти каждой технологической линии СПГ в
Но как мы должны объяснить официальные сообстадии строительства в 2009 г. (4–7,8 млн т/год). Для
щения за последние несколько лет утверждающие,
большей пропускной способности СПГ, планируечто в отличие от береговых комплексов, FLNG знамый вес верхней части платформы FLNG превысит
чительно уменьшат время поставки первых грузов
вес больших FPSO (см. табл. 2)
сжиженного природного газа?
Создание успешного эскизного проектирования
Во-первых, из-за меняющихся технических задаведущего к высококачественному FEED, требует
ний всех больших и сложных проектов, очень трудосознания проблем и трудностей шельфовой перено сравнивать один проект СПГ с другим, так как
работки газа и сжижения, и нельзя избежать вопровсе заводы разные. Некоторые проекты СПГ имеют
сов связанных со схематическими фотографиями.
расширенную технологическую линию, сложную
Так как большинство оценок происходит во время
инфраструктуру, меняющийся технологический
FEED, тщательная разработка технического задания
процесс и сервисную область, что значительно за(пре проектирование) сформирует проект, чтобы
трагивает стоимость и производственный график.
уловить эти вопросы, требующие более детальноПодобно FPSO и береговым техническим комго изучения. После рассмотрения ряда техничесплексам СПГ, концепты FLNG будут значительно
ких вопросов через многократные понятия, можно
изменяться, два одинаковых проекта существовать
не будут. Проекты FLNG будут
различаться по производительной
Удаление кислого газа
(высокосернистого)
Система
мощности, по использованию разСПГ-охлаждения
Хранилище
личных технологий и будут оснои загрузка
ваны на различных конструкциях
Блок
Установка
Система
обезвожиПредвариБлок
по
Удаление
Хранилище
корпуса платформы с различной
приема
вание
тельное
сжижения
удалению
азота
СПГ
сырьевого
и удаление
охлаждение
газа
кислого
локализацией разливов и системы
газа
ртути
газа
Система подачи
нагрузок. В дополнении эти FLNG
Фракционная
топливного газа
перегонка
концепты будут подвергаться изХранилище конденсата
и хранилище
и погрузка
менениям структуры подачи газа,
что разделяет все проекты СПГ в
области действия. Настоящий ус- Рис. 2. Диаграмма основного базового блока завода по сжижению предварительно
пех проектов FLNG будет зависеть охлажденного газа
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
83
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: СПГ
усомниться пыталась ли какая-нибудь компания или
совместное предприятие провести качественную
FLNG FEED.
Как мы видим на рис. 2, завод по сжижению газа
с одной или двухступенчатой системой охлаждения
имеет много стыковочных единиц. Кроме того почти все залежи труднодоступного газа потребуют три
типа хранилища продукта: сжиженный природный,
сжиженный нефтяной газ и конденсат. Таким образом, общий объем для заводов СПГ, который занимает скважин более чем 100 акр на берегу, и сотни
частей оборудования, будет трудной задачей. Как ни
странно, вместо того, чтобы обратиться к проблемам
выполнения больших сложных проектов, большинство общественных обсуждений FLNG сводится непосредственно к технологии процесса сжижения.
Задача технологического процесса. Многие технологии процесса сжижения газа отвечают FLNG
требованиям. Эти технологии могут быть классифицированы как:
• технологии «расширения газа» с использованием инертного хладагента (Азот);
• технологии «расширения газа» с использованием двойного хладагента (Азот, Метан);
• технологии сжижения газа с использованием
однокомпонентного смешанного хладагента (SMR);
• технологии сжижения газа с использованием
двухкомпонентных смешанных хладагентов (DMR);
• технологии обычной базисной загрузки (смесь
пропана с другими углеводородами C3–MR, «каскадный цикл»).
Каждая подгруппа технологий сжижения различается исходя из полной эффективности процесса,
состава хладагента, числа циклов охлаждения, и ответственного оборудования используемого в процессе. Обычные показатели производительности береговых комплексов СПГ (35 млн т/год СПГ), основаны на каскадном цикле и технологии смешанных
хладагентов, в то время как другие процессы обеспечивают дополнительную универсальность проекта при низкой эффективности процесса. Так каким
будет лучшее решение для проектов FLNG с рядом
доступных технологий?
Действительно, для FLNG могут быть использованы все доступные технологии. Каждая технология,
наряду с ее хладагентом и основным оборудованием
могла бы стать подходящей в пределах согласованных принципов пригодности, работоспособности
оборудования, эффективности и безопасности использования морских комплексов.
Однако оценочные критерии, используемые
во время изучения выбора процесса сжижения,
будут определять самое лучшее технологическое решение для целевых проектов. Не смотря на
предпочтительную технологию сжижения газа,
важные вопросы FLNG относятся к оборудованию
вопросам организации производства. Хотя FLNG
это дополнительный шаг вне технологического
процесса СНГ (сжиженный нефтяной газ), крайне
важно обнаружить технические риски для нормативной загрузки трубопровода шельфовых комплексов СПГ.
84
Роль оборудования. Одна из трудностей в выполнении проектов FPSO заключается в потенциальном
увеличении веса верхней части платформы на стадии EPC. (проектирования, организации необходимых поставок, и строительства). Что бы снизить увеличения веса верхней части платформы необходимо
детально определить во время FEED объем технологического процесса и оборудования для охлаждения,
помимо соответствующего расчета эффективности
процесса, работоспособности, эксплуатации и технического обслуживания.
Аналогично традиционному стоимостно-функциональному анализу проекта, решение проблемы
стоимости оборудования, так или иначе, связано с
определением какое оборудование будет необходимым для проекта, а какое будет второстепенным.
Определенные позиции или запасные части, возможно, не являются существенными для данного
(существующего) технологического процесса при
нормальной работе, но могут быть очень ценными
для намеченной значительной работоспособности,
требуемой для FLNG.
Результат: Конкуренция между различными
проектами FLNG могла бы быть очень полезной в
минимально размещенных комплексах, для уменьшения веса верхней части платформы и капитальных затрат. Следовательно, так как FLNG проект
не является обычным, проектные конкуренты или
конкурентоспособные предпроектные изыскания,
возможно, не дают общего представления о предполагаемой ценности собственнику или нефтяной
компании-оператору, ведущему разработку газового месторождения.
Установка удаления кислых газов (AGRU) и оборудования для осушки. Технологическая установка
FLNG, которая будет восприимчива к перемещению газов – это установка удаления кислых газов
(AGRU), которая должна удаляла бы и замораживала CO2 из технологической линии. Установка удаления кислых газов содержит один из самых больших
и тяжелых резервуаров в комплексе СПГ – AGRU
абсорбер (поглотитель). Дополнительное рассмотрение для AGRU- изменение состава сырьевого газа
либо во время процесса, либо во время дальнейшей
перебазировке FLNG.
В настоящее время, установка AGRU разрабатывает обеспечение плотности CO2, и технические характеристики этого проекта основаны на знании состава сырьевого газа и скорости циркуляции амина.
Переменные факторы конструктивных параметров
включают неизвестные составы, последовательные
колебания либо обоснованный приблизительный
подсчет при обработке параметров. Проект пространственной гибкости технологических параметров AGRU не является образцом для единиц береговых комплексов СПГ и станет особенно трудной
задачей для шельфовой зоны.
Оборудование для сжижения газа. Модуль по
сжижению газа является одним из наиболее трудных задач для проекта FLNG. Специальное оборудование в пределах модуля сжижения – функция
технологического процесса и размер технологичес№11 ноябрь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: СПГ
кой линии. Перечень оборудования в этом модуле
включал бы следующее: компрессоры хладагента,
компандеры хладагента (компрессор и расширитель), привод компрессора (турбины или двигатели),
основной криогенный теплообменник, насосы, блок
холодильника для промежуточного охлаждения газа,
сборники, гидротурбины, и дроссельные клапаны.
Наиболее обсуждаемый вид оборудования это основной криогенный теплообменник (MCHE). Очень
много работ было посвящено конструкции и производственным преимуществам, двух типов MCHE для
берегового комплекса, но в настоящее время существуют две расходящиеся во мнениях по спорному
для FLNG вопросу, стороны. Наиболее благоприятный выбор MCHE все еще обсуждается.
Размер технологической линии. Для всех FLNG
концептов, проект верхней части платформы должен затрагивать размер технологической линии
СПГ, чтобы обеспечить нормы выработки, устанавливая планы относительно размера модуля и схемы
расположения. Подобно MCHE, размер технологической линии – функция технологического процесса сжатия газа, хотя масштабируемость каждой технологии имеет свои практические ограничения.
Резервуары для хранения жидкостей и загрузка СПГ. Хотя судна для перевозки СПГ благополучно транспортируют его в течение 49 лет, они работают при заполненных или пустых резервуарах.
Естественно у FLNG будет варьироваться объем
хранилища из-за текущего объёма добычи и морской логистики СПГ к многоцелевым рынкам. В
дополнении к традиционному хранилищу для танкеров СПГ, проекты FLNG должны сохранить все
жидкости, произведенные на борту, включая LNG,
LPG и конденсат.
Корпус и судовые системы. Проект корпуса, турель, морская водоотделяющая колонна, система
швартовки, – все это представляет значительную
трудность так или иначе связанную с особенностями обработки верхнего сооружения. Анализируя составные части системы, несомненно, что корпус будет либо таким же, либо гораздо больше, чем у всех
существующих танкеров СПГ.
Роль безопасности. Одно из предстоящих неопределенностей для FLNG это результат технологического процесса и безопасности в эксплуатации
относительно конструкции технологического комплекса. Как минимум FLNG должен обеспечивать
соблюдение правил безопасности, методику и технику ведения работ разработанных на основе промышленности FPSO. Предваряя технологическую
установку FLNG, безопасность не может подвергаться риску прототипных конструкций, недостаточных
методов исследования, программам снижения затрат,
отсутствию производственного опыта, незнанию
фактических рисков шельфовой добычи СПГ.
Безопасность – жизненно важный предмет, для
всех существующих шельфовых производств СПГ.
Безопасность будет влиять на практическое применение технологии процесса сжижения, наряду с
погрузкой, и транспортировкой хладагентов, разработкой газопровода, компоновки оборудования.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
Подобно FPSO, не существует определенный свод
правил или критериев которые могут быть применены, чтобы гарантировать безопасность нефтепромыслового объекта. Соответственно, проект должен
показать, что все разумные меры должны устранить
угрозу опасности и что все остаточные риски находятся на приемлемом уровне для заинтересованных
сторон. Как правило, заинтересованные стороны
включали бы владельца, оператора, специалиста по
финансовым вопросам, органы власти и возможно
классификационную группу.
Проблемы реализации проекта. В средине 90-х
годов, различные бизнес-факторы, такие как рост
стоимости основы каркаса, решения проблем верхнего строения, технический прогресс в системах
водоотделяющих колонн для бурения и короткий
период существования шельфовых месторождений, – способствовали повышению популярности
разработки плавучих нефтекомплексов. Плавучая
система нефтедобычи, хранения и выгрузки стала
техническим новшеством, делая более рентабельными отдаленные морские активы. Первоначальным
восприятием новшества было то, что FPSO решения
простые и финансово доступные, так как они основывались на все существующие проекты верхней
части нефтепромысловых платформ.
Во многих случаях FEED была ограничена быстрым концептуальным определением, чтобы установить перечень оборудования, создать схемы
и развить расчетную оценку расходов и сроки.
Стоимость проекта и производственный график
оценивались из опыта и стоимости морских перевозок и стационарных морских оснований.
Легализация сроков была меньшей из проблем потому что подрядчики предлагали широкомасштабное производство и гарантии соблюдения сроков,
основанные на тарификации контракта с фиксированной ценой «под ключ».
Это начальное восприятие привело недооценке
всей технической сложности плавучих нефтекомпексов, наряду с чересчур оптимистичными сроками. Много изменений и доработок потребовалось,
чтобы обеспечить полную слаженность работы
комплекса. Различные положения о погрузке и
проекте верхнего строения платформы значительно осложнили компоновку. Два самых распространенных симптома приводящих к возникновению
проблемам были переходящие работы от судостроительной верфи до верхнего строения и увеличение веса верхнего строения.
Группы инженерного обеспечения для FLNG
будут сталкиваться с подобными видами сложных
задач и извлечет хороший урок из всех этих трудностей, выполняя первые FLNG проекты, можно
будет видеть, будут ли эти проекты коммерчески
успешными для всех заинтересованных сторон.
Через разработку технического задания и предварительное FEED, очевидно, что шельфовые технические условия и нормы проектирования – абсолютно разные. Согласованность действий по ряду
слитной практики проектирования FLNG потребует время и целую программу работ.
85
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: СПГ
FEED для первых FLNG комплексов потребует сосредоточенного внимания на определении и
уменьшении технических и реализационных рисков
чтобы уменьшить неизбежные изменения во время
реализации проекта. Все проекты имеют уникальный процесс развития от эскизного проектирования
до самой эксплуатации, но технические или коммерческие непреодолимые препятствия могут препятствовать развитию этого нового бизнеса по превращению газа в прибыль.
Команда реализации FLNG-проекта должна постоянно обращать внимание на идентификацию, планирование и решение физических и технических
вопросов совместимости между корпусом и верхней
части платформы, потому что интерфейсы будут отличаться от существующих FPSO. Для первого вида
такого проекта существует немного накопленных
данных, чтобы сравнить расчеты массы и стоимости для верхних строений FLNG. Возможность сравнить затраты с хронологическими данными недавних схожих проектов обеспечивает уверенность в
прогнозной стоимости и плане-графике для FLNG.
Нехватка непосредственно обоснованных сравнительных данных, по которым можно было бы сравнить прогнозную стоимость проекта, несомненно,
делает довод о качественном проектном проектировании неоспоримым; получение же произведенного
расчета введенных данных обладает большей пользой, чем сравнение
Несколько проектных групп начали путь изучения и решение этих проблем. Но этот путь будет более длинным, чем обычно предполагают.
Исследования, основанные на инновационности
проектов СПГ или на основных способах решений,
будут образовывать конструктивные блоки для будущего руководства по проектированию FLNG, но
они не могут подготовить способных подрядчиков и
судостроителей, чтобы точно оценить первый FLNG.
Следовательно, фактические проекты, основанные
на определенных местоположениях и газовых составах, позволят инновационным разработчикам осуществить ввести в эксплуатацию FLNG.
Перевела В. Залесская
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. «Oil & Gas Construction Costs Reach New High; IHS/CERA
Upstream Capital Costs Index Up 11% in 6 Months to 198 Points»,
www.CERA.com, Nov. 7, 2007.
2. Durr, C., D. Hill, and P.J Shah, «LNG Project Design
Competition—A Contractor’s Viewpoint», LNG 14, March 21–24,
2004.
3. Kotzot, H., C. Durr, D. Coyle, and C. Caswell, «LNG
Liquefaction—Not All Plants Are Created Equal», LNG 15, April
24–27, 2007.
4. FPSO ad LNG Carrier dimensional information courtesy of
promotional material from: Samsung Heavy Industries Performance
Record, DSME Performance Record, Hanjin Heavy Industries
Performance Record, and www.offshore-technology.com.
5. Meissner, R. E., III, Meissner Engineering Co., «Choosing
The Right Path: Modular Versus Conventional Construction:
By Systematically Evaluating A Host Of Factors Using The
Methodology Described Here, You Can Determine If Prefabrication,
Preassembly, Modularization And Offsite Fabrication [PPMOF]
Are Warranted For A Given Project», Chemical Engineering,
September 2003.
6. «Global LNG Trade Rises Just 0.3% In 2008», LNG in World
Markets, Poten and Partners, March 2009.
86
7. Llewely, D., «FPSOs—Key Regional Differences and Trends»,
FPSO Houston by IBC, April 2008.
8. Hertz, D., «Capital Project Execution and Analysis», Perry’s
Chemical Engineering Handbook, Section 9: Process Economics,
8th Ed., 2008.
9. Peace, D., Commercial Considerations (Session 2.1), for
FPSO Houston by IBC, April 2008.
10. Katz, T., G. Modes, and V. Giesen, «Seasick? How Many
Times Can You Afford to Clean Up, the Cold Box», GPA Europe
Offshore Processing and Knowledge Session, Feb. 19, 2009.
11. Moorfield, D., P. R. Smith and B. P. Fitzgerald, «Temporary
Safe Refuge Assessment», Offshore Safety: Protection of Life and
the Environment, Marine Management Holdings, May 20–21,
1992.
Christopher Caswell (К. Касвэл) Управляющий
технологическим процессом в компании KBR
(Kellogg, Brown & Root), – филиал нефтяной компании Halliburton. Пришел работать
в компанию в 1991 г., и с 2000 г. занимается
исключительно производством СПГ. Его текущие должностные обязанности включают
ответственность за технологический процесс сжижения СПГ,
конечные пункты поставки газа, шельфовые комплексы СПГ,
и совершенствование технологических процессов. Его специализация также включает в себя спецификацию оборудования,
промысловое обслуживание в процессе эксплуатации, и технологическую разработку проектов. К. Касвэл имеет степень бакалавра в области технологии машиностроения Корнелльского
университета, и обладает разрешением заниматься профессиональной деятельностью дипломированного инженера в штате
Техас.
Charles Durr (Ч. Дурр) В течение своей 39-летней карьеры в компании KBR Чарльз Дурр работал над десятками установок для сжижения
газа, конечных пунктов поставки газа и газоперерабатывающих установок общемирового масштаба. Он опубликовал более 50 работ,
имеет 8 патентов, и обладает разрешением заниматься профессиональной деятельностью дипломированного
инженера. В 1969 году Чарльз Дурр окончил Манхеттен колледж
(Manhattan College) с ученой степенью магистра по химическим
технологиям.
Ernst Rost (Э. Рост) Директор проекта компании KBR,
(Leatherhead, UK office, Великобритания, Летерхед). С 1998 г. работал над проектированием, строительством и установкой оборудования для нефтегазовых комплексов на суше и шельфе. Он
начал свою карьеру в компании занимающейся техникой монтажа и управленческими услугами морских технологических комплексов в Нидерландах.В 1994 г. он начал работать в компании
«Bluewater» и занимал различные руководящие должности для
развития трех Плавучих нефтекомплексов в Северном море. В
2000 г. приступил к работе в компании KBR, в качестве руководителя проекта различных больших морских и береговых нефтегазовых комплексов. В 2005 г. возглавил Мега Проект по технологии перевода газовой фазы в жидкость (mega GTL project)
в Катаре. С 2008 г. вплотную занимался коммерческой деятельностью и техническим развитием плавучих комплексов СПГ и
контролем над другими различными морскими проектами. На
сегодняшний день Эрнст Рост занимает должность Директора
проекта и также он был назначен возглавить первый проект
плавучих комплексов СПГ, компании KBR.
Mark Kilcran (М. Килкрэн) Главный специалист
проекта компании KBR, (Leatherhead, UK office,
Великобритания, Летерхед). С 1990 г. занимается проектированием, строительством и установкой оборудования для морских комплексов
СПГ. В 1997 г. М. Килкрэн перешел работать в
KBR из нефтесервисной компании «Saipem». М.
Килкрэн является дипломированным инженером-проектировщиком, имеет степень магистра точных наук Имперского колледжа в Лондоне (Imperial College London). С 2006 г. специализируется в реализации проектов включающих широкую модуляризацию береговых заводов СПГ и практическое применение
технологий морских нефтекомплексов для развития проектов
плавучих нефтекомплексов СПГ.
№11 ноябрь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
НОВЫЕ
РАЗРАБОТКИ
ние Silver Sonic было пропущено через лаз диаметром
НАДЕЖНЫЙ ВЫСОКОСКОРОСТНОЙ
600 мм. За один проход было удалено 34,5 м2 огнеМЕТОД ПО УДАЛЕНИЮ КОКСА
упорного материала, в том числе внутри аппарата
Применение новых систем позволит рабочим
диаметром 1100 мм – 4,5 м2. Всего было удалено
избежать риска, связанного с использованием тради39 м2 за 72 часа.
ционного метода по удалению огнеупорного кокса в
Выбери 1 на сайте: www.HydrocarbonProcessing.
ограниченном пространстве. Компания Silver Raven
com/RC
Pty. Ltd. разработала дистанционно контролируемую очистку струей воды для удаления кокса в
ПЛАСТИКОВЫЕ ТРУБЫ
трубе реактора.
Компания KPS, производитель труб для бенНовая технология не только заменила способ мозина, разработала пластиковые трубы для сжилотка с подъемным устройством, что представляло
женного нефтяного газа (liquefied petroleum gas
высокий риск, но и позволила сохранить целостность
– LPG). Компания применила технологию произповерхности оборудования.
водства труб, соответствующую ATEX на рынке
В течение 2008 г. компания выполнила серию
топлив LPG. Трубы LPG имеют те же свойства, что
испытаний совместно с компанией Andreco Hurll
и трубы для бензина, выпускаемые компанией.
Refractory Service Pty. Ltd., которая обеспечила ис«Трубы для LPG выполняют либо из стали, либо
пытуемую систему опорами и панелями. Испытания
из стали с пластиковым покрытием», – сообщил
проводили с целью определить, сможет ли вода под
Fredrick Hellner, директор компании по маркетинсверхвысоким давлением разрушить очень твердые
ку и продажам. «Коррозия, как внутренняя, так и
коксовые отложения. После проведения испытаний
наружная, являются очень большой проблемой,
были получены весьма позитивные результаты.
связанной со значительным риском утечек и повЭто привело к тому, что руководство компании
реждений в автомобилях, бензоперекачивающих
Transfield Service Pty. Ltd. изменило свою точку зреколоннах, распределительных устройствах и т. д.
ния. Эта компания поставила для эксперимента приНаши трубы – коррозионноустойчивы и имеют
способления для удаления кокса потоком воды.
значительные преимущества, заключающиеся в наКогда к новой технологии, названной Silver Sonic
дежности, долговечности и экономической эффекMk.1, многие специалисты проявили большой интивности».
терес, компания опубликовала материалы и проилТрубы для сжиженных нефтяных газов представлюстрировала свой метод на дублирующей трубе (см.
ляют собой 100%-ный пластик с пропитанным футерис.). Персонал нефтеперерабатывающего завода,
ровочными материалом и проводящим внутренним
обслуживающий это оборудование, оценил эффекслоем. Полуэластичные трубы легко соединяются котивность новой системы, потенциальные выгоды
нец с концом (end-to-end) без необкоторой следующие.
ходимости использования сварки.
• Безопасность. Нет необходи«Недавно во Франции установили
мости персоналу работать внутри
такие трубы меньше чем за один
ограниченного пространства с выдень, при этом также провели иссоким риском, применяя способ
пытания их под давлением», – соразбивания коксовых отложений
общил м-р Hellner.
с помощью молотка.
С учетом свойств «зеленого»
• Скорость. Silver Sonic Mk.1
топлива LPG-рынок растет со скоспособен работать быстрее, чем
ростью приблизительно 8–10 % в
молоток для разбивания.
год. По сообщению компании KPS,
• Не повреждает оборудование.
«зеленое» топливо используют в
Стенки оборудования остаются
Италии, Польше, Турции, а также
неповрежденными. С учетом усотмечается повышение потребноспешных испытаний компания истей в нем в Германии, Франции и
пользовала возможности Service
Великобритании.
Raven Pty. Ltd. для удаления кокВыбери 2 на сайте: www.
совых огнеупорных отложения
HydrocarbonProcessing.com/RC
на месте установки в период ее
остановки. Пространство внутри
ПИЛОТНЫЕ УСТАНОВКИ
трубы реактора было ограничено,
БИОТОПЛИВ НА ПОТОКЕ
поэтому установку реконструиSud-Chemie AG и Linde Group
ровали в модельном формате с
легким доступом. Подход к верху Приспособление для удаления кокса водой производят биотоплива на основе
лигноцеллюлозной биомассы (lingoтрубы – сложный и оборудова- из трубы реактора
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2009
87
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
cellulosic biomass). Пилотные
Первая система компаВ качестве редакторов Hydrocarbon
установки официально открынии Framo Engineering была
Processing мы получаем сведения о ноты для производства в апреле
смонтирована в 1997 г.
вых продуктах, патентах, программной
2009 г. в исследовательском
Выбери 4 на сайте: www.
обеспечении, процессах и т. д. – все
центре Sud-Chemie (MunichHydrocarbonProcessing.com/
то, что представляют собой инноваObersendling). На пилотных
RC
ции. Это дает возможность освещать
установках используют в кана страницах журнала интересные разчестве сырья солому хлебных
НОВАЯ ТЕХНОЛОГИЯ
работки. Для более подробной инфорзлаков для производства 2 т/
СНИЖЕНИЯ ОКИСИ СЕРЫ
мации можно обратиться к сайту: www.
год биоэтанольного топлива.
Компания Albemarle разHydrocarbonProcessing.com/RC и электНовый процесс, разрабоработала присадки, снижаронной почте – editorial@gulfpub.com
танный двумя компания-ми,
ющие содержание окиси
использует вещества, сосеры (SOx) и называемые
ставляющие целлюлозу (соSOxMASTER; эти присадки
лома пшеницы или кукуруимеют уникальные свойсзы), для получения биотоплив, таких, как этанол.
тва, отличающиеся от других традиционных приНовая пилотная установка представляет собой
садок.
уменьшенный вариант полного объединенного
• Превосходная устойчивость в условиях пропроизводственного процесса биозавода, предмышленного каталитического крекинга (fluid
назначенного для переработки соломы в биотопcatalytic cracking – FCC).
ливо.
• Повышенная степень регенерации.
По сравнению с первым уже используемым
• Низкая чувствительность при доступе кислорода в регенерационную печь (при частичном
производством биотоплив (таких как получение
сжигании на установке обеспечен нормальный
биотоплив из рапсового масла) второе производсрежим работы).
тво имеет значительное преимущество в виде
Продукт соответствует требованиям технолоклиматического и энергетического равновесия,
гии FCC от реактора до регенератора, где предусвключающего высокий потенциал для снижения
мотрен процесс частичного сжигания в первом
эмиссии двуокиси углерода. Кроме того, второе
регенераторе и часто при очень высокой темпепроизводство не конкурирует в части использоваратуре во втором регенераторе. Другим преимуния продовольственных продуктов или пищи для
ществом технологии является то, что добавки
животных. Новое законодательство Европейской
влияют на активность установки каталитическокомиссии по климатической и энергетической
го крекинга, на конверсию процесса, что являетполитике особенно поддердивает второе произся результатом снижения расхода катализатора
водство биотоплив.
FCC и уменьшения активности СО.
Выбери 3 на сайте: www.HydrocarbonProcessing.
Применяя традиционные добавки в регенераcom/RC
торе при глубоком частичном сжигании может
СОТРУДНИЧЕСТВО КОМПАНИЙ
нарушиться баланс СО2/СО. Это приводит к боУСКОРИТ ПРОИЗВОДСТВО БИОТОПЛИВ
лее высокой температуре регенерации и потере
Компания Framo Engineering AS разработала
конверсии вследствие потери способности дейс«криогенные» шарнирные соединения, которые
твия добавок. Добавка SOxMASTER значительудерживают изгибания гибких труб до минимуно меньше влияет на процесс регенерации при
ма. Шарниры применяют в А-образных рамах на
глубоком частичном сжигании. Промышленные
каждой линии и каждую трубу удерживают в верданные демонстрируют превосходную стабильхней части А-образной рамы. «Криогенные» шарность продукта. Для сравнения: половина потери
ниры ограничены следующими требованиями.
свойств традиционных добавок происходит еже• Функционирование в диапазоне температур дневно; новая технология дает возможность сниот 30 до –190 °С с давлением 16 бар.
жать эмиссию SOx в течение нескольких недель
• Пять лет без замены уплотнений и 25 лет не- при непрерывном процессе.
прерывной работы без необходимости замены
Кроме того, компания Albemarle разработала
других механических деталей.
новую модель SOx (запатентована), которая со• Возможность работы в дождь и с разбрыз- ответствует по своим техническим характерисгиванием морской водой без необходимости натикам всем видам конструкции каталитического
ружной изоляции.
крекинга. Эта модель, построенная на основе про• Высокая герметизация системы с азотом мышленных экспериментов установок каталитимежду динамическими уплотнениями для предоческого крекинга в мировом масштабе, учитывая
твращения доступа воды или утечек газа.
активность свежих добавок, различные влияния
• Самосмазывающие уплотнения и подшип- на процесс установки каталитического крекинга,
ники.
дезактивацию и регенерацию этих добавок
Три
уплотнения/двойной
барьер
между
Выбери 6 на сайте: www.HydrocarbonProcessing.
•
LNG и окружающей средой.
com/RC
Перевел А. Степанов
88
№11 ноябрь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Документ
Категория
Наука и техника
Просмотров
894
Размер файла
6 930 Кб
Теги
нефтегазовых, 2009, технология, 962
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа