close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

1056.Нефтегазовые технологии №8 2007

код для вставкиСкачать
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Oblzhka_08-07.indd 1
01.08.2007 17:09:45
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Н
ЕЕ ФХ ТНЕ ОГ АЛ ЗОО В
Ы
ЕИ
Т
Г
И
®
HYDROCARBON
PROCESSING
Н А
Р У С С К О М
Я З Ы К Е
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
Издается с 1979 .
Ре . ПИ № 77-14588 от 07.02.03
УЧРЕДИТЕЛЬ:
Издательство «ТОПЛИВО И ЭНЕРГЕТИКА»
В.Ю. Краси
Г.М. Ясенев
Л.В.Горш ова
Генеральный дире тор
Дире тор
Зам. дире тора,
ответственный вып с ающий
Р ЕДАКЦИЯ:
Л.В. Федотова Главный реда тор издательства
А.В. Романихин Главный реда тор ж рнала
Н.В. К тасова На чный реда тор
Э.Б. К тасова На чный реда тор
Л.С. Борисова Реда тор
Е.М. Сапожни ов Верст а
Россия, 109029, Мос ва, л. С отопро онная, 29/1
Телефон (495) 109-3368, 8-901-519-3368, 670-7481
e-mail: catalog_publ@mtu-net.ru
e-mail: ngt@promzone.ru
http://ogt.promzone.ru
GULF PUBLISHING COMPANY
Part of Euromoney Institutional Investor PLC.
Other energy grup titles include:
World Oil ®, Hydrocarbon Processing ® and Petroleum Economist
John D. «Rusty» Meador President/GEO
Alexandra Pruner Senior Vice President
Mark Peters Vice President
Houston Office:
Mailing Address: P.O. Box 2608
Houston, Texas 77252-2608, U.S.A.
Phone: +1 (713) 529-4301,
Fax: +1 (713) 520-4433
www.worldoil.com
London Office:
P.O. Box 105
Baird House 15/17 St. Cross Street
London EC1N 8UW
Phone: +44 (0) 20 7831 5588,
Fax: +44 (0) 20 7831 4567
© 2007 by Gulf Publishing Co. All rights reserved.
© 2007 Издательство «Топливо и энер ети а».
Перепечат а, все виды опирования и воспроизведения
п бли емых материалов возможны
толь о с письменно о разрешения реда ции.
Реда ция оставляет за собой право со ращения
присылаемых материалов.
Мнение реда ции не все да совпадает
с мнением авторов материалов.
На первой странице облож и:
С дно DB 50 ( омпания J. Ray McDermott)
станавливает обор дование
на платформе Marco Polo
для омпании Anadarko Petroleum.
С О Д Е Р Ж А Н И Е
НЕФТЬ МИРА
World Oil
ЧТО ПРОИСХОДИТ
В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ........................ 3
B. Cox, L. Romo, B. Champion,
O. Maung, R. Card, S. Barton
ВЛИЯНИЕ ЭКСТРЕМАЛЬНЫХ УСЛОВИЙ БУРЕНИЯ
НА УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ РОТОРНЫХ
УПРАВЛЯЕМЫХ СИСТЕМ И ДОЛОТ ............................................. 9
S. Mokhatab, D. Wood
РЕШЕНИЕ ПРОБЛЕМ, СВЯЗАННЫХ
С МОРСКИМИ ТЕХНОЛОГИЯМИ СПГ ........................................ 18
W. W. Wornardt
ЗНАЧЕНИЕ СТРАТИГРАФИЧЕСКОГО АНАЛИЗА
СЕЙСМОГЕОЛОГИЧЕСКИХ КОМПЛЕКСОВ ................................ 21
A. Lyngholm, M. Opsal, T. White, E. Boerve
РАСШИРЕНИЕ ВОЗМОЖНОСТЕЙ ГАЗЛИФТА
БЛАГОДАРЯ НОВЫМ ТЕХНОЛОГИЯМ ........................................ 26
J. F. Lea, H. W. Winkler, R. E. Snyder
ЧТО НОВОГО В МЕХАНИЗИРОВАННОЙ ДОБЫЧЕ, часть 1 ........ 30
R. I. Hirsh
ПИК МИРОВОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ:
ПОСЛЕДНИЕ ПРОГНОЗЫ ........................................................... 38
НОВОСТИ ЕВРОПЕЙСКИХ ТЕХНОЛОГИЙ, часть 1 .................... 40
НАБОР НОВЫХ СОТРУДНИКОВ
И ПРОБЛЕМА СОХРАНЕНИЯ КАДРОВ:
СПЕЦИАЛЬНЫЙ ОБЗОР, часть 1 ............................................... 52
T. M. Warren, R. Tessari, D. Veltri
ОПЫТ УСПЕШНОГО БУРЕНИЯ НА ОБСАДНЫХ ТРУБАХ
ДВУХ СКВАЖИН СОЛЯНОГО КУПОЛА ....................................... 57
K.P. Malloy
БУРЕНИЕ ПРИ УПРАВЛЯЕМОМ ДАВЛЕНИИ –
ЧТО ЭТО ТАКОЕ? ........................................................................ 63
НОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ........................................................... 69
ГЛУБОКОВОДНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
DEEPWATER TECHNOLOGY
P.A. Fisher
ПРОЕКТ HUB: ЕЩЕ ОДИН РЕКОРД
В ОБЛАСТИ РАЗРАБОТКИ
МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ................................................... 71
J. Cromb, Y. Delepine, T. Bedore,
B. Bradley, G. Roussie, J. Massaglia
ВОЗМОЖНОСТЬ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
ФОНТАННОЙ АРМАТУРЫ БЛАГОДАРЯ
ДВОЙНЫМ ВОДООТДЕЛЯЮЩИМ КОЛОННАМ ......................... 75
ОТРАСЛЕВАЯ СТАТИСТИКА ....................................................... 81
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
Hydrocarbon Processing
КОРОТКО О РАЗНОМ ................................................................. 84
J. Jordan
МЕТАНОЛ: ГЛОБАЛЬНЫЙ ОБЗОР .............................................. 90
T. Sato, T. F. Kinn, A. D. Kerze
ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА ОЧИСТКИ АРОМАТИКИ ..................... 94
V. L. Bhirud
УЛУЧШЕНИЕ КАЧЕСТВА НАФТЫ –
СЫРЬЯ ПИРОЛИЗНЫХ ОЛЕФИНОВЫХ УСТАНОВОК ................. 96
J. J. Lee, B. H. Ye, H. Y. Jeong,
F. J. Alanis, I. Sinclair, N. S. Park
СНИЖЕНИЕ КАПИТАЛЬНЫХ ЗАТРАТ
НА РЕМОНТ ОЛЕФИНОВЫХ УСТАНОВОК ................................ 100
S. B. Shin, S. P. Han, W. J. Lee, Y. H. Im,
J. H. Chae, D. I. Lee, W. H. Lee, Z. Urban
ОПТИМИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК
РЕАКТОРОВ ПРИ ПОЛУЧЕНИИ
ТЕРЕФТАЛЕВОГО АЛЬДЕГИДА ................................................ 103
Фото предоставлено Mieko Mahi J. Ray McDermot.
Подписано в печать 01.08.2007. Формат 60х90/8. Б ма а мелованная. Печать офсетная. Печ. л. 13,5. Общий тираж 2000 э з. За . 0000
Отпечатано в ФГУП «ПИК ВИНИТИ». 140010, Россия, Люберцы, 10, О тябрьс ий пр- т, 403
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
WORLD OIL, Vol. 228, № 3, 4-2007
B. Cox, L. Romo, BP America;
B. Champion, O. Maung, Schlumberger;
K. Card, S. Barton, Reed-Hycalog
EXTREME DRILLING ENVIRONMENT FORCES EVOLUTION OF
ROTARY STEERABLE SYSTEMS AND BITS
S. Mokhatab, Contributing Editor, LNG;
D. Wood, David Wood & Associates
BREAKING THE OFFSHORE LNG STALEMATE
W. W. Wornardt, Micro-Start Inc.
WHY SEISMIC SEQUENCE STRATIGRAPHY?
A. Lyngholm, M. Opsal, Statoil;
T. White, E. Boerve, Schlumberger
TECHNOLOGY EXTENDS GAS LIFT REACH
J. F. Lea, Newbourne School of Petroleum
and Geological Engineering;
H. W. Winkler, Texas Tech University; R. E. Snyder, Consultant
WHAT’S NEW IN ARTIFICIAL LIFT
R. I. Hirsh, Senior Energy Program Advisor, SAIC
PEAKING OF WORLD OIL PRODUCITON:
RECENT FORECASTS
T. M. Warren, R. Tessari, Tesco Corp.;
D. Veltri, Yuma Exploration
TWO SALT DOME WELLS SUCCESSFULLY DRILLED USING
CASING WHILE DRILLING
K. P. Malloy, Stress Engineering Services
MANAGED PRESSURE DRILLING – WHAT IS IT ANYWAY?
P. A. Fisher, Editor
INDEPENDENCE HUB:
RECORD AFTER RECORD AFTER RECORD…
J. Cromb, Anadarko Petroleum Corp.; Y. Delepine, Technip USA;
T. Bedore, Weatherford International Ltd.; B. Bradley, VAM USA;
G. Roussie, J. Massaglia, V&M Tubes
OUTER RISER SYSTEM FOR ANADARKO’S CONSTITUTION
SPR ALLOWS DRY TREES
Publisher Ron Higgins
EDITORIAL
Editor Perry A. Fischer
Managing/International Editor Kurt S. Abraham
Drilling Engineering Editor Victor A. Schmidt
Production Engineering Editor David Michael Cohen
Associate Editor Lauren W. Raber
Contributing News Editor Henry D. Terrell
Contributing Editor Arthur Berman
Contributing Editor Leonard V. Parent
Contributing Editor Les Skinner
Contributing Editor, Washington John McCaughey
Contributing Editor, Middle East Dr. A. F. Alhajji
Contributing Editor, North Sea Dr. Шystein Noreng
Contributing Editor, FSU Jacques Sapir
Contributing Editor, Latin America Mayra Rodriguez Valladares
Contributing Editor, S. E. Asia Jeffrey M. Moore
Contributing Editor, LNG Saeid Mokhatab
MAGAZINE PRODUCTION +1 (713) 525-4633
Director–Production and Information Technology Sheryl Stone
Manager–Advertising Production Cheryl Willis
Assistant Manager–Editorial Production Amy Dodd
Assistant Manager–Editorial Production Chris Valdez
Artist/Illustrator David Weeks
ADVERTISING SALES +1 (713) 520-4426
Display Advertising see Advertisers’ index
Classified Advertising/Reprint Sales Call 713-520-4449
CIRCULATION +1 (713) 520-4440
Director–Circulation Linda K. Johnson E-mail:
circulation@gulfpub.com
EDITORIAL ADVISORY BOARD
Senior Editorial Advisor
Paul L. Kelly, Consultant, Rowan Companies Inc.
Editorial Advisors
William Donald (Donnie) Harris III, CEO, Forrest A. Garb &
Associates, Inc.
Alexander G. Kemp, Schlumberger Professor, Petroleum
Economics, University of Aberdeen
Dr. D. Nathan Meehan, President, CMG Petroleum Consulting Ltd.
Galen Cobb, Vice President, Industry Relations, Halliburton,
and Chairman, Petroleum Equipment
Suppliers Association
Douglas C. Nester, COO, Prime Offshore L.L.C.
Dr. Terje Overvik, Executive Vice President, Exploration &
Production Norway, Statoil
David A. Pursell, Research Principal, Pickering Energy Partners, Inc.
Lawrence R. Dickerson, President and COO, Diamond Offshore
Drilling, Inc., and Chairman,
National Ocean Industries Association
Robert W. (Bob) Warren, Vice President, Investor Relations,
Pride International, Inc.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Нефть мира
ЧТО ПРОИСХОДИТ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
K. Abaraham, лавный реда тор WO
РЕКОРДНОЕ ПОВЫШЕНИЕ
ДОБЫЧИ ГАЗА В МЕКСИКЕ
Представители мексиканской компании Pemex за
явили, что в феврале 2007 г. достигли рекордных объе
мов добычи природного газа, составивших 5,77 млрд
фут3/сут. В январефеврале 2007 г. средняя добыча при
родного газа в Мексике повысилась на 14 % по сравне
нию с тем же периодом 2006 г. Было отмечено повы
шение добычи как попутного, так и природного газа.
На протяжении всего 2006 г. добыча природного газа в
стране составляла в среднем 5,36 млрд фут3/сут, что на
11 % выше, чем в 2005 г. Добыча газа в Мексике повы
силась, в основном за счет трех ведущих газодобыва
ющих регионов, к которым относятся северный реги
он (2,23 млрд фут3/сут), морской регион (1,78 млрд
фут3/сут) и южный регион (1,35 млрд фут3/сут).
ВКЛАД ЯПОНСКИХ КОМПАНИЙ В РАЗРАБОТКУ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ИНДОНЕЗИИ
Компании Japan Petroleum Exploration Cо. (Japex) и
Mitsubishi Corp. заявили, что планируют вложить
400 млн долл. на реализацию технологий повышения
добычи на индонезийском месторождении нефти и
природного газа Канджин в Восточной Яве. Компания
опубликовала свое заявление после приобретения у
компании PT Energi Mega Persada (EMP) 50 % участков
на месторождении. Стоимость сделки составила
360 млн долл. Доля в 50 % была поровну распределена
между двумя компаниями, остальные 50 % были при
обретены EMP. Благодаря этому проекту в течение сле
дующих трех лет добыча нефти на месторождении
Канджин возрастет с 60 тыс. до 100 тыс. брл/сут.
НАЧАЛО ДОБЫЧИ
НА МЕСТОРОЖДЕНИИ ПОХОКУРА
Компания Shell заявила, что на принадлежащем ей
месторождении природного газа Похокура, располо
женном на шельфе Новой Зеландии, приступили к
добыче газа и конденсата. Скважина расположена в
8 км от побережья Таранаки (Северный ов). Добы
тый газ транспортируется по подводному трубопро
воду на перерабатывающий завод в Похокура и при
емную станцию в Монтунуи, недалеко от НьюПли
мута. Компания Shell также заявила, что в конце сен
тября 2007 г. также начнется добыча на трех назем
ных скважинах в южной части острова. В дальнейшем
компания планирует пробурить еще пять скважин.
РАЗРАБОТКА ПРОЕКТА
СБОРА И ХРАНЕНИЯ СО2 В АБУ-ДАБИ
Государственная компания Abu Dhabi Future Energy
Co. (ADFEC) планирует разработать в рамках инициа
тивы Masdar проект системы сбора и хранения (carbon
capture and storage – ССS) СО2. Благодаря этому про
екту объемы выбросов СО2 в атмосферу снизятся на
40 %. Кроме того, разработан проект нагнетания СО2 в
нефтяные скважины, благодаря которому добыча неф
ти повысится на 10 %. «В настоящее время технология
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
ССS снижения объемов выбросов в атмосферу явля
ется наиболее перспективной», – заявил Султан Ах
мед Аль Джабер, исполнительный директор ADFEC.
СОКРАЩЕНИЕ НАЛОГОВ
НА РЕАЛИЗАЦИЮ НОВЫХ ПРОЕКТОВ
РАЗРАБОТКИ НЕФТЕНОСНЫХ ПЕСЧАНИКОВ
В ближайшее время операторам, которые планиру
ют реализацию проектов разработки нефтеносных пес
чаников Альберты, будут созданы предельно выгодные
условия. Это произойдет благодаря тому, что правитель
ство приняло решение снизить налоги на реализацию
новых проектов, чтобы увеличить инвестиции. В про
цессе обсуждения 19 марта 2007 г. Федерального бюд
жета Канады на 2007–2008 гг. министр финансов Дж.
Флаэрти объявил о том, что с 2010 г. повышение нало
гов на капиталовложения (Accelerated Capital Cost
Allowance – ACCA) будет приостановлено, а в период
2011–2015 гг. планируется постепенное его снижение.
ACCA в основном отражает затраты на разработку неф
теносных песчаников Канады, которые в сумме состав
ляют примерно 255 млн долл. Сектор разработки неф
теносных песчаников Канады достаточно мощный и
энергичный по этой причине повышать АССА нет не
обходимости. Однако стандартный налог АССА состав
ляет 25 % и снижать его более этого показателя не пла
нируется. Это положение будет касаться всех проектов
разработки нефтеносных песчаников, реализация ко
торых началась до 19 марта 2007 г. Некоторые аналити
ки полагают, что снижение налога может способство
вать пополнению капиталовложений на реализацию су
ществующих проектов из расчета 1 канадский долл/брл.
Это решение было принято почти одновременно с раз
работкой нового законопроекта, принятого админист
рацией Альберты, который вступил в силу с 1 июля
2007 г. Суть этого законопроекта заключается в сниже
нии на 12 % объемов выбросов парниковых газов ста
ведущими промышленными предприятиями провин
ции. Кроме того, этот законопроект также направлен
на экономию средств, благодаря новому положению ка
питаловложения в отрасль могут пополниться еще
0,18 канадскими долл/брл.
ПЛАНЫ КОМПАНИИ HALLIBURTON
Компания Halliburton планирует перенести свои
корпоративные штабквартиры из Хьюстона (США) в
Дубаи. Согласно этим планам исполнительный дирек
тор Д. Лесар и некоторые представители руководства
компании откроют в Арабских Эмиратах корпоратив
ные штабквартиры. Представительство в Хьюстоне,
возглавляемое главным операционным и финансовым
директором, также останется действующим. Мр Ле
сар заявил, что открытие штабквартир в Дубаи явля
ется одним из этапов стратегического плана развития
компании, обнародованного в 2006 г. План включает в
себя расширение взаимоотношений с международны
ми нефтяными компаниями, а также направление ин
вестиций и концентрацию ресурсов на Востоке. «Это
стало для всех нас неожиданным решением», – отме
тили республиканец Г. Уоксмен и президент Дж. Буш.
3
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
КОРОЛЬ АБДУЛЛА НАЗНАЧАЕТ
НОВЫЙ КАБИНЕТ МИНИСТРОВ
Как объявило официальное агентство новостей SPA,
король Саудовской Аравии Абдулла объявил об утверж
дении прежнего кабинета министров, включая министра
нефтяной промышленности и природных ресурсов Али
Наими. Гн Наими (71 год) был впервые избран на пост
министра в 1995 г. В настоящее время он избран на долж
ность министра нефтяной промышленности и природ
ных ресурсов в четвертый раз. Это переизбрание стало
неожиданным для общественности и, даже, самого гна
Наими. В февральском интервью The Wall Street Journal
гн Наими сказал, что «министры не должны уходить са
мостоятельно. Как правило, министры переизбираются
королем, особенно, по причине ухудшения здоровья, и,
как вы можете убедиться я в полном порядке и хорошей
форме. Однако предстоит много работы, поскольку в от
расли все еще возникает много проблем». Переизбра
ние гна Наими расценивается так же, как стремление
сохранить стабильность нефтяного рынка.
СТРАТЕГИЯ ОПЕК
ОТНОСИТЕЛЬНО ДОБЫЧИ
В марте 2007 г. министры ОПЕК пришли к соглаше
нию относительно снижения добычи до 1,7 млн брл/сут
в течение следующих шести месяцев, поскольку они
стремится сохранить баланс спроса и поставок на про
тяжении всего 2007 г. Представители ОПЕК также зая
вили, что первостепенное беспокойство относительно
стабильности рынка связано с изменчивостью финан
сового рынка, которое может повлиять на замедление
развития экономики. «Экономический спад является
первостепенной причиной беспокойства для нас», –
заявили на встрече в Вене президент ОПЕК и министр
нефтяной промышленности ОАЭ Али Наими.
УЛУЧШЕНИЕ СИТУАЦИИ В ИРАКЕ
Иракская компания Southern Oil Company начала
сооружение новых добывающих мощностей на место
рождении нефти Маджнун в регионе АльНашва не
далеко от границы с Ираном. Добыча на новом место
рождении составит 100 тыс. брл/сут. В своем интер
вью местной газете New Sabah директор проекта
М. Аббас сослался на то, что не знает, когда сооруже
ние новых мощностей будет завершено. Запасы нефти
месторождения Маджнун оцениваются в 10–30 млрд
брл с максимальной добычей 600 тыс. брл/сут. В на
стоящее время на месторождении Маджнун добыва
ется примерно 50 тыс. брл/сут нефти.
НЕГАТИВНОЕ ВЛИЯНИЕ ЦИКЛОНОВ
НА ДОБЫЧУ В АВСТРАЛИИ
Не только Мексиканский залив подвержен разруши
тельному влиянию тропических циклонов. После того,
как на протяжении недели на северозападном шельфе
Австралии бушевали тропические циклоны, 15 марта
2007 г. временно приостановленная морская добыча
была вновь возобновлена. После начала 8 марта 2007 г.
циклона Джордж, изза которого погибло два человека
и 20 человек получили значительные травмы, морская
добыча нефти была сокращена примерно на 45 %. Цик
лон Джордж пронесся над месторождением Гриффин
(оператор – компания BHP Billington). Добыча в объе
4
ме 170 тыс. брл/сут была приостановлена на пяти плат
формах. Второй циклон – Якоб – пронесся 12 марта
2007 г. над тем же регионом, включая месторождения
Коссак, Пионер, Легенда (Woodside), Гриффин (BHP
Billington) и МутиниЭксетер (Santos). Суммарная до
быча на этих месторождениях составляла 160 тыс.
брл/сут. Однако добыча нефти на месторождениях
Барроу Айлэнд (6500 брл/сут) и Тевенард Айлэнд
(3000 брл/сут), оператором которых является компания
Chevron, возобновилась уже 12 марта 2007 г.
НОВОЕ НАЛОГОВОЕ ПОЛОЖЕНИЕ
В ВЕЛИКОБРИТАНИИ
В марте 2007 г. официальные лица Великобритании
приняли решение о снижении налогов. Снижение на
логов было предусмотрено для всех отраслей промыш
ленности за исключением нефтяной и газовой промыш
ленности. Министр финансов Великобритании Г. Бра
ун считает, что вопрос будущего финансового режима
в Северном море обсуждаться не будет, поскольку на
лог на прибыль операторов, осуществляющих операции
в этом регионе, в 2005 г. оказался на миллиарды долла
ров ниже предполагаемого. Британские операторы
до сих пор возмущаются неожиданным повышением на
10 % налогов на прибыль, утвержденным Г. Брауном в
2005 г. Этот налог распространился на операторов, осу
ществляющих работы на старых месторождениях, ко
торые вынуждены были выплачивать в сумме 50 % на
логов, по сравнению с аналогичным стандартным нало
гом, составляющим 30 % в других отраслях. В настоя
щее время этот показатель снизился до 28 %. Это стало
причиной подачи жалобы операторами, входящими в
Ассоциацию морских операторов Великобритании
(UK Offshore Operators Association – UKOOA). «Казна
очевидно более важна, чем снижение налогов, но, к со
жалению, при этом не учитываются интересы операто
ров нашей отрасли», – отметил глава UKOOA, М. Вебб.
СОГЛАШЕНИЯ ИНДОНЕЗИИ
НА РЕАЛИЗАЦИЮ ПРОЕКТОВ
По сообщению министра энергетики и природных
ресурсов П. Юсджианторо Индонезия подписала не
сколько соглашений на реализацию ряда проектов, сто
имость которых составит 6,2 млрд долл. Соглашения
включают в себя реализацию семи нефтегазовых про
ектов, стоимостью 1,36 млрд долл. и разработку девяти
отраслевых программных обеспечений, стоимость ко
торых составит 411 млн долл. Из них можно отметить
проект разработки месторождений Сабанг и Пондок
Тенган (оператор – компания Pertamina) в Западной Яве
и Бекаси, стоимость которых составит 343 млн долл.,
проект разработки участка Субан II (ConocoPhillips) в
Южной Суматре и месторождений Туну и Тамбора
(Total) в Восточном Калимантане, стоимость которых
составит 326 и 404 млн долл. соответственно.
PEMEX ОБЪЯВЛЯЕТ О ЗАПАСАХ
«В 2006 г. компания Pemex опубликовала данные
о запасах нефти и природного газа, составляющие
15,5 млрд брл (в нефтяном эквиваленте). Эти цифры
меньше на 5,8 %, чем было объявлено годом раньше, в
2005 г.», – отметил Р. Эролес, глава государственной
компании Pemex. Запасы нефти и природного газа,
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
как прогнозируемые, так и извлекаемые, снизились
с 46,418 млрд брл в 2005 г. до 45,376 млрд брл в 2005 г.
Прогнозируемые запасы на конец 2005 г. оценивались
в 15,257 млрд брл, возможные запасы оценивались на
конец 2005 г. оценивались в 14,605 млрд брл.
БОЛИВИЯ ОТКАЗЫВАЕТСЯ ПОСТАВЛЯТЬ
ЭНЕРГОРЕСУРСЫ
По данным местной газеты El Diario министр по
углеводородам Боливии К. Вильегас сообщил между
народным нефтяным компаниям, что они не смогут
подписать договор на поставку углеводородных энер
горесурсов. «Я четко ответил представителям этих
компаний “нет”, поскольку эти энергоресурсы явля
ются собственностью государства», – заявил гн Ви
льегас на заседании боливийской сенатской комис
сии. Хотя большинство операторов осуществляют
операции в Боливии, они регистрируют добываемые
запасы непосредственно в Комиссии по ценным бу
магам США (Security and Exchange Commission). Гн
Вильегас угрожает этим компаниям запретить осуще
ствлять добычу боливийских ресурсов, если они бу
дут в дальнейшем регистрировать запасы в США.
ДОБЫЧА НЕФТИ НА ШЕЛЬФЕ ВЬЕТНАМА
По сообщениям прессы канадская независимая ком
пания Talisman Energy открыла запасы нефти в басс. Куу
Лонг, на шельфе Вьетнама. Добыча на испытательной
скважине TGT152/01 на участке 152/01составила при
мерно 5 тыс. брл/сут. Это открытие было сделано в не
посредственной близости от месторождения Те Джиак
Трак (TGT), расположенного а участке 161, открытого
британской компанией Soco International. Компания
Soco в настоящее время оформляет разрешение на ком
мерческую добычу нефти на месторождении. По дан
ным компании извлекаемые запасы месторождения
составляют 500 млн брл нефти. В четырех или пяти раз
ведочных скважинах, пробуренных компанией Soco,
была найдена нефть. Добыча на этих скважинах соста
вила в среднем 9 тыс. брл/сут, включая добычу на од
ной из скважин, составляющую 17,5 тыс. брл/сут. Обе
компании готовы к промышленной разработке место
рождения. Кроме того, компания Talisman Energy сде
лала еще одно перспективное открытие (месторожде
ние. Хай Су Ранг) на участке 152/01 с добычей из раз
ведочной скважины в 14863 брл/сут.
БУРЕНИЕ СКВАЖИНЫ НА НЬЮФАУНДЛЕНДЕ
Полупогружная буровая установка Eirik Raude в кон
це марта 2007 г. после ликвидации ряда производствен
ных проблем приступила к бурению. Как сообщалось в
прессе, буровая установка после технического обслу
живания была вновь размещена на точке бурения, на
месторождении Грейт Барасвей F66, в басс. Орфан,
оператором которого является компания Chevron. Зат
раты на реализацию проекта составят 119 млн долл и
первоначальный план заключался в завершении буре
ния скважины к середине февраля 2007 г. эта скважина
стала первой в этом глубоководном бассейне. Скважина
пробурена в водах глубиной 7900 фут (1 фут = 0,3048 м).
Протяженность скважины составляет 24 300 фут. По
мнению аналитиков, этой скважиной были открыты
наиболее значительные запасы на Ньюфаундленде.
PETROECUADOR УВЕЛИЧИВАЕТ
КАПИТАЛЬНЫЕ ЗАТРАТЫ
Государственная нефтяная компания Petroecuador
обнародовала свой бюджет на 2007 г., который состав
ляет 4,84млрд долл., что на 27 % выше, чем в 2006 г., ког
да этот показатель составлял 3,80 млрд долл. Кроме того,
представители компании заявили, что планируется
вложить еще 2,19 млрд долл. в импортирование энер
горесурсов. В сумме затраты на операции составят
1,74 млрд долл. и 912 млн долл. составят инвестиции.
Компания Petroecuador планирует к концу 2007 г. уве
личить добычу на 9 % с 170 тыс. до 185 тыс. брл/сут.
НОВОСТИ РАЗВЕДКИ
А. Berman, реда тор- онс льтант
МОЩЕНЫЕ ДОРОГИ И БАРНЕТТ ШЕЙЛ
В 1840х гг. в США начали прокладывать тысячи миль
дорог, устланных досками (мощеных дорог). Эти дороги
во всех отношениях были лучше немощеных дорог, кото
рые они заменили. Они обеспечивали доступ к каналам и
портам для транспортировки грузов. Эти дороги были
более надежны и обеспечивали в любую погоду более
быструю транспортировку грузов. Потребность в таких
дорогах была достаточно высока, и их строительство ве
лось настолько активно, что приобрело название «дорож
ной лихорадки». В соответствии с экономическими рас
четами срок эксплуатации этих дорог должен был соста
вить в среднем восемь лет, после чего настил дорог надо
было менять. Однако когда стало ясно, что настил дорог
изнашивается через тричетыре года, их строительство
прекратилось также быстро, как и началось. Уже к сере
дине 1850х гг. эти дороги стали историей.
Газовое месторождение Барнетт Шейл, находяще
еся в басс. Форт Ворф, парадоксально с двух точек зре
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
ния – низких рисков и высокой отдачи. Низкие рис
ки объясняются тем, что не возникает никаких сомне
ний в наличии больших запасов газа на месторожде
нии, залегающих на глубине менее и которые оцени
ваются в 150 млрд фут3. Высокая отдача продукта свя
зана с тем, что на этом месторождении применяются
технологии стимуляции разрыва пласта, горизонталь
ного бурения. Это способствовало тому, что более
2 млрд фут3 природного газа уже извлечено.
На месторождении Барнетт Шейл уже было про
бурено 1800 вертикальных скважин до того, как в
2003 г. приступили к горизонтальному бурению. С тех
пор число пробуренных скважин увеличилось до 3300,
включая 600 горизонтальных скважин.
В середине 1980х гг. наиболее активным операто
ром на месторождении была компания Mitchell Energy
Corp. В тот период специалисты компании приняли
решение увеличить глубину нескольких скважин, про
буренных на менее глубокие газоносные интервалы.
Отдача пластов была симулирована с использованием
геля и инновационных технологий разрыва пласта.
5
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
была составлена простая экономическая модель.
В среднем затраты на бурение вертикальных скважин
составили 3,5 млн долл, вертикальных скважин –
1,5 млн долл (см. табл.).
Простая э ономичес ая модель для верти альных и оризонтальных с важин на месторождении Барнетт Шейл
Видс важин
Верти альные
Горизонтальные
Рис. 1. Стр т рная арта Барнетт Шейл, на оторой азаны высо опрод тивные с важины. Данные предоставлены HIS Energy
Успех Mitchell Energy Corp. стал примером для других
компаний, в результате чего были разработаны анало
гичные модели экономических расчетов, бурения и за
канчивания скважин. В соответствии с экономически
ми расчетами разработки Барнетт Шейл высокий ко
эффициент снижения объемов добычи постепенно в
течение двухтрех лет стабилизируется, затем добыча
будет длительной, стабильной и высокой.
При оценке месторождения был рассчитан (на пер
вые пять лет) ежегодный коэффициент снижения объе
мов добычи природного газа для 1800 вертикальных сква
жин, законченных до 2003 г. и 600 горизонтальных сква
жин, законченных после 2003 г. Этот метод был выбран
для оценки рентабельности, в то время как более тради
ционные методы оценивали интенсивность притока.
Ежегодное снижение (в процентном выражении) оп
ределялось путем деления суммарного объема добычи
газа за оцениваемый год на суммарный объем добычи
газа за предыдущий год. Полученный показатель вычи
тался из 1 и умножался на 100 %, как показано ниже.
1–
Затраты,
млндолл
1,5
3,5
1
Добычав од,млрдф т3
С мма
2 3(80%) 4
5
Млрд Млн
(50%)
(85%) (90%) ф т3 БТЕ
0,200 0,100
0,575 0,144
0,020 0,003 0,0003 0,323 0,356
0,014 0,001 0,0004 0,735 0,808
В соответствии с проведенным анализом был сде
лан вывод, что большая часть скважин на месторож
дении Барнетт Шейл рентабельна. Месторождение
Барнетт Шейл считается продуктивным регионом;
единственный риск связан с реализацией технических
задач при разработке рентабельных проектов. Как бы
то ни было для оценки того или иного газового место
рождения требуется определенное время. Одно ясно
точно, риски являются неотъемлемой проблемой всех
E&P проектов, включая проекты разработки Барнетт
Шейл. Примерно одна треть всех скважин месторож
дения Барнетт Шейл рентабельны. Это обычный ко
эффициент успешности разработки месторождения.
На структурной карте участка Барнетт Шейл мож
но видеть, что большая часть скважин месторождения,
включая скважины компании Mitchell Energy Corp.,
пробурены на антиклинальный пласт (рис. 1). Однако
первоначальные модели разработки месторождения
Барнетт Шейл не учитывали структурные особеннос
ти местности. Стремление пробурить как можно боль
шее число скважин, не проведя предварительную тща
тельную экономическую оценку, равноценно строи
тельству мощеных дорог в 1840е гг. В настоящее вре
мя разработаны точные модели бурения вертикальных
и горизонтальных скважин. Точное определение осо
бенностей структуры и расчета экономического обо
снования необходимо даже с учетом низких рисков и
прогноза высокой отдачи продукта.
А. Berman (А. Берман), консультант в облас
ти геологии, специализирующийся в облас
ти нефтяной геологии, сейсмической интер
претации и создания базы данных. Мр Бер
ман свыше 20 лет работает в нефтяных ком
паниях, кроме того, он был редактором
Bulletin, издаваемого геологическим обще
ством Хьюстона (Houston Geological Society
– HGS). Связаться с мром Берманом мож
но по адресу: bermanae@gmail.com.
добычи аза в оцениваемый од
х 100 %.
(Объем
Объем добычи аза в предыд щий од )
Для прогнозирования добычи на пятилетний пери
од на скважинах, законченных в последнее время,
НОВОСТИ БУРЕНИЯ
L. Skinner, реда тор- онс льтант
МОРСКИЕ ШТУКОВИНЫ
Почему человек так загипнотизирован морем? Я
полагаю, что это происходит благодаря щедрости
моря. Исследуя историю мореплавания, вспомним,
что еще финикийцы продавали корабли китобойцам
Новой Англии, а испанские галеоны – сокровища,
добытые в Новом Свете. В настоящее время супер
6
танкеры транспортируют морем нефть и газ. Каждый
моряк считает море источником жизни. Даже в наши
дни мы удивляемся возможностям мореплавания.
Этот неподдельный интерес к морю никто не мо
жет объяснить. Неважно, сколько времени мы про
вели в море, все равно оно останется для нас загад
кой. Возможно, это происходит потому, что челове
ческий глаз не может проникнуть через толщу воды
и заглянуть в глубины моря. Этим объясняется стрем
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ление человека бурить скважины в глубины Земли и
изучать свойства нефти и природного газа. Однако я
не знаю никого, кто мог бы в действительности «заг
лянуть» вглубь скважины.
Первобытный человек сделал первый шаг, просто
начав дышать и двигаться. Затем изобрели воздушный
шар, наполнив его воздухом, что позволило путешество
вать через океан и наблюдать его с высоты. Искатели
жемчуга ныряли в море, чтобы заработать себе на жизнь.
Затем вооруженные силы, к нашему счастью, создали
средство для подводной активности и исследования от
даленных, скрытых глубин – подводную лодку.
В процессе первых исследований морских нефтя
ных месторождений геофизики нашли способ прони
кать сквозь толщу воды под морское дно, используя
способность воды передавать акустические сигналы.
Какие же источники акустических сигналов исполь
зовались в самых первых исследованиях? Динамит.
Возможно, это негативно отражалось на морской фа
уне. Полагаю, что пневматические источники сигна
лов менее негативно влияли на морскую фауну.
Однако в настоящее время разработана новая техно
логия, донный каротаж. Эта технология представляет
собой систему датчиков, размещенных на морском дне.
Над ними располагаются контрольные электромагнит
ные излучатели. Электромагнитные сигналы проника
ют сквозь толщу воды и сквозь породу. Обратные сигна
лы не только отражают характер залегания пластов, но
и сопротивляемость пластовых флюидов. Это очень важ
ное достижение, названное 2Dсейсмической съемкой.
Мы не можем видеть низкочастотные сигналы,
световые сигналы, которые используются в подвод
ных инструментах и приборах. Это осуществляется
следующим образом. Контроль осуществляется путем
передачи сигнала сквозь толщу воды, если на поверх
ности прерывается гидравлическое или электричес
кое соединение. В настоящее время радиоволны мо
гут проникать глубоко под воду, обеспечивая связь с
донным оборудованием и приборами контроля. Это
похоже на работу космических спутников, не так ли?
Принцип действия спутников навел на мысль раз
работать автономное подводное средство (autonomic
underwater vehicle – AUV). Любой специалист по под
водным исследованиям или морской бурильщик рабо
тают с этими системами, которые обеспечивают подвод
ную картину и выполнение операций без использова
ния ROV. Системы дистанционного управления спус
каются на дно при помощи кабеля, который также обес
печивает электрическую связь с приборами на поверх
ности. ROV связан с кораблем, AUV – нет. AUV разме
щается на морском дне и передает информацию при
помощи радиосигналов. С системами ROV необходимо
использовать кабели, при этом учитывая их длину и вес.
Отсюда мы можем сделать вывод, что системы ROV не
могут быть спущены так глубоко, как AUV.
Область использования морских AUV достаточно
разнообразна. Эти системы используются для получе
ния исследования профиля дна, составления карты дна
и отбора проб. Каким образом? В систему загружает
ся программа исследования образцов. Система AUV
ежедневно передает данные на поверхность или мо
жет собирать их и хранить определенное время.
Когда поставленная задача выполняется, система
AUV выпускает балласт, при помощи которого подни
мается на поверхность. Активируются световые сиг
нальные огни и радиомаяки; система находится на по
верхности воды до тех пор, пока ее не находит исследо
вательское судно. После поднятия системы на борт ба
тареи перезаряжаются, отобранные образцы извлека
ются и исследуются. Системный компьютер перепрог
раммируется, после чего AUV может использоваться для
выполнения следующей задачи. Не очень плохой спо
соб выполнять исследовательские морские операции.
В настоящее время разрабатываются подводные
буровые установки. Это будут компьютеризирован
ные, буровые установки, обеспечиваемые гидравли
ческой энергией системы, размещаемые на морском
дне. Обслуживающий персонал и средства техничес
кой поддержки будут размещаться на корабле. Буро
вые долота будут присоединяться к забойной компо
новке, все буровые операции будут контролировать
ся с поверхности. Эта система будет значительно от
личаться от традиционных систем бурения.
Я полагаю, следующим шагом станет разработка
подводного AUV, для выполнения операций для под
водной буровой установки. Затем, может быть, будут
разработаны еще более совершенные технологии.
Следуйте в этом направлении!
L. Skinner (Л. Скиннер), после окончания те
хасского университета получил диплом инже
нерахимика. В нефтяной отрасли мр Скин
нер работает уже 32 г. Л. Скиннер занимается
вопросами модернизации технологий буре
ния и управления скважиной. За время рабо
ты мр Скиннер сотрудничал с рядом незави
симых операторов и сервисных компаний.
Связаться с мром Скиннером можно по ад
ресу: lskinner@sbcglobal.net.
НОВОСТИ ДОБЫЧИ
V. Schmidt, на чный реда тор WO
ПОДВОДНАЯ ПЕРЕРАБОТКА
Преимущества подводной переработки продукта
очевидны: снижение гидростатического напора, со
кращение числа надводных мощностей и осуществ
ления сепарации на морском дне с целью нагнетания
обратно в скважины добываемой воды и сепарирован
ных твердых примесей. После этих операций по на
порному трубопроводу будут транспортироваться
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
только нефть и природный газ, по этой причине бу
дет снижаться загрязнение трубопровода, что связа
но с сокращением производственных затрат.
Эта мечта невероятна, на ее реализацию могут уйти
десятилетия, однако постепенно она воплощается в ре
альности. В 1985 г. была разработана первая система
подводной фонтанной арматуры, впоследствии вне
дренная в промышленное производство и установлен
ная на месторождении (в 1993 г.). Система подводной
сепарации для жидкостей была разработана в 1999 г.,
для жидкостей и газов в 2001 г. В 2007 г. на месторож
7
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
дении Тордис Северного моря будет
Группа 4. В эту группу входят нераз
установлена первая система комбини
рабатываемые и неразведанные учас
рованной сепарации (рис. 2). Гидрав
тки, которых в настоящее время насчи
лическая система и система снабже
тывается 65, включая Западную пусты
ния электроэнергией спроектированы
ню, и провинцию Анбар. KRG совмес
аналогично таким же системам, вне
тно с министерством нефтяной про
дренным на месторождении Ормен
мышленности будет контролировать
Лэндж (Северное море).
участки в Курдистане – провинции
Возможно, медленное внедрение ин
Дохук, Эрбил и Сулемания.
новационных технологий связано с тем,
Перед принятием нового законо
что глубоководные разработки ведутся
проекта потребуется пересмотреть
сравнительно недавно, даже, несмотря
все контракты, заключенные с пре
на удачную реализацию некоторых про
дыдущим правительством или адми
ектов в условиях высоких температур и Рис. 2. Первая омбинированная под- нистрацией Курдистана. Принятие
водная система сепарации, оторая
давлений. Эти проекты могут стать осно б дет становлена в 2007 . на мес- нового законопроекта в значитель
вой для разработки новых стратегий торождении Тордис в Северном море ной степени снизит риск нестабиль
применительно к маломасштабным про
ности в Ираке, который был основ
ектам и маргинальным месторождениям с целью их од
ным для международных компаний, желающих при
новременной разработки.
нять участие и вложить инвестиции в разработку ме
Конечно, существует ряд технических проблем, для
сторождений этой страны.
преодоления которых необходимы специальные разра
НОВЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
ботки и конструкционные решения. В связи с этим ком
пания Intec Engineering начала совместно с отраслевыми
Компания Chevron приступила к добыче нефти на
месторождении Бибийана, расположенном на участ
специалистами масштабное исследование возможности
ке Хабиджан 122 в Бангладеш. На месторождении
разработки подводных перерабатывающих технологий.
Конечной целью было создание подводных сепараторов,
будет также добываться природный газ в объеме
200 млн фут3/сут (начальная добыча), с последующим
насосов и компрессоров, а также систем питания и кон
троля. К исследованиям было привлечено 15 компаний.
увеличением до 500 млн фут3/сут. На месторождении
Не исключено, что эти исследования повлияют на уско
пробурено 12 скважин, установлен газоперерабаты
рение разработки подводных систем переработки, что
вающий завод, и проложены транспортные трубопро
значительно расширит возможности будущей глубоко
воды для природного газа и газоконденсата.
водной индустрии.
Компания CNOOC (China National Offshore Oil
Corp.) начала добычу нефти на морском месторожде
ПРИНЯТИЕ ЗАКОНОПРОЕКТА В ИРАКЕ
нии Босонг 345. Это месторождение считается одним
Законопроект Ирака по углеводородам, который
из самых маленьких морских месторождений нефти в
будет вскоре разработан, затронет вопрос разработ
Китае. Извлекаемые запасы составляют 11,3 млн брл.
ки нефтяных месторождений страны и возможности
Компания Melrose Resources приступила к добыче
вложения в эти проекты иностранных инвестиций. В
природного газа на египетском месторождении Вест
соответствии с этим законопроектом все месторож
Килала на участке Дельта Нила. В настоящее время
дения будут подразделяться на четыре группы. Пер
добыча составляет 80 млн фут3/сут.
вые две группы будут контролироваться националь
Началась добыча на морском месторождении Мана
ной нефтяной компанией Ирака Iraqi National Oil Co.,
ти (оператор – компания Petrobras). Добыча осуществ
которая будет вести переговоры относительно инос
ляется из двух скважин и составляет 70 млн фут3/сут.
транного инвестирования или разработки месторож
Эксплуатационная платформа полностью автоматизи
дений национальными компаниями.
рована и оборудована системой мониторинга.
В конце 2007 г. компания планирует пробурить до
Группа 1. В эту группу входит 27 месторождений, об
полнительные скважины, благодаря чему добыча на ме
ладающих дополнительным потенциалом, включая юж
ные участки Маджнун, Норд Румала и Сауф Румала.
сторождении может увеличиться до 212 млн фут3/сут.
Группа 2. В эту группу входит 25 месторождений,
Газ транспортируется на побережье по 24дюймоводу
включая Исмаил, Махмур, Карах Ивак, расположен
трубопроводу протяженностью 123 км на перерабаты
ные на севере страны, Химрин, Мансурия и Нахраван,
вающую станцию Sao Francisco do Conte, расположен
расположенные в центральной части страны и Ховзах,
ную 100 км от г. Сальвадор.
Раттави и Сиба, расположенные на юге страны.
Кроме того, компания Petrobras планирует в бли
жайшее время приступить к добыче нефти на двух ме
Группа 3. Месторождения, входящие в ту группу
будут разрабатываться министерством нефтяной про
сторождениях. Месторождения рас
мышленности Ирака и Региональным правительством
положены на северовосточном побе
Курдистана (Kurdistan Regional Government – KRG).
режье. В настоящее время добыча
Эти организации будут контролировать заключение
составляет 20 тыс. брл/сут.
Перевел Д. Баранаев
контрактов и выполнение операций. Данные контрак
ты будут затем рассматриваться федеральным коми
тетом нефтяной и газовой промышленности. В эту
Связаться с научным редактором WO –
группу входит 26 месторождений, включая Анбар,
V. Schmidt (В. Шмидтом) можно по адресу:
schmidtv@worldoil.com
Киркук, Мутханна, Наяф и Сулемания.
8
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Перевел Д. Баранаев
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ВЛИЯНИЕ ЭКСТРЕМАЛЬНЫХ УСЛОВИЙ
БУРЕНИЯ НА УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ
РОТОРНЫХ УПРАВЛЯЕМЫХ
СИСТЕМ И ДОЛОТ
B. Cox, L. Romo, омпания BP America; B. Champion, О. Maung, омпания Schlumberger и К. Card,
S. Barton, омпания Reed-Hycalog
Мно очисленные изменения в онстр ции долот и онфи рации КНБК привели ре ордной провод е на лонно-направленных с важин через тр дные для б рения част и формации ил о с
Скважины, пробуренные в пределах тренда таскалу
за близ БатонРуджа (шт. Луизиана), уже давно призна
ются экстремальными с точки зрения рабочих условий
– высокие давления и высокие температуры – и в свя
зи с трудностями управления траекторией. В статье об
суждается разбуривание сильно абразивных формаций
в интервалах бурения ствола под промежуточные обсад
ные колонны или буровые хвостовики до глубин пример
но 20 тыс. фут. В этих интервалах происходили основ
ные повреждения долот, инструментов для наклонно
направленного бурения и бурильной колонны. В послед
ние годы сложность ориентирования скважин повыси
лась, изза ограничений мест заложения скважин на
поверхности и расчленения коллектора. Новые скважи
ны бурят наклоннонаправленными, чтобы вскрывать
многопластовые залежи и не выходить за рамки ограни
чений, вводимых распорядительными органами.
Ориентирование ствола под промежуточную обсад
ную колонну требует бурения через абразивные поро
ды формации уилкокс с риском отхода от цели. Ниже
интервала бурения под промежуточную колонну встре
чаются значительные ограничения применению инст
рументов для наклоннонаправленного бурения, свя
занные с высокими температурами в диапазоне 300–
400 °F. Неудовлетворительное ориентирование, низкие
скорости проходки и повышенные темпы отказа забой
ных двигателей привели к проводке длинных и дорого
стоящих участков ствола. Наклоннонаправленные опе
рации в интервале бурения под промежуточную обсад
ную колонну или буровой хвостовик привели к увели
чению затрат для нескольких скважин до 3 млн долл. и
задержке в получении первой нефти на 30–45 дней.
В статье авторы описывают улучшение ситуации в
течение пяти лет в результате применения роторных
управляемых систем с приводом (powered rotary
steerable system – PRSS) в сочетании с роторным уп
равляемым долотом. Ступенчатое изменение эффек
тивности работ снизило время проводки 10 000 фут
ствола благодаря систематическому обучению.
Тренд таскалуза представляет собой полосу песков
верхнемелового периода шириной 30 миль (1 миля =
1,609 км) и протяженностью 275 миль, они простира
ются от границы между Луизианой и Миссисипи до гра
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
ницы с Техасом. Компания Chevron открыла месторож
дение Таскалуза в 1975 г., и активность работ достигла
максимума в 1981 г., когда для 20 компанийоператоров
действовало 80 буровых установок. Добыча на место
рождении ведется с глубин от 19 000 до 23 000 фут при
пластовых давлениях на уровне 17 000 фунт/дюйм2
(1 фут/дюйм2 = 6,89 кПа) и пластовых температурах,
превышающих 400 °F.
Программа крепления ствола в средней части раз
реза предполагает спуск кондуктора до глубины
5000 фут для перекрытия отложений гравия, глин гум
бо и представляющих опасность приповерхностных
формаций. Промежуточную колонну спускают до глу
бины около 16 000 фут в пределах зоны с линейным уве
личением давления у подошвы глинистых сланцев ми
дуэй. При бурении под кондуктор в качестве бурового
раствора обычно используют недиспергированную си
стему на водной основе. Перед вскрытием глинистых
сланцев мидуэй ствол скважины заполняют буровым
раствором на основе дизельного топлива. Следующий
участок ствола приходится на мелоподобные отложе
ния селма и глинистые сланцы эйто в начале зоны уве
личения давления и температуры (рис. 1).
Отложения селма характеризуются высокой трещи
новатостью и могут стать причиной сильной неустой
чивости ствола, если плотность бурового раствора
слишком высокая. Глинистые сланцы эйто являются ис
точником газопроявлений при бурении, и первая реак
ция бурильщика состоит в увеличении плотности бу
рового раствора. Однако это ведет к вспучиванию ме
лоподобной породы. При проектировании крепления
ствола в средней части разреза в скважине этот интер
вал предполагается разбурить 10 5/8дюймовым доло
том, затем спускают и цементируют 9 5/8дюймовую
обсадную колонну вместе с башмаком и пакером в вер
хней части хвостовика для изоляции давления.
ПРЕДЫСТОРИЯ
Программы бурения на месторождениях тренда
таскалуза сильно различаются; тем не менее, в самое
последнее время работы сосредоточены преимуще
ственно на месторождении ДжаджДигбай, округ
ПойнтКапи Париш (шт. Луизиана). Стандартизован
9
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Литоло ия
Гл бина,
ф т
Темп.,
°F
Диам.
ств.,
дюйм
Про рамма репления
с важины
Диам.
обс.
ол.,
дюйм
Истинная
л бина по
верти али, ф т
Истинная л бина по верти али, ф т
Известня хет
Известня
хет
Ви сб р
Спарта
Ви сб р
Спарта
Уил о с
Уил о с
Мид эй
Мид эй
Селма
Эйто
Изв. пайлет
Мелоподобные
отложения селма
Глинистые сланцы эйто
Известня пайлет
Песчани тас ал за
Поровое давл. в пласте мейдже
№5 (Rt)
Нач. пласт. давл. (испыт. пл.)
Те щие пластовые давл.
Фа т. плотн. б р. раств. для
пласта мейдже №5
План. плотн. б р. раств.
Град. давл. разр. песч. (v = 0,33)
Град. давл. разр. лин. сл.
Испытания на теч
Град. орно о давл.
Гл. сл. AB
Градиент давления, ф нт/ алл.
Рис. 1. Профили радиентов порово о давления и давления
разрыва пород на месторождении Джадж-Ди бай отражают
повышенное давление в мелоподобных отложениях селма
ную программу крепления ствола в средней части раз
реза (рис. 2) разрабатывали в течение нескольких лет.
Технологические достижения в проектировании до
лот и КНБК сократили необходимое число долот для раз
буривания этого участка ствола. В скважине, пробурен
ной в 1995 г., потребовалось 40 долот в интервале уста
новки промежуточной обсадной колонны и бурового
хвостовика, тогда как в последних скважинах потребо
валось менее 10 долот (рис. 3). Стратегия ориентирова
ния включена как функция стратегических ограниче
ний. Первоначально бурили вертикальные скважины, в
связи с ограниченными возможностями оборудования,
большими размерами объектов бурения и допустимос
тью отклонения от намеченной траектории. Тем не ме
нее, по мере разбуривания месторождения и разреше
ния сейсмических неопределенностей цели бурения ста
ли меньшими, поверхностные ограничения увеличились.
Первые наклоннонаправленные скважины бурили
с использованием обычных систем с забойным двигате
лем, и все они были закончены с набором, удержанием
и сбросом кривизны выше интервала абразивных пород
уилкокс. Управление траекторией во время бурения за
бойным двигателем было медленным и неэффективным,
делающим корректировки трудоемкими и дорогостоя
щими. Кроме того, формация уилкокс обычно начина
ется на глубине примерно 10 000 фут, так что для обес
10
Рис. 2. Стандартизованная про рамма репления ствола в
средней части разреза в с важине на месторождении ДжаджДи бай
печения четырехинтервального профиля скважины тре
буется длинный вертикальный участок в интервале
10 000–23 000 фут. Поддержание вертикальности ство
ла на участке протяженностью 13 000 фут в условиях
высоких давлений и температур, в сочетании с отклоне
нием скважины от заданного направления, часто при
водило к тому, что на конечной глубине забой оказывал
ся смещенным от цели на 300 фут. Если интервал набо
ра кривизны находится на слишком малой глубине и
после интервала сброса кривизны отклонение ствола от
вертикали окажется слишком малым, то может проис
ходить прихват инструмента вследствие образования
желобов на стенках скважины, износ обсадной колон
ны и разрыв бурильной колонны. На более значитель
ных глубинах в скважине высокие температуры ограни
чивают возможность применения инструментов для на
клоннонаправленного бурения. В продуктивных плас
тах на месторождении Таскалуза ограничивающим фак
тором является также твердость породы.
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Число долот
Б рение под хвостови
Б рение под промеж точн ю
обсадн ю олонн
На лонно-направленные с важины
Год
Рис. 3. Число использ емых долот на месторождении ДжаджДи бай с 1995 до 2006 . не лонно со ращалось, за ис лючением сл чаев на лонно-направленно о б рения (помечены
звездоч ой)
СОВРЕМЕННАЯ СТРАТЕГИЯ
НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ
В идеале, конкретная скважина будет определять
размер цели и положение на поверхности, так что ни
каких коррекций не требуется. Если это невозможно,
то операции по ориентированию должны быть закон
чены в интервале 5000–19 500 фут. Такие операции на
больших глубинах ограничиваются возможностями
обычных инструментов. Хотя турбина с изогнутым кор
пусом и представляется возможным вариантом, риск
прихвата труб не позволяет сделать работу с ней стан
дартной. Если объект бурения скважины имеет значи
тельный размер, так что тенденции отклонения ствола
от заданного направления делают невозможным выход
за пределы установленного допуска, то экономические
показатели вынуждают осуществлять операции по ори
ентированию в верхней части скважинного профиля.
Тем не менее, если цель мала и графики отклоне
ния ствола демонстрируют существование высокой
вероятности того, что скважина не сможет остаться в
пределах допуска, то операции по ориентированию
должны быть выполнены как можно на больших глу
бинах, определяемых возможностями инструменталь
ных средств. К сожалению, потребуются более доро
гие инструменты в сочетании с дополнительными из
держками, связанными с высокой температурой.
ПРИМЕРЫ ИЗ ПРАКТИКИ
Ниже приводится краткий обзор по восьми сква
жинам, пробуренным компанией BP за пятилетний
период и демонстрирующим методику обучения. Для
этих скважин привлечено несколько поставщиков ус
луг для долот и инструментов.
Скважина 1. Эту скважину пробурили в декабре
2002 г. Она была первой на месторождении Таскалу
за, в которой использовали роторную управляемую
систему (rotary steerable system – RSS) для бурения
12 1/4дюймвого ствола под промежуточную обсадную
колонну. Прежние скважины бурили с помощью уп
равляемых винтовых забойных двигателей (PDM). За
дачи ориентирования можно было бы решить, но при
использовании PDM требовалось несколько долот при
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
низкой скорости проходки и высокой вибрации. Ско
рости проходки в нижней части интервала бурения
под промежуточную обсадную колонну составляли в
среднем 20–25 фут/ч при использовании ротора и
только 5–7 фут/ч при использовании забойного дви
гателя. Назначение роторной управляемой системы
состояло в том, чтобы до максимума повысить меха
ническую скорость проходки и увеличить проходку на
долото в абразивных породах в условиях выполнения
требований к ориентированию долота.
Наклоннонаправленное бурение по четырехин
тервальному профилю напоминало бурение управля
емыми забойными двигателями. Для бурения ниже
известняков хет было применено 12 1/4дюймовое
шестилопастное долото с 19миллиметровыми поли
кристаллическими алмазными накладками. Этим до
лотом были пройдены отложения клейборн, спарта,
виксбург и вскрыта кровля формации уилкокс. Почти
сразу же столкнулись с сильными ударными нагруз
ками и вибрацией, которые ослабли, как только доло
то проникло в пропласток крепкого известняка на от
метке (измеренная длина ствола) 6850 фут. Регулиро
вание режима бурения вибрации не уменьшило.
На отметке примерно 8000 фут (измеренная длина)
степень проявления прерывистого движения, с заедани
ем и проскальзыванием, снизилась в результате перехо
да на высшую передачу верхнего привода при частоте
вращения 120 об/мин и с поддержанием постоянной
нагрузки на долото. К концу рейса прерывистое движе
ние стало препятствием для увеличения нагрузки на до
лото с целью поддержания эффективного бурения, и
нагрузка на долото с глубиной начала снижаться, изза
крутильных колебаний. Поэтому рейс долота был завер
шен, в связи с низкой скоростью проходки (при харак
теристике износа долота 0:1:WT:G:X:I:NO:PR), и долото
подняли на поверхность при измеренной длине ствола
10 161 фут. Долото и RSS оказались закупоренными.
Резервная роторная управляемая система и инстру
менты для измерения во время бурения были включе
ны в КНБК для повторного спуска, чтобы завершить
сброс кривизны для последующего вертикального бу
рения. Для завершения бурения 12 1/4дюймового ство
ла было выбрано семилопастное долото с 16миллимет
ровыми поликристаллическими алмазными накладка
ми, чтобы обеспечить более сглаженное противодей
ствие вращающему моменту и уменьшить крутильные
колебания. Долото оснащено улучшенными термостой
кими поликристаллическими алмазными накладками,
и активная конфигурация калибрующего венца рассчи
тана на повышение долговечности работы и эффектив
ности ориентирования. Роторная управляемая систе
ма, развивающая боковое усилие, была спущена в сква
жину до отметки 10 161 фут, и крутильные колебания
снизились, наряду с увеличением скорости проходки.
Во время бурения последних 200 фут ствола крутиль
ные колебания увеличились (частота вращения 60–
120 об/мин), изза неопределенности режима вибра
ции. Частоту вращения до конца рейса поддерживали
на уровне примерно 60 об/мин, что способствовало уве
личению крутильных колебаний и снижению скорос
ти проходки. КНБК с долотом подняли на поверхность,
изза низкой скорости проходки; характеристика
11
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
емую систему в интервале бурения
под промежуточную обсадную ко
лонну, имела больший диаметр ство
ла, 14 3/4" вместо 12 1/4" в первой
скважине; кроме того, в ней выше
RSS применяли винтовой забойный
двигатель с низкой частотой враще
ния и высоким вращающим момен
том. План наклоннонаправленного
бурения был немного модифициро
ван, чтобы достигнуть конечной глу
бины и опять перейти к вертикаль
ному бурению непосредственно у
кровли формации уилкокс.
Рис. 4. Сработанное долото из с в. 1 свидетельств ет о сильном проявлении прерыС помощью долота с фрезерован
висто о движения с заеданием и прос альзыванием (хара теристи а состояния доными зубьями разбурили башмак
лота 1:3:HC:G:X:I:CT:PR)
обсадной колонны, но долото при
шлось преждевременно поднять на
износа долота была следующей: 1:3:HC:G:X:I:CT:PR. Об поверхность, изза продольных колебаний и выхода из
следование долота на поверхности показало, что про строя подшипника. Это долото заменили восьмилопас
изошло термическое растрескивание калибрующего тным долотом в стальном корпусе с 16миллиметровы
венца и подложек режущих элементов в зонах запле ми поликристаллическими алмазными накладками и с
чиков (рис. 4), что свидетельствовало о сильном прояв вспомогательными режущими элементами на противо
лении прерывистого движения с заеданием и проскаль положных лопастях. В конструкции долота использо
зыванием. Такое заключение подтверждается данны ваны улучшенные термостойкие поликристаллические
ми о крутильных колебаниях, полученных в процессе алмазные накладки и активную конфигурацию калиб
измерений во время бурения. Данные о бурении пока рующего венца для повышения долговечности работы
зывают, что повреждение режущих элементов про и эффективности ориентирования. Впервые оно было
изошло в конце рейса, когда резко снизилась скорость спущено в комбинации с развивающей боковое усилие
роторной управляемой системой с приводом (PRSS).
проходки и быстро выросли крутильные колебания.
Эта КНБК была спущена до забоя, и на отметке
Тем не менее, режущие элементы калибрующего
венца с активной конфигурацией почти не имели ви 7400 фут был встречен пропласток известняка, в ре
димого повреждения/износа, что свидетельствовало об зультате чего в течение двух часов ощущались силь
эффективности принятой конфигурации калибрующе ные боковые удары. Будучи поднята на поверхность,
го венца и высокой концентрации поликристалличес эта компоновка оказалась поврежденной. Поднятое
ких алмазных накладок при одном и том же радиусе долото находилось в хорошем состоянии, и его повтор
режущих элементов. Характер износа убедительно сви но спустили в скважину с новой КНБК.
С помощью новой сборки в течение 235 ч пробурили
детельствовал о том, что основным видом вибрации
были крутильные колебания, и проблемы традицион 5831 фут ствола в отложениях уилкокс и мидуэй со сред
ных поперечных колебаний в нижней части отложений ней скоростью проходки 24,8 фут/ч. После того как про
уилкокс не проявлялись, видимо, в результате приме бурили 5000 фут, средняя скорость проходки составля
ла 37,6 фут/ч; при этом очень редко требовалось созда
нения выбранного долота с RSS и КНБК.
Уроки, полученные в скважине 1. Роторная управ вать нагрузку на долото, превышающую 14 000 фунт.
ляемая система способствовала общему повышению В формации уилкокс в слабой степени проявлялось пре
скорости проходки и сокращению времени бурения на рывистое движение с заеданием и проскальзыванием,
18 сут, в сравнении с вариантом бурения управляемым однако ситуацию контролировали увеличением часто
забойным двигателем. Роторная управляемая система ты вращения до 70–80 об/мин и небольшим уменьше
решила задачи ориентирования ствола при вертикаль нием нагрузки на долото. Активная конфигурация ка
ном положении ствола на забое. При разбуривании либрующего венца бурового долота была согласована с
формации уилкокс долотами с поликристаллическими режимом развития бокового усилия в роторной управ
алмазными накладками столкнулись с проблемами пре ляемой системе, что позволило на отметке 9422 фут уве
рывистого движения с заеданием и проскальзыванием личить зенитный угол до 19,4° и затем уменьшить его до
и ударными нагрузками. Применение вместе с RSS вин вертикального положения ствола на отметке 11 992 фут.
На отметке 13 400 фут буровой раствор в открытом
тового забойного двигателя должно обеспечить допол
нительный вращающий момент и повысить частоту стволе был замещен раствором на нефтяной основе.
вращения долота, которые снижают интенсивность После подготовки бурового раствора с требуемыми
прерывистого движения с заеданием и проскальзыва свойствами бурение возобновили. Случаи прерывисто
нием. В результате появляется возможность примене го движения с заеданием и проскальзыванием и удар
ния верхнего привода на низшей передаче, чтобы ного воздействия сократились по сравнению с тем, что
было при использовании водного бурового раствора. На
уменьшить вращающий момент на поверхности.
Скважина 2. Вторая скважина на месторождении отметке 14 500 фут угол отклонения ствола от вертика
Таскалуза, в которой использовали роторную управля ли увеличили до 2. Скорость проходки уменьшилась и
12
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
План
Фа тичес и
Измеренная длина ствола, ф т
роторная управляемая система больше не отвечала тре
бованиям, поэтому КНБК подняли на поверхность. При
ее проверке был выявлен 4 мм износ опор винтового
забойного двигателя, ослабление одной подкладки RSS
с размытым уплотнением и износ подкладок RSS на
1/4–3/8". Обследованиями в мастерской обнаружен
износ привода винтового забойного двигателя и по
вреждение электронного модуля RSS.
В этой скважине впервые 14 3/4дюймовым доло
том с поликристаллическими алмазными накладками
прошли весь интервал формации уилкокс. Состояние
долота охарактеризовано, как 1:3:RO:N:X:I:CT:BHA.
Режущие элементы калибрующего венца с активной
конфигурацией не были ни изношены, ни поврежде
ны. Это свидетельствует о том, что концентрация по
ликристаллических алмазных накладок в калибрую
щем венце обеспечила долговечность и улучшенную
реакцию на ориентирование долота. Нарушение коль
цевой конфигурации у конусной вершины этого до
лота большого диаметра с поликристаллическими ал
мазными накладками свидетельствовало о проявлении
крутильных колебаний. Износу подверглись режущие
элементы второго венца с убыванием их возвышения
над гнездами в стальных лопастях. Этому способство
вало действие абразивного песка на долото со сталь
ным уплотнением. Степень нарушения кольцевой кон
фигурации была не особенно значительной, так что эта
проблема, видимо, проявилась ближе к концу рейса.
Для разбуривания интервала глинистых сланцев ми
дуэй была использована более легкая компоновка, со
держащая роторную управляемую систему с приводом.
Примененное 14 3/4дюймовое долото с поликристал
лическими алмазными накладками было шестилопаст
ным, со стальным уплотнением и простой структурой
распределения 16миллиметровых поликристалличес
ких алмазных накладок. Оно имело устойчивую в бо
ковом направлении конфигурацию частично кольцево
го калибрующего венца. Стальной корпус и уменьшен
ное число лопастей обеспечили большой объем откры
той поверхности, способствующий поддержанию вы
сокой скорости проходки. Бурение началось на отмет
ке 14 379 фут, при этом стояла задача по сбросу кри
визны с выходом на вертикальность.
Эта конструкция для более агрессивного бурения
была выбрана на основании данных каротажа в сосед
них скважинах. Тем не менее, литология проходимых
пород оказалась отличающейся по сравнению с сосед
ними скважинами, и бурить пришлось через переслаи
вающиеся абразивные алевриты. Электронный блок
для контроля вибрации выявил сильные крутильные
колебания с высоко развитым прерывистым движени
ем с заеданием и проскальзыванием и вторичную вих
ревую траекторию движения долота на забое. В связи
с высокой изменчивостью вращающего момента, с са
мого начала рейса поддерживали низкую нагрузку на
долото, хотя спада крутильных колебаний не отмечали.
Нагрузку на долото увеличили, чтобы быстрее пройти
интервал разреза. На отметке 15 751 фут скорость про
ходки снизилась, и КНБК подняли из скважины, не до
стигнув конечной глубины на 351 фут.
В долоте наблюдалось значительное нарушение коль
цевой конфигурации у конусной вершины, изза экстен
Время, с т
Рис. 5. Графи б рения ствола под промеж точн ю обсадн ю олонн в с в. 2
сивного проявления прерывистого движения с заедани
ем и проскальзыванием. Это нарушение кольцевой кон
фигурации прогрессировало через корпус до калибру
ющего венца. Частично кольцевой калибрующий венец
все еще имел номинальный размер и не был поврежден;
это свидетельствовало о том, что прерывистое движение
с заеданием и проскальзыванием является основной
причиной износа и повреждения, а поперечные колеба
ния не относятся к определяющим факторам.
Уроки, полученные в скважине 2. Эта скважина
была первой, в которой прошли всю толщу формации
уилкокс 14 3/4дюймовым долотом с поликристалличес
кими алмазными накладками. В комбинации с ротор
ной управляемой системой с приводом примененное
долото позволило на 9 сут уменьшить время бурения и
сэкономить 450 тыс. долл. в результате сокращения вре
мени использования буровой установки (рис. 5). При
использовании для ориентирования RSS и PRSS в ком
бинации с пригодным для направленных операций до
лотом с поликристаллическими алмазными накладка
ми наклоннонаправленное бурение не следует начи
нать до того, как будет вскрыта формация уилкокс.
Необходимо разработать долговечные подкладки
RSS с повышенным сопротивлением абразивному из
носу для более длительной работы в формации уилкокс.
Требуются RSS/ PRSS, рассчитанные на более высокие
температуры (300 °F), чтобы можно было контролиро
вать скважину в интервале бурения под хвостовик.
В связи с сильными и изменчивыми проявлениями
вибрации, роторную управляемую систему или роторную
управляемую систему с приводом не следует использо
вать до полного разбуривания известняка хет. Кроме того,
необходимо улучшить узлы трансмиссии и опорных под
шипников в забойном двигателе, изза дополнительной
осевой нагрузки, создаваемой весом RSS. Винтовой за
бойный двигатель с ниппельным соединением внизу об
легчит монтаж и уменьшит нагрузки на двигатель.
Повреждение и износ долот с поликристалличес
кими алмазными накладками показал, что основной
причиной проблем являются крутильные колебания.
Использование активной конфигурации калибрующе
го венца в долоте обеспечивает повышенную долговеч
ность и возможность ориентирования.
13
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Рис. 6. При б рении в линистых сланцах мид эй с в. 3 КНБК
подняли на поверхность с отмет и 14 522 ф т, провер а поазала, что диаметр долота на 2 1/2" меньше алибра
Скважина 3. Эту скважину заложили в октябре 2003
г.; она была пятой скважиной, в которой использовали
PRSS. В условиях непрерывного мониторинга частоту
вращения и нагрузку на долото изменяли, как только об
наруживали проявление вибрации. Цель состояла в том,
чтобы пробурить весь 14 3/4дюймовый участок ствола
за один рейс путем снижения вибрации до минимума,
чтобы продлить срок службы долота и инструмента.
При разбуривании глинистых сланцев мидуэй за
регистрировали высокий вращающий момент на от
метке 14 502 фут. КНБК подняли на поверхность с от
метки 14 522 фут, диаметр долота оказался на 2 1/2"
меньше калибра (рис. 6). Ориентирующие подкладки
RSS были изношены на 1/2", а диаметр шарошечного
расширителя остался соответствующим калибру. Вин
товой забойный двигатель имел 5миллиметровый
люфт в подшипнике, а при разборке было выявлено
полное срабатывание радиальных подшипников и
трансмиссии. В связи с близким расположением ори
ентирующих подкладок к долоту, полное нарушение
кольцевой конфигурации долота произошло при про
водке всего примерно 3 фут ствола.
Этой КНБК за 304,5 ч пробурила 5701 фут ствола
при средней скорости проходки 18,7 фут/ч, так что в
режиме вертикального бурения успешно прошли всю
толщу формации уилкокс.
Новое долото той же самой конструкции и ротор
ная управляемая система с приводом были спущены в
скважину для завершения проводки 14 3/4дюймового
ствола в глинистых сланцах мидуэй. Этой сборкой раз
бурили всю толщу глинистых сланцев мидуэй (1778 фут)
при скорости проходки 12,9 фут/ч, что стало рекорд
ным на месторождении для этого интервала глинистых
сланцев, несмотря на поддержание низкой нагрузки на
долото. Крутильные колебания явно не проявлялись.
Уроки, полученные в скважине 3. Ступенчато из
менить показатели бурения невозможно посредством
оптимизации только одних параметров бурения для
минимизации вибрации и уменьшения выхода из
строя вооружения долота. Изменчивость разбуривае
мых пород, а также абразивный характер отдельных
слоев в толще формации уилкокс требуют оптимиза
ции конструкции бурового долота применительно к
конкретным условиям применения.
Оптимизация конструкции долота. В процессе бу
рения 14 3/4дюймовым долотом с поликристалличес
14
кими алмазными накладками столкнулись с нескольки
ми важными проблемами. Корпус долота сравнитель
но легко изнашивался при проскальзывании, которое
способствовало нарушению кольцевой конфигурации
долота, изза его стального уплотнения. В пределах пе
реслаивающихся формаций КНБК испытывала преры
вистое движение с заеданием и проскальзыванием.
Долговечность конусной вершины не была оптимизи
рована, изза ограниченной плотности поликристалли
ческих алмазных накладок во втором венце.
Было получено несколько важных уроков.
• Активная конфигурация калибрующего венца
оказалась успешной для обеспечения долговечности
и возможности ориентирования.
• Для разбуривания формаций спарта, виксбург и
клейборн с использованием водного бурового раство
ра требовался большой объем открытой поверхности.
• Для уменьшения степени нарушения кольцевой
конфигурации долота его корпус целесообразно было
изготовлять из карбида вольфрама.
• Следовало сократить число лопастей в долоте с
восьми до семи при относительно высоком значении
отношения высоты к ширине лопасти.
• Необходимо было изменить профиль режущих
элементов и увеличить плотность распределения по
ликристаллических алмазных накладок во втором вен
це, чтобы повысить долговечность заплечиков и конус
ной вершины долота.
• Следовало использовать улучшенные термостой
кие поликристаллические алмазные накладки.
• Требовалось изменить схему расположения воо
ружения долота и передний угол резания, чтобы обес
печить оптимальные значения нагрузки на долото/
скорости проходки и более плавную реакцию на вра
щающий момент, которая уменьшает крутильные ко
лебания и чувствительность к нагрузке на долото.
• Необходимо было сохранить активную конфигу
рацию калибрующего венца для обеспечения долго
вечности и возможности ориентирования.
Скважина 4. Первая на месторождении Таскалуза
скважина, в которой при бурении 10 5/8дюймового
ствола под хвостовик была использована развивающая
боковое усилие роторная управляемая система с при
водом, была спланирована как вертикальная. План
действий в непредвиденных ситуациях при чрезмер
ном отклонении от заданной траектории 14 3/4дюй
мового участка ствола предусматривал корректирую
щий спуск долота с PRSS на участке 10 5/8дюймового
ствола.
В стволе под хвостовик динамическая температура
на этой площади приближалась к 270 °F и превышала
рабочий предел для 10 3/4дюймового RSS. Для сниже
ния температуры циркулирующего бурового раствора
были использованы охлаждающие устройства. В интер
вале бурения под промежуточную обсадную колонну
плотность бурового раствора должна составлять 16,7–
16,9 фунт/галл (1 фунт/галл = 1,198 кг/м3). Моделиро
вание гидравлических характеристик показало, что при
такой плотности бурового раствора можно будет под
держивать расходы, соответствующие нижней части
рабочего диапазона RSS, что обеспечит ограничение
давление в напорной линии.
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Для проводки этого участка ствола потребовались
пять рейсов инструмента. К числу нарушений при бу
рении относились низкие скорости проходки, отказ
винтового забойного двигателя и повреждения ротор
ной управляемой системы.
Уроки, полученные в скважине 4. Когда для ори
ентирования долота в 10 5/8дюймовом стволе требу
ется применять роторную управляемую систему с при
водом, развивающую боковое усилие, необходимо
использовать новую конфигурацию промывки с низ
ким расходом, чтобы очистить инструмент и устранить
закупоривающее действие утяжеленного бурового
раствора. Такая низкорасходная конфигурация облег
чит также использование канала связи. Удаление за
бойного двигателя позволило бы увеличить расход за
качиваемого бурового раствора для очистки RSS. Тем
не менее, эта сборка может быть подвергнута риску,
если низкорасходный инструмент не сконфигуриро
ван. Буровое долото оптимизировано не было.
Скважина 5. Эта скважина была почти идентична
скв. 4. Тем не менее, на конечной глубине 14 3/4дюй
мового ствола под промежуточную обсадную колон
ну был отмечен отход от цели. Потребовалась коррек
тировка траектории для вывода на цель ствола под хво
стовик на конечной его глубине.
С учетом проблем в скв. 4, в которой поддержива
ли низкие расходы бурового раствора, влияющие на
очистку роторной управляемой системы, было реше
но не включать винтовой забойный двигатель в КНБК
для скв. 5. В результате, расход закачиваемого буро
вого раствора можно было бы увеличить на 20–
40 галл/мин. Кроме того, была использована недавно
разработанная, рассчитанная на высокие температу
ры (302 °F) роторная управляемая система с приводом,
развивающая боковые усилия.
Первая КНБК с 10 5/8дюймовой RSS была спущена
в скважину на отметке 17 632 фут вместе с шестилопа
стным долотом с 16миллиметровыми поликристалли
ческими алмазными накладками и пассивной конфи
гурацией калибрующего венца. Этой компоновкой про
бурили 300 фут, после чего ее подняли из скважины в
связи с отказом системы измерения во время бурения.
Вторую сборку с RSS (с тем же буровым долотом, что
и в рейсе 1) спустили в скважину, и ствол пробурили до
отметки 19 886 фут при достаточно высокой скорости
проходки и хорошем ориентировании долота. Не воз
никло никаких проблем с каналом связи в результате
увеличения скорости промывки до 520–550 галл/мин.
Такой повышенный расход обеспечил очистку инстру
мента и устранил закупоривающее действие утяжелен
ного бурового раствора. Тем не менее, в этом рейсе су
щественной проблемой было прерывистое движение с
заеданием и проскальзыванием. Несмотря на это, ствол
снова был выведен на вертикальное положение в пре
делах его цели на конечной отметке. Изменение нагруз
ки на долото или частоты вращения не оказало види
мого влияния на проявление прерывистого движения
с заеданием и проскальзыванием.
На отметке 19 886 фут скорость проходки снизи
лась до 5 фут/ч, и данную сборку извлекли из скважи
ны для завершения бурения этого участка ствола ро
торной сборкой. После возобновления бурения вер
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
тикального ствола скважину успешно довели до наме
ченной цели.
Уроки, полученные в скважине 5. Удаление вин
тового забойного двигателя из КНБК обеспечило до
полнительный расход бурового раствора, необходи
мый для канала связи и очистки инструмента. Устрой
ства для охлаждения бурового раствора не помогли,
поскольку расход был недостаточен, чтобы охлажден
ный раствор достиг скважинных инструментов до
того, как снова нагреется. В будущих скважинах та
кие дополнительные затраты на охлаждение нецеле
сообразны, если только не будет существенно увели
чен расход закачиваемого бурового раствора.
Скважина 6. Планом для этой скважины предус
матривался отход от вертикали 14 3/4дюймового ство
ла под промежуточную обсадную колонну ниже плас
та виксбург с последующим набором кривизны с тем
пом 1° на 100 фут до зенитного угла 18,5°. После под
держания этого угла в пределах формации уилкокс
ствол скважины опять будет выведен на вертикальное
положение (с темпом сброса кривизны 1° на 100 фут)
непосредственно перед точкой установки башмака
обсадной колонны на отметке 15 770 фут.
Отход от вертикали и набор кривизны ствола в
скважине были выполнены с помощью роторной уп
равляемой системы другой компании и долотом с рас
ширенным калибрующим венцом другого поставщи
ка. После трех последовавших друг за другом повреж
дений инструмента было принято решение завершить
бурение ствола по касательной, и в скважину спусти
ли развивающее боковое усилие RSS и обычное доло
то с поликристаллическими алмазными накладками
для наклоннонаправленного бурения, которое хоро
шо зарекомендовало себя в прежних скважинах на
месторождении Таскалуза.
Это было семилопастное долото с уплотненной мат
рицей и 16миллиметровым основным вооружением.
Долговечность долота была повышена благодаря при
менению комбинации улучшенных термостойких по
ликристаллических алмазных накладок, расширенных
режущих элементов второго венца и полностью актив
ной конфигурации калибрующего венца. Последняя
была согласована с развивающей боковое усилие
PRSS. Профиль и структура режущих элементов были
оптимизированы для данного применения, что обес
печило оптимальное соотношение нагрузки на доло
то, скорости проходки и частоты вращения для сни
жения крутильных колебаний.
Для улучшения связи с инструментом выше ротор
ной управляемой системы было размещено действу
ющее в реальном режиме времени стабилизирующее
устройство канала связи, которое позволяло буровой
бригаде безотлагательно удостоверяться в том, что
переданный по каналу связи сигнал принят, а также в
реальном времени получать данные о зенитном и ази
мутальном углах для ориентирования долота.
Этой сборкой пробурили 1522 фут ствола со скорос
тью проходки 15,9 фут/ч и уменьшением зенитного угла
с 19,6 до 12,0° в интервале отложений нижний уилкокс.
Сборку подняли на поверхность, изза низкой скорости
проходки, и бурильщик ожидал увидеть сильно повреж
денное долото. Однако поднятое долото не имело ни
15
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
щено вместе с забойным двигателем
существенного износа, ни механичес
для наклонно направленного бурения,
ких повреждений (рис. 7). Измерения
чтобы увеличить угол отклонения от
с помощью скважинного переводника
вертикали с 5,3 до 13° с последующим
для контроля вибрации показали низ
возвратом к вертикальному стволу.
кие уровни вибрации, несмотря на то
Это долото в режиме бурения без вра
что эту сборку использовали без вин
щения бурильной колонны позволяло
тового забойного двигателя. В этом
добиться скорости проходки всего
рейсе случаи прерывистого движения
2 фут/ч. Хотя им пробурили 720 фут,
с заеданием и проскальзыванием, а
зенитный угол удалось увеличить
также развития ударных нагрузок
только до 8,79°. Средняя скорость про
были редкими, даже в условиях при
ходки составила 6,9 фут/ч, так что
менения водного бурового раствора, и
рейс этого долота прервали, изза низ
проблем, связанных с этими явления
кой скорости проходки и плохой воз
ми, не возникало.
можности ориентирования долота.
Меньшие, чем ожидали, скорости
С учетом опыта, приобретенного
проходки отчасти могут вызываться
при проводке 14 3/4дюймовых участ
высокими темпами изменения кри
ков ствола, для завершения бурения
визны, предусматриваемыми в плане
скважины до конечной глубины была
наклоннонаправленного бурения, а
выбрана развивающая боковое уси
также пониженными значениями ча
лие роторная управляемая система.
стоты вращения и эффективности
бурения. Кроме того, долото было за Рис. 7. Долото, предназначенное для Она была согласована с надежной
сорено, а подкладки RSS изношены с в. 6, было поднято на поверхность конструкцией шестилопастного доло
та с 16миллиметровыми поликрис
на 1/8–1/4".
без с щественно о износа или мехаТо же самое долото и развиваю ничес их повреждений (хара терис- таллическими алмазными накладка
ми, хорошо зарекомендовавшей себя
щая боковое усилие роторная управ ти а долота 0:1:WT:NT:X:l:CT:PR)
при проводке ствола под промежуточ
ляемая система были использованы
в начале следующего рейса при разбуривании отло ную обсадную колонну. Этой конструкции долота свой
жений мидуэй. С помощью этой комбинации был ус ственна конфигурация калибрующего венца, согласу
тановлен новый рекорд проходки за один рейс (1025 ющаяся со сборкой для наклоннонаправленного буре
ния. Кроме того, была использована недавно разрабо
фут, скорость проходки 19,3 фут/ч).
Уроки, полученные в скважине 6. Долото, спроек танная роторная управляемая система, развивающая
тированное для данных условий применения, оказа боковое усилие, с особо низким расходом бурового ра
лось успешным в случае снижения сильных крутиль створа (360–650 галл/мин, 1 галл = 3,785 х 103 м3). Она
ных колебаний, традиционно встречавшихся в этом позволяет спускать инструменты при более высоких
вызывающем беспокойство интервале отложений уил значениях этого диапазона расходов. В результате
кокс. Успех не сопровождался компромиссным сни уменьшается риск закупорки инструмента буровым ра
жением эффективности бурения. Ни в одном долоте створом высокой плотности.
не было выявлено никаких признаков механического
Эта сборка долота и RSS позволила осуществить
повреждения, вызванного вибрацией.
резкий отход от вертикали с темпом набора кривиз
В эффективных операциях с RSS успешно исполь ны 4,2° на 100 фут с последующим бурением по каса
зовали в реальном режиме времени канал связи. Под тельной, сбросом кривизны с темпом 1° на 100 фут и
кладки роторной управляемой системы, развивающей выходом на вертикальность на отметке 19 913 фут.
боковые усилия, продолжали подвергаться обширно Бурение прошло весьма спокойно, почти без проявле
му износу в формации уилкокс. Для оптимизации сро ния прерывистого движения с заеданием и проскаль
ка службы инструмента и эффективности ориентиро зыванием и действия ударных нагрузок. Наилучшие
вания долота необходимо повысить сопротивляемость результаты получены при вращении с частотой 130–
абразивному износу.
140 об/мин и нагрузке на долото 20 000–30 000 фунт.
Скважина 7. По плану бурения, первоначально пред
Сборка была поднята на поверхность после провод
полагали завершить наклоннонаправленные операции ки 2968 фут ствола в течение 370 ч. Средняя скорость
в процессе проводки 14 3/4дюймового ствола под про проходки для этого завершающего рейса составила
межуточную обсадную колонну. В связи с отказом си 11,7 фут/ч, по сравнению с 6,9 фут/ч при использова
стемы ориентирования, была предпринята попытка нии винтового забойного двигателя. Поднятое долото
наклонно направленного бурения с помощью управля было в хорошем состоянии, что свидетельствует о ста
емого винтового забойного двигателя при проводке бильных условиях бурения.
10 5/8дюймового ствола под хвостовик в мелоподоб
Уроки, полученные в скважине 7. В этой скважи
ных отложениях селма и глинистых сланцах эйто. Для не были получены наилучшие показатели наклонно
наклоннонаправленного бурения этот интервал счита направленного бурения в этом пласте и на данных глу
ли чрезвычайно сложным, изза низкой скорости про бинах.
ходки и плохой возможности ориентирования долота.
Скважина 8. С учетом успешной работы RSS в
Шестилопастное долото с 16миллиметровыми по скв. 7 наклоннонаправленные операции в скв. 8 пла
ликристаллическими алмазными накладками было спу нировали провести при проводке 10 5/8дюймового
16
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ствола. Это позволяло снизить необходимость медлен
ных проблематичных наклоннонаправленных опера
ций при проводке 14 3/4дюймового ствола.
После разбуривания цементного камня для буре
ния 10 5/8дюймового ствола при особо низком рас
ходе бурового раствора была использована роторная
управляемая система, развивающая боковое усилие,
с тем же самым шестилопастным долотом с 16милли
метровыми поликристаллическими алмазными на
кладками. Помимо согласованной с наклоннонаправ
ленным бурением конфигурацией калибрующего вен
ца, долото отличается также поликристаллическими
алмазными накладками, содержащими исключитель
но стойкий к абразивному износу термоустойчивый
слой алмазов. Для повышения долговечности долото
оснащено также вторым венцом с поликристалличес
кими алмазными накладками. Такая конструкция до
лота потребовалась для продления 10 5/8дюймового
ствола в песчанике таскалуза.
Сборку спустили в скважину до отметки 15 910 фут,
и зенитный угол ствола успешно довели до 26°. В связи с
повреждением верхнего привода, сборку подняли из
скважины с отметки 18 432 фут после того, как пробури
ли 2522 фут при средней скорости проходки 17 фут/ч.
После замены верхнего привода до глубины
18 482 фут спустили другую сборку 10 5/8дюймового
долота и роторную управляемую систему с низким
расходом бурового раствора. Этой сборкой пробури
ли остальную часть ствола в пласте эйто, известняке
пайлет и песчанике верхняя таскалуза до конечной
глубины 19 680 фут (1198 фут при скорости проходки
9,2 фут/ч). Сборка была использована для выхода на
вертикальный участок ствола и вскрытия песчаника
верхняя таскалуза. Проявления прерывистого движе
ния с заеданием и проскальзыванием, а также удар
ного воздействия отмечено не было.
Уроки, полученные в скважине 8. Комбинация
инструментов с низким расходом бурового раствора,
исключительно стойких к абразивному износу поли
кристаллических алмазных накладок, гладкая реакция
долота на вращающий момент, высокая поперечная
устойчивость вооружения долота и согласованность
системы с конфигурацией калибрующего венца при
вели к наиболее успешному применению сборки для
бурения 10 5/8дюймового ствола на месторождении
ДжаджДигбай.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Разработка стратегии операций по наклоннона
правленному бурению в пределах месторождения
привела к бригадному проектированию долота и
КНБК. Сокращение числа рейсов для каждой скважи
ны на 50 % способствовало уменьшению времени ис
пользования буровой установки в операциях, не свя
занных с бурением, и, следовательно, ускорению вво
да скважины в эксплуатацию. Уменьшение длины
спускаемых труб позволило также сократить проис
шествия, связанные с безопасностью работ.
Наилучшие показатели работ при проводке участ
ков ствола под хвостовик с помощью сборки роторной
управляемой системы и долота с поликристалличес
кими алмазными накладками в скважинах 7 и 8 пока
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
зали, что даже в трудных условиях наклоннонаправ
ленного бурения вполне достижимы рекордные ско
рости проходки. Внимание бригады теперь переклю
чается на участок ствола под промежуточную обсад
ную колонну, где проявляется гораздо большая измен
чивость в буримости породы. Комплексный бригад
ный подход будет способствовать дальнейшему раз
витию методов применения КНБК и долота.
Перевел В. Иванов
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Shaughnessy J.M., and H.A. Locke, «20plus years of Tuscaloosa
drilling: Continuously optimizing deep HT/HP wells», SPE/IADC
59181, presented at the SPE/IADC Drilling Conference, New Orleans,
February 23–25, 2000.
2. Shaughnessy J.M., L.A. Romo, and R.L. Soza, «Problems of ultradeep
hightemperature, highpressure drilling», SPE 84555, presented at the
Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, October 58, 2003.
3. Mason С.М., «Optimizing diamond bit/turbine drilling
performance», SPE 12613, presented at SPE Deep Drilling and
Production Symposium, Amarillo, Texas, April 1–3, 1984.
4. Miller B., «Case histories of impreg/turbine sticking problems», BP
internal communication, October 2000.
5. Fear M.J., F. Abbassian, S.H.L. Parfitt and L. McClean, «The
destruction of PDC bits by severe slipstick vibration», SPE/IADC
37639, presented at the SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam,
The Netherlands, March 4–6, 1997.
6. Ashely D.K., X.M. McNary and J.C. Tomlinson, «Extending bit life
with multiaxis vibration measurements», SPE/IADC 67696, presented
at the SPE/IADC Drilling Conference. Amsterdam, The Netherlands,
February 27March 1, 2001.
7. Roberts T.S., «Development of a new concept of steerable PDC bit
for directional drilling», SPE 39307, presented at the 1ADC/SPE
Drilling Conference, Dallas, Texas, March 3–6, 1998.
8. Barton S., «Development of stable PDC bits for specific use on rotary
steerable systems», IADC/SPE 62779, presented at the IADC/SPE Asia
Pacific Drilling Conference, Kuala Lumpur, Malaysia, September 11–
13, 2000.
B. Cox (Бронвин Кокс), получила диплом инже
нера, защитила степень магистра в области раз
работки, производства и менеджмента
оборудования для нефтяной отрасли в Универ
ситете Кембриджа. Гжа Кокс работала на мес
торождения Амберджек и Сауф Пасс в
Мексиканском заливе. В период 1996–2001 гг.
она сотрудничала с компанией Schlumberger.
L. Romo (Луис А. Ромо), защитил диплом по геофизике и получил
степень магистра в области нефтяных разработок в университете
Техаса. Мр Ромо работал на НТНРскважинах, занимался разра
боткой глубоководных проектов и проектами бурения твердых по
род. Мр Ромо сотрудничает с компанией BP America (Хьюстон).
B. Champion (Бретт Чэмпиэн), получил степень бакалавра в обла
сти разработки промышленных технологий; сотрудничает с ком
панией Schlumberger с 1993 г.
О. Maung (Осмон Монг), получил степень бакалавра в области
разработки промышленных технологий в университете Луизиа
ны. Сотрудничает с компаний Schlumberger с 1990 г.
К. Card (Кирк Кард), получил степень бакалавра по химическим
технологиям в университете Огайо. Мр Кард представляет ком
панию ReedHycalog.
S. Barton (Стив Бартон), работает в области разработки систем
RSS, конструкции буровых долот и бурения ERDскважин; пред
ставляет компанию ReedHycalog.
17
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РЕШЕНИЕ ПРОБЛЕМ,
СВЯЗАННЫХ
С МОРСКИМИ
ТЕХНОЛОГИЯМИ СПГ
S. Mokhatab, реда тор – онс льтант, LNG, World Oil, D. Wood, David & Wood Associates, Лин ольн, Велиобритания
Основная часть проблем, связанных с сжижением природно о аза в морс их словиях, же решены. Рост спроса на СПГ может стим лировать отраслевые омпании преодолевать возни ающие барьеры
Несмотря на то, что разработанные технологии
СПГ уже подтвердили свою жизнеспособность, такие
проекты связаны с определенными трудностями. Зна!
чительные затраты и ощутимые риски, вместе с отсут!
ствием энтузиазма операторов и правительства пре!
пятствовало исследованиям даже при условии повы!
шения спроса на природный газ, поддерживаемого
расширением и модернизацией рынка СПГ.
Ведущие международные нефтяные компании осу!
ществляют исследования и разработки, сфокусиро!
ванные, прежде всего, на размещении крупномасш!
табных мощностей для добычи значительных запасов
природного газа. Однако крупных газовых месторож!
дений, расположенных в отдаленных морских регио!
нах, в настоящее время открыто не так много. Компа!
нии стараются бурить на газ недалеко от береговой
линии, поэтому необходима прокладка трубопроводов.
Реализация проекта разработки крупного газового
месторождения (более 6 трлн фут3), расположенного
на удаленном расстоянии от берега, связана с опреде!
ленными трудностями, например, возможно операто!
ру будет экономически невыгодно размещение пла!
вучей буровой установки или наоборот, добыча на
месторождении может продолжаться в течение не!
скольких десятилетий, что значительно выше срока
эксплуатации плавучей буровой установки.
Поэтому проектами разработки крупных газовых
месторождений (1–3 трлн фут3), расположенных на
достаточном расстоянии от берега и рынка сбыта, не!
обходимо предусматривать строительство трубопро!
водов для транспортировки СПГ. Во многих странах
(Анголе, Нигерии) требования к сжиганию природ!
ного газа ужесточаются. Многие операторы, осуще!
ствляющие операции на море, разрабатывают совме!
стные проекты строительства морских мощностей
для сжижения природного газа с производительнос!
тью 4 млн т/год, что значительно выгоднее, чем раз!
мещать мощности для нагнетания газа обратно в сква!
жину.
Сжижение природного газа на морских место!
рождениях становится все более выгодно, посколь!
ку спрос на СПГ растет. При строительстве крупных
18
плавучих систем добычи, хранения и отгрузки не!
фти (floating, production, storage and offloading –
FPSO) и сжижения природного газа необходимо
предусматривать системы транспортировки СПГ.
Плавучие системы регазификации СПГ, такие как
Energy Bridge, уже построены. Кроме того, строит!
ся несколько плавучих систем для хранения и рега!
зификации (floating storage regasification units –
FSRU) для размещения их в Мексиканском заливе и
шельфе Италии. Несмотря на то, что регазификация
является достаточно простой технологией, она по!
требует модернизации для реализации в морских
условиях.
Постепенно все проблемы, и не только технологи!
ческие, решаются. Одним из наиболее существенных
препятствий является геополитика. Страны, в водах
которых реализуются проекты сооружения морских
мощностей по сжижению природного газа, например,
Нигерия, настаивают на значительном налоге с дохо!
дов, что почти невозможно.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКЕ
ПРОБЛЕМЫ
Возможность сооружения морских мощностей по
сжижению природного газа рассматривается ведущи!
ми международными отраслевыми компаниями еще
с 1980!х гг. Давид Вуд также занимается этой пробле!
мой для компании Mobil. Цель его работы – разме!
щение этих мощностей в Персидском заливе и на
шельфе Папуа Новой Гвинеи. Компания Shell с нача!
ла 1990!х гг. вкладывает значительные инвестиции в
исследования и разработку таких проектов. Однако ни
один из проектов не был реализован по причине слиш!
ком высоких товарных цен на СПГ и высокого техно!
логического риска. К основным проблемам можно от!
нести.
• Требования к весу и размеру. Пространство на
плавучих установках ограничено. Чтобы разместить
оборудование как можно компактнее необходимо про!
вести тщательный анализ.
• Простота начала и завершения операций. В слу!
чае плохих погодных условий на морской установке
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
может понадобиться быстрое отключение оборудова!
ния. Однако следует учитывать, что сжижение проис!
ходит наиболее эффективно при постоянно продолжа!
ющемся процессе, с медленным прерыванием опера!
ций.
• Гибкость и эффективность. Поскольку такой за!
вод будет обслуживать несколько месторождений,
свойства газа, поступающего на установку, будут
различны. Это может в значительной степени повли!
ять на срок эксплуатации оборудования, поэтому
производственное оборудование следует модерни!
зировать.
• Безопасность. Безопасность отгрузки СПГ на тан!
кер и соблюдение норм безопасности окружающей
среды потребуют разработки надежной системы зая!
коривания и управления отгрузкой. Перекачка СПГ
на танкер должна осуществляться при криогенных
температурах, что является достаточно проблематич!
ным. Для морских условий потребуется специальная
разработка систем контроля.
• Контроль движения судна. Необходимо предус!
мотреть возможность пролива СПГ при чрезвычайном
наполнении емкостей для транспортировки. Для это!
го следует точно рассчитать все возможные ситуации,
которые могут возникнуть при движении судна с мес!
торождения до места отгрузки.
• Системы химического процесса. Сложность сис!
тем охлаждения представляет собой наиболее важную
проблему.
Требования к морским и наземным установкам по
сжижению природного газа различны. Если для назем!
ных заводов ключевыми требованиями являются тер!
модинамическая эффективность, то для морских ус!
тановок основополагающим требованием станет бе!
зопасность
ИСТОРИЯ РАЗРАБОТКИ
МОРСКИХ УСТАНОВОК
Первые испытания морских заводов по сжиже!
нию природного газа проводились еще в середине
1990!х гг. Компании Shell, Floating LNG (FLNG) и
Floating Oil and Natural Gas (FONG) совместно раз!
работали концепцию переработки природного и по!
путного газа и стали пионерами в этой области. Ком!
пания Foster Wheeler стала одной из первых изучать
возможность сооружения установок СПГ в морских
условиях и продемонстрировала свою готовность
принять участие в таком проекте.
Производительность наземных заводов составляет
4–8 млн т/год. Такие заводы занимают значительные
производственные площади. Производительная мощ!
ность морских установок не может превысить 1–
3 трлн фут3, что крупные компании заинтересовать не
может.
Существуют и другие проблемы. Для осуществле!
ния процесса сжижения необходимо большое коли!
чество электроэнергии (50 МВт на производство про!
дукта в объеме 1 млн т/год). Кроме того, перекачка
СПГ из хранилищ на транспортный танкер также свя!
зана с определенными трудностями.
Компания BHP Billiton рассмотрела возможность
сооружения завода по сжижению природного газа на
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
Первая «межс довая» пере ач а СПГ с обычно о транспортно о с дна Excalibur на ре азифи ационное с дно Energy Bridge
была ос ществлена в феврале 2007 .
газоконденсатном месторождении Вай!Ундан в Ти!
морском море. Совместные разведочные работы мар!
гинальных месторождений, проводимые компанией
Chevron и другими, показали, что компактный завод
по сжижению природного газа может быть установ!
лен.
В конце 1990!х гг. компания Mobil разработала про!
ект плавучего завода по сжижению природного газа.
В 2000 г. европейский консорциум, представленный в
основном французскими компаниями, разработал
проект Azure R&D. Основное внимание было сфоку!
сировано на анализе и экспериментальных работах.
Для строительства завода было разработано два сце!
нария.
1. Строительство завода с производительной мощ!
ностью3 млн т/год в Юго!Восточной Азии.
2. Строительство завода с производительной мощ!
ностью 1 млн т/год в Западной Африке.
В настоящее время в некоторых регионах приме!
няют метод перекачки СПГ с одного судна на другое.
Например, после ввода в эксплуатацию проекта
Teeside GasPort в Великобритании этот метод. СПГ
перекачивался с обычного танкера на регазификаци!
онное судно Energy Bridge. Оба судно были соедине!
19
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ны в параллельную конфигурацию, что значительно
облегчило перекачку СПГ (см. рис.).
Национальная лаборатория в Лос!Аламос разрабо!
тала метод термоакустического охлаждения для заво!
дов по сжижению СПГ с небольшой производитель!
ностью. В 2001 г. компания Shell также разработала
несколько технологий сжижения СПГ в морских ус!
ловиях. Наиболее эффективной оказалась технология,
примененная в проекте Sunrise, реализующемся на
шельфе Австралии. Выход готового продукта состав!
лял 5 млн т/год.
Усовершенствованный вариант концепции был
применен на месторождении Куду в Намибии. Ком!
пания Aker Kvaerener также занималась разработка!
ми в этой области для месторождения Сноувит.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ
ПРОЦЕСС
Технологический процесс сжижения природного
газа в морских условиях аналогичен процессу, разра!
ботанному для наземных заводов. Последние разра!
ботки основаны на использовании циклической тех!
нологию смешанного охладителя, включая цикл пред!
варительного охлаждения пропана. Однако как уже
обсуждалось ранее выбор критериев морской и назем!
ной технологии сжижения различен. Итак, если завод
размещается на палубе FPSO остается только выбрать
подходящую технологию.
УСУГУБЛЕНИЕ
ПРОБЛЕМ
В процессе сжижения природного газа в морских
условиях операторы сталкиваются с некоторыми про!
блемами.
Хранение СПГ. Транспортировка СПГ танкерами
осуществляется давно, и этот процесс налажен дос!
таточно хорошо. Перекачка СПГ на транспортное
судно всегда связана с некоторыми проблемами. Все!
гда есть незначительный риск проливания СПГ. Но в
этом случае речь идет о проливании незначительно!
го объема жидкости. Но хранение СПГ связано с
большими трудностями. На суше СПГ хранится в бе!
тонных резервуарах, чтобы предотвратить контакт
криогенных флюидов с металлом. Но сооружение
таких хранилищ на борту судна невозможно. Любая
утечка СПГ из хранилищ связана с серьезным по!
вреждением корпуса судна и возможностью проли!
вания огромного количества СПГ в море. Устранение
этих рисков и обеспечение надежности и безопасно!
сти является основной задачей при разработке кон!
струкций.
Отгрузка. Для осуществления отгрузки СПГ в мор!
ских условиях потребуется большое число танкеров.
При отгрузке любое перемещение судов недопусти!
мо, поэтому необходимо разработать системы контро!
ля. Для осуществления отгрузки на суда с традицион!
ными системами заякоривания используется принцип
соединения двух судов. При моделировании процес!
са отгрузки следует учитывать и еще один немаловаж!
ный фактор: погодные условия.
Управление операциями. Для управления операци!
ями потребуется большое число квалифицированно!
20
го персонала. В некоторых случаях численность пер!
сонала может достигнуть 250 чел. Обеспечение быто!
вых условий, безопасности и выплата заработной пла!
ты такому многочисленному персоналу в морских ус!
ловиях связано с достаточно высокими затратами.
Оборудование. Сжижение природного газа в мор!
ских условиях потребует специального оборудования,
обеспечивающего техническую поддержку процесса.
Для размещения такого оборудования могут понадо!
биться дополнительные площади и специально обучен!
ный персонал.
ВЫВОДЫ
Сектор СПГ продолжает ставить рекорды в облас!
ти надежности и безопасности. Отраслевые специа!
листы продолжают усовершенствовать технологии, и
в настоящее время им принадлежит разработка мно!
гих инновационных решений для сектора СПГ.
Однако все еще выявляются проблемы, связанные
с расширением технологии сжижения природного
газа в морских условиях. Наиболее серьезную пробле!
му представляют мощности для хранения СПГ в мор!
ских условиях. Эта технология требует разработки
специальных конструкций хранилищ, которые были
достаточно надежны, чтобы избежать проливания
СПГ в море.
Снижение производственных затрат также явля!
ется ключевым фактором. Установившиеся в настоя!
щее время цены на природный газ могут стать силь!
ным стимулирующим фактором для развития секто!
ра. Себестоимость природного газа, сжиженного в
морских условиях, значительно ниже, чем полученно!
го на наземных заводах СПГ. Поэтому специалисты
отрасли будут стремиться развивать эти технологии и
усовершенствовать существующие методики.
Перевел Г. Кочет ов
S. Mokhatab (С. Мохатаб), является сотрудни!
ком кафедры нефтехимических технологий
университета Вайоминга. М!р Мохатаб оказы!
вает консультационные услуги в процессе реа!
лизации проектов для газового сектора отрасли.
М!р Мохатаб сотрудничает с международной
ассоциацией David Wood & Associates. Он опуб!
ликовал более 50 трудов и книг.
D. Wood (Д. Вуд), консультант. М!р Вуд ока!
зывает консультационные услуги в области
интеграционных технологий, экономики, рас!
чета рисков и проблем управления. М!р Вуд
защитил докторскую степень в Imperial
College в Лондоне. Связаться с м!ром Вудом
можно по адресу: wood@compuserve.com.
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ЗНАЧЕНИЕ
СТРАТИГРАФИЧЕСКОГО
АНАЛИЗА
СЕЙСМОГЕОЛОГИЧЕСКИХ
КОМПЛЕКСОВ
D-r W. Wornardt, Micro-Strat Inc.
Детальная интерпретация сейсмострати рафичес их данных может помочь инженерам при решении сложных проблем б рения и разработ и месторождений
Палеобатиметрия
Верх. батиаль
Сред. батиаль
Сейсмостратирафичес ая
олон а
Плиоцен
ПС
Страти рафия
осадочно о разреза
Системные
бло и
Система
Извест овые
нанофоссилии и
фораминиферы
Гл бина
Каротажная
диа рамма
Биособытия
Возраст
(млн лет)
С ммарная числ.
нанофоссилий
Программы геологоразведочных работ и операций
по добыче можно значительно усовершенствовать,
применив стратиграфический анализ сейсмогеологи
ческих комплексов. В этом случае у геологоразвед
чика значительно увеличиваются возможности ин
терпретации типов пород, ассоциирующихся с ано
малиями зависимости амплитуды отражения от уда
ления, а также прогноза наличия углеводородов при
отсутствии таких аномалий. Указанная методика по
зволяет геологоразведчику выявить, открыть и оце
нить новые пластыколлекторы углеводородов и
Высо о зале ающий системный бло
Граница разреза
Низ о зале ающий системный бло
Верхний, низ о зале . линоформ. омпл.
Р словые песчани и
Низ о зале ающий системный бло
Верхние, низ. зале . плитчат. т рбидиты
Транс рессивно зале . системный бло
Поверхность ма симально о затопления
Низ о зале ающий системный бло
Верх., низ о зал. омпл. с лон. он са выноса
Низ о зале ающий системный бло
Верхний, низ о зале ающий омпле с
донно о он са выноса
Рис. 1. Страти рафичес ая модель осад она опления, на оторой по азаны раницы толщ, поверхности ма симально о
затопления и системные бло и, вс рытые с важиной
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
уменьшить риск при принятии решений руковод
ством. Важными особенностями указанного анализа
являются понятия нефтегазоносных комплексов по
род, а также рассмотрение материнских пород, по
крышек и ловушек, ассоциирующихся с различны
ми песчаными коллекторами и с присущими им низ
ко, трансгрессивно и высоко залегающими систем
ными блоками.
С позиций инженерной перспективы знание стра
тиграфии сейсмогеологических комплексов позволя
ет объяснить:
• почему в одной скважине вскрыто два продуктив
ных песчаника, а в другой на том же самом мес
торождении – лишь один;
• почему нет эффекта от заводнения;
• как более эффективно оконтурить и разработать
новое месторождение.
Стратиграфический анализ сейсмогеологических
комплексов (рис. 1) представляет собой объединение
детальных биостратиграфических и палеобатиметри
ческих данных, каротажных диаграмм и профилей
МОВ [1].
Данная методика позволяет геологам и геофизикам
расчленять вскрытый скважиной стратиграфический
разрез, а также сейсмический разрез на ряд пачек
пород под названием осадочные толщи третьего поряд
ка с выделением хроностратиграфических поверхно
стей максимального затопления, границ толщ и сис
темных блоков [2]. На основании литологической ха
рактеристики, характера распространения ископае
мых органических остатков, палеобатиметрии, каро
тажных диаграмм и картины сейсмических отраже
ний указанные толщи расчленяют на низко, транс
грессивно и высоко залегающие системные блоки (см.
рис. 1).
Рассматриваемые поверхности датированы с по
мощью биостратиграфии высокого разрешения и
скоррелированы со схемой циклов (рис. 2). Данная
методика усиливает потенциал геологоразведчиков
в отношении интерпретации типов пород, ассоции
рующихся с аномалиями зависимости амплитуды
отражения от удаления, и опережающего при буре
21
Рис. 2. По азанная хронострати рафия миоценово о разреза
Ме си анс о о залива привязывает ис опаемые ор аничесие остат и еоло ичес ом времени
нии прогноза типа песчаного коллектора, кото
рый может быть вскрыт там, где аномалии зависи
мости амплитуды отражения от удаления отсутству
ют.
Наиболее важным за последнее время вкладом в
стратиграфию сейсмогеологических комплексов яв
ляется учет весьма детальных биостратиграфичес
ких данных [3]. Массивы этих данных, взятых из
контрольных таблиц высокого разрешения, важны
потому, что они обеспечивают разнообразие и боль
шое число видов, в том числе видовмаркеров, и по
зволяют определять относительный и абсолютный
возраст.
В свою очередь гистограммы разнообразия и отно
сительной численности видов позволяют точно выде
лять и датировать поверхности максимального затоп
ления (изохроны), а также сокращенные разрезы по
верхностей максимального затопления и склоновых
конусов выноса [4]. Характер гистограмм также явля
ется средством выявления системных блоков и их гра
ниц. Поверхности максимального затопления могут
быть датированы и выявлены на каротажных диаграм
мах и сейсмических разрезах (рис. 3). Их важность
определяется их ассоциацией с материнскими поро
дами и ролью в качестве покрышек залежей углево
дородов.
Данные палеобатиметрии, полученные в резуль
тате изучения пробы, позволяют точно определять
палеоглубины водоемов, на дне которых откладыва
лись песчаные коллекторы, а также различать раз
нообразные системные блоки, связанные с мелко
водными или глубоководными песчаными коллекто
рами (рис. 3). Например, блоковый характер каро
тажной диаграммы комплекса осадков конусов вы
носа, откладывающихся на дне бассейнов глубоко
водных, низко залегающих системных блоков, ассо
циируется с экозонами 5–6, склоновые русловые
песчаники конусов выноса – с экозонами 4–5,5,
плитчатые турбидиты – с экозонами 3–4, выпол
нение мелких врезанных долин – с экозоной 1. Раз
личная выраженность системных блоков и их пес
чаных коллекторов можно рассматривать с позиции
стратиграфии сейсмогеологических комплексов
(рис. 3 и 4).
22
Системн.
бло и
Каротажная
диа рамма
Кривая ПС или
КП ривая АК
или аротажа
сопротивлений
Страти рафия осадочно о разреза
Осад и выполнения врезанной
долины
Граница разреза
Поверхность ма симально о
затопления
Осад и выполнения врезанной долины
Граница разреза
Поверхность ма симально о
затопления
Верхняя поверхность низ о о
зале ания
Клиноформные песчани и
Клиноформные песчани и
Низ о зале ающие системные бло и
План тонные
фораминиферы
От вн тренней неритовой
до средней неритовый зоны
Традиционные
фораминиферы
От вн тренней
неритовой до внешней
неритовой зоны
Разрезы Ме си анс о о
залива, сопоставляемые
с та овыми в
европейс их впадинах
Верхняя батиаль
Извест овые
нанофоссилии
Исходный
ровень
От вн тренней
От вн тр.
неритовой до ср. неритовой Палеобанеритовый зоны до реч. зоны тиметрия
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Плитчатые т рбидиты
Верхи поверхности
с лоновых он сов выноса
Компле с с лоново о он са выноса
Р словое выполнение
Компле с с лоново о он са
выноса
Граница разреза
Рис. 3. Разрез и песчаные олле торы системных бло ов сопоставляются с данными палеобатиметрии, аротажными диа раммами и литофациями
ПЛАСТЫ-КОЛЛЕКТОРЫ
СИСТЕМНЫХ БЛОКОВ
НИЗКОГО ЗАЛЕГАНИЯ
Комплексы конусов выноса дна бассейнов низко
залегающих системных блоков лучше всего развиты
в межсклоновых бассейнах в области среднейнижней
батиали (1500–6000 фут, 1 фут = 0,3048 м). Понятие
нефтегазоносного комплекса пород подразумевает
глубоководный, как «блин», пластколлектор (форма
кривой каротажа в виде фургона) с довольно чисты
ми выдержанными песчаниками, мощность которых
уменьшается во всех направлениях от центра конуса
выноса на дне бассейна. С точки зрения разработки
месторождения важно знать, является ли песчаник
русловым или он отложился на дне бассейна. Соглас
но оценкам, вынесенным до бурения, в русловом ва
рианте для разработки месторождения потребуется
12 скважин стоимостью 30 млн долл. каждая, а в вари
анте дна бассейна – пять скважин стоимостью также
30 млн долл. каждая. Согласно сейсмическим данным
комплекс конуса выноса на дне бассейна характери
зуется подошвенным налеганием на край толщи в двух
направлениях.
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Поверхность
ма симально о
затопления
Граница
разреза
Верхние, низ о
зале ающие
системные бло и
Пластовые
песчаные тела
Клиноформные Плитчатые (приле ающие
др
др
песчани и
т рбидиты дельтовые
лопасти)
Песчани и
выполнения
врезанной
долины
Поверхность
ма симально о
затопления Граница
разреза
Намывные
пойменные
песчани и
Намывные
р словые
песчани и
Компле с
он са выноса
дна бассейна
Рис. 4. Песчаные олле торы распространены в низ о зале ающем системном бло е
Комплекс конуса выноса дна бассейна развит в
Мексиканском заливе, в басс. Кампус (Бразилия), в
Северном море, на шельфе южной Калифорнии, в до
лине СанДжоакуин (Калифорния), на западном шель
фе Южной Африки, в Западной Австралии, в Пермс
ком бассейне Техаса и в глубоководных бассейнах во
всем мире. Материнской породой углеводородов мо
гут быть перекрывающие латеральные гемипелагичес
кие глины и алевролиты; как вариант, возможны про
сачивания из толщ, залегающих глубже. Изза отсут
ствия покрышек распространено просачивание вверх,
в фацию склоновых конусов выноса. Поэтому стра
тиграфические ловушки наиболее вероятны в тех ме
стах, где имеется сокращенный разрез значительного
конуса выноса на дне бассейна в основании комплек
са склонового конуса выноса (см. рис. 4). Ловушки
стратиграфические, но могли образоваться на постсе
диментационных структурах.
Комплекс склонового конуса выноса низко залега
ющего системного блока лучше всего развит в зоне
верхнейнижней батиали (600–6 000 фут) (см. рис. 3
и 4). Обычно он представлен расположенными друг
над другом отложениями русел и валов, для которых
характерны базальный шлейф, прилегающие дельто
вые лопасти (пластовые песчаные залежи), выполня
ющие русла песчаники или пойменные отложения, а
в кровле – глины. Как правило, комплекс склонового
конуса выноса выклинивается, залегая трансгрессив
но, вверх по падению вблизи границы внешней нери
товой зоны с верхней батиалью.
Во время бурения важно спрогнозировать, когда
скважина будет пробурена до уровня этих песчаников.
Последние появляются после вскрытия поверхности
максимального затопления на глубинах верхнейсред
ней батиали и проникновения в «червивую» сейсми
ческую группу. Понятие нефтегазоносного комплек
са пород включает батиальную глубину, невыдержан
ные русловые песчаники, широко распространенные
маломощные песчаники пойменных отложений и пла
стовые песчаные залежи, а также слоистые или объе
диненные пластовые песчаные залежи в ограничен
ном бассейновом комплексе. На сейсмическом графи
ке эти комплексы склоновых конусов выноса выгля
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
дят «червивыми», залегающими на бассейновом ком
плексе донных конусов выноса или на границе разре
за и ниже параллельных отражающих горизонтов кли
номорфного комплекса низко залегающего системно
го блока.
Рассматриваемые типы коллекторов обнаружива
ют в глубоководных областях Мексиканского залива,
Западной Африки, ВосточноКитайского моря, Индо
незии, басс. Кампус (Бразилия), конусов выноса Энд
рюз и Фортиз в Северном море, шельфа южной Кали
форнии, долины СэнДжоэкуин в Калифорнии, шель
фа западной части Южной Африки, Западной Авст
ралии, Пермского бассейна Техаса и в других глубо
ководных областях по всему миру.
Материнскими породами углеводородов являют
ся намывныерусловые фации; сокращенный разрез
русловых пойменных отложений, перекрывающий
каждое из этих пойменных отложений намывных
русловых фаций, или гемипелагические глины в со
кращенном разрезе поверхности максимального за
топления в перекрывающих, трансгрессивно залега
ющих системных блоков. Для песчаников низко за
легающей фации склоновых конусов выноса сокра
щенный разрез верхнего склонового конуса выноса
в основании низко залегающего комплекса клино
форм может играть роль эффективной покрышки.
Испытание изоляционной способности покрышки
может оказаться важной операцией, проводимой до
начала добычи из песчаников, залегающих ниже по
крышки. Сокращенные разрезы русловых поймен
ных отложений, залегающие на нормальных русло
вых пойменных отложениях, также могут сформиро
вать хорошую покрышку. Пластыколлекторы, сло
женные пойменными песчаниками, обычно ограни
чены валами и клиньями шлейфов. Ловушки обычно
стратиграфические, расположенные в структурах,
закрытых с трех сторон.
Клиноформный комплекс низко залегающего сис
темного блока может представлять собой маломощные
гемипелагические глины, накопленные в батиальных
условиях; весьма мощные, более мелководные вверх
по разрезу клиноморфные дельты, а также песчани
ки береговой линии, отложенные во внешней и внут
ренней зонах (см. рис. 3 и 4). Понятие нефтегазонос
ного комплекса пород включает различные песчаные
пластыколлекторы, залегающие друг над другом, от
ложившиеся за пределами собственно дельты, на бе
реговом склоне или в реке.
При корреляции продуктивных песчаников необ
ходимо сопоставлять ископаемые глины, залегаю
щие между песчаниками, не сами песчаники. На
сейсмических разрезах этот системный блок харак
теризуется параллельными отражающими горизон
тами и трансгрессивной эрозией. Эти типы коллек
торов можно наблюдать в третичных отложениях
Мексиканского залива, Западной Африки, Северно
го моря, Бразилии и многих других бассейнов во
всем мире.
Материнскими могут быть перекрывающие геми
пелагические глины сокращенного разреза трансгрес
сивно залегающего системного блока, но при этом ла
теральная покрышка может быть плохой. Ловушки
23
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
обычно структурные или могут возникать вследствие
неравномерного уплотнения пород. Стратиграфичес
кие ловушки присутствуют там, где фация мелковод
номорских – неморских отложений представлена
глинами.
В обстановках средней и внутренней неритовых
областей низко залегающий клиноморфный комп
лекс сложен мощными переслаивающимися песча
никами берегового склона и неритовыми глинами. За
легающий выше по падению аналог, как правило,
представляет собой речные осадки выполнения
врезанных долин. Стратиграфия показывает, что со
поставление этих песчаников, поскольку они похо
жи один на другой, вероятно, будет неправильным
(рис. 5).
Пластыколлекторы, выдержанность которых из
меняется от достаточной до хорошей, представляют
собой песчаники, материал которых отлагался в раз
ветвленной реке. Материнскими могут быть перекры
вающие гемипелагические глины трансгрессивно за
легающего системного блока или более глубоко зале
гающих слоев. Вышезалегающие гемипелагические
глины трансгрессивно залегающего системного бло
ка образуют хорошую покрышку, но сбоку покрышка
неэффективна. Как правило, ловушкам недостает
структурного замыкания.
ПЛАСТЫ-КОЛЛЕКТОРЫ
ТРАНСГРЕССИВНО
ЗАЛЕГАЮЩЕГО
СИСТЕМНОГО
БЛОКА
Трансгрессивно залегающий системный блок пред
ставлен весьма маломощными гемипелагическими
глинами, накопившимися в батиальных условиях. Ба
зальные песчаники берегового склона вместе с пере
крывающими глинами внешней и внутренней нери
товых зон переходят в переслаивание песчаников бе
регового склона и неритовых глин средней и внутрен
ней неритовых зон (см. рис. 3 и 4).
Пластыколлекторы представлены песчаниками
пляжей и берегового склона с превосходными порис
тостью и проницаемостью и прогнозируемыми линей
ными трендами. Латеральные и перекрывающие ге
мипелагические глины сокращенного разреза повер
хности максимального затопления являются потенци
ально материнскими и очень хорошей покрышкой.
Ловушки структурного типа, однако, стратиграфичес
кие ловушки возможны.
Эстуариевые осадки, отложившиеся во врезан
ных долинах во время образования трансгрессивно
залегающего системного блока, играют подчинен
ную роль по сравнению с речными песчаными кол
лекторами, накопившимися во врезанных долинах
в период образования низко залегающего клино
формного комплекса. Следовательно, важно знать,
были ли песчаные коллекторы отложены в низко или
трансгрессивно залегающих системных блоках до
развития района как месторождения. Матерински
ми могут быть перекрывающие гемипелагические
глины расположенного выше, трансгрессивно зале
гающего системного блока, или слои, лежащие на
более значительных глубинах. Перекрывающие ге
мипелагические глины трансгрессивно залегающе
го системного блока образуют хорошую покрышку.
Ловушкам обычно недостает структурного замыка
ния.
ПЛАСТЫ-КОЛЛЕКТОРЫ
ВЫСОКО
ЗАЛЕГАЮЩЕГО
СИСТЕМНОГО БЛОКА
Высоко залегающий системный блок характеризу
ется весьма маломощными гемипелагическими осад
ками батиали, которые становятся серией клинофор
мных пачек песчаников и глин внешней неритовой
зоны. Здесь развита толща песчаников берегового
склона, переслаивающихся с морскими глинами сред
ней и внутренней неритовых зон.
Применение стратиграфии с целью разработки
месторождений показано на рис. 5 и 6. Мощные неф
теносные песчаники, вскрытые скважинами А1 и
А2, были сопоставлены с тремя толщами песчаников,
вскрытых скважиной А3. Стратиграфия показыва
ет, что две мощные толщи песчаников скважин А1 и
А2 являются частью осадков выполнения врезанных
речных долин и эстуариев и залегают несогласно. Эти
толщи моложе и не сопоставляются с нижними пес
чаниками берегового склона, вскрытыми скважиной
А3, как следует из корреляции межскважинных
изохрон поверхностей затопления четвертого поряд
ка. Отметьте (см. рис. 6), что заштрихованный учас
ток на карте может быть перспективным как целик
нефти.
Правильная корреляция скважин А1 по А3 так
же объясняет аномальную добычу воды вверх по вос
Нефть
Край врезанной долины
Край врезанной долины
Речные-эст ариевые
Рис. 5. Две толщи песчани ов, вс рытых с важинами А-1 и А-2,
отложились после и не сопоставляются с песчани ами нижней
части бере ово о с лона, пройденных с важиной А-3
24
Вода
Нижн. часть
бере . с лона
Рис. 6. На изображенном на арте част е видна раница межд
дв мя различными фациями песчани ов
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
станию от нефти. Данную карту можно использовать
для оценки и планирования размещения на место
рождении нагнетательных и добывающих скважин.
Высоко залегающий системный блок характеризует
ся мощными пачками клиноформ, что объясняется
сокращением пространства осадконакопления (см.
рис. 5). Коллекторы преимущественно представлены
невыдержанными речными, дельтовыми фациями с
подчиненными фациями берегового склона. Как пра
вило, материнскими являются более глубоко залега
ющие слои.
Проблемы обычные, включая газовый потенциал
органогенных глин в высоко залегающем системном
блоке. Гемипелагические глины в сокращенных раз
резах в основании системного блока высокого зале
гания обычно объединяются с подобными глинами
верхней части системного блока трансгрессивного
залегания и в сокращенном разрезе поверхности мак
симального затопления образуют хорошие покрыш
ки. Указанные сокращенные разрезы могут образо
вывать «этажерку» из трех или четырех сокращен
ных разрезов и ошибочно приниматься за «светлое
пятно». Распространено просачивание (боковое и
вверх по падению) в пределы трансгрессивно зале
гающего системного блока. Ловушки преимуще
ственно структурного типа, с миграцией на ранних
этапах.
• пластовых песчаных тел, параллельных направ
лению простирания, в склоновом комплексе ко
нуса выноса низкого залегания;
• конуса выноса на дне бассейна: лепешкообраз
ного песчаного коллектора донного комплекса
низкого залегания; в отсутствие поверхности
максимального затопления песчаники, залегаю
щие в виде узкой полосы, могут оказаться русло
выми.
Вовторых, можно использовать поверхность мак
симального затопления:
• в качестве изохрон;
• для корреляции над и подсолевых толщ;
• корректировки скоростей в подсолевых толщах;
• подвески поперечных разрезов и выравнивания
важных изохрон;
• картирования разрезов и системных блоков с
песчаными коллекторами;
• уменьшения риска при принятии решений руко
водством.
Творческое применение стратиграфии создает воз
можность компаниям открывать новые месторожде
ния нефти и газа и расширять существующие.
ВЫВОДЫ
Стратиграфическая модель позволяет геолого
разведчику сделать предположения относительно
суммарной мощности, литофаций и потенциальных
коллекторов различных системных блоков на каро
тажных диаграммах и сейсмических профилях. По
роды с наивысшим потенциалом в качестве коллек
торов углеводородов залегают в пределах комплек
са конуса выноса, залегающего на дне бассейна;
осадков выполнения русел; пойменных отложений;
слоистых и объединенных пластовых песчаных тел
в комплексе склонового конуса выноса; песчаников
береговой полосы и песчаников выполнения врезан
ных долин.
Благодаря применению сейсмостратиграфии при
поисковоразведочных работах на углеводороды и до
быче профессиональные геологоразведчики и эксплу
атационники могут, вопервых, прогнозировать рас
положенную впереди долота последовательность сис
темных блоков, типы и геометрию осадочных слоев,
типы коллекторов в различных системных боках. Ска
занное выше позволяет оконтурить геометрию слоис
тых тел в различных системных блоках на шельфе,
склоне или в бассейнах, а именно:
• геометрию мелководных песчаных коллекторов,
выполняющих врезанные долины, перпендику
лярных направлению простирания, в системных
блоках высокого и трансгрессивного залегания;
• клиноформных песчаных коллекторов, парал
лельных направлению простирания, в клинофор
мном комплексе низкого залегания;
• русловых песчаников, перпендикулярных на
правлению простирания, в склоновом комплек
се конуса выноса низкого залегания;
1. Sangree, J. B., P. R. Vail and R. M. Mitchum, Jr., «A summary of
exploration applications of sequence stratigraphy», GCSSEPM
Foundation Eleventh Annual Research Conference Program and
Abstracts, pp. 321–327, December 1990.
2. Vail, P. R. and W. W. Wornardt, «Well log seismic sequence
stratigraphy: An integrated tool for the 90s», GCSSEPM Foundation
Eleventh Annual Research Conference Program and Abstracts, pp.
379–390, December 1990.
3. Shaffer, B. L., «The potential of calcareous nannofossils for
recognizing PlioPleistocene climatic cycles and sequence boundaries
on the shelf», Gulf Coast Societies of Sedimentary Paleontologists and
Mineralogists Foundation, Eighth Annual Research conference, p.
142–145, 1987.
4. Wornardt, Walter W., Jr., «Abundance and diversity histograms:
The key to interpreting systems tracts, condensed sections and
sequence boundaries», Sequence Stratigraphy of European Basins,
Dijon, France, pp. 102–103, May 1992.
5. Vail, P. R and W. W. Wornardt, Jr., «An integrated approach to
exploration and development in the 90s» and «Welllogseismic
sequence stratigraphy analysis», Gulf Coast Association of Geological
Societies Transactions, vol. 41, p. 630, 1991.
6. Wornardt, Z. and V., «Three component sequence stratigraphy»,
Gulf Coast Association of Geological Societies Transactions. vol. 42,
pp. 501–516, 1992.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
Перевел В. А ранат
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Др Walter W. Wornardt (Уолтер У. Уорнэрдт), президент компа
нии MicroStrat Inc., Хьюстон. В период с 1965 по 1977 гг. ученый
исследователь в компаниях Exxon Production Research Co. и Union
Oil Research. С 1977 по 1981 гг. др Уорнэрдт занимал должность
профессора геологии в Университете Редлэндз и в Университете
Гумбольдта, а также занимал должность адъюнктпрофессора в
Университете Райса.
25
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАСШИРЕНИЕ ВОЗМОЖНОСТЕЙ ГАЗЛИФТА
БЛАГОДАРЯ НОВЫМ ТЕХНОЛОГИЯМ
A. Lyngholm и M. Opsal, Statoil; T. White и E. Boerve, Schlumberger
Инновационные техноло ии азлифта спешно применяются в с важинах норвежс о о се тора
Северно о моря
Технология газлифта с целью снижения веса стол
ба жидкости для сохранения естественного фонтани
рования скважин используется давно. Газлифт, явля
ясь одним из старейших известных способов механи
зированной добычи, достаточно прост. Но даже такой
оправдавший себя способ эксплуатации может выиг
рать от использования технологий XXI века. Хотя в
течение многих лет газлифт является экономически
эффективным и в целом надежным способом, он име
ет некоторые недостатки. Самыми основными из них
являются ограничения по расходу нагнетаемого газа,
недостаточно высокие расчетные рабочие давления и
обратные утечки в затрубное пространство.
Несмотря на свою простоту и экономическую вы
году, газлифт находит ограниченное применение в ин
тенсификации добычи из морских скважин. Как пра
вило, морские скважины эксплуатируются фонтан
ным способом, либо организацией закачки воды в
пласт, либо с использованием придонных подпорных
систем, которые снижают противодавление на устье.
После того как эти методы достигают экономических
пределов эксплуатации, скважины обычно ликвиди
руются. Считается, что если будет разработана такая
система газлифта, в которой будут устранены недо
статки имеющихся систем, то она существенно рас
ширит возможности этого способа эксплуатации.
ИССЛЕДОВАНИЯ
Компания Statoil предложила за
конченный вариант разработки
группы месторождений Норне Са
теллитес. С плавучей установки до
бычи, хранения и отгрузки (floating
production storage and offloading
system – FPSO), установленной
примерно в 200 км от северного по
бережья Норвегии на широте 66°,
добывается нефть месторождения
Норне и двух месторожденийспут
ников Стаер и Свале. Месторожде
ние Стаер находится в 4,5 км к севе
ровостоку от месторождения Нор
не, на таком же расстоянии от него
в том же направлении находится
месторождение Свале. Месторож
дения разрабатываются пятью до
бывающими и тремя нагнетатель
ными скважинами (рис. 1). Макси
мальная глубина залегания залежей
26
составляет 8150 фут (1 фут = 0,3048 м), глубина моря
на этом участке составляет примерно 1245 фут. Про
дуктивные пласты сложены песчаниками свиты оре.
Слоистонеоднородный коллектор отличается верти
кальной анизотропией. Неблагоприятное отношение
подвижностей нефти и воды на месторождении Сва
ле, наличие высокопроницаемых прослоев, которые
могут способствовать преждевременному прорыву
воды, угроза поступления в скважины песка и труд
ности в определении степени сообщаемости через от
дельные сбросы создали дополнительные проблемы.
Все эти факторы, а также значительный разброс
параметров и объемов неопробованных интервалов
убедили компанию в том, что наилучшим способом
эксплуатации является заканчивание скважин откры
тым забоем с ограничением поступления песка в со
четании с системами с развитой логикой, высокопро
изводительный газлифт и ввод в скважину ингибито
ров образования отложений.
Комплексные задачи требовали комплексных ре
шений. Проведенный компанией анализ позволил сде
лать вывод, что односторонний подход не отвечал бы
всем требованиям. Необходимо было осуществлять
закачку воды с целью поддержания пластового давле
ния и вытеснения нефти, но слишком интенсивная
закачка привела бы к преждевременному прорыву
Инфрастр т ра Норне
СВАЛЕ
СТАЕР
НОРНЕ
Схема подводных
линий
Линия за ач и воды (вн тр. диаметр 10″)
Линия подачи аза (вн тр. диаметр 4,8″)
Э спл атационные линии (вн тр. диаметр
12,6″)
Шлан о абель
Прямой эле троподо рев
Расстояние от Норне до Стаер 4,5 м
Расстояние от Стаер до Свале 4,5 м
Рис. 1. С плав чей станов и добычи, хранения и от р з и ведется разработ а трех
месторождений: Норне (B, C, D, E и F), Стаер (J) и Свале (G и H). Схема предоставлена омпанией Statoil
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
воды, образованию в пласте невы
тесненной нефти и интенсивному
поступлению в скважины песка. Ре
жим дренирования коллектора был
сложным, причем отбор жидкости
из песчаников оре проводился из
разных интервалов. Компания пла
нировала установить клапаны регу
лирования притока, чтобы коррек
тировать поступление жидкости из
отдельных интервалов залежи, кото
рые должны были вскрываться от
крытым стволом с установкой вок
руг песчаного фильтра гравийной
набивки. В каждой скважине надо
было установить газлифтные клапа
ны для снижения устьевого проти
водавления и подъема нефти.
На этом этапе возникли трудно
сти. Стандартные газлифтные кла
паны не обеспечивали необходи
мый для эксплуатации скважин ди
апазон рабочего давления и герме
тичность. Как правило, они были
рассчитаны на максимальное давле
ние 2500 фунт/дюйм2 (1 фунт/дюйм2
= 6,89 кПа) при расходе газа 1,5–
2,5 млн фут3/сут. На месторождении
Норне давление составляло чуть
меньше 3500 фунт/дюйм2, а расход
газа оценивался в 8,0 млн фут3/сут.
Кроме того, стандартные газлифт
ные клапаны часто подвержены не
устойчивому режиму течения, на
зываемого «пульсацией», что приво
дит к колебаниям давления между
колонной НКТ и затрубным про
странством.
Исследование движения газа и мо
делирование было проведено в Кар
сто, а изучение движения жидкости
выполнено в Ставангере. Цель ис
пытаний заключалась в том, чтобы
проверить работу системы при раз
личных давлениях и расходах газа,
подтвердить ее герметичность как
основного элемента для образова
ния барьера, чтобы выполнить стро
гие требования программы закан
чивания скважин и, в конечном сче
те, требования к герметичности,
предъявляемые Норвежским управ
лением по безопасности работ в не
фтяном секторе.
Компания Schlumberger решила
специфические проблемы место
Управляющие
рождения Норне, предложив новое
сильфоны
высо о о
конструкторское решение и вос
давления
пользовавшись случаем доказать
широкую применимость системы
газлифта нового поколения для глу
боководных морских разработок.
Давление. Новая усовершен
Сопло
ствованная система эксплуатиру
ется в интервале давлений 2000–
5000 фунт/дюйм2. Такой диапазон
Сопло
давлений дает ей ряд преимуществ
по сравнению с традиционными
Обратный
Обратный
лапан с
системами газлифта. Увеличенный
лапан с
прин диприн дительным
рабочий диапазон позволяет без
тельным
плотнеопасения устанавливать газлифт
плотнением
нием
ные клапаны ниже уровня дна
моря. Верхний клапан может ис
пользоваться для разгрузки всей
водоотделяющей колонны, снижая
Рис. 2. Газлифтный лапан XLI (слева) и
тем самым противодавление на
дроссельный лапан XLO имеют велиустье. Верхний рабочий предел
ченный диаметр и в отличие от обычных лапанов рассчитаны на более выПОИСКИ РЕШЕНИЯ
5000 фунт/дюйм2 в два раза превы
со
ие
давления
и
расходы
аза.
Схема
Некоторые проблемы, стоящие
шает возможности типовых клапа
нов, что позволяет размещать ман
перед компанией Statoil, были реше предоставлена омпанией Schlumberger
ны, но ни одна из известных систем
дрели клапанов в самых глубоких
газлифта не отвечала всем требованиям, предъявляе морских скважинах. При этом также уменьшается
мыми условиями разработки данных месторождений. число необходимых газлифтных клапанов.
Идеальная система обеспечила бы непрерывную и
Более высокое давление потребовало изменить
устойчивую подачу газа в самой нижней части колон конструкцию сильфонов. В газлифтных клапанах ис
ны.
пользуются металлические сильфоны, предваритель
Компания Schlumberger предложила свою соб но заполненные газом. Расширение и сжатие сильфо
ственную недавно разработанную систему высоко на приводит в действие клапанный механизм. Пре
производительного газлифта высокого давления XLift. жние конструкции, в которых применялись формо
После ее установки в первых двух скважинах во вре ванные сильфоны из монельметалла, не обладали тре
мя эксплуатации выяснилось, что первоначально пред буемым номинальным давлением и прочностью, по
ложенная система обратных клапанов не способна этому компания Schlumberger выбрала инновацион
обеспечить необходимую герметичность. В сотрудни ную технологию изготовления сильфонов со сварны
честве с компанией Statoil, которая предоставила ис ми кромками, в которых внутренние и внешние ок
пытательную базу в Карсто и Международном науч ружности отдельных дисков соединены лазерной
ноисследовательском институте в Ставангере, инже сваркой, и комплект таких дисков образует сильфон
неры компания Schlumberger провели испытание и большой прочности, рассчитанный на сверхвысокое
аттестацию новой системы газлифта для условий ме давление. Номинальное давление нового сильфона
сторождения Норне. В новую систему внесены все вдвое превышает номинальное давление сильфона из
соответствующие улучшения и изменения (рис. 2). монельметалла. Кроме того, в конструкции нового
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
27
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
28
Ожидаемый дебит
Фа тич. дебит (месяц стаб. раб.)
Дебит нефти, м3/с т
сильфона предусмотрен гидравлический поршень, что
дает выигрыш в силе. Это означает, что для того что
бы преодолеть сопротивление нижнего сильфона и
действительно закрыть клапан, требуется более высо
кое давление подачи газа. Такой подход аналогичен
тому, что используется в скважинных предохранитель
ных клапанах.
Пропускная способность. Создание клапана для
подачи газа с расходом более 10 млн фут3/сут потре
бовало незначительного увеличения размеров. В ре
зультате, наружный диаметр нового клапана соста
вил 1 3/4″. Для достижения более высоких эксплуа
тационных качеств были увеличены общие размеры
клапана и кармана под мандрел. Для достижения тре
буемого номинального давления и гидродинамичес
ких характеристик также увеличили длину клапана.
Кроме того, пришлось создать новое приемное гнез
до. К сожалению, это означает, что новая система не
совместима с используемыми в настоящее время си
стемами. Единственным способом ее установки в
скважине является подъем колонны и установка но
вых мандрелей.
Эксплуатация. Важнейшим условием работы газ
лифта является достижение режима критического те
чения газа. Когда открывается клапан и газ начинает
поступать в колонну НКТ, он движется с дозвуковой
скоростью. Поэтому в клапане устанавливают шту
цер, чтобы поднять скорость течения газа выше ско
рости звука, что обычно происходит когда перепад
давления на штуцере составляет 40–60 % от давле
ния подачи. Штуцер устанавливают изза того, что
дозвуковое течение газа потенциально может приве
сти к возникновению в колонне НКТ неустановив
шегося режима течения нефти. Он проявляется в со
стоянии, называемом «пульсацией», при котором
неустойчивость течения в колонне НКТ приводит к
неустойчивости течения газа в затрубном простран
стве и наоборот. Это может привести не только к воз
никновению четочного течения в колонне, но и ока
зать разрушительное воздействие на работу сква
жинных систем контроля и управления, оснащенных
логическими устройствами. В газлифтных клапанах
предыдущего поколения для достижения сверхзвуко
вой скорости применялся штуцер с прямоугольными
краями типа фонтанного штуцера, но они обычно
требуют большого перепада давления. Компания
Schlumberger решила проблему «пульсаций», предло
жив свою конструкцию клапана с соплом под на
званием NOVA. Используя данную конструкцию,
можно получить критические скорости течения газа
при перепаде давления всего лишь 8–10 %. Важность
такого усовершенствования можно понять, если
учесть, что в очень глубоких скважинах часто очень
трудно получить перепад давления более 10 %. После
того, как новая конструкция прошла промысловые
испытания по всему миру, она была использована в
новом клапане для обеспечения непрерывной ста
бильной работы. При создании динамического про
филя потока клапана проводились сложные динами
ческие исследования, и применялось компьютерное
моделирование. С помощью модели можно рассчи
С важина
Рис. 3. Фа тичес ие дебиты пяти с важин месторождений приближаются или превышают про нозир емые дебиты. На дебит с важины J-2 повлияло наличие связи с основным месторождением
тать характеристики клапана для заданных скважин
ных условий и определить требуемый диаметр сопла.
Последней проблемной областью стала возмож
ность утечки жидкости из колонны НКТ в затрубное
пространство через обратные клапаны, что присуще
любой системе газлифта. В имеющихся системах эти
клапаны обычно открыты и закрываются только при
возникновении обратного течения. Клапаны подвер
жены утечкам; однако при разработке новой конст
рукции компания Statoil стремилась избежать этих
проблем. В новой системе газлифта используются об
ратные клапаны с принудительным уплотнением, ко
торые для исключения утечек выступают в качестве
барьера (в отсутствие подачи газа).
РЕЗУЛЬТАТЫ
После установки новых газлифтных клапанов фак
тические дебиты скважин приблизились к расчетным
(рис. 3). Следует заметить, что на дебит скважины J2
повлияло увеличение пластового давления, которое
оказалось выше предполагаемого изза сообщаемости
пласта с основным месторождением. Выше уже отме
чалось, что существовала угроза преждевременного
прорыва воды. К сожалению, прорыв воды из высоко
проницаемых слоев произошел почти сразу после вво
да месторождения в разработку. Это сказалось на де
бите скважин и увеличило нагрузку на газлифтные кла
паны. Применение обратных клапанов с принудитель
ным уплотнением оказалось хорошим решением.
На месторождении Норне давление подачи газа на
уровне FPSO составляло 3335 фунт/дюйм2. Фактичес
кие расходы газа на скважинах менялись от 7,06 до
10,6 млн фут3/сут при расчетном расходе 8,82 млн
фут3/сут. Увеличение расходов газа привело к сниже
нию веса столба жидкости в колонне НКТ всех сква
жин и обеспечило требуемые дебиты нефти. Но при
этом также выросли общие потери на трение в колон
нах скважин и эксплуатационном трубопроводе. Мо
делирование производительности скважин в соответ
ствии с фактическими данными пробной эксплуата
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ции позволило оптимизировать добычу путем точно
го подбора расхода газа по каждой скважине.
Комплексный подход к разработке месторождений
был призван оптимизировать добычу в долгосрочной
и краткосрочной перспективе. Считается, что совме
стное применение на скважинах систем с развитой
логикой, газлифта и ингибиторов образования отло
жений приведет к увеличению конечной нефтеотда
чи месторождений. Применение новой системы газ
лифта почти сразу положительно сказалось на добы
че. Ожидается, что в дальнейшем и другие составляю
щие этого подхода сыграют такую же положительную
роль в добыче.
Перевел С. Соро ин
Arne Lyngholm (Арне Лингхолм) руководит
разработкой месторождений на ранней ста
дии и проектами компании Statoil, в том числе
обеспечивает и контролирует качество. Гн
Лингхолм, который в настоящее время рабо
тает в Ставангере, ранее приобрел опыт в бу
рении в компании Statoil, а также в компании
Elf Petroleum, где был задействован в проекте
Sleipner. Имеет степень в области машино
строения, которую получил в Норвежском технологическом ин
ституте.
Morten Opsal (Мортен Опсал) является помощником руководи
теля буровых работ компании Statoil на борту полупогружной
платформы Transocean Arctic. Отвечает за все работы по закан
чиванию скважин и проведению в них операций на месторожде
нии Норне. Начиная с 1988 г., он приобрел этот опыт, работая на
месторождениях Норне и Хейдрун. Работал в Европе, Азии и
США. Гн Опсал имеет степень бакалавра в области материало
ведения, полученную в Норвежском технологическом институ
те.
Thomas White (Томас Уайт) является менеджером по развитию
бизнеса компании Schlumberger (штабквартира в Рошарон, шт.
Техас). С 1979 по 1989 гг. занимался проблемами газлифта в ком
пании Schlumberger и принимал участие в проектах эксплуата
ции, производства, маркетинга и управления. Отработав восемь
лет в частном бизнесе и два года в компании Camco, начал рабо
тать в секторе механизированных способов добычи компании
Schlumberger в Хьюстоне, где занимался вопросами расшрения
бизнеса и разработки продуктов. Гн Уайт изучал деловое адми
нистрирование в Луизианском университете в Лафайетте.
Erik Boerve (Эйрик Берве) является руководителем отдела сбыта
систем механизированной добычи компании Schlumberger в г.
Ставангер, Норвегия. Начал работать в компании в 1997 г. в каче
стве регионального инженера по заканчиванию скважин и газ
лифту, занимал различные технические и руководящие
должности. Гн Боерве имеет степень магистра в области разра
ботки технологий добычи нефти, полученную в университете
Рогаланд в Ставангере.
НОВЫЕ НАЗНАЧЕНИЯ В КОМПАНИЯХ
Энди Инглис (Andy Inglis), был
назначен финансовым директором ВР
Group. Тони Хэйард (Tony Hayward)
также достиг значительных успехов в
качестве руководителя сектора E&P
компании ВР. Мр Иглис сотруднича
ет с компанией с 1980 г. и занимал ряд
руководящих постов в секторе E&P.
Компания Herdide Coatings Ltd.
назначила
на должность финансово
Энди Ин лис
го директора Нейла Рикеттса (Neil
Ricketts). Мр Рикеттс на протяжении
18 лет работает в области разведки и
добычи. До работы в компании
Herdide Coatings Ltd. Мр Рикеттс со
трудничал с Kronos Engineering
Solutions.
Совет директоров Technip прого
лосовал за избрание Тиерри Пиленко
(Thierry Pilenko) на должность руко
водителя и исполнительного директо
Нейл Ри еттс
ра. Свою карьеру мр Пиленко начал
делать в компании Schlumberger Group, работая в Вене
суэле, Италии, Габоне, Нигерии, Дубаи, Индонезии, США
и Франции. В марте 2004 г. он занял пост исполнительно
го директора Veriras DGC.
Норвежская компания AGC Group назначила Ричар!
да Эрскина (Richard Erskine) на должность вицепрези
дента в отдел Petroleum Services. Кроме того, он занима
ет пост финансового директора в Hydro Technology
Ventures. Возглавляет AGC Petroleum Services Пер Инге
Реммен (Per Inge Remmen). Биарте Алдал (Bjarte Aldal),
бывший руководитель Bergen Engineering AS, был назна
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
чен на пост технического руководителя AGR Drilling
Services.
Международная нефтяная компания RBG Ltd. объяви
ла о двух новых назначениях: пост технического директо
ра занял Фрэйзер Коул (Fraser Coull). Мр Коул начал со
трудничать с компанией в 2005 г., куда пришел из компа
нии Wood Group Engineering. Фред Чедвик (Fred Chadwick)
был назначен на пост директора сервисного отдела компа
нии RBG Ltd. До этого он сотрудничал с компаниями Baker
Hughes ProductionQuest, Wood Group и
McDermott.
Независимый подрядчик Produc
tion Services Network (PNS) объявил о
том, что Пэт Милам (Pat Milam)ста
нет новым вицепрезидентом компа
нии. Мр Милам более 26 лет работа
ет в компании, и занимаются вопро
сами освоения месторождений Мек
сиканского залива.
Пэт Милам
Крис Оуэнс (Chris Oynes) стал но
вым руководителем объединенной
программы Offshore Mineral Manage
ment Program, разработанной Mineral
Management Services. До этого мр
Оуэнс на протяжении 13 лет занимал
пост регионального директора по ос
воению внешнего континентального
шельфа (Outer Continental Shelf –
OCS).
Компания GlobalSantaFe Corp.
Крис О энс
объявила о назначении на пост вице
президента Блейка Симмонса (Blake Simmons). Начиная
с 2003 г. мр Симмонс занимал ряд руководящих постов.
29
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ЧТО НОВОГО В МЕХАНИЗИРОВАННОЙ ДОБЫЧЕ
Часть 1
J. F. Lea, Mewbourne School of Petroleum and Geological Engineering, ниверситет О лахомs; H. W. Winkler,
Техасс ий техноло ичес ий ниверситет; и R. E. Snyder, онс льтант
В этой статье представлены новейшие разработ и в области механизированных способов добычи в пяти ате ориях: э спл атация штан овыми насосами, э спл атация насосами с непрерывным заполнением полости, азлифт, даление жид ости из азовых с важин и э спл атация стр йными насосами
В статье представлены 13 разра
боток скважинного и наземного
оборудования от 11 компаний. Во
второй части будут представлены
новые разработки при эксплуата
ции скважин погружными электро
насосами и другими способами ме
ханизированной добычи.
Эксплуатация штанговыми насо
сами во многих случаях эволюциони
ровала от классических станковка
чалок до установок башенного типа.
Это наиболее широко применяемый
механизированный способ добычи,
в котором для приведения в действие
скважинного плунжерного насоса
используется вертикальное движе
ние колонны штанг, а в последнее
время – также и каната. Работа на
сосов с непрерывным заполнением
полости основана на вращении ко
лонны штанг наземным приводом,
который приводит в действие ротор
скважинного насоса, вращающийся
в статоре из эластомерных материа
лов. При откачке жидкости из газо
вых скважин для увеличения добы
чи газа удаляется жидкость, пере
крывающая продуктивные отложе
ния. В струйных насосах использует
ся истечение закачиваемой рабочей
жидкости с целью снижения давле
ния в сопле, что вызывает приток
жидкости и подъем ее на поверх
ность. В газлифте используются
скважинные клапаны для подачи
газа из затрубного пространства в
колонну НКТ ниже уровня жидкости
или под плунжер с целью снижения
плотности столба жидкости и подъе
ма ее на поверхность.
ЭКСПЛУАТАЦИЯ
ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ
Приводится описание семи новых
установок, которые уже применяют
в добывающих скважинах или они
проходят промысловые испытания.
30
Наземная установка с линей
ным электродвигателем. Компа
ния LIMA USA (Спрингфилд, шт.
Иллинойс), являющаяся междуна
родным посредником и держате
лем американских патентов, пред
лагает расширить применение ли
нейных электродвигателей LIMA
для повышения эффективности
насосной эксплуатации с помощью
длинноходовых установок, разме
щаемых в башнях. Компании уда
лось на практике реализовать но
вый метод и стать свидетелем рас
тущего спроса на него в Китае. По
вышение эффективности механи
зированных способов добычи уже
давно является основной задачей
специалистов в области насосной
Рис. 1. Линейный эле тродви атель, расположенный вн три башенной онстр ции, обеспечивает длинный, стро о онтролир емый ход пл нжера насоса в
самых л бо их с важинах. Фото рафия
сделана в Дондже (Китай)
эксплуатации. В результате появи
лись несколько конструктивных
разработок, причем в самых эф
фективных из них вместо привыч
ного балансира используется ба
шенная конструкция. Единствен
ное, что при этом не изменилось,
так это привод установки. Электро
двигатель с вращающимся ротором
продолжает оставаться рабочей ло
шадкой, обеспечивающий привод
практически для всех видов меха
низированной добычи. В статье
описывается новый подход.
Компания LIMA использует ли
нейный электродвигатель в соста
ве наземной длинноходовой насос
ной установки башенного типа.
При таком подходе башня выполня
ет две функции: обеспечивает бо
лее длинный и равномерный ход и
служит помещением для установки
линейного электродвигателя.
Несмотря на то, что линейные
электродвигатели известны почти
сто лет, прежние попытки их приме
нения оказались неудачными ввиду
низкого к.п.д. Линейный электродви
гатель представляет собой рассечен
ный и разложенный в плоскости
обычный электродвигатель (рис. 1).
В ходе финансируемых правитель
ством научноисследовательских и
опытноконструкторских работ
было, повидимому, сделано все воз
можное для совершенствования
этой конструкции. В своем нынеш
нем наиболее широко применяемом
варианте такой электродвигатель
обеспечивает регулируемое ускоре
ние. Это качество успешно исполь
зуется при запуске самолетов с авиа
носцев, а на боевых кораблях такой
вид сообщения движения использу
ется в дальнобойных орудиях.
В новом варианте, разработан
ном для насосной эксплуатации,
конструкция была усовершенство
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
вана за счет установки двухсторон
них магнитных полей и длинной
дорожки. Конфигурация магнит
ных полей поддерживается элект
ронным устройством.
Применяемые в насосной эксплу
атации линейные электродвигатели
предназначены для выполнения не
скольких необходимых функций.
Они обеспечивают регулируемое
равномерное ускорение в начале и
конце хода, а также больший период
постоянной скорости более длинно
го и плавного хода. Кроме того, от
дельные параметры хода, такие как
длина хода, скорость движения вверх
и вниз легко регулируются и поддер
живаются с помощью электронного
контроллера Siemens. И, наконец,
работу установки можно отслежи
вать на расстоянии по сотовой сети.
Достоинствами установки LIMA
являются: небольшой расход энер
гии на подъем барреля нефти; зна
чительно больший дебит нефти за
счет более длинного хода; хорошие
показатели работы в глубоких сква
жинах – даже при глубине более
12 000 фут (1 фут = 0,3048 м); а улуч
шенные характеристики хода озна
чают значительное уменьшение
нагрузки на узлы забойной части
установки, что намного снижает
износ и тем самым увеличивает
межремонтный период.
Насосные установки LIMA были
созданы в Китае более пяти лет назад,
прошли испытания, сертификацию и
эксплуатируются
компанией
SINOPEC. В настоящее время в Ки
тае работают примерно 50 установок,
а в г. Ву Хан строится новый завод в
связи с растущим спросом на них.
Насосная установка непрерыв
ного действия. Примерно шесть лет
назад компания SOS Outlooks (те
перь WeatherfordBMW), Ллойдмин
стер (пров. Альберта, Канада) объя
вила о новом техническом достиже
нии в альтернативном способе насос
ной добычи. Насосная установка не
прерывной откачки (continuous
pump to surface system – CPTS*) пред
ставляет собой бесштанговую уста
новку, которая отлично работает в
самых различных областях примене
ния. Она разработана в качестве аль
тернативного способа добычи, когда
традиционные способы не оправды
вают себя в неблагоприятных усло
виях эксплуатации. Усовершенство
ванный насос увеличенного диамет
ра крепится в скважине трубным
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Бесштан овая э спл атационная
олонна
На нетательный
лапан
Вед щая тр ба
шести ранно о сечения
величенно о размера
Приводная м фта
Пл нжер из прочненной
стали (всасывающий
лапан в пл нжере)
Хромированный
вн три орп с насоса
Всасывающий
лапан
Тр бный
я орь
Рис. 2. Элементы забойной омпонов и
за репленной в с важине бесштан овой
насосной станов и непрерывно о действия с возвратно-пост пательным движением всей олонны НКТ
якорем (рис. 2), а отбор нефти дости
гается за счет возвратнопоступа
тельного движения всей колонны
НКТ с помощью гидравлической хо
довой установки. Такой метод специ
ально разработан для того, чтобы
максимально увеличить добычу и
свести к минимуму простои.
Эта конструкция недавно была
усовершенствована, и появилась
патентованная технология The
Total Flush System, которая исполь
зуется только в составе установки
CPTS. Это единственный насос в
отрасли способный промыть всю
рабочую колонну поворотом уста
новленной на устье ручки управле
ния и затем возобновить добычу.
В марте 2006 г. компания
Weatherford приобрела компанию
SOS Outlooks и включила метод
CPTS в ассортимент своей продук
ции. Это приобретение способство
вало применению установки CPTS
в различных видах работ в несколь
ких странах.
№ 8 • ав ст 2007
Область применения установок
CPTS: откачка тяжелой нефти (об
разование плотных или песчаных
пробок); откачка нефти с высоким
содержанием песка; удаление жид
кости из газовых скважин; большие
объемы откачки при небольшом
числе ходов; тепловые методы до
бычи; удаление метана из угольных
пластов; очистка забоя от песка;
тяжелая нефть (когда затруднено
движение штанг вниз).
Штанговый насос для скважин
с интенсивным пескопроявлением.
Компания HarbisonFischer (Форт
Уэрт, шт. Техас) разработала и про
вела промысловые испытания ново
го штангового насоса SandPro*, на
который будет получен патент. Он
успешно прошел испытания в Кали
форнии в скважинах с очень интен
сивным поступлением песка, где
проработал дольше имеющихся на
сегодня насосов.
В новом насосе применяется уни
кальный способ отделения поступа
ющего песка от передней герметизи
рующей кромки плунжера с метал
лическим напылением. Благодаря
тому, что твердые частицы песка не
попадают в область соприкоснове
ния плунжера с цилиндром, поверх
ности плунжера и цилиндра дольше
сохраняют герметичность, что уве
личивает срок эксплуатации насоса.
В насосе имеется два последова
тельно соединенных плунжера с раз
делением верхнего, отделяющего
песок плунжера, от нижнего, герме
тизирующего. В верхнем манжетном
плунжере отсутствует перепад дав
ления между его верхней и нижней
частью, что предотвращает поступ
ление в него песка и тем самым сни
жает износ манжетного уплотнения.
А в нижнем плунжере с металличес
ким напылением на его передней
кромке отсутствует песок, способ
ствующий износу плунжера. Такая
конструкция обеспечивает наилуч
шую работу обоих плунжеров.
Новый насос выпускается во
всех стандартных исполнениях,
предусмотренных для штанговых
насосов с манжетными плунжера
ми, и может комплектоваться кор
розионностойкими деталями.
Установка с источником пита
ния на природной энергии. Компа
ния Deluge, Inc. (Феникс, шт. Аризо
на) запатентовала и провела промыс
ловые испытания установки механи
зированной добычи (Deluge Artificial
31
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Lift – DAL), в которой используется
малозатратный, недорогой в обслу
живании, высокоэффективный ме
тод подъема нефти и газа как из го
ризонтальных, так и из вертикаль
ных скважин. Установка DAL, осно
ванная на использовании гидравли
ческой движущей силы двигателя на
природной энергии (Natural Energy
Engine*), представляет собой штанго
вую насосную установку с регулиру
емым ходом, в которой для выработ
ки и передачи механической энергии
в прямолинейном или вращательном
движении используется температур
ный перепад в рабочей жидкости, в
качестве которой выступает жидкий
диоксид углерода (см. World Oil, но
ябрь 2004 и 2005 г.). Рабочий диапа
зон температур установки составля
ет 80–180 °F. Это позволяет посто
янно иметь на стороне горячего вхо
да отработанное тепло при темпера
туре 185 °F, а для питания холодной
стороны установки использовать
пластовую воду неглубоких скважин
с температурой 68 °F. В качестве ра
бочей жидкости используется пол
галлона жидкого углекислого газа
под давлением 1500 фунт/дюйм2
(1 фунт/дюйм2 = 6,89 кПа). Для этой
уникальной технологии, запатенто
ванной уже в 40 странах, почти
или совсем не требуется использова
ния внешней энергии. Ее можно от
регулировать на нулевой уровень
выброса.
Компания Deluge успешно завер
шила испытания установки в неглу
боких скважинах Среднего Запада
– девять двигателей DAL Model 1224
надежно работали круглые сутки
более года (рис. 3). В настоящее вре
мя установка готова для поставки за
казчикам. Компании BP и Weather
ford проявили интерес к новому дви
гателю как недорогому способу уда
ления жидкости из глубоких газовых
скважин. Компания Deluge разраба
тывает ряд установок для нефтегазо
вой промышленности, куда входят
насосы для закачки воды в пласт, на
сосы для малодебитных скважин и
для удаления жидкости из газовых
скважин, установки для сжатия газа.
Насосная установка небольшой
производительности. Компания
CDI Energy Services (Тайлер, шт. Те
хас) располагает установкой, рабо
тающей на солнечной энергии (рис.
4). Насосная установка небольшой
производительности позволяет от
бирать жидкость, которая осложня
32
Рис. 3. Штан овая насосная станов а с
приводом от дви ателя на природной
энер ии ведет от ач нефти в шт. Канзас
Рис. 4. Штан овая насосная станов а
малой производительности может работать на солнечной энер ии с периодичес им питанием от а м ляторов
или ибридных станово с маломощными эле тродви ателями в тех местах, де имеется эле троснабжение
ет добычу газа в тех случаях, когда
суточный отбор исчисляется не бар
релями, а галлонами жидкости. Для
питания установки в пасмурные дни
и в ночное время предусмотрен блок
аккумуляторов с зарядным устрой
ством. Чтобы согласовать работу ус
тановки с работой скважины, в кон
троллере предусмотрены различ
ные режимы работы в течение су
ток. Вместо штанг, спускаемых с
обычной установки для ремонта
скважин, используется неразрыв
ная колонна штанг из стеклопласти
ка, спускаемая с барабана, установ
ленного на прицепе.
Хотя большинство известных на
сегодня установок работают на сол
нечной энергии, самые последние
разработки являются «гибридны
ми», в которых предусмотрено пи
тание от электросети напряжением
230 В. Использование электродвига
теля мощностью 1/3 л. с. (1 л. с. =
7,35 х 102 Вт) в гибридных установках
позволяет существенно снизить
энергопотребление. Такие установки
небольшой производительности, с
питанием от солнечной энергии или
гибридные, способны обеспечить де
бит до 10 брл/сут при использовании
обычного штангового насоса.
Управление откачкой с исполь
зованием возможностей телемет
рии и динамометрии. Компания D
Jax Corporation (шт. Техас) выпуска
ет систему управления откачкой
Penny Pincher с 1995 г. С тех пор си
стема несколько раз дорабатыва
лась, например с использованием
технологий волоконной оптики.
Хотя система зарекомендовала себя
как недорогая, простая и надежная,
применялась она ограниченно вви
ду отсутствия датчика нагрузки.
В ближайшее время компания
выпустит систему управления с воз
можностями телеметрии, оснащен
ную датчиком нагрузки. В системе
DJax Penny Pincher 2 сохранен па
тентованный алгоритм управления
откачкой со ступенью выдержки
времени и добавлена возможность
определения нагрузок с помощью
интерфейса переносного компью
тера. Как видно из рис. 5, персонал
может менять рабочие параметры и
режимы, оценивать показатели ра
боты, контролировать текущее со
стояние и получать поверхностные
и скважинные динамограммы через
интерфейс переносного компьюте
ра. При этом для тех добывающих и
эксплуатирующих компаний, кото
рым необходим дистанционный
контроль и управление, предусмот
рена возможность телеметрии, ус
тановленная для радио, теле, hard
wire и спутниковых приложений об
щего назначения. Кроме того, новая
система совместима с Xdiag компа
нии Theta Enterprises.
Модернизированная недорогая
насосная установка. Компания
DynaPump, Inc. (Нортридж, шт. Ка
лифорния) усовершенствовала свою
штанговую насосную установку
DynaSave, добавив модернизирован
ный газовый силовой агрегат. Полно
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Производительность по жид ости,
брл/с т
сос, спускаемый в скважи
стью автономная насосная
ну через НКТ, и привод с ре
установка разработана как
гулируемой частотой вра
недорогой вариант насосной
щения для погружных элек
эксплуатации скважин с не
тронасосов с непрерывным
большим притоком и с не
заполнением полости.
большими нагрузками. Уста
Метод регулирования
новка DynaSave имеет макси
работы насоса с непрерыв
мальную регулируемую дли
ным заполнением полости.
ну хода 72″ и оснащена гид
Компания Lufkin Automation
роприводным цилиндром,
из Хьюстона разработала но
который соединяется с поли
вый метод регулирования ра
рованным штоком ходовой
боты насосов с помощью ус
штангой и канатом. Макси
тройства SAM Well Manager
мальная нагрузка на полиро
(рис. 7). Контроллер работа
ванный шток составляет
ет в паре с приводом с регу
7000 фунт, регулируемое чис
лируемой частотой враще
ло ходов – 2, 3 и 4 мин1 при
ния с целью оптимизации
мощности 5, 7,5 и 10 л. с. со
добычи жидкости и в то же
ответственно. Вес установки
время защищает насос от по
составляет чуть больше Рис. 5. Интерфейс переносно о омпьютера для обновломки. Алгоритм управления
1000 фунтов, питание от сети ленной системы правления от ач ой
постепенно изменяет часто
напряжением 480 В или 220 В
ту вращения ротора насоса и
(одно или трехфазной) или
при этом замеряет объем
от новой силовой установки
жидкости. Пока на приеме
с газовым двигателем. Мак
насоса имеется достаточный
симальная производитель
объем жидкости для заполне
ность насоса составля
ния полостей насоса, сохра
ет 640 брл/сут при глубине
Штан и, 5/8″
няется линейная зависи
спуска 500–700 фут (рис. 6).
Штан и,
мость подачи насоса от час
Силовая установка Dyna
3/4″
тоты вращения ротора.
Save является центром управ
Контроллер начинает ра
ления, который обеспечива
Гл бина, ф т
бочий цикл с режима, задан
ет возможность преобразо
ного оператором. Затем кон
вания электрической энер
Рис. 6. Ма симальная производительность недоро ой
троллер на шаг увеличивает
гии в гидравлическую энер
штан овой насосной станов и
частоту вращения и замеря
гию и позволяет регулиро
Компания DynaPump разработа ет подачу насоса при этой новой час
вать длину хода плунжера. В насос
ной установке предусмотрено неза ла полностью автоматизированную и тоте вращения. Контроллер продол
висимая регулировка числа ходов оснащенную средствами связи сило жает увеличивать частоту вращения
вниз и вверх, а также нижней и вер вую установку (лучше, чем у элект с заданным оператором шагом, заме
хней границы хода. Возможна также рических установок DynaPump), с ряя подачу при каждом шаге и уста
автоматическая регулировка числа низким уровнем шума и очень низ навливая зависимость указанных ве
ким уровнем выбросов (расход газа личин. В тот момент, когда увеличе
ходов для управления откачкой.
Силовая установка DynaSave при испытании составляет как мини ние частоты вращения не приводит
на природном газе расширяет воз мум 25 % от расхода классического к пропорциональному увеличению
можности, применяемой ранее в двигателя на природном газе для ба подачи, контроллер начинает посте
обособленных районах, комбина лансирного насоса). За счет энерго пенно уменьшать частоту вращения
ции газового двигателя с электро сбережения в ней устранено 75 % до тех пор, пока не будет зафиксиро
генератором. В настоящее время выбросов – для круглосуточно рабо вано уменьшение подачи. Устрой
компания предлагает силовую уста тающих двигателей чрезвычайно ство продолжает определять опти
новку на природном газе для непос важным является низкий уровень мальную подачу, повторяя цикл уве
редственного приведения в дей эмиссии. Все эти достоинства дос личения и уменьшения частоты вра
ствие гидроприводного штангового тупны по цене, немного превышаю щения.
Алгоритм дополнительного кон
насоса. Привод штанговой насос щую цену стандартной электроуста
троля отслеживает: 1) вращающий
ной установки двигателем на при новки DynaPump.
момент привода; 2) частоту враще
родном газе давно применялся в не
ния вала насоса, фиксируемую дат
фтяной промышленности. Однако НАСОСЫ
чиком Холла, который реагирует на
практическая невозможность пол С НЕПРЕРЫВНЫМ
установленный на валу привода
ной автоматизации, шум и выбро ЗАПОЛНЕНИЕМ
магнит; 3) нижний и верхний пре
сы в атмосферу, а также высокая ПОЛОСТИ
Представлены три разработки дел подачи насоса. В случае нару
себестоимость переориентировали
рынок на переход к электроэнер от двух компаний: новый метод ре шения заданных предельных зна
гулирования работы насосов; на чений указанных параметров про
гии там, где это возможно.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
33
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Тр бный я орь
Уплотнение НКТ
НКТ
Насос с непрерывным
заполнением полости
Рис. 7. Добыча из с важины, обор дованной по р жным эле тронасосом, поддерживается на оптимальном ровне,
при этом насос защищен от поломо ,
пос оль система правления изменяет частот вращения ротора и отслеживает подач насоса и течение жид ости
грамма снизит частоту вращения.
Если же при достижении мини
мально допустимой частоты враще
ния отслеживаемый параметр по
прежнему сохраняет критическое
значение, контроллер остановит
скважину во избежание поврежде
ния насосного оборудования.
Дополнительные измерительные
возможности, поддерживаемые
контроллером, включают: накопи
тель входных импульсов сухого со
прикосновения (ротора и статора),
аналоговый входной сигнал или сиг
нал перепада давления от клиномет
ра. Устройство хранит 1500 одноми
нутных выборочных данных о пред
шествующей работе насоса для та
ких параметров как производитель
ность; частота вращения привода;
фактическая частота вращения вала
насоса; вращающий момент и мощ
ность привода; общая суточная до
быча за два месяца.
Контроллер использует прото
кол связи Modbus и к тому же пред
лагает все преимущества улучшен
ного протокола связи ELAM
(Extended Lufkin Automation
Modbus) для тех пакетов программ
SCADA, возможности которых пре
вышают возможности обычного
протокола Modbus. Все данные об
установке, текущем состоянии и
предшествующей работе, доступ
34
Гиб ий вал
Приемное
нездо
Опора вала и м фта
Сальни
Ред тор
Силовой абель
Эле тродви атель
Рис. 8. Система станов и и извлечения насоса ESPCP с помощью талево о
аната
ные на панели, доступны для про
граммного обеспечения SCADA по
телеметрическому каналу связи.
Контроллер работает на элемент
ной базе SAM Well Manager, что
уменьшает потребность в запасных
частях и предоставляет общую ос
нову для штанговых насосов, нагне
тательных скважин и автоматики
насосов с непрерывным заполне
нием полости.
Погружной электронасос с не
прерывным заполнением полости,
спускаемый в скважину через ко
лонну НКТ. В тех регионах, где вы
сокая стоимость проведения работ
в скважинах является главной про
блемой, все более актуальными ста
новятся инновационные методы,
которые снижают стоимость про
ведения подобных работ. Компа
ния Baker Hughes Centrilift (Клэр
мор, шт. Оклахома) разработала
проверенный в промысловых усло
виях и экономически эффектив
ный метод проведения работ с ус
тановками погружных электрона
сосов с непрерывным заполнением
полости (electrical submersible
progressing cavity pump – ESPCP).
Конструкция установки предус
матривает размещение забойного
привода в колонне НКТ, в то время
как спуск и подъем насоса в колон
не проводится с помощью талевого
каната или гибких труб (рис. 8). В
установках ESPCP насос, как пра
вило, является тем узлом, который
изнашивается первым. Предложен
ный способ позволяет извлекать
насос, не поднимая колонну НКТ,
электродвигатель, редуктор, саль
ник и силовой кабель, что экономит
затраты на проведение работ и сни
жает износ других узлов установки.
Компания разместила первые
установки ESPCP с извлекаемым
насосом на Аляске, и на сегодняш
ний день в Северной и Южной Аме
рике работают 18 установок, разме
щенных на 3 1/2 и 4 1/2дюймовых
колоннах НКТ. Недавно после семи
лет эксплуатации подняли забой
ную компоновку, проработавшую
дольше всех. За это время в общей
сложности было заменено девять
насосов, что при использовании
других методов потребовало бы
подъема всей установки. Другая ус
тановка работает почти пять лет, и
на сегодняшний день проведено три
замены насоса. Экономия затрат на
замену одного насоса с помощью ус
тановки талевого каната, а не стан
дартной буровой вышки может со
ставить около 500 тыс долл.
Компания разработала новое
программное средство (рис. 9) для
запуска привода Electrospeed 3* с ре
гулируемой частотой вращения, ко
торое позволяет максимально сни
жать износ забойной компоновки,
время простоя и общие расходы
оператора. Программное обеспече
ние MaxStart* позволяет запускать
привод с номинальным или макси
мальным вращающим моментом и
предусматривает алгоритм для пус
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
го газлифта, кото
рая сочетает пери
одический и не
Шт цер
прерывный газ
На нетаемый
аз
лифт для интен
сивного отбора
Добытая жид ость
нефти из «исто
Шт цер
щенных» коллек
торов, которые
Шт цер
обычно переводи
лись на малопро
НКТ, 3 1/2″
Пар
изводительный
Пар Добываемая жид ость
периодический
НКТ, 2 3/8″
газлифт. При этом
Добываемая
выше камеры осу
жид ость
ществляется не
Мандрел
прерывный газ
амеры
замещения с
лифт, а в цикле пе
дв хходовым
риодической от
распределительным
качки небольшой
лапаном в
положении
объем газа ис
прод в и (1) и
отвода аза (2)
пользуется для
Верхний
продувки камеры
всасывающий
(рис. 10). В резуль
лапан ESV-1,875
тате циклы осуще
Сп с ное
отверстие
ствляются быст
ро, поскольку для
Камера
выброса порции
прод та (1),
отвод аза/
жидкости не тре
заполнение (2)
буется заполнять
Нижний
газом всю колон
всасывающий
лапан ESV-1,813
ну НКТ до устья.
Исключаются на
Прием амеры,
л бина 1790 ф т
рушения режи
мов работы комп
рессорного и экс
Рис. 10. Непрерывный амерный азлифт. Слева – положение подъемни а с прод той амерой, справа – отвод аза и
плуатационного
заполнение амеры
оборудования, что
делает систему
ные параметры работы, отказав пригодной для морской эксплуата
шись тем самым (в целях экономии) ции нескольких скважин с одной
от вызова техника после остановок. платформы.
При продувке камеры между
циклами закачки через двухходо
ГАЗЛИФТ,
вой управляющий распределитель
УДАЛЕНИЕ ЖИДКОСТИ
ный клапан гидродинамическое за
ИЗ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН,
бойное давление снижается до дав
СТРУЙНЫЙ НАСОС
Представлены три способа меха ления устьевого сепаратора, при
низированной добычи от двух ком этом «жидкость находится выше
паний: усовершенствованный не камеры», а газ движется к поверх
прерывный камерный газлифт; за ности. Если уровень жидкости сни
бойная компоновка для снижения в жается до приема камеры, это не
нижней части скважины проходно приводит к нежелательным послед
го сечения кольцевого пространства ствиям, как это происходит со сква
с целью увеличения притока жидко жинными механическими насоса
сти в колонне НКТ; первый струй ми. Можно поднимать тяжелую
ный насос для длительной эксплуа нефть и нефть с песком.
Для замены отдельных узлов ус
тации морских скважин.
Непрерывный камерный газ тановки используется канатная
лифт. Компания BST Lift Systems техника, что исключает примене
(Вентура, шт. Калифорния) продол ние вышки. Существует несколько
жает совершенствовать свою недав вариантов размещения колонн
но разработанную систему камерно труб, например параллельное раз
На нетаемый аз
Рис. 9. Про раммное обор дование привода с ре лир емой частотой вращения для по р жно о эле тронасоса с
непрерывным заполнением полости позволяет проводить дистанционный п с
ка «заевшего» или труднозапускае
мого электродвигателя путем прово
рачивания вала в прямом или обрат
ном направлении вращения. Специ
альный модуль привода автомати
чески определяет момент, когда вал
начинает вращаться и отключает
алгоритм с целью предотвращения
повреждения электродвигателя.
Новое программное обеспечение
успешно применяется в установках
ESPCP, которые обычно требуют на
много больших усилий для пуска, чем
для нормальной работы. К тому же
силы внутреннего трения в насосе
приводят к остановке обратного вра
щения, при этом давление на выки
де остается выше давления на при
еме. Поскольку перепад давления
стремится заставить вал вращаться,
более высокое давление на выкиде
действует в качестве силы, которая
затрудняет пуск. С другой стороны,
перепад давления облегчает пуск в
обратном направлении.
При пуске установки ESPCP на
одном из месторождений тяжелой
нефти в Венесуэле регулярно возни
кали трудности, которые требовали
серьезного изменения настройки
привода и проворачивания вала в
обратном направлении. Для повтор
ного пуска установки после отклю
чения от системы питания требова
лось присутствие техника по обслу
живанию скважин. Для запуска ус
тановки технику приходилось изме
нять настройку привода, а затем
после выхода скважины на режим
восстанавливать исходные рабочие
параметры. После установки про
граммного обеспечения MaxStart
оператор получил возможность ди
станционного пуска установки че
рез систему SCADA, не меняя задан
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
Время (от рыто) 1
(за рыто) 2
35
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
тить низ колонны
НКТ и какая раз
новидность искус
Обсадная олонна, 4 1/2″
ственного лифта
Линия подачи химреа ента, 1/4″
является наиболее
эффективной?
Самыми рас
пространенными
способами меха
Ниппель X-LOC, 2 3/8″
низированной эк
сплуатации таких
скважин обычно
Толстостенный переводни с
отверстиями, 2 3/8″
являются плун
жерный лифт, за
Ниппель XN с извле аемый
проб ой, 2 3/8″
качка пенообра
Стандартная азлифтная
зователя
или
мандрель СМ-1, 2 3/8″
уменьшение про
Клапан RCCI-1 для подачи химреа ента
ходного сечения.
Разъединительная м фта со срезными
Каждый из них
штифтами
хорошо зареко
Переходни 2 3/8 х 2 7/8″
мендовал себя, но
у каждого из них
есть свои недо
Интервал перфорации
«Мертвая» олонна с от рытым онцом,
статки. Новая
2 7/8″
компоновка ниж
ней части колон
ны НКТ, разрабо
танная компани
Рис. 11. Компонов а НКТ с расширенной нижней частью для
ей Weatherford
снижения ритичес ой с орости течения предназначена для
даления жид ости из азовых с важин
International, Inc.,
получившая на
мещение колонн вместо приведен звание система снижения крити
ного на схеме концентрического ческой скорости, позволяет приме
расположения колонн. Схема дви нять каждый способ либо отдельно
жения отходящего и нагнетаемого либо совместно.
Схема компоновки для скважи
газа может быть изменена в соот
ветствии со схемой обвязки устье ны, в которую спущены 4 1/2дюй
вого оборудования. В глубоких мовая обсадная колонна и 2 3/8дюй
скважинах для облегчения подъема мовая колонна НКТ, приведена на
жидкости, возможно, потребуется рис. 11. Наружный диаметр толсто
стенного переводника составляет
установка верхних мандрелей.
В истощенных пластах, где при 3,063″. В нем имеется 34 отверстия
традиционном периодическом газ диаметром 3/4″. В случае необходи
лифте плановый дебит прежде со мости предусмотрен верхний узел
ставлял 100–300 брл/сут, дебит XLock и нижний ниппель для уста
скважин с высоким коэффициен новки дополнительно предлагаемой
том продуктивности может соста изолирующей втулки, чтобы пере
крыть отверстия. Узел XLock адап
вить 1000–1500 брл/сут.
Снижение критической скорос тирован для последующей установ
ти течения при удалении жидкости ки отбойной пружины плунжерного
из газовых скважин. В газовых сква подъемника. Переводник обычно
жинах с большим интервалом пер располагается выше или в верхней
форации одной из проблем является трети перфорированного интервала.
скопление жидкости на забое. Боль Длина 2 7/8дюймовой «мертвой»
шой интервал перфорации и боль колонны с равнопроходным соеди
шой внутренний диаметр эксплуата нением прямо пропорциональна дли
ционной колонны часто являются не интервала перфорации.
Такая компоновка позволяет
причиной того, что в скважине не
возможно обеспечить достаточно последовательно применять не
высокий дебит газа для эффективно сколько способов отбора жидкости
го подъема жидкости в колонне НКТ. следующим образом.
• «Мертвая» колонна. Поскольку
Поскольку проблема обозначена,
возникает два вопроса: где размес уравнительная пробка установлена
НКТ, 2 3/8″
36
ниже переводника и выше этой ко
лонны, поток жидкости устремляет
ся в пространство между ней и обсад
ной колонной. В итоге жидкость по
падает в колонну НКТ через отвер
стия. Установка мертвой колонны
уменьшает проходное сечение на
против интервала перфорации.
• Закачка пенообразователя.
Поскольку уравнительная пробка
расположена выше клапана для по
дачи химреагента, начинается не
прерывная закачка пенообразова
теля в колонну НКТ по наружной
1/4дюймовой линии (см. рис. 11) с
выходом пены изпод нижней час
ти «мертвой» колонны, где ее дей
ствие наиболее эффективно.
• Плунжерный подъемник. В вер
хней части переводника можно уста
новить отбойную пружину и затем от
верхней части или верхней трети ин
тервала перфорации может быть
организован плунжерный лифт.
Для скважины, в которой внутри
4 1/2дюймовой обсадной колонны
находится 2 3/8дюймовая колон
на НКТ, при давлении на устье
200 фунт/дюйм2 критическая ско
рость для подъема жидкости в ко
лонне НКТ (согласно формуле Коль
мана) составляет 15,7 фут/с с расхо
дом 406 тыс. фут3/сут (рис. 12). При
менительно к 4 1/2дюймовой обсад
ной колонне при том же значении
критической скорости расход соста
вит уже 1,63 млн фут3/сут. Установ
ка 2 7/8дюймовой «мертвой» ко
лонны уменьшает площадь проход
ного сечения внутри обсадной ко
лонны с 12,5683 до 6,078 дюйм2, что
также снижает критический расход
до 790 тыс. фут3/сут.
Ввод пенообразователя приводит
к дальнейшему снижению крити
ческой скорости. В сочетании с дру
гими способами подача пенообразо
вателя в нижнюю часть «мертвой»
колонны может снизить расход в
кольцевом пространстве с 790 тыс.
до 327 тыс. фут3/сут. А требуемый
расход в колонне НКТ снизится с
406 до 168 тыс. фут3/сут (см. рис. 12).
Переводник рекомендуется раз
мещать в верхней трети интервала
перфорации, а местоположение
низа «мертвой» колонны зависит от
таких факторов как: поступление
песка; наличие направляющего
ствола, роль газа в добыче из ниж
них перфорационных отверстий и
конфигурация ствола. Установка
подобных компоновок в 35 скважи
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ной добычи, на
пример, погруж
ных электронасо
сов, газлифта и
донных подпор
ных насосов. Был
выбран струй
ный насос с об
ратной циркуля
цией, способный
обеспечить деби
ты скважин до
20 тыс. брл/сут
(рис. 13).
Для успешной
Давление, ф нт/дюйм2
реализации и вы
бора оптималь
Рис. 12. Критичес ие расходы для воды и пены
ного варианта
для месторожде
ния потребовалось проведение се
НКТ
рьезного анализа с целью учета сле
дующих важных обстоятельств.
Обсадная
олонна
Замо
• Высокая стоимость проведе
ния работ в работающей скважине.
• Необходимость проведения
Возвратная
жид ость
закачки воды для поддержания пла
Рабочая
стового давления.
Дифф зор
жид ость
• Ограниченность места на плат
Горловина
форме FPSO.
Основной причиной выбора
Сопло
струйного насоса является его доку
ментально подтвержденная способ
ность работать длительное время без
обслуживания. Струйные насосы
давно зарекомендовали себя как про
стые и безотказные в эксплуатации,
поскольку в них отсутствуют движу
Забойная
омпонов а
щиеся части. Они обладают превос
ходной надежностью и приемлемым
сроком службы не менее двух лет
Па ер
при условии, что песчаная эрозия не
является основной проблемой.
Увеличенный срок службы рас
Добываемая
сматривался
как немаловажный
жид ость
фактор ввиду высокой стоимости
проведения операций в морских
скважинах. Еще одним доводом в
Рис. 13. Высо опроизводительный стр йпользу такого выбора стала способ
ный насос с обратной цир ляцией
ность струйного насоса работать с
нах положительно сказалась на до производительностью, сопостави
быче, при этом дебит увеличился на мой с производительностью по
50–400 тыс. фут3/сут. Та же идея с гружного электронасоса. Также
забойной компоновкой была также принималась в расчет возможность
успешно использована в газлифте использования общей системы для
под перепускным пакером.
подачи рабочей жидкости и нагне
Струйный насос для морской эк таемой в пласт воды, что позволяет
сплуатации. Еще одной разработкой максимально сократить место на
компании Weatherford стал самый платформе и упростить компонов
первый надежный в работе морской ку оборудования.
Перевел С. Соро ин
струйный насос. Компанияопера
тор выбрала высокопроизводитель
ный струйный насос после рассмот * Тор овый зна соответств ющей омпании в поряд е
рения других видов механизирован ее появления.
Критичес ий расход, млн ф т3/с т
(1,995) НКТ, 2 3/8″, вода
(1,995) НКТ, 2 3/8″, пена
Кольцевое пространство 2 7/8 х 4 1/2″, вода
Кольцевое пространство 2 7/8 х 4 1/2″, пена
4 1/2″ (3,958) обсадная олонна, вода
4 1/2″ (3,958) обсадная олонна, пена
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
James F. Lea (Джеймс Ф.
Ли) имеет степени бака
лавра и магистра наук в
машиностроении, полу
ченные в Арканзасском
университете, и доктора
технических наук – в
Южном методистском университете. В
1970–1975 гг. работал в компании Sun Oil
Co. в качестве инженераисследователя, в
1975–1978 гг. учился в Арканзасском уни
верситете, в 1979–1999 гг. являлся руково
дителем группы по оптимизации добычи и
механизированным способам добычи в
Amoco EPTG, в 1999–2006 гг. был заведу
ющим кафедры технологии добычи нефти
Техасского технологического университе
та. В настоящее время профессор Mew
bourne School of Petroleum and Geological
Engineering (факультет разработки и гео
логии) в Оклахомском университете.
Гн Ли является автором нескольких па
тентов и многочисленных работ в области
добычи и механизированных способов эк
сплуатации. Имеет награду в области добы
чи от общества инженеровнефтяников
(SPE) и дважды являлся почетным лекто
ром SPE.
Herald W. Winkler (Хералд
У. Уинклер) был заведую
щим, а теперь является зас
луженным профессором в
отставке и научным руко
водителем факультета тех
нологии добычи нефти
Техасского технологического университета в
г. Лаббок (шт. Техас). В настоящее время ра
ботает консультантом по механизированным
способам добычи, специализируется в газ
лифте.
Robert E. Snyder (Роберт
Э. Снайдер) до недавне
го времени был консуль
тантом издательства Gulf
Publishing Co. (GPC). Име
ет степень бакалавра наук
в машиностроении, полу
ченную в Вайомингском университете в 1957
г. Гн Снайдер два года служил в ВВС США,
10 лет отработал в компании Marathon Oil Co.,
29 лет в издательстве GPC и 7 лет в компании
Completion Technology Co. В издательстве
GPC он работал в качестве научного редак
тора журналов Ocean Industry и World Oil. Яв
ляется соавтором нескольких патентов,
автором многих технических статей, провел
многочисленные информационноознакоми
тельные мероприятия (презентации).
37
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ПИК МИРОВОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ:
ПОСЛЕДНИЕ ПРОГНОЗЫ
R. L. Hirsh, старший онс льтант по вопросам про раммирования, SAIC
Поскольку природные ресурсы ограничены, и за
пасы нефти истощаются, мировая добыча нефти дос
тигнет максимума или пика, после чего объемы добы
ваемых углеводородов начнут снижаться. Используя
различные методологии и данные о различных свой
ствах углеводородов, эксперты и аналитики попыта
лись определить как можно точнее год пика добычи.
Не так давно период пика добычи определялся концом
2005 г. до настоящего времени. Почти все прогнозы
базируются на допусках значительных геологических
отличий. Инвестиций в разработку новых и расшире
ние существующих месторождений, как правило, не
достаточно.
По причине значительного несоответствия доста
точно сложно определить доминирующую геологичес
кую основу для определения или исключения какого
либо из прогнозов. Однако Международное энергети
ческое агентство (International Energy Agency – IEA)
уже давно беспокоят инвестиции в расширение добы
чи нефти, которые значительно меньше, чем необхо
димо, для того, чтобы продолжить мировую добычу
нефти, чтобы удовлетворять спрос на этот энергоре
сурс. Возможно, геологические ограничения могут
являться причиной несоответствующих инвестиций.
ВВЕДЕНИЕ
В этой статье мы суммируем данные прогноза пи
ковой добычи нефти. При составлении Особое вни
мание уделяется специалистам и организациям, ко
торые осуществляют анализ состояния промышлен
ности.
Пик мировой добычи нефти. В соответствии с дан
ными IEA, начиная с 1960 г. число открытых в мире
месторождений нефти постоянно сокращается. За
последнее десятилетие объем открытых запасов соста
вил половину объема извлекаемых запасов. Наиболее
значительное сокращение запасов было зарегистри
ровано на Ближнем Востоке.
Никто не знает точно, когда наступит пик добычи
нефти, но эти данные необходимы и для определения
стратегии добывающих компаний, компаний, и для
определения политики стран, экспортирующих нефть.
Однако даже противоречивые данные относительно
года пиковой добычи нефти не смогут в значительной
степени повлиять на прогноз. Основываясь на данных
в 900 млрд брл (большее количество нефти, чем было
добыто на момент оценки) можно сделать вывод, что
пик добычи наступит через 10 лет. Однако изменение
этого показателя на 850 млрд брл, означает, что пик
добычи наступит через 11 лет.
Эра «легкой» нефти. Некоторые аналитики счита
ют, что эра «легкой» или дешевой нефти приходит к
концу. Они считают, что добыча нефти становится
38
более сложной и дорогостоящей. Это означает, что
нефтяные компании в скором времени могут изменить
свою политику.
НАИБОЛЕЕ ИНТЕРЕСНЫЕ ПРОГНОЗЫ
Чтобы понять суть прогнозов пика добычи нефти,
следует знать виды жидких углеводородных топлив.
Примерно 95 % добываемой нефти составляет тради
ционная «легкая» нефть. К сожалению, не существу
ет точного определения «нормальной» нефти. В то же
время «легкая» нефть, добываемая на континенте или
в мелководных регионах, отличается от «легкой» не
фти, добываемой на глубоководных месторождениях.
Добыча «нетрадиционных» запасов в настоящее
время осуществляется в достаточных объемах (85 млн
брл/сут), чтобы удовлетворять на нее спрос. Ниже
перечислены различные прогнозы пика добычи не
фти, выполненные разными аналитиками или компа
ниями. Можно убедиться, что данные в значительной
степени отличаются друг от друга. Исходя из этого,
можно сделать вывод, что пик добычи нефти уже на
ступил.
Про ноз пи а добычи нефти,
определенный на период до 2012 .
Pickens, T. Boone (Oil and gas investor)
2005
Deffeyes, K. (Retired Princeton professor
& retired Shell geologists)
де абрь 2005 .
Herera. К.
(Retired BP geologists)
ближайшее б д щее или прошел
Bakhatiary, S.
(Former Iranian National Oil Co. planner)
настоящее время
Simmons, M. R.
(Oil industry investment banker)
настоящее время
Westervelt, E. T. et.al.
(US Army Corps of Engineers)
настоящее время
Groppe, H.
(Oil/gas expert & businessman)
ближайшее б д щее
Googstein, D. (Vice Provost, Cal Tech)
до 2010 .
Bentley, R. (University energy analyst)
до 2010 .
Campbel, C.
(Retired oil company geologist, Texaco & Amoco)
2010 .
Skrebowsky С. (Editor of Petroleum Review)
2010–2010 .
Worild Energy Coincil
(World Non-Governmental Org.)
после 2010 .
Meling, L. M. (Statoil ol company geologist)
2011 .
Про ноз пи а добычи нефти,
определенный на период до 2012–2022 .
Pang, Х. et. al (China University of Petroleum)
2012 .
Koppelaar, R. H. E. M. (Dutch oil analyst)
2012 .
Laherrere, J.
(Retired major oil company geologist)
2010 – 2020 .
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Volvo Trucks de Margerie, C.
(Oil company executive)
Al Husseini, S.
(Retired Exec. VP of Saudi Aramco)
Merri Lynch (Brokerage/Financial)
West, J. R., PFC Energy (Consultants)
Maxwell, C. T., Weeden&Co.
(Brokerage/Financial)
Amarach Consulting (Ireland)
Wood Mackenzie (Energy consulting)
Total (French oil company)
ближайшие 10 лет
2015 .
2015 .
2015–2020 .
в течение 15 лет
2020 .
2020 .
Про ноз пи а добычи нефти,
определенный на период после 2022 .
Shell (Major oil company)
2025
UBS (Brokerage/Financial)
2020
EIA (U.S. DOE energy analysis)
после 2030
CERA (Energy consulting)
после 2030
ExxonMobil (Oil company)
Lync, M. C. (Consultant)
Browne, J. (BP CEO)
OPEC
.
.
.
.
-
был осуществлен с учетом интересов компании, кото
рую представляют аналитики. При составлении про
гнозов не были также учтены такие негативные фак
торы, как терроризм или национализм, крайне отри
цательно влияющие на развитие отрасли. Нет необхо
димости говорить о том, что такой широкий диапазон
данных пиковой добычи нефти в значительной степе
ни усложняет определение более точной даты.
Из всего вышеизложенного можно сделать вывод,
что пик добычи нефти придется на период 2007–2040
гг. Конечно, диапазон достаточно большой, по этой
причине определение точной даты может зависеть от
нескольких, неопределенных факторов, таких как
инновационные технологии, затраты, охрана окружа
ющей среды и других. Если пик добычи нефти при
дется на более поздние даты из этого диапазона, то у
специалистов отрасли будет достаточно времени, что
бы усовершенствовать технологии добычи.
Перевел Г. Кочет ов
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
См. World Oil, No. 4, 2007, p. 120.
ПОДВЕДЕНИЕ ИТОГОВ
Противоречивость выполненных прогнозов дока
зывает, что некоторые аналитики, пытающиеся убе
дить всех, что эра «легкой» нефти подходит к концу,
поторопились с выводами. Это объясняется тем, что
они пользовались различными методологиями. В свя
зи с этим достаточно трудно определить наиболее оп
тимальную с геологической точки зрения методоло
гию. Некоторые критики полагают, что ряд прогнозов
Robert L. Hirsch (Р. Хирш), главный советник по
вопросам разработки программ для SAIC. До это
го гн Хирш занимал должности ведущего иссле
дователя и главного разработчика в компаниях
ARCO, Exxon, APRI, APTI и Rand. Он также за
нимал пост председателя Board of Energy,
Environmental Systems и National Academies.
Гн Хирш защитил степень доктора технических
наук в области физики в университете Иллинойса.
НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
WorleyParsons и INTEC Engineering объединились
с целью разработки глубоководных участков в азиат
скотихоокеанском регионе. Цель проекта исследо
вать перспективы региона. Штабквартиры будут раз
мещены в Перте и Сингапуре.
Компания Saudi Aramco и Welldynamics решили
приступить к совместной разработке ряда технологий
для проведения исследований в скважинах с развитой
логикой. Этот проект является частью проекта компа
нии Saudi Aramco по строительству скважин с макси
мальным контактом с пластом (extreme reservoir
contact – ERC). Это скважины с развитой логикой,
пробуренные на несколько продуктивных пластов,
которые не требуют размещения специальных линий
контроля. Интервал контакта в этих скважинах соста
вит более 5 км. Недавно компания Saudi Aramco при
ступила к разработке месторождения Харадх Инкре
мент III, на котором было пробурено 32 скважины с
развитой логикой.
Компании Tudor Capital Partners, LLC и Pickering
Energy Partners, Inc. заключили договор о совместной
деятельности. Компании будут оказывать сервисные
и консультационные услуги.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
Компания OpenSpirit Corp. объявила о том, Paradigm,
разработчик программного обеспечения E&P операций
объединился с компаниями Schlumberger, Shell
Technology Ventures, Inc и CTTV Investments, LLC с це
лью инвестирования проекта. размеры инвестиций со
ставят 4 млн долл.
INTEC Engineering приступила к исследованию
возможностей инновационных технологий с целью ис
пользования их для подводной сепарации и других
операций. В этих исследованиях, которые продлятся
4 – 6 мес. примут участие 14 компаний.
Компания Ikon Science, занимающаяся разработкой
программного обеспечения, приобрела компанию Anitec
Ltd. Обе эти компании сотрудничают с марта 2004 г. в
области разработки сейсмического моделирования.
Копания IMV Projects Atlantic планирует проводить
исследования Arctic Offshore Technology Assessment of
Exploration and Production Options for Cold Regions of the
US Outer Continental Shelf для Управления природными
ресурсами США (Mineral Management Service – MMS).
Изучение будет сфокусировано на технологиях, разра
ботанных для холодного климата северного континен
тального шельфа.
39
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВОСТИ ЕВРОПЕЙСКИХ ТЕХНОЛОГИЙ
Часть 1
ФРАНЦИЯ
РУКОВОДИТЕЛЬ ДИРЕКТОРАТА
ПО E&P РАЗРАБОТКАМ
НАДЕЕТСЯ НА ПОВЫШЕНИЕ АКТИВНОСТИ
РАЗВЕДОЧНЫХ ОПЕРАЦИЙ
S. Galley-Leruste, р оводитель дире тората минеральных рес рсов и энер ети и при министерстве
э ономи и, финансов и промышленности Франции. Отвечает за разработ и реализацию полити и развития нефтяной и азовой отрасли во Франции
Вопрос. Каким
оказался 2006 г.
для отраслевых
компаний?
Ответ. В 2006 г.
инвестирование
в E&P сектор во
Франции увели
чилось на 65 %
S. Galley-Leruste по сравнению с
2005 г., что соста
вило 97 млн евро. Большая часть этих
инвестиций была направлена на раз
работку месторождений. В 2006 г.
было пробурено 20 новых скважин,
по сравнению с 15, пробуренными в
2005 г. Однако в связи с изменения
ми сроков реализации программ, в
2006 г. было пробурено всего 2 раз
ведочные скважины.
Вопрос. Ваш директорат плани
рует предложить для разработки
новые участки?
Ответ. Во Франции не проводят
ся лицензионные раунды, тем не
менее, постоянно открываются но
вые участки для проведения разве
дочных работ. Операции могут про
водиться на любом участке, на ко
торый еще не выдано разрешение
на разведочные работы или добы
чу. Тот факт, что во Франции не
проводятся лицензионные раунды,
не мешает компаниям разрабаты
вать ресурсы. В 2005 г. было заре
гистрировано 10 договоров на раз
работку новых участков и 15 дого
воров зарегистрировали в 2006 г.
40
Вопрос . Поощряет ли прави
тельство Франции повышение E&P
активности?
Ответ. Уже в течение несколь
ких лет правительство старается
поощрять повышение E&P актив
ности, путем проведения различ
ных тематических отраслевых кон
ференций. Официальные лица ста
раются всячески содействовать
заключению договоров с банками,
что является основной проблемой
для новых E&P компаний. В связи с
повышением цен на нефть число
новых нефтегазовых компаний во
Франции значительно возросло.
Функции нашего директората не
посредственно заключаются в изу
чении анализа данных разведоч
ных работ и прямой контакт с ком
паниями с целью облегчения про
цесса получения разрешения на
проведение операций.
Вопрос. Какие сектора вы счита
ете наиболее перспективными? Пла
нируется повышение морской актив
ности вдоль побережья Франции?
Ответ. В 2007 г. запланировано
бурение разведочной скважины в
Бискайском заливе. Во Франции су
ществуют и другие перспективные
участки, как морские, так и назем
ные. Активность разработки морс
ких участков во Франции достаточ
но высокая. Среди наземных участ
ков можно отметить два основных
региона Аквитания и Париж. Эти
районы привлекают большое число
компаний. Также нельзя не отметить
достаточно перспективное место
рождение Рейн Грабен в Эльзасе и
ряд неразведанных регионов, распо
ложенных на юговостоке Франции.
Следует отметить, что некоторые
компании выдвигают достаточно ин
тересные идеи разработки нетради
ционных нефтяных и газовых ресур
сов и планируют осуществить разве
дочные операции с использованием
нетрадиционных методов, например,
поверхностной геохимии.
Некоторые компании планиру
ют не только проведение разведоч
ных работ, но и внедрение техноло
гий повышения отдачи на старых
месторождениях. Эти проекты свя
заны с использованием инноваци
онных методов и технологий.
Вопрос. Сможете ли вы расска
зать нам о некоторых из этих про
ектов?
Ответ. Благодаря некоторым из
ведущих компаний, Technip и
CGGVeritas, французские компа
нии разрабатывают несколько круп
ных проектов не только во Франции,
но и в мире. Подводное месторож
дение Далиа (Total, 40 %) является
одной из крупнейших систем на уча
стке 17 на шельфе Анголы. Это мес
торождение расположено в 135 км
от побережья Анголы на глубине
1200–1500 м. В процессе разработ
ки этого месторождения широко
использовались R&D продукты, из
готовленные французскими компа
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ниями, благодаря которым были ре
шены многие проблемы.
В морских проектах East Area и
Amenam II в Нигерии, Р52 в Бра
зилии и на месторождении Кике
в Малайзии использовалось па
лубное оборудование компании
Technip.
Вопрос. Развитие каких техно
логий вы считаете наиболее важ
ным?
Ответ. Я считаю, что следует сфо
кусировать внимание на разви
тии технологии оценки свойств пла
ста, поскольку в настоящее время
активность разведочных работ воз
растает. Информация о свойствах
структуры и геологической динами
ки чрезвычайно важна. Для этого в
настоящее время применяется мо
делирование, составляются модели
количественных и качественных
характеристик, свойств углеводоро
дов и разработки месторождений.
Необходимо развитие техноло
гий повышения отдачи продукта,
которые включают в себя оценку
свойств пластовых флюидов, дина
мическое моделирование и другие.
Необходимо разрабатывать инно
вационные технологии разработки
«сложных» запасов, например, глу
боководные месторождения, запа
сы тяжелой нефти и углеводородов
с высоким содержанием H2S и СО2.
Наиболее важными являются
технологии снижения выбросов
СО2. Все эти решения требуют мак
симальной концентрации сил и ис
пользование возможностей отрас
ли.
Sofie GalleyLeruste (С. ГаллиЛерюсте), с
2004 г. занимает пост руководителя директо
рата по энергетике и природным ресурсам
при министерстве экономики, финансов и
промышленности Франции. Она занимает
ся вопросами развития атомной энергетики
и нефтегазовой отрасли. Гжа ГаллиЛерюс
те закончила политический институт в Па
риже и французскую национальную школу
администрирования. С 1986 г. гжа Галли
Лерюсте занимала ряд постов в министер
стве промышленности. Гжа ГаллиЛерюсте
говорит на французском, английском, италь
янском и русском языках.
ПОДВОДНЫЕ СИСТЕМЫ УЛАВЛИВАНИЯ КОНДЕНСАТА
ПРИ РАЗРАБОТКЕ ГЛУБОКОВОДНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
S. Abrand и S. Anres, Saipem; C. Rueda, Saibos; C. Tsouza, Total E&P
Перенос онденсатосборни ов на морс ое дно освобождает место на плав чих станов ах, создавая больше вариантов для под отов и прод ции на пал бе
За последние несколько месяцев
технология подводной подготовки
продукции быстро продвинулась впе
ред. Скоро появятся или уже одобре
ны несколько проектов, включая под
водные системы подпора, подводные
сепарационные установки или под
водные системы сжатия газа.
Разработка газовых месторож
дений обычно требует применения
конденсатосборников. При боль
ших темпах отбора газа и значи
тельной длине трубопроводов с
многофазным течением такое обо
рудование может быть очень боль
шим и тяжелым – весом до не
скольких тысяч тонн. Поэтому
было бы лучше устанавливать его
на дне моря, а не на палубах плат
формы или берегу.
Первая подводная система улав
ливания конденсата (subsea slug
catcher – SSC) была установлена в
1985 г. компанией Texaco на место
рождении Хайлэндер в Северном
море. Эта оборудование, разме
щенное на глубине 550 фут (168 м),
используется для улавливания не
большого объема конденсата.
Недавно компания Total E&P по
ручила компании Saipem выпол
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
нить техникоэкономическое обо
снование системы SSC, рассчитан
ной на очень большие объемы кон
денсата и большие глубины моря. В
статье приводятся примеры приме
нения таких систем для нескольких
вариантов разработки морских ме
сторождений, например, новые от
дельно стоящие системы, подвод
ные системы для подсоединения к
имеющимся платформам или бере
говым сооружениям.
Основное назначение устройства
для улавливания конденсата (конден
сатосборника) состоит в сборе посту
пающей из газопровода жидкости и
предотвращение попадания ее в си
стему подготовки газа, работа кото
рой может быть ограничена или зат
руднена присутствием жидкости.
Поэтому устройство должно прини
мать определенный объем жидкости
и при этом отделять газ и направлять
его в систему подготовки газа.
Конденсатосборник, установ
ленный на палубе платформы или
на берегу, может быть настолько
большим, что может затруднить
подсоединение нового оборудова
ния или сильно ограничить место
на платформе или заводе. При его
№ 8 • ав ст 2007
установке на дне моря освободив
шееся место может быть перепро
филировано, что дает большую сво
боду выбора. Кроме того, снимают
ся все требования к технике безо
пасности и противопожарной безо
пасности такого оборудования.
Любой конденсатосборник,
будь он подводным или наземным,
состоит из двух секций. В первой
газ отделяется от жидкости, во вто
рой хранится жидкость. При опре
делении размеров первой секции
исходят из требований, предъявля
емых к отделению газа, а размеры
второй секции определяются объе
мом жидкости (рис. 1).
Отделение жидкости может
проводится следующими метода
ми.
• Непрерывное отделение жид
кости при нормальных установив
шихся режимах.
• Периодическое или оператив
ное удаление жидкости при изме
нении расхода (образование скоп
лений жидкости).
• Запуск разделителя или шара,
когда жидкость вытесняется из тру
бопровода в конденсатосборник за
относительно короткое время.
41
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Стоя
для аза
Разделитель
Газопровод
Подводная система лавливания онденсата
Приемни
разделителя
Манифольд
Подача
аза
Сепарация
Хранилище
жид ости
С важинные
жид ости
Подпор
жид ости
Подача
жид ости
Стоя для
жид ости
Гр нт
Море
Рис. 1. Ф н циональные требования подводной системе лавливания онденсата
за лючаются в отделении аза и хранении жид ости. Эти ф н ции мо т быть
объединены в одной станов е или разделены по дв м и более станов ам
Уловитель онденсата
Возврат аза
Уравнительные
барабаны
Отвод аза
Отвод аза
Вп с аза
и жид ости
Уловитель
онденсата
Возврат аза
Уравнительный
барабан
Вп с аза
и жид ости
Сброс
жид ости
Вып с жид ости
Рис. 2. Традиционная схема онденсатосборни а, в лючающая нес оль о равнительных барабанов - «пальцев» для отделения аза и хранения жид ости
Для каждого рассмотренного слу
чая были предложены различные
конструкции: отдельные резервуары
для небольшого количества конден
сата и трубные схемы компоновки
специально для больших объемов.
Для последнего случая могут быть
предложены несколько вариантов в
зависимости от достаточной площа
ди. Основным правилом для такого
рода компоновок является наличие
небольшого уклона для обеспечения
свободного течения жидкости.
КОНСТРУКТИВНЫЕ РЕШЕНИЯ
Установку для улавливания кон
денсата можно разделить на две ос
новные секции по выполняемым
ими функциям (исключая функцию
подпора): секцию сепарации и сек
цию хранения (рис. 2). Было предло
жено несколько конструкций.
• Традиционная многотрубная
конструкция (несколько трубпаль
цев, каждая с функциями сепара
ции и хранения).
• С раздельной сепарацией и
хранением: сепарация проводится
в одном резервуаре (труба или се
паратор), а хранение осуществляет
42
ся несколькими способами (в тру
бах, резервуарах, цистернах и т.д.).
Сепарация. Длина сепарирую
щего устройства между впуском и
выпуском газа определяется требу
емой эффективностью осаждения
и сепарации. Осаждение капель
жидкости происходит под действи
ем силы тяжести при движении по
тока с небольшими скоростями,
обычно менее 2 м/с, и при достаточ
ном времени нахождения в этом ус
тройстве.
Методика расчета, использован
ная для определения размеров кон
денсатосборника, основана на пра
вилах, которые можно найти в тех
нической литературе. Она основа
на на экспериментальных кривых
зависимости отношения длины се
паратора к диаметру от эффектив
ности сепарации и размера капель
жидкости. В качестве базового ва
рианта была принята эффектив
ность сепарации 99 % и выбран наи
меньший диаметр капель. Для рас
чета скорости движения газа была
использована зависимость площа
ди поперечного сечения от скорос
ти газа на входе. Эта методика так
же используется для расчета сепа
рации в трубах или резервуарах.
Хранение. Объем хранилища
конденсатосборника соответствует
максимальному объему жидкости,
которое оно содержит. Хранилище
должно перехватывать максималь
но возможный объем порции кон
денсата, поступающего из выкид
ной линии. Оно также должно вме
щать буферный объем конденсата
для гарантированной подачи жид
кости на палубные сооружения
конденсатосборника.
Объем хранилища рассчитыва
ется исходя из объема порции кон
денсата. По техническим сообра
жениям рассматривается наихуд
ший вариант (больший объем пор
ции исходя из частотности 1/1000).
Буферный объем был принят рав
ным 10 % объема порции. Эта вели
чина является условной и должна
оговариваться с учетом палубных
мощностей. В обычном многотруб
ном конденсатосборнике в расчет
принимается неравномерное рас
пределение жидкости на основа
нии допущения, что даже при рав
номерном распределении жидко
сти самая загруженная труба при
нимает на 20 % больше остальных.
В тех конструкциях, где функции
сепарации и хранения разделены,
весь объем (конденсат + буффер)
хранится в одном большом резерву
аре, нескольких резервуарах или
трубах. Неравномерность распреде
ления жидкости не принимается во
внимание. В сепарирующем устрой
стве имеется только один газоотвод,
который соединен со всеми сред
ствами хранения, и поэтому наличие
жидкости на газоотводе свидетель
ствует о том, что все средства хране
ния заполнены. Они соединяются
друг с другом входным и выходным
манифольдами для жидкости с целью
выравнивания давления.
Подпор. Был рассчитан подпор
жидкости для создания давления,
необходимого для палуб платфор
мы. Подпор также необходим для
того, чтобы избавиться от жидкости
во время некоторых операций, на
пример при вытеснении жидкости
разделителем.
Механическая прочность. Для
каждого рассмотренного случая
принятое расчетное внутреннее
давление составило 240 бар, что со
ответствует пластовому давлению.
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Для определения предварительной
толщины стенки трубы (или резер
вуара) воспользовались стандартом
API RP 1111 для разрывающего и
сминающего давления.
Было рассчитано разрывающее
давление (240 бар минус гидростати
ческое давление) и сминающее дав
ление (1 бар), а для предварительной
оценки веса конструкции опреде
лена максимальная толщина стенок.
Модульный принцип. Посколь
ку система будет устанавливаться
под водой, наиболее важное обору
дование должно быть извлекае
мым. Поэтому подводная станция
должна состоять из модулей, для
облегчения подъема любой ее час
ти. Грузоподъемность судов обслу
живания должна быть достаточной
для спускоподъема модулей чтобы
не привлекать судно установки.
СТРАТЕГИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ
С целью предотвращения гидра
тообразования и борьбы с ним при
нятая общая стратегия заключает
ся в закачке моноэтиленгликоля
(МЭГ) на устье скважин. Поэтому
при нормальных режимах работы
проблема гидратов отсутствует.
Во время эксплуатации, когда по
ступает небольшое количество жид
кости, жидкие компоненты могут
сегрегировать и даже образовывать
гидраты в секции хранения. Во вре
мя остановок использование оборот
ного цикла вместе с системой подпо
ра позволяет справиться с проблемой
гидратообразования путем постоян
ного смешивания МЭГ с жидкостью.
Если происходит остановка и уда
ется поддерживать работу насоса
даже с меньшей производительнос
тью, тогда МЭГ может постоянно сме
шиваться с жидкостью, предотвращая
образование гидратов. Однако в боль
шинстве случаев насос останавлива
ется, создавая возможность для разде
ления жидкостей. В этом случае, воз
можно, потребуется снизить давле
ние, чтобы удержать конденсат за пре
делами области гидратообразования.
Снижать давление, по всей вероятно
сти, не потребуется при небольшой
глубине моря, когда гидростатическое
давление имеет предел.
ПРИМЕРЫ
КОНСТРУКЦИОННЫХ РЕШЕНИЙ
Было рассмотрено четыре раз
личных случая. Для определения ди
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Таблица 1. Сит ационные примеры
Вариант
Гл бинавод
вместе
расположения
с важин,м
Подводный
тр бопровод,
м
Гл бинавод
вместе
станов и
SSC,м
Ма симальная
добыча аза,
млнм3/с т
Вн тренний
диаметр
вы идной
линии,дюйм
Объем
онденсата,
м3
1
2
3
4
600
1700
1700
1700
40
40
160
560
150
1500
70
70
12
47
42
52
14
26
30
42
100
550
1100
3800
аметра установки и оценки объема случаев приводит к чрезмерному уве
конденсата были выполнены рабо личению размеров резервуаров и
чие расчеты. Ситуации должны были толщины стенок.
Варианты 2, 3 и 4. Для этих слу
быть самыми разнообразными, что
бы предложить различные решения чаев предстояло сделать выбор из
конструкций конденсатосборников. нескольких вариантов компоновки.
Описаны только варианты 2 и 4,
Все данные сведены в табл. 1.
В зависимости от принятых поскольку они являются крайними.
объемов было предложено несколь При варианте 2 система располо
ко конструкций. Эти конструкции жена на большой глубине, поэтому
имеют несколько вариантов, кото для облегчения монтажа и спуско
рые могут применяться на различ подъемных операций предпочти
ных месторождениях, принимая во тельно компактное решение –
внимание основные слабые места и «штабельная» схема компоновки.
ограничения, например, по глубине Используется тот же принцип, что
и с трубамипальцами, но трубы ук
вод или характеристикам грунтов.
Для вариантов 1, 3 и 4 основным ладываются друг на друга (рис. 3).
Для варианта 4 с большим объе
критерием проектирования, опреде
ляющим толщину корпусов, являет мом конденсата была выбрана тру
ся разрывающее давление. Для вари ба большой длины (рис. 4). Труба
анта 2 толщина корпуса определяет диаметром 42″ для хранения жидко
ся способностью противостоять сми сти укладывается после первого се
нающему давлению. Для всех вари парирующего резервуара, а под
антов вес корпуса
не сильно зави
сит от предло
женной конст
рукции. Для каж
дого рассмотрен
ного случая вы
бор конструкции
был обусловлен
трудностями при
изготовлении,
монтаже, нехват
кой места на дне
моря и производ Рис. 3. «Штабельная» схема омпонов и имеет мно о «пальцев», объединенных в один бло
ственными труд
ностями.
Вариант 1. Не
большой объем
хранения (100 м3)
не оправдывает
вариант раздель
ного хранения в
нескольких емко
стях. Поэтому
был выбран вари
ант хранения в
одном резервуа
ре. Такое конст
Рис. 4. В тр бной схеме для варианта 4 в ачестве средства
рукторское реше
хранения использ ется длинная се ция тр б
ние для других
№ 8 • ав ст 2007
43
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
порная система устанавливается в
конце трубы. Такая схема компо
новки сильно зависит от рельефа
илистого дна моря и особенно его
уклона. Инженеры предложили
рассмотреть альтернативный вари
ант установки конденсатосборника
как единой конструкции. Такая си
стема SSC больше соответствует
небольшим глубинам, поскольку
труба имеет большой диаметр. Ус
тановка такой конструкции на
большой глубине была бы очень
сложной задачей.
Основные узлы конденсатос
борника являются извлекаемыми.
Вся конструкция разделена на не
сколько модулей для клапанов, со
бранных в один манифольд, и для
подпорной системы. В табл. 2 и 3
приводится вес и размеры установ
ленных конструкций для каждого
случая (за исключением основа
ний).
Вариант 2. Подводная система
улавливания конденсата (SSC)
смонтирована на основании (рис.
5). Основание будет заблаговре
менно установлено с помощью
того же судна. В качестве судна для
установки системы SSC, основа
ния, шлангокабелей и катушек
предложено использовать судно
Saipem 3000 или аналогичное. Это
судно отвечает функциональным
требованиям, разработанными во
время выполнения ТЭО. Система
SSC вместе с самовсасывающими
ся кессонами или самовсасываю
щимися сваями транспортируется
на место установки грузовой бар
жей.
Установка системы проводится
следующим образом.
Таблица 2. Вес онстр ций
Вес
Вес Рабочий
ввозд хе,т вводе,т вес,т
По азатель
Вариант2



СистемаSSC
Вариант4
1200

350

1050

Сепаратор
Системаподпора
750
61
450
56
650
57
Таблица 3. Размер онстр ций
Вариант
Длина,м
Ширина,м
Высота,м
2
4
38
18
11
9
15
15
• Крюками главного крана и ле
бедки зацепляют оснастку SSC (для
натяжения оснастки и освобожде
ния от морских креплений прила
гается минимальное усилие).
• SSC поднимают на 5 м выше
палубы, чтобы отвести баржу в сто
рону и опустить конструкцию на
глубину 65 м.
• Вес SSC переносят с главного
крана на лебедку; крюк крана осво
бождают.
• SSC опускают в положение 30 м
от дна моря. Подключают к работе
компенсатор вертикальной качки и
устанавливают SSC примерно на 6 м
выше основания при поддержке
ROV и контроле ориентации.
После проверки центровки сис
тему устанавливают на основание;
освобождают оснастку и поднима
ют ее на поверхность.
Вариант 4. Потребуется крано
вая трубоукладочная баржа боль
шой грузоподъемности (вес модуля
сепарации в воздухе составляет
750 т), а также баржатрубоуклад
чик, способная работать с высоким
натяжением труб по классическому
методу Slay (с натяжением пример
но 200 т). По этой причине, завися
щей от возможностей флота подряд
чика, для выполнения работы необ
ходимо иметь два судна. Использо
вание баржитрубоукладчика типа
Castoro 6 или аналогичной ей и кра
новой трубоукладочной баржи типа
Castoro 8 или аналогичной ей дела
ет такой метод установки самым
эффективным. Для установки кату
шек и укладки шлангокабелей ис
пользуется многофункциональное
вспомогательное судно.
Метод установки сепаратора и
подпорных систем аналогичен
тому, что описан для варианта 2.
Для укладки трубопровода исполь
зуется обычный Slay метод (рис. 6).
КОНТРОЛЬ
План проведения работ и часто
та проверок будут зависеть от по
ведения системы во время эксплу
атации или нарушений режимов
работы. Методы проверки системы
SSC аналогичны тем, что использу
ются при проверке выкидных ли
ний, учитывая, что система состо
ит главным образом из труб или
емкостей. Особой проверке под
вергнется насос как активно рабо
тающее оборудование.
Подводная станция будет нахо
диться под постоянным наблюдени
ем и контролем посредством датчи
ков давления, температуры, расхода
и т.д. с целью обнаружения любых
неисправностей или нарушения ре
жима работы. Планируется прово
дить периодический визуальный ос
мотр с целью обнаружения и предуп
реждения любых утечек из соедине
ний (так же, как и манифольда).
Рис. 5. Обычная схема монтажа, в лючающая сп с самовсасывающейся сваи (а), станов
тельных линий (с)
44
манифольда (b) и затем соедини-
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
в неглубокие воды в тех регионах, где
земляные работы на суше стоят
слишком дорого или невозможны по
экологическим соображениям.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Рис. 6. Крановая тр бо ладочная баржа Castoro 8 (слева) использ ет S-lay метод
свар и (справа)
ТЕХНИЧЕСКОЕ
ОБСЛУЖИВАНИЕ
Основной целью технического
обслуживания является поддержа
ние исправности системы и сохра
нение целостности материальных
ценностей. Техническое обслужи
вание связано либо с недопущени
ем выхода из строя оборудования
(профилактичеcкое обслужива
ние), либо с возвращением обору
дования в строй после поломки (ис
правительное обслуживание). Ис
правительное обслуживание про
водится после обнаружения по
вреждения и направлено на то, что
бы вернуть установку в строй с тем,
чтобы оно работало как положено.
При техническом обслужива
нии не требуется выводить систе
му или подсистему из эксплуата
ции, тогда как при ремонте это тре
буется. Обслуживание можно про
водить прямо на месте. Плановое
обслуживание включает профилак
тический осмотр крышек, клапанов
и элементов катодной защиты.
Без остановки системы SSC мо
гут быть выполнены ограниченные
виды технического обслуживания;
другие виды работ рассматривают
ся как ремонты, даже если их мож
но выполнить без выявления поло
мок или нарушений режима рабо
ты в системе SSC.
РЕМОНТ
Основной принцип технического
обслуживания системы SSC заклю
чается в том, чтобы быстро обнару
жить неисправность или явные при
знаки неисправности и затем заме
нить узел имеющейся наготове со
вершенно новой запасной деталью
за сравнительно короткое время. Ре
монт же обычно проводится с изъя
тием узла системы из эксплуатации
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
с последущей ее остановкой и запол
нением водой перед проведением
работ. Поскольку проведение ремон
та подразумевает замену нескольких
узлов или элементов оборудования,
проведение работ требует тщатель
ной подготовки и планирования, что
сопоставимо с задачами, выполняе
мыми при установке системы.
При таком едином подходе к
контролю, обслуживанию и ремон
ту особое внимание следует уде
лить активно работающим элемен
там системы, а именно насосам,
которым потребуется специальное
обслуживание.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Настоящее исследование пока
зывает возможность установки си
стем SSC в неглубоких водах (вклю
чая системы очень большой вмес
тимости – 4000 м3), а также в глу
боких водах. Анализ показал широ
кую вариабельность конструкции,
поэтому система может быть адап
тирована к самым разным вариан
там разработки месторождений.
Система считается готовой для
подводного применения, поскольку
отсутствует необходимость новых
разработок. Основная сложность по
прежнему заключается в управляе
мости и работоспособности, что оп
ределяется надежностью основного
оборудования, а именно насосов.
Системы SSC открывают новые
возможности в проектировании раз
работки месторождений либо за счет
упрощения подсоединения новых
мощностей на имеющихся перегру
женных платформах, либо за счет
уменьшения веса палуб на новых
стационарных или плавучих плат
формах. Кроме того, крупные систе
мы SSC, расположенные на берего
вых терминалах, можно переместить
№ 8 • ав ст 2007
1. Dover, S. and M.T. Cooling, «The Highlander
field – A year’s operating experience», SPE
16532, Journal of Petroleum Technology,
February 1990.
2. Shotbolt, K., «Methods for the alleviation of
slug flow problems and their influence on field
development planning», SPE 15891, presented
at the European Petroleum Conference, London,
October 2022, 1986.
3. Smith, G. D. and G. H. Batcheler, «Overview
of the Highlander field development», SPE
13970, SPE Production Engineering, November
1987.
Stephanie Abrand (Стефани Абран) получи
ла научную степень в Ecole Centrale de
Marseille в 2002 г. и поступила в компанию
Saipem в отдел развития морских технологий
в качестве инженера проекта. Занималась
разгруженными водоотделяющими колон
нами, изоляционными материалами, глубо
ководным тендером для компании Saibos и
изучением систем подводной добычи.
Stephane Anres (Стефан Анрес), имеет сте
пень бакалавра наук в Ecole Centrale de
Marseille и степень магистра наук в уни
верситете Carnegie Mellon. Начал работать
в компании Saipem в 1990 г. и в настоящее
время является руководителем проекта в
отделе развития морских технологий. Гн
Анрес имеет богатый опыт в эскизной про
работке глубоководных проектов для пла
вучих и стационарных платформ, а также
водоотделяющих колонн и выкидных ли
ний. Он руководил несколькими эскизны
ми проработками проектов подводной
подготовки продукции, уделяя особое вни
мание промысловой архитектуре и обору
дованию подводной подготовки.
Christian Rueda (Кристиан Руеда) получил
степень бакалавра наук в институте граж
данского строительства в Реймсе, Фран
ция. Имеет 29летний опыт работы в
прокладке подводных трубопроводов в ка
честве конструктора, инженера проекта и
технического руководителя в компаниях
ETPM и Bouygues Offshore Co., где он ру
ководил отделом прокладки трубопрово
дов. Он участвовал в проектировании и
строительстве судна для глубоководного
монтажа Saipem FDS, затем участвовал в
проекте Girassol UFL в качестве техничес
кого координатора монтажа. С 2002 г. ра
ботает руководителем глубоководных
методов в Saipem’s Saibos Division.
Constant Tsouza (Констан Тсуза) получил
степень по механике во Французском нефтя
ном институте. Начал работать в компании
Total в 1985 г., где занимается вопросами бу
рения, заканчивания и подводным сооруже
ниями. Гн Тсуза работает в Норвегии в
качестве старшего нефтяного архитектора.
45
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАСШИРЕНИЕ ВОЗМОЖНОСТЕЙ
АВТОНОМНЫХ ПОДВОДНЫХ АППАРАТОВ
Теперь омпаний появился выбор, особенно в л бо их водах, межд дистанционно правляемыми аппаратами, автономными подводными аппаратами и их омбинациями при проведения
изыс ательс их работ, обследовании или обсл живании
В один прекрасный день авто
номные подводные аппараты
(autonomous underwater vehicle –
AUV) станут действительно авто
номными – спущенные в море во
вторник и поднятые в четверг в ка
комнибудь заранее определенном
месте за много миль от отправной
точки. От появления таких аппара
тов нас отделяют несколько лет, но
быстрое совершенствование новых
автономных аппаратов всего лишь с
эпизодическими сеансами акусти
ческой связи с техником на борту
судна, возможно, в миле от него, де
лает такой вариант возможным.
В настоящее время аппараты AUV
могут обследовать трубопроводы,
выкидные линии, места проведения
буровых работ и места швартовки,
работать в качестве челноков для
аппаратов ROV и даже проводить
профилирование твердого дна моря
(малоглубинная сейсмика).
Нефтяные компании все чаще
используют аппараты AUV, по
скольку они позволяют экономить
деньги в отличие от обследований с
помощью ROV или исследований с
глубоким буксированием. Эконо
мия большей частью достигается за
счет того, что аппараты AUV могут
выполнять работу намного быстрее,
передвигаясь со скоростью 5 узлов
и даже быстрее. Кроме того, мень
ше принимается во внимание состо
яние моря, а судно обеспечения не
обязательно должно быть столь спе
циализированным. К тому же полу
ченные данные обычно имеют на
много большее разрешение.
Французская компания ECA,
расположенная в Тулоне, работает
над своим вариантом аппарата AUV
под названием Alistar с начала 2000 г.
Основная задача состоит в том, что
бы обеспечить более быстрое выпол
нение работ с лучшим качеством дан
ных при максимальной автономнос
ти аппарата (минимальная связь с
судном). Такой аппарат может обсле
довать сооружения, водоотделяю
щие колонны и швартовые канаты с
46
Автономный подводный аппарат Alistar 3000 проходит ходовые испытания
помощью автоматической системы
огибания рельефа дна и слежения за
трассой трубопровода.
После нескольких лет проекти
рования и конструирования мелко
и глубоководных опытных образцов
в 2002 г. состоялись первые ходовые
испытания, и с тех пор каждый год
проводилось хотя бы одно испыта
ние. В июле прошлого года проведе
но еще одно глубоководное испыта
ние аппарата Alistar 3000 в водах
Мексиканского залива для компа
нии BP America. Оно проводилось в
рамках программы эксплуатацион
ных испытаний Группы технологий
разведки и добычи компании ВР.
Этот аппарат имеет длину 5 м и
весит 2300 кг, включая полезную на
грузку 200 кг (см. рис.). Оно оснаще
но подруливающими устройствами
для маневрирования, которые позво
ляют ему зависать или двигаться со
скоростью до 6 узлов. Аппарат ус
пешно выполнил запланированную
программу обследований в глубоких
водах без механической связи с по
верхностью. Испытание проводи
лось при региональной поддержке
компании Harvey Lynch Inc., амери
канского партнера фирмы ЕСА. Ап
парат был спущен с одного из океа
нических судов, арендованного ком
панией ВР. Аппарат Alistar выполнил
различные задания на глубине
4450 фут (1 фут = 0,3048 м) над
9х13дюймовым трубопроводом типа
труба в трубе, проложенным вокруг
месторождения Кинг (оператор ком
пания ВР). При этом аппарат успеш
но выполнил следующие функции.
• После спуска точно позицио
нировался около морского дна.
• На протяжении всего испыта
ния находился под акустическим
наблюдением с поверхности.
• Подтвердил пригодность слож
ной системы выполнения заданий.
• В результате поиска обнару
жил и «захватил» трубопровод.
• Отслеживал трассу трубопро
вода и точно следовал над ним на
высоте 12 м, проводя высококаче
ственную видеозапись.
• Обнаружил и тщательно обсле
довал неисправность, используя
специальные образы.
• Благополучно возратился на
поверхность.
Компания Cybernetix, располо
женная в Марселе, совместно с ком
панией Ifremer, Ливерпульским уни
версистетом и компанией Total
(прежде TotalFinaElf) разработала и
выполнила две большие программы
НИОКР. В ходе выполнения первой
из них был разработан ныне знаме
нитый аппаратчелнок Swimmer,
предназначенный для доставки
обычного аппарата ROV к подводной
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
стыковочной станции. Станция за
тем соединяется с палубным эксплу
атационным оборудованием шланго
кабелем питания и управления, зара
нее размещенным на дне моря.
Такой гибрид аппаратов постоян
но находится на месте расположения
например плавучей установки FPSO
или платформы. Связанные с этим
эксплуатационные расходы невели
ки. Аппарат обеспечивает работу
обычного ROV, но ему не требуется
судно поддержки, поскольку увели
ченный радиус действия позволяет
спускать и поднимать его с надвод
ных эксплуатацилнных установок.
С увеличением глубины моря
стоимость операций традиционно
го аппарата ROV по обследованию,
техническому обслуживанию и ре
монту подводного оборудования
становится весомой частью эксплу
атационных расходов. Комбинация
AUV с ROV используется для раз
мещения ROV на глубоководном
месторождении, при этом отпадает
необходимость в длинных и тяже
лых шлангокабелях, специальных
судах обеспечения и связанных с
этим затратах. Аппаратчелнок в
автоматическом режиме доставля
ет обычный ROV к подводной сты
ковочной станции, установленной
недалеко от требующего регуляр
ного обслуживания оборудования,
например устьевого оборудования
скважин и манифольдов.
Стыковочная станция соединя
ется с поверхностью постоянным
шлангокабелем, который обеспечи
вает энергопитание и управление
работой ROV в режиме реального
времени, когда аппаратчелнок со
единен с подводной станцией. Эта
система работает на нескольких
платформах, совместно эксплуати
руемых компаниями Total и Statoil.
Компания Cybernetix также рас
полагает аппаратом Alive, который
может проводить несложные рабо
ты на глубоководных морских
объектах, не нуждаясь в специали
зированном судне поддержки с ди
намическим позиционированием.
Аппарат не только оснащен сред
ствами автоматической стыковки и
многофункциональным манипуля
тором для легкого вида работ, но
имеет свою собственную систему
динамического позиционирования.
Вероятно самым успешным ком
мерческим автономным подводным
аппаратом является аппарат Hugin
норвежской компании Kongsberg
Marine. Компания утверждает, что в
общей сложности аппараты Hugin
обследовали 120 тыс. км морского
дна для разведочных компаний.
Компания C&C Technologies эксп
луатирует три аппарата, компания
Fugro заказала второй, а у компании
Geoconsult имеется один аппарат.
Вслед за удачными модификаци
ями аппаратов, рассчитанных на глу
бину 1000 и 3000 м, недавно появил
ся аппарат на 4500 м. Хотя объем раз
ведочных операций на глубине
15 тыс. фут невелик, если вообще
имеется, при необходимости этот ап
парат способен соответствующие
функции выполнить. Новый аппарат
Hugin не только может работать на
глубине 4500 м, но и обладает улуч
шенными возможностями. По утвер
ждению компании, емкость аккуму
ляторов увеличилась на 30 %, появи
лись более современные системы
гидролокатора и эхолота, которые
обеспечивают более высокое разре
шение и более точные замеры.
НОРВЕГИЯ
МИНИСТР УДОВЛЕТВОРЕН
ДОСТИЖЕНИЯМИ ОТРАСЛИ СТРАНЫ
O. R. Enoksen, министр нефтяной промышленности и энер ети и Норве ии. Е о спехи в должности министра объясняются с оординированной и инте рированной энер етичес ой полити ой. Главной целью он
называет высо ие объемы производства и эффе тивное, безопасное с точ и зрения охраны природы правление энер орес рсами Норве ии.
Вопрос. Како
ва роль министра
в развитии E&P
отрасли Норве
гии?
Ответ. Основ
ная роль заключа
ется в обеспече
нии высокого
уровня развития
O. R. Enoksen
отрасли. В функ
ции министра входит формулировка
политики управления природными
ресурсами, что позволит достигнуть
определенных успехов. Невозможно
будет реализовать в полном масшта
бе все возможности отрасли без пол
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
ного обеспечения технической базы
отраслевых компаний, что означает
привлечение инвестиции в разработ
ку проектов. Повышение цен на
нефть, как в стране, так и за рубе
жом, и увеличение спроса на энер
горесурсы положительно повлияло
на повышение активности компа
ний. Инвестирование в разработки
отрасли в 2006 г. составило 85 млрд
долл за исключением затрат на про
ведение разведочных операций.
В 2006 г. было пробурено 26 разведоч
ных скважин, из них 18 скважин раз
ведочных и восемь скважин – оце
ночных, это в два раза больше, чем в
2005 г.
№ 8 • ав ст 2007
Вопрос. На основании оценки
состояния отрасли в 2006 г. и про
гноза дальнейшего повышения цен
на нефть, какой объем инвестиций
вы прогнозируете на 2007 г.?
Ответ. Размеры инвестиций в
отраслевые проекты в 2007 г. соста
вят 82 млрд долл. Кроме того, мы пла
нируем дополнительно вложить 23
млрд долл в разведочные операции.
Вопрос. Поделитесь, пожалуй
ста, вашим впечатлением о резуль
татах проведения лицензионного
раунда 2006 г.
Ответ. В течение ряда лет отме
чается высокий уровень активнос
47
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ти разработки норвежского конти
нентального шельфа. Результаты ра
унда 2006 г. оказались достаточно
впечатляющими. На этом раунде
было выдано 48 лицензий на разра
ботку 85 участков. Наибольший ин
терес операторы проявили к участ
кам, расположенным в Северном,
Норвежском и Баренцевом морях.
Вопрос. Что вы можете сказать
о ценах на нефть? Как это отразит
ся на норвежском рынке?
Ответ. Цены на сырую нефть яв
ляются главной движущей силой раз
вития отрасли. Высокие объемы про
даж углеводородов в стране диктуют
ся динамикой спроса на эти энерго
ресурсы. Норвежские компании по
вышают свою активность на между
народном рынке, этот факт также до
казывает их конкурентоспособность.
Вопрос. Как реагирует норвеж
ское правительство на повышение
E&P активности?
Ответ. В последнее время мы от
мечаем высокий интерес компа
ний к E&P активности. Ограничива
ющим фактором является сокраще
ние числа компаний, однако, в это же
время, можно отметить повышение
производительности. Чтобы при
влечь операторов к разработке NCS,
еще в 2000 г. правительством была
разработана льготная система пред
варительной оценки возможностей
компаний. К январю 2007 г. число
таких компаний достигло 47.
Вопрос. Что вы можете сказать
о повышении добычи продукта?
Ответ. Наиболее сильный ак
цент в энергетической политике
делается на развитие технологий
повышения добычи. На протяже
нии нескольких лет мы повышаем
инвестирование в разработку этих
технологий. В период 2001–2007 гг.
примерно 70 % инвестиций направ
лялись на развитие существующих
месторождений. В 2007 г. планиру
ется начать разработку еще семи
новых месторождений. По итогам
2006 г. можно сказать, что компа
нии сделали значительный вклад в
развитие технологий повышения
добычи до 2015 г. запланировано
добыть примерно 5 млрд брл нефти.
Вопрос. Реализация каких ос
новных проектов запланирована на
ближайшее время?
Ответ. Норвежские нефтяные
компании и научноисследователь
ские институты и академии играют
важную роль в реализации новых
технологий. Подводные технологии
пользуются высокой популярнос
тью, как в Норвегии, так и в мире.
К наиболее крупным морским про
ектам Норвегии можно отнести ме
сторождения Ормен Лэндж и Сно
увит.
Вопрос. Что думает администра
ция Норвегии о политике ОПЕК?
Как эта политика может отразить
ся на E&P активность?
Ответ. Норвегия является ста
бильным нефтегазовым рынком.
Мы полагаем, что ОПЕК играет
важную роль в стабилизации миро
вого нефтегазового рынка.
Odd Roger Enoksen (О. Р. Эноксен), зани
мает пост министра нефтяной промышлен
ности энергетики с 2005 г. До этого
назначения с 1993 г. он был членом Парла
мента. В 2005 г. он занимал пост директора
AndШуa Rocket Range. С 1990 по 1993 гг.
он занимал пост менеджера в AndШytorv.ю
Мр Эноксен в 1975 г. закончил сельскохо
зяйственный колледж, затем в течение 10
лет он работал в сельском хозяйстве.
СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ РЕМОНТНЫМИ
РАБОТАМИ ПОДТВЕРЖДАЮТ СВОИ
ДОСТОИНСТВА У БЕРЕГОВ НОРВЕГИИ И АНГОЛЫ
J. Jansing, Oil & Gas Project Manager, оммерчес ий отдел, Норвежс ое енеральное онс льство, Хьюстон
Компания-поставщи сосредоточилась на проведении промысловых испытаний систем правления ремонтными работам в Северном море и др их ре ионах
Компания Advantec AS, которая
первоначально функционировала
как один из департаментов компа
нии Aker Kvaerner Elektro, стала не
зависимой в январе 2005г. Компа
ния в основном специализируется
на системах управления ремонтны
ми работами (workover control
system – WOCS) для крупных мор
ских проектов. Кроме того, компа
ния осуществляет модернизацию и
переналадку систем WOCS.
МЕСТОРОЖДЕНИЕ КРИСТИН –
ОГРОМНЫЙ ИСПЫТАТЕЛЬНЫЙ
ПОЛИГОН
Последняя работа компании на
месторождении Кристин является
важнейшим этапом для технологии
48
WOCS. Месторождение Кристин,
расположенное в югозападной час
ти Халтенбанк Северного моря, было
открыто компанией Saga Petroleum
в 1997 г., а право собственности на
него перешло к компании Statoil в
2000 г. Месторождение расположе
но в водах глубиной 360380 м, про
дуктивный пласт залегает на глуби
не почти 5 000 м ниже уровня дна
моря, при этом имеет высокое давле
ние и температуру. Пластовое давле
ние составляет 911 бар (статическое
давление на устье скважин 740 бар),
пластовая температура 167 °С. Это
месторождение характерно самыми
высокими давлением и температу
рой среди всех разрабатываемых в
настоящее время у побережья Нор
вегии, и одним из самых трудных из
разрабатываемых в мире.
Согласно классификации, для
того чтобы устьевое оборудование
отвечало таким экстремальным ус
ловиям разработки, оно должно вы
держивать давление более 690 бар
и/или температуру выше 150°С.
Компания Advantec AS стала основ
ным поставщиком контейнера
WOCS, шлангокабелей и шлангока
бельной системы отсоединения для
этого месторождения (см. рис.). Все
элементы новой системы прошли
всесторонние аттестационные ис
пытания и проверку на совмести
мость гидравлических жидкостей
для новой разновидности водногли
колевых смесей согласно стандарту
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ISO 136286. Компания предостави
ла первую морскую полностью уп
равляемую систему, отвечающую
требованиям уровня полной безо
пасности согласно стандарту IEC
61508 на функциональную безопас
ность электрических систем. Новая
система также соответствует стан
дарту ISO 136287, касающемуся
проектирования, расчета, материа
лов, изготовления, испытания и эк
сплуатации систем подводных водо
отделяющих колонн для заканчива
ния и ремонта, которые спускают
ся с плавающего судна. Компания
также обеспечивает эксплуатацион
ную поддержку контейнера WOCS.
ПРИОБРЕТЕНИЕ ОПЫТА
Вслед за работами на месторож
дении Кристин компания попре
жнему предоставляет технологию
WOCS и услуги для проектов в Се
верном море по обе стороны грани
цы между Норвегией и Великобри
танией, а также в Баренцевом море.
Сюда входят отдельные заказы на
гидравлические системы аналогич
ные тем, что применялись на место
рождении Кристин, а позже на мес
торождении Алвхейм, кроме того,
предложены системы для глубоко
водных и сверхглубоководных мес
торождений, где требуется оборудо
вание, способное выдерживать
сверхвысокие давления и очень низ
кие температуры. На месторожде
нии Алвхейм в Северном море (опе
ратор Marathon Oil), расположен
ном на глубине 125 м к западу от
г. Хаугезунд недалеко от границы с
Великобританией, компания отве
Типовая ниверсальная система правления ремонтными работами, анало ичная той, что применялась на
месторождении Кристин побережья
Норве ии
чала за проектирование и поставку
комплексной системы WOCS.
Кроме этих недавних проектов
компания участвует в технических
проектах для Vetco Gray Norway на
старых месторождения, эксплуати
руемых с 90х годов, оператором ко
торых является компания Statoil. В
ходе анализа систем для заканчива
ния и ремонта скважин были модер
низированы конструкции скважин
ных инструментов и систем WOCS.
ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ КОМПАНИИ
ЗА ПРЕДЕЛАМИ
НОРВЕЖСКОГО
КОНТИНЕНТАЛЬНОГО
ШЕЛЬФА
Компания также начала постав
лять технологию WOCS в другие
регионы, уделяя особое внимание
Западной Африке, азиатскотихоо
кеанскому региону, России и Мек
сиканскому заливу. Высота стан
дартной системы WOCS составля
ет 25 фут против 30 фут у других
имеющихся систем. Высоту систе
мы WOCS для глубоководных про
ектов, где требуется меньше выход
ных линий и большая мощность,
можно уменьшить до 20 фут, при
этом такая система может поддер
живать работу 55 гидравлических
линий управления, пяти электри
ческих и четырех волоконноопти
ческих линий.
Система WOCS также открыва
ет широкие возможности в обслу
живании нескольких месторожде
ний одной системой, что обеспечи
вает свободу маневра и позволяет
(в случае необходимости) использо
вать один контейнер WOCS на не
скольких месторождениях с мень
шими затратами. Предлагаются два
варианта – вариант для открытой
воды с модульной водоотдедяющей
колонной и вариант со спусковой
колонной, оснащенной программ
ными средствами и электронной
системой управления с перестраи
ваемым программным обеспечени
ем для возможной переналадки.
Компания предоставила эксплуата
ционную поддержку систем WOCS
для проектов в Анголе, и кроме
того, отвечает за проведение испы
таний установок HPU для проекта
Далиа (компанияоператор Total). В
перспективе возможны проекты в
азиатскотихоокеанском регионе
ввиду большой глубины, причем
особый интерес вызывает Индия.
АКУСТИЧЕСКАЯ СИСТЕМА ДИАГНОСТИКИ УЛУЧШАЕТ
МОНИТОРИНГ СОСТОЯНИЯ И КОНТРОЛЬ УТЕЧЕК В МОРЕ
J. Abrahamsen, Bj∅rge AS (Naxys), Бер ен, Норве ия
А стичес ие методы диа ности и применяются для мониторин а состояния и обнар жения
тече во все более сложных морс их прое тах
Компания Naxys AS, располо
женная на западном побережье
Норвегии, внедрила акустическую
систему для мониторинга нефтега
зовых объектов на норвежском
континентальном шельфе. Эта си
стема отслеживает работу крупных
подводных конструкций с помо
щью разнесенных датчиков, кото
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
рые анализируют акустическую
картину вблизи этих сооружений.
Эта система, меньше имеющихся
по размерам и проще в эксплуата
ции, отслеживает утечки и осуще
ствляет мониторинг состояния, что
снижает число аварий на этих со
оружениях. В 2005 г. эту компанию
приобрела компания Bj∅rge AS.
№ 8 • ав ст 2007
МОНИТОРИНГ СОСТОЯНИЯ
И ОБНАРУЖЕНИЕ УТЕЧЕК
Акустический мониторинг состо
яния широко применяется в повсед
невной жизни и постоянно совер
шенствуется. Он широко использу
ется для обнаружения трещин, уте
чек, вибрации и трения в наземном
технологическом оборудовании,
49
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
позволяя заблаговременно предуп
реждать усталостное разрушение,
увеличивая тем самым время рабо
ты и сокращая время простоя.
Этот метод пригоден для мони
торинга состояния подводных кон
струкций, что потвердили успеш
ные испытания, проведенные на
опытном участке месторождения
Тролль на подводной установке се
парации и закачки газа, на комп
лектноблочной установке PTG и на
пункте отгрузки Еsgard B.
Анализ акустических сигналов от
группы датчиков позволяет прово
дить диагностику различных видов
подводного оборудования. В конеч
ном счете, это поможет оператору
выбрать решения по техническому
обслуживанию и позволит оценить
оставшийся срок службы элементов
оборудования. Комплект акустичес
ких датчиков имеет ряд следующих
интересных особенностей.
• Многофункциональный конт
роль – одна система одновремен
но контролирует несколько элемен
тов и параметров.
• Разнесенные датчики – груп
па датчиков размещается на опре
деленном растоянии и отдельно от
контролируемых элементов.
• Виртуальные звуковые трубки
– цифровая обработка сигналов
позволяет сосредоточить акусти
ческую чувствительность в опреде
ленных направлениях.
• Аттестованная технология дат
чиков.
• Простота установки и обслу
живания.
• Модульная и масштабируемая
конструкция обеспечивает свободу
выбора в местоположении, вариан
тах связи и принципах резервиро
вания.
СИСТЕМА
Компания разработала свою
акустическую систему диагности
ки (acoustic diagnostic system –
NADS), которая работает от группы
отдельно расположенных датчиков,
позволяя проводить подводную ди
агностику оборудования с вращаю
щимися частями, конструкций,
клапанов, трубопроводных систем.
Система NADS вместе с модулем
акустического
мониторинга
(acoustic monitoring module –
NAMM) составляет 4Dсистему
акустического мониторинга состо
яния NCM4.
50
Одна система, занимая
площадь диаметром
1 м, может контроли
ровать всю опорную
Защитный
олпа
плиту. Система рас
Гр ппа
Бло
считана на будущие
датчи ов
эле трони и
«электронные» место
высо очастотно о диапазона
рождения, ее можно
Вирт альные
зв овые
подключить к местно
тр б и
му диагностическому
центру, который со
единен с центром
Расчетный вес:
Разъем
«электронного» место
400 ф нт в возд хе/
300 ф нт в воде
рождения («электрон
ное» месторождение
Рис. 1. Мод ль NAMM - основной элемент а стичеспозволяет проводить
ой системы диа ности и
обработку данных и
Для глубоководных океанских воздействие в режиме реального
объектов принцип минимизации времени, создавать холистические
контроля и принцип «бегом к неис модели и интегрированные рабочие
правности» оправдан, поскольку процессы.)
Модуль акустического монито
использование контрольноизмери
тельных приборов требует подклю ринга (NAMM). Акустический мо
чения к сооружениям и кабелям, дуль размещается в центре контро
что, как правило, приводит к пробле лируемого сооружения, обычно как
мам в эксплуатации и отказам раз отдельное устройство. В модуле
личных подводных модулей. Основ размещаются различные активные
ная идея NCM4 заключается в том, и пассивные акустические датчики
чтобы отслеживать работу крупных и блок электроники в прочном ци
подводных конструкций с помощью линдрическом корпусе. Коммуни
разнесенных датчиков. Это достига кационносиловой разъем располо
ется путем анализа акустического жен на гибком шланге, доступном
излучения вблизи этих конструк для аппарата ROV (рис. 1).
Акустическая система диагно
ций. При угрозе повреждения, неис
правности клапана или утечке не стики (NADS). Система NADS под
фти или газа акустическая картина ключается к модулю NAMM. Она
изменится, что немедленно обнару постоянно принимает необрабо
танные акустические данные и про
жит система NCM4.
Система диагностики облегчает водит анализ данных, предусмот
техническое обслуживание, позво ренный для утечки, вибрации и мо
ляет оптимизировать эксплуатаци ниторинга состояния. С помощью
онные расходы и предоставляет звуковых трубок мониторинг под
новые методы измерения техноло водного сооружения разбивается
на «пространственные сектора», по
гических параметров.
Группа разнесенных акустичес каждому из которых проводится
ких датчиков позволяет осуществ обработка данных. Если компонен
лять многофункциональный конт ты анализируемых данных превы
роль, утечек, засорения, кавитации, шают заданный порог, система
вибрации конструкций, эрозии, не NADS выдает сигнал тревоги при
исправности вращающихся меха запросе системы управления. Для
низмов (возможное повреждение, оптимальной интерпретации дан
разбалтывание и заклинивание, ных системе необходим доступ к
разбалансировка, механическая эксплуатационным параметрам ра
поломка, снижение производитель боты, например штуцера или кла
ности), неисправности клапанов и пана. Эти параметры являются
задвижек, других неполадок, таких входными для согласующих фильт
как незатянутые болты, удары ров, которые реагируют на нор
мальный уровень шума. После сиг
большими предметами и т.д..
Цифровая обработка сигналов нала тревоги система NADS иници
позволяет операторам сосредото ирует передачу необработанных
чить акустическую чувствитель данных от модуля NAMM к палуб
ность в определенных направлениях ному модулю управления, выдачи и
и ослабить нежелательные шумы. хранения данных. Программное
Трехэлементная
р ппа
а стичес их
датчи ов
длинных и
средних частот
Мод ль NAMM
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
дис. Новые технологии по
обеспечение системы NADS
А тивная часть прибора лавливает
зволят при реализации этого
работает на базе специализи
отраженные льтразв овые си налы
от поднимающихся азовых п зырь ов
проекта увеличить добычу
рованного процессора.
нефти на 35 млн брл, повысив
Подводный индикатор
нефтеотдачу с 49 до 55 %. Это
утечек. Представляет собой
будет первый в мире проект
сверхчувствительный при
с широким применением
бор для обнаружения утечек
подводной сепарации (рис. 3).
жидкости и газа в морскую
В этом проекте будут при
среду на расстоянии до 100 м
менять три прибора компа
(330 фут). Он отслеживает
нии для обнаружения утечек
утечки на подводных техно
и один модуль мониторинга
логических установках, тру
состояния как с акутически
бопроводных системах и под
ми датчиками, так и датчика
водных клапанах. Прибор
ми электрических полей.
имеет широкую зону охвата
Акустические датчики будут
для отслеживания работы
контролировать работу на
подводных установок, раз
Пассивная часть прибора
обнар живает и определяет
сосов для закачивания воды,
личные возможности интер
местоположение тече
системы подпора давления
фейса от вариантов с выда
для многофазных систем и
чей сигналов тревоги и пре Рис. 2. Автономное стройство для обнар жения те, передающее пред предительные си налы на блиблок пескоотделителей. Дат
дупреждения до сетевого ва че
жайш ю платформ
чики электрических полей
рианта с интегрированным
будут отслеживать повреждения на
вебсервером. Имеется также авто
соединителях.
номный вариант прибора; сигналы
Месторождение Ормен Лэнж.
тревоги через акустический модем
Разработка гигантского морского
передаются на ближайшую плат
газового месторождения недалеко
форму (рис. 2).
от Мере и Ромсдаля является круп
Электроакустический монито
нейшим проектом, когдалибо осу
ринг состояния. Электромагнитное
ществляемом в Норвегии. Когда осе
зондирование применяется для вы
нью этого года начнется добыча, газ
явления геологических пластов и
с этого месторождения будет по
коллекторов, а также определения
крывать 20 % потребностей Вели
местоположения и направления
кобритании в течение 40 лет. Ком
движения морских судов. Восполь
Рис. 3. Обор дование прое та по велипания поставила систему контроля
зовавшись методом, применяемым
чению нефтеодачи б дет становлено на
утечек и мониторинга состояния для
в этих областях, компания предла
месторождении Тордис в 2007 . Систедонных опорных плит. Один модуль
гает систему пассивного электромо
ма датчи ов обеспечивает 3D- онтроль
контролирует состояние плиты раз
ниторинга для выявления обрыва
мером 44х33 м, причем система оп
кабеля или других видов поврежде
ния оборудования, обусловливаю ля и хранения необработанных дан ределяет местоположение и масш
щих электромагнитные проявления. ных и обработки данных, получен табы любой утечки, вибрацию кон
струкции или нарушения нормаль
В самом простом варианте элек ных от модуля NAMM.
Подводные электрометоды при ной работы клапанов. Кроме того,
тросенсорная система записывает в
режиме реального времени ампли меняются более 15 лет и становятся компания поставляет системы для
туды электропроявлений на некото дополнением к электрогидравличес мониторинга вибраций свободных
ром удалении от контролируемых ким системам. Это связано с увели пролетов (незакрепленных секций)
элементов. Предполагается, что про чением глубины вод, удлинением двух 30дюймовых трубопроводов,
явление имеет нормальное состоя смещений, разработкой малорента доставляющих газ на побережье.
ние, когда все элементы функцио бельных месторождений, подклю Синхронизация работы блока дат
нируют согласно плану, и отклоня чением к подводным системам, при чиков и передача данных проводит
ется от нормального состояния при менением подводной подготовки ся акустическими методами.
повреждении. AECM прекрасный продукции, подпорных систем под
образцец автономной системы для водной добычи (системы многофаз Jens Abrahamsen (Йенс Абрахамсен) осно
контроля состояния подводного ной перекачки), вопросами надеж вал компанию Naxys в 2001 г. и остался в ней
оборудования. Она состоит из сле ности электрокабелей, соединитель после ее приобретения группой Bjшrge в
ных устройств и возрастанием роли 2005 г. Являясь вицепрезидентом, он воз
дующих частей.
главляет отдел подводного мониторинга в
• Подводный модуль NAMM с экологических факторов.
составе группы Bjшrge. Прежде чем осно
датчиками и процессором.
вать компанию Naxys, занимал должность
• Система кабелей для связи ПРИМЕНЯЕМЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
В декабре 2006 г. норвежское руководителя проектов в Geco Defence, где
платформы с дном моря и подачи
правительство одобрило проект отвечал за современные подводные военно
энергопитания.
• Палубный компьютер и про компании Statoil по увеличению морские технологии. Гн Абрахамсен име
граммное обеспечение для контро нефтеотдачи месторождения Тор ет степень магистра наук в гидродинамике.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
51
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НАБОР
НОВЫХ СОТРУДНИКОВ
И ПРОБЛЕМА СОХРАНЕНИЯ КАДРОВ:
СПЕЦИАЛЬНЫЙ ОБЗОР, часть 1
РЕШЕНИЕ
ПРОБЛЕМЫ ПОДГОТОВКИ
КВАЛИФИЦИРОВАННЫХ КАДРОВ
ПРИ ПОМОЩИ ENFORM
W. C. Wetmore, Enform, Кал ари
Enform занимается под отов ой и аттестацией E&P специалистов для работы в омпаниях Канады. Офис омпании распола ается в Кал ари, деятельность поддерживается шестью вед щими
ассоциациями.
Нефтяная отрасль Канады явля
ется прибыльной, поскольку обес
печивает поставки нефти и при
родного газа на мировой рынок
энергоресурсов. Значительное
влияние на ее развитие оказывает
уровень цен на нефть и газ. Одна
ко погодные условия, такие как хо
лодная зима, жаркое лето или ка
таклизмы, например, ураганы в
Мексиканском заливе также вли
яют на состояние нефтегазовой
промышленности. Ситуация со
спросом на квалифицированных
специалистов время от времени
также изменяется.
В нефтегазовой отрасли разра
батываются традиционные и не
традиционные ресурсы. Разработ
ка нефтеносных песчаников Ка
нады требует долговременных
проектов и значительных инвес
тиций, а также квалифицирован
ных специалистов. Бурение и до
быча традиционных ресурсов в
значительной степени зависит от
изменения бюджетов на разве
дочные работы.
ПОТРЕБНОСТЬ
В КВАЛИФИЦИРОВАННЫХ
СПЕЦИАЛИСТАХ
Начиная с 2000 г. в Канаде зна
чительно выросла потребность в
52
Рис. 1. Нефте азовая отрасль Канады н ждается а в валифицированных специалистах, та и в адрах для работы на месторождениях
квалифицированных и неквалифи
цированных кадрах, поскольку ак
тивность сфокусирована на разра
ботке месторождений западного
осадочного бассейна, северовос
точной Британской Колумбии, Аль
берты и Саскачевана.
В настоящее время сокраще
ние квалифицированных кадров
оказывает негативное влияние на
развитие отрасли. Это объясняет
ся двумя причинами: сокращени
ем численности работоспособно
го населения Канады и сокраще
нием квалифицированных кадров
– инженеров, геологов, геофизи
ков и других (рис. 1). Но наиболее
высоким за всю историю отрасли
спросом пользуются наемные ра
бочие.
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Рис. 2. Штаб- вартира Enform в Кал ари
В соответствии с докладом
Alberta Regional Occupation Out
look 2006–2011 за последние 10 лет
численность работающих в отрас
ли увеличилась до 419 тыс. чел. Кро
ме того, спрос на новые кадры бу
дет увеличиваться на 3,5 % в год.
Нефтегазовая отрасль считается
ведущей в Альберте, доход от кото
рой составляет 33,4 % ВВП.
Как видно из доклада наиболь
шим спросом будут пользоваться
буровики (23,1 %), затем техничес
кий и управленческий персонал
(11,3 %). Проекты разработки неф
теносных песчаников, затраты на
которые составят многие миллиар
ды долларов, потребуют большого
числа квалифицированных специ
алистов на стадиях планирования,
строительства и эксплуатации.
Кризис в отрасли, произошед
ший в 1980х гг. переубедил боль
шую часть молодежи обучаться гео
логии или геофизике, результатом
этого стал дефицит квалифициро
ванных отраслевых специалистов.
Канадское правительство при
кладывает усилия к привлечению
квалифицированных специалистов
и рабочих изза границы, обеспечи
вая льготные условия для эмигра
ции. Enform (рис. 2) работает в тес
ном сотрудничестве с такими орга
низациями как Catholic Immigration
Society и ASPECT.
СТРАТЕГИЯ
ПОДГОТОВКИ
КАДРОВ
Стратегия нефтяной отрасли на
правлена на определение числен
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Рис. 3. А дитория для проведения теоретичес ой под отов и
ности ресурсов работоспособного
населения (human resources – HR)
и обеспечение возможности их
обучения. Совет отрасли по кадро
вым вопросам (Petroleum Human
Resources Council – RHRC) также
помогает решать проблему дефи
цита квалифицированных кадров.
Кроме того, задача RHRC заключа
ется в определении положительных
аспектов, таких как безопасность,
надежность, технологичность и
другие.
Одним из наиболее популярных
проектов RHRC является разработ
ка вебпортала для привлечения в
отрасль молодежи, на котором по
мещена информация о различных
направлениях отрасли, обучении,
возможностях карьерного роста и
другая.
Еще одной инициативой стала
разработка программы Awareness
Among Youth and Key Influencers
[1]. Задача этой программы также
состоит в том, чтобы ознакомить
молодежь с направлениями отрас
ли, специальностями, по которым
осуществляется подготовка, воз
можностями карьерного роста и
др. Являясь основной организаци
ей для подготовки и повышения
квалификации сотрудников от
расли, Enform обеспечивает под
готовку специалистов для многих
масштабных проектов страны
(рис. 3).
УСПЕШНОСТЬ
ОБУЧЕНИЯ
Enform разработано огромное
число программ для индивидуаль
№ 8 • ав ст 2007
ного, надомного и группового обу
чения. Эти программы разработа
ны в соответствии с отраслевыми
стандартами обучения.
Вводный курс обучения фокуси
рует внимание обучающихся на по
вышении надежности операций
(снижении процента нештатных
ситуаций) и привлечении в отрасль
молодежи. Программный курс обу
чения Enform (Petroleum Safety
Training – PST) представляет собой
интерактивный курс, ориентируе
мый на ознакомление обучающих
ся с направлениями отрасли. Этот
курс демонстрирует все преимуще
ства привлечения молодежи и ис
пользования компьютерных техно
логий.
Аудитории, в которых проводит
ся обучение студентов, приспособ
лены как для прослушивания кур
са, так и для обсуждения различных
тем. Одной из проблем группового
обучения является логистика. В то
время как отрасль реализует все
более масштабные проекты и ско
рость их реализации повышается,
достаточно сложно модернизиро
вать обучающие программы с та
кой же скоростью.
Несмотря на имеющиеся про
блемы, число студентов, прошед
ших обучение в Enform постоянно
увеличивается. Нефтегазовая от
расль Канады делает уверенные
шаги в области подготовки новых
квалифицированных кадров, ис
пользуя для проведения практичес
ких занятий настоящее промысло
вое оборудование. В 1980х гг. адми
нистрация Альберты построила
53
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Рис. 4. Центр об чения, построенный в 1980-х
пра тичес их занятий
большой цент обучения Petroleum
Industry Training Service, который в
настоящее время переименовали в
Enform. Обучающий центр занима
ет площадь в 40 акр (рис. 4). В нем
насчитывается 17 аудиторий и
большая площадка для проведения
практических занятий, на которой
размещено промысловое оборудо
вание.
Хорошо обученные специалис
ты станут гарантией успешности
отрасли в будущем. В 2006 г. было
получено более 175 тыс. сертифи
катов об окончании курсов по раз
личным специальностям. Совре
менная программа обучения вклю
чает в себя более 125 курсов.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ
КОМПЕТЕНТНОСТИ
СПЕЦИАЛИСТОВ
В настоящее время в нефтегазо
вой отрасли разработаны програм
мы оценки подготовки специалис
тов по двум основным направлени
ям – по обслуживанию буровых
установок и осуществлению буро
вых операций. Специалисты, кото
рые сдают оценочный тест, немед
ленно получают сертификат. Спе
циалисты, не сдавшие тест, на
правляются на курсы повышения
квалификации и сдают тест по
вторно после завершения обуче
ния.
Оценка квалификации прово
дится и среди персонала буровых
установок на месторождениях.
После оценки квалификации рабо
чие буровой установки получают
сертификаты и дипломы. Такой
подход обеспечивает им постоян
ное пополнение знаний и получе
ние дипломов, что влияет на их пре
54
. с площад ой для проведения
стиж и повышает их конкурентос
пособность. Эти программы также
разработаны в соответствии с обу
чающими стандартами. Кроме того,
это дает возможность получить ра
бочим знания по смежным специ
альностям и повысить свою квали
фикацию [2].
ПОВЫШЕНИЕ
НАДЕЖНОСТИ
Надежность является ключевым
элементом разработки стратегии
эффективной подготовки новых
кадров и повышения квалифика
ции работающих в отрасли. Отдел,
занимающийся вопросами безо
пасности и надежности Safety
Service Division, разработал ини
циативы, включая Industry Re
commended Practice (IRP), програм
му Health and Safety Certificate of
Recognition (COR) и ежегодно про
водят семинары на тему Safety
Stand Down Week и Awards of
Distinction.
IRP представляет собой опти
мальный метод оценки надежности.
Всего для отрасли разработано 23
IRP, таких как Critical Sour Drilling,
Safety Program Development, Danger
Tree Control и другие.
Enform также разработала для
отрасли программу оценки
Certificate of Recognition (COR).
Эта программа помогает отрасле
вым компаниям адаптировать опе
рации в соответствии с разрабо
танными стандартами. COR пред
ставляет собой программу, под
держиваемую BC и Alberta
Workers Compensation Boards, для
более эффективного контроля на
дежности операций и безопасно
сти рабочих.
ОПТИМАЛЬНОЕ
РЕШЕНИЕ
Внутренний департамент MMS
разработал обучающую программу
Safety Alert. Программа рассчитана
на обучение неподготовленных
кадров, ознакомление с инноваци
онными технологиями и проведе
ние практических занятий.
Столкнувшись с проблемой де
фицита квалифицированных спе
циалистов, Канада вынуждена
была принять решительные меры
по обеспечению обучающей базы.
Эти инициативы вызвали глубо
кий интерес со стороны междуна
родных компаний, помогают ре
шать дефицита специалистов. Этот
опыт уже перенимается отраслевы
ми компаниями Индии и Китая.
Наступает время принятия ре
шительных шагов в сторону интен
сивного развития нефтегазовой от
расли. И в этой связи Enform игра
ет важную роль в подготовке ква
лифицированных специалистов.
Опыт постепенно перенимается и
другими нефтедобывающими реги
онами. Объединившись, можно бу
дет решить в будущем проблему
дефицита специалистов.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Alberta Employment Immigration and
Industry
2. http://www.iir.gov.ab.ca/trade_policy/
document/TILMA_FactSheetOct06.pdf
W. C. Wetmore (В. Уэт
мор), вицепрезидент
Enform. Мр Уэтмор руко
водил центром обучения
Petroleum Industry Train
ing Service с 2002 по
2005 гг. Мр Уэтмор полу
чил образование в уни
верситете Британской Колумбии. Он
также обучался по специальной програм
ме в бизнесшколе. Мр Уэтмор является
президентом Western Canadian Spill
Services (WCSS). С ним можно связаться по
адресу: www.enform.ca.
email: wwetmore@enform.ca.
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВАЯ
ПРОГРАММА ВР
I. Kempf, DH Exploration & Production, Inc., Хьюстон
Описание метода приема на работ молодых талантливых специалистов, оторый был разработан одной из вед щих нефте азовых омпаний
Какое замечательное время для
присоединения к нефтегазовой от
расли. Наступил период повыше
ния цен на энергоресурсы. В на
стоящее время успех отрасли зави
сит от набора молодых специалис
тов. В прошлом на работу в веду
щие отраслевые компании могли
попасть только те студенты, кото
рые получили диплом с наилучшим
баллом. В настоящее время ситуа
ция изменилась. Компании пред
почитают брать в свой штат наибо
лее талантливых выпускников.
Компания ВР делится опытом оп
ределения наиболее талантливых
выпускников.
Несмотря на деньги. Конечно,
получение достойного оклада, явля
ется целью любого молодого специ
алиста. Однако в настоящее время
компаниям следует изыскивать
другие способы привлечения моло
дых талантов. Компания ВР разра
ботала решение, которым позволит
молодым специалистам не только
получить хорошую работу с достой
ной заработной платой, но также
приобрести опыт и получить воз
можность карьерного роста. Все
это изложено в программе, разра
ботанной ВР и известной как E&P
Challenge Program.
Говоря о задачах. Многие ком
пании организуют обучение и раз
рабатывают различные обучающие
программы. Однако программа ВР
хорошо структурирована с точки
зрения технических разработок и
предназначена именно для повы
шения квалификации сотрудников.
Предлагаемый трехлетний курс
позволит ознакомиться со специ
фикой работы, оборудованием, а
также дисциплинами, входящими в
курс. При обучении в колледже да
ются обобщенные знания по специ
альности, программа ВР позволит
ближе ознакомиться со специфи
кой будущей специальности, уз
нать тонкости мастерства и значи
тельно повысить квалификацию.
В настоящее время в США от
крыто примерно 200 центров обу
чения, где представители различ
ных национальностей и этнических
групп могут получить знания по
специальности. Компания ВР адап
тировала программу для различных
регионов с учетом их особеннос
тей. Например, в Египте, где быст
ро увеличивается добыча природ
ного газа, компания ВР планирует
к 2010 г. открыть 600 центров обу
чения. В 2005 г. в Тринидад и Тоба
го компания ВР направила 11 высо
коквалифицированных специалис
тов для подготовки молодых специ
алистов, кроме того, дополнитель
ные центры обучения были откры
ты в Вест Индии, США и Великоб
ритании.
Более подробно с программой
ВР вы можете ознакомиться на сай
те: www.bop.com/careers/us.
I. Kempf (И. Кемпф), начала работать в ком
пании ВР после окончания университета
A&M в Техасе. Она получила диплом по
разработкам морских технологий и рабо
тала в компании BP deepwater GOM. И.
Кемпф также принимала участие в разра
ботке программы E&P Challenge Program.
И. Кемпф занимает ряд руководящих дол
жностей в BP Challenge, Houston
ПОВЫШЕНИЕ
ЗАРАБОТНОЙ ПЛАТЫ
Исследования, проведенные SPE и AAPG, по азали значительное величение заработной платы
за последнее время
В соответствии с данными SPE и
AAPG заработная плата инжене
ров, геологов и геофизиков значи
тельно выросла за последний год.
Обе ассоциации отметили увеличе
ние заработной платы специалис
тов в среднем на 9 %.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
ИССЛЕДОВАНИЯ SPE
В 2006 г. Gallup Organization со
брала конфиденциальную инфор
мацию о заработной плате. В про
цессе сбора информации Gallup
вступала в контакт с компаниям из
51 страны. Результатом исследова
№ 8 • ав ст 2007
ний стали следующие цифры. В
США в нефтегазовой отрасли рабо
тает 1565 чел., в других регионах
1186 чел. Среди опрошенных в
США респондентов заработная
плата колебалась в пределах 24000
– 250000 долл (табл. 1).
55
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Число*
341
85482
15 102673
21
80290
25
75585
10 78850
3 107667
9
11–15
16–20
101 116343 64 116558
171 122436 102 126501
15 130414
31 126579
4 115260
11 109098
13
15
98462
98767
1 87780
2 78000
0
0
2 108000
3 125900
7 130000
1 128660
1 130400
21–25
26иболее
344 135644 227 136593 53 151267
608 137000 337 136870 117 159566
11 109101
33 138239
33 128592
56 114282
2 82500
4 96175
4
19
87547
96243
9 129889
26 130761
5 101960
16 120688
80 113865 142 107986
19 83052
28
97064
54 124135
25 114834
1565 122570 985 121108 231 147650
97089
среднийзаработо 
Число*
Число*
Число*
Р оводители
среднийзаработо 
Число*
Число*
Число*
среднийзаработо 
Число*
Ученые
0-10
Все о
85563 255
среднийзаработо 
Преподаватели
среднийзаработо 
Про раммисты
среднийзаработо 
Мар етоло и
среднийзаработо 
Исследователи
среднийзаработо 
Менеджеры
среднийзаработо 
Инженеры
Стажработы
Все ате ории
Число*
Таблица 1. Данные о заработной плате в США на де абрь 2006 . по ре ионам
2
85500
* Число респондентов
В других регионах самая высо
кая заработная плата респондентов
составляет в среднем 116 834 долл.
и 56 975 долл составляют премии.
Респонденты заявили о 9процент
ном повышении заработной платы
по сравнению с 2005 г. Среди рес
пондентов, осуществляющих опе
рации в Северном море, самая вы
сокая заработная плата колеблется
в пределах 116 092–122 570 долл. В
странах Латинской Америки этот
показатель оказался самым низким
и составил в среднем 89 757 долл.
Самая высокая заработная плата
респондентов была зарегистриро
вана в Африке и составила в сред
нем 136 830 долл. Респонденты Се
верного моря, Южной и Централь
ной Европы сообщили об увеличе
нии числа продолжающих образо
вание на 68–69 %. Среди специа
листов Канады этот показатель со
ставил 30 %.
В США (см. табл.) были проведе
ны исследования за 2002 и 2004 г.
По сравнению с 2002 г. в 2004 г. за
работная плата повысилась в сред
нем с 109 014 долл до 122 570 долл.,
что составило 12 %. Возраст опро
шенных респондентов в среднем
составил 45 лет с 17,5летним опы
том работы.
ИССЛЕДОВАНИЯ
AAPG
Заработная плата геологов, ра
ботающих в отрасли, в 2006–2007
гг. значительно возросла, в среднем
на 9,1 % (табл. 2). Заработная плата
специалистов, работающих в отрас
ли 15–19 лет (с 1981 г.) возросла на
18 %.
56
Заработная плата геологов, ра
ботающих в отрасли менее 2 лет,
повысилась на 9,5 %, работающих
Таблица 2. Заработная плата еоло ов в
2006–2007 .*
Стажработы
Заработнаяплата,тыс.долл
Высо ая
Средняя
Низ ая
0–2
3–5
6–9
10–14
15–19
20–24
25иболее
90
96
145
175
180
260
208
82,2
89.6
98,5
111,5
141
155
149,9
75
83
72
90
95
106
109
* Данные по США
Таблица 3. Средняя заработная плата специалистов отрасли в США в зависимости
от ченой степени
Стажработы
0–2
3–5
6–9
10–14
15–19
20–24
25иболее
Заработнаяплата
взависимости
от ченойстепени,тыс.долл
Ба алавры Ма истры До тора
на 
76,5
83
90
105
115
141
145,3
83,3
88,4
99.7
113,4
156,8
148,6
148,2
90
93,4
98,5
111,5
141
155
168
Таблица 4. Динами а повышения заработной платы в период 2000–2007 .
Стажработы
Среднееповышение
заработнойплаты
по одам,тыс.долл
2003–
2006–
2000–
2001 .
2004 .
2007 .
0–2
3–5
6–9
10–14
15–19
20–24
25иболее
59,7
66
74,2
89,4
100,6
111,7
117,3
65,6
67,7
75,7
91,9
102,5
118,1
125,1
82,2
93,4
98,5
111,5
141
155
149,9
3–5 лет на 13 %. Заработная плата
специалистов, работающих в отрас
ли 20–24 года и более 25 лет повы
силась на 10,3 и 10,5 % соответ
ственно. Число специалистов, рабо
тающих в отрасли 10–14 лет в ис
следуемый период сократилось на
2,5 %.
Исследования показали, что
2006 г. стал годом значительного
повышения активности в отрасли.
По сравнению с 2005–2006 гг. ак
тивность операторов повысилась
на 16 %.
AAPG проводила исследования
заработной платы поотдельности.
В исследования не были включены
премии, льготные скидки, гонора
ры и другие дополнительные вып
латы (табл. 3).
«Геологи, которые в 1970х гг.
поступили на работу после оконча
ния институтов, сегодня достигли
пенсионного возраста, заявил ру
ководитель исследования М. Олин.
В настоящее время эти специали
сты достигли возраста 64 года. Это
опытные специалисты, которые
проработали в отрасли свыше 25
лет». В соответствии с исследовани
ями их заработная плата повыси
лась на 10,5 % (табл. 4).
В связи с тем, что активность
отрасли повышается, и число буро
вых установок постоянно растет,
многие аналитики составляют про
гноз создания благоприятного кли
мата в отрасли.
Перевел Г. Кочет ов
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ОПЫТ
УСПЕШНОГО БУРЕНИЯ
НА ОБСАДНЫХ ТРУБАХ
ДВУХ СКВАЖИН
СОЛЯНОГО КУПОЛА
Т. M. Worren и R. Tessary, Tesco Corp.; D. Veltry, Yuma Exploration
При б рении на обсадных тр бах для онтроля от лонения с важин применялась техноло ия вращательно о ориентир емо о направленно о б рения, что привело значительном снижению
затрат по сравнению с традиционным способом б рения
Скважины, пробуренные в последнее время на ме
сторождении Чакахула Солт Доум на юге шт. Луизиа
на, по экологическим соображениям бурились тради
ционным наклоннонаправленным способом с цент
ральных насыпных площадок. В ходе бурения этих
скважинах часто приходилось сталкиваться с неустой
чивостью стенок ствола и поглощения бурового ра
створа. В одних скважинах для достижения проектных
глубин забуривались вторые стволы, другие скважи
ны были ликвидированы, до достижения проектных
глубин.
В середине 2005 г. с использованием технологии
бурения на обсадных трубах (casing while drilling –
CWD) были пробурены две скважины, причем такой
же глубины, что и пробуренные традиционным спо
собом соседние скважины. В обеих скважинах были
успешно вскрыты намеченные пласты. Исходя из
средней стоимости бурения соседних скважин, буре
ние второй скважины обошлось на 25 % дешевле.
При бурении скважин методом CWD для контро
ля отклонения ствола при проходке крутопадающих
пластов применялась технология вращательного ори
ентируемого направленного бурения. Через обсад
ную бурильную колонну был выполнен ряд операций,
в том числе установка цементного моста, забурива
ние нового ствола и ловильные работы по извлече
нию сломавшихся инструментов. Операции были
выполнены без спускоподъема обсадной колонны,
продемонстрировав тем самым универсальность ме
тода CWD.
ОБЩИЕ
СВЕДЕНИЯ
Из структурных ловушек, расположенных по пе
риметру соляных куполов, добывалась часть самой
первой нефти на побережье Мексиканского залива.
До сих пор вблизи этих куполов современными мето
дами трехмерной сейсмики и геофизики обнаружи
ваются небольшие залежи нефти. Крутопадающие
пласты и пласты с нарушенной по контуру куполов
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
Рис. 1. Месторождение Ча ах ла Солт До м находится на охраняемой за оном заболоченной территории, де раст т ипарисы, что о раничивает возможности для размещения с важин
структурой являются отличными ловушками углево
дородов, однако изменившиеся тектонические напря
жения и сложное геологическое строение делает бу
рение скважин на такие пласты сложной задачей [1].
Одной из таких соляных структур является купол
Чакахула в графстве Лафурш Париш, шт. Луизиана.
Площадь основания купола составляет около 8 миль2
(1 миля = 1,609 км), причем его сводовая часть нахо
дится менее чем в 1000 фут (1 фут = 0,3048 м) от по
верхности земли. Скважина, открывшая эту структу
ру, была пробурена в 1930 г. С тех пор здесь продол
жается добыча нефти и газа. В непосредственной бли
зости от купола были пробурены скважины глубиной
до 16 000 фут, но глубина большей части скважин не
превышает 9 000 фут. В настоящее время по перимет
ру купола расположено около 40 добывающих сква
жин.
Купол находится в болотистой местности, и эколо
гические аспекты ограничивают возможности по раз
мещению буровых (рис. 1). Чтобы свести к минимуму
57
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Преимущества метода. Метод
CWD предусматривает использо
вание обычных обсадных труб в
качестве бурильной колонны и
обсаживания скважины в процес
се ее бурения. Этот метод был
разработан для того, чтобы ис
ключить определенные затраты
времени и средств, связанные с
использованием обычной буриль
ной колонны (состоящей из бу
рильных труб и утяжеленных бу
рильных труб). Однако по мере
внедрения метода было замечено,
Соль
что при его применении уменьша
С в. № 1
У ол падения
ется число случаев прихвата труб
более 45°
и потери циркуляции, которые яв
ляются основными осложнения
Соль
ми при бурении скважин вблизи
Соседние
соляных куполов. Такие факты
с важины
стали широко известны, что ста
ло основным стимулом для актив
С в. № 2
ного применения метода. Сниже
ние числа случаев потери цирку
ляции было связано с трением об
садной колонны о стенки сква
Рис. 2. Соляной пол и местоположение дв х с важин, проб ренных на обсадных
тр бах, относительно соседних с важин
жины при ее вращении и меха
ническим уплотнением глинис
той корки за счет вдавливания
воздействие на окружающую среду, бурение ведется обломков выбуренной породы в стенки ствола сква
преимущественно с насыпных площадок, примыкаю жины.
щих к имеющимся дорогам.
Существует две разновидности метода CWD: с
В скважинах, пробуренных в последнее время на извлекаемыми и неизвлекаемыми скважинными ин
южной стороне купола, отмечались неустойчивость струментами. В неизвлекаемых системах долото
ствола и потеря циркуляции, что приводило к прихва крепится внизу обсадной колонны и в дальнейшем
ту труб и необходимости забуривания новых стволов. либо остается в скважине, либо разбуривается пос
Несколько скважин, не доведенных до проектной глу ле того, как обсадная колонна достигает требуемой
бины, были ликвидированы. Объектами бурения яв глубины. В таких системах отсутствуют технические
ляются ловушки, образованные крутозалегающими возможности для замены или изменения забойной
пластами, упирающимися в наружную поверхность компоновки без спускоподъема обсадной колонны.
купола, имеющего угол падения около 80° (рис. 2). В извлекаемых системах имеется возможность
Обычно залежи представляют собой ограниченные извлечения и замены забойной компоновки в лю
сбросами небольшие блоки, связанные с местными бой момент времени в процессе бурения скважи
аномалиями соляного тела.
ны [4]. Состав забойной компоновки может менять
ся от простейшего долота до новейшей системы вра
ВЫБОР
щательного ориентируемого направленного буре
БУРОВОЙ УСТАНОВКИ
ния.
И МЕТОДА БУРЕНИЯ
Поскольку часть ствола скважины, перекрываемая
Метод CWD обладает двумя основными достоин 7дюймовой эксплуатационной колонной, не может
ствами при бурении скважин вблизи соляных купо быть надежно пройдена за один рейс долота, была
лов. Вопервых, данный метод позволил справиться со выбрана извлекаемая компоновка. Такой выбор сде
многими проблемами в других геологических услови лал возможным использовать инструменты для на
ях, аналогичных тем, что встречаются в скважинах клонного бурения в том случае, если с помощью за
этого района [2]. Вовторых, бурение можно было ве бойной компоновки максимального диаметра невоз
сти с помощью небольшой буровой установки, распо можно удерживать отклонение ствола скважины в
ложенной на небольшой площадке, что снижает воз допустимых пределах.
действие на окружающую среду [3]. Основная задача
Извлекаемость забойной компоновки достигает
компанииоператора заключалась скорее не в сниже ся путем установки в нижней части обсадной колон
нии затрат на бурение, а в том, чтобы пробурить сква ны профилированного патрубка для посадки бурово
жины до требуемой глубины с предсказуемыми зат го инструмента или же установки в верхней части за
ратами.
бойной компоновки замкового устройства (drill lock
58
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
assembly – DLA) для соединения компоновки с об
садной колонной. Устройство DLA служит соедини
тельным звеном и стыковочным узлом с талевым ка
натом, который используется для перемещения ком
поновки в обсадной колонне. Талевый канат, исполь
зуемый в операциях, представлял собой полудюймо
вый трос с оплеткой и пределом прочности на раз
рыв 15 000 фунт.
При бурении в районе с тектоническими нару
шениями, например вблизи соляных куполов, спуск
подъем бурильной колонны и спуск обсадной колон
ны часто связан с определенными сложностями.
Применение извлекаемой системы CWD позволило
предотвратить большинство проблем, возникающих
при спускоподъемных операциях с обычной
бурильной колонной. Стенки скважины не под
вергались слишком резким воздействиям, посколь
ку отсутствовали пульсации давления и эффект
поршневания. Постоянное нахождение обсадной
колонны на забое создавало более благоприятные
условия для сохранения контроля над скважиной, а
циркуляция бурового раствора и вращение труб по
зволило более успешно проходить осыпающиеся
породы.
Профиль нижней части скважины включал на
правляющий ствол, который бурился долотом, про
ходящим через обсадную колонну. Выше направля
ющего ствола располагался ствол, который бурился
расширителем такого диаметра, который соответ
ствует диаметру обсадной колонны. Расширитель
размещали ниже башмака колонны. Длина направ
ляющего ствола зависела от типа применяемой забой
ной компоновки. В вертикальных скважинах эта дли
на может составлять всего несколько футов, но сво
бодно может достигать 100 фут в наклонных скважи
нах, проходимых с помощью вращающихся ориенти
руемых инструментов.
Буровая установка уменьшенного размера. Еще
одним достоинством метода бурения на обсадной ко
лонне применительно к скважинам соляного купола
является то, что имеется возможность вести бурение
скважин с общей площадки, используя небольшую
буровую установку с небольшой циркуляционной си
стемой. Власти штата разрешили применять занима
ющую небольшую площадь буровую установку для
бурения вертикальных скважин методом CWD при
условии, что при этом будет меньше нарушаться лан
дшафт, чем при использовании типовой буровой ус
тановки.
Площадка представляла собой настил из досок, уло
женный на слой гравия. Использовалась модульная
(блочная) буровая установка, спроектированная для
бурения на обсадных трубах (рис. 3).
Бурение скважин велось с применением бурового
раствора на водной основе плотностью 11 фунт/галл
(1 фунт/галл = 1,198 х 102 кг/м3). Чтобы не допустить
выхода жидкостей или бурового шлама, буровая ус
тановка была оснащена циркуляционной системой с
замкнутым циклом. По мере необходимости с ближай
шего глинозавода доставлялся буровой раствор для
пополнения емкости буровой.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
Рис. 3. Для б рения с важин использовалась мод льная б ровая станов а, спрое тированная специально для б рения на
обсадных тр бах
Буровой шлам, задержанный сдвоенными высоко
скоростными виброситами, сбрасывался в стальную
емкость. Отделившуюся жидкость пропускали через
малый и большой гидроциклоны, еще одно вибросито
и центрифугу. Шлам загружали в самосвалы для вы
воза к месту утилизации.
БУРЕНИЕ
СКВАЖИН
Методом CWD было пробурено две скважины глу
биной около 7 200 фут. Бурение кондукторной части
ствола скважин осуществлялось традиционным спосо
бом до глубины 2500 фут, куда была спущена 9 5/8дюй
мовая обсадная колонна. Затем перешли на 7дюймо
вая обсадные трубы для бурения эксплуатационной
части ствола до проектной глубины.
Конструктивные особенности буровой установ
ки стали причиной возникновения некоторых про
блем, что потребовало изменения конструкции пер
вой скважины, которая использовалась позже при
бурении второй скважины. Самой большой пробле
мой стала недостаточная производительность цир
куляционной системы замкнутого цикла по удале
нию твердой фазы. Проблема была решена подклю
чением дополнительного автономного оборудова
ния. Кроме того, при бурении второй скважины
45 ч было потрачено на ремонт буровой лебедки.
В течение всего этого времени поддерживалась
циркуляция промывочной жидкости и проводилось
вращение обсадной колоны во избежание ее при
хвата.
Обе скважины успешно вскрыли намеченные пла
сты. Предложенный метод бурения позволил доста
точно эффективно решить проблемы, связанные с
потерей циркуляции и прихватом труб. При бурении
эксплуатационной части ствола скважин не произош
ло существенного поглощения промывочной жидко
сти.
Прихваты труб почти не сказались на ходе работ.
Несколько раз после операций с забойной компо
новкой происходил кратковременный прихват об
садной колонны. Каждый раз его быстро ликвиди
59
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ка нижней части колонны для бурения
первой скважины представляла собой
компоновку «с пилотом максимально
го диаметра» и состояла из PDCдоло
та диаметром 6 1/4″ и пары сдвоенных
Зам овое
стабилизаторов, нижний из которых
стройство
располагался сразу под раздвижным
расширителем диаметром 8 7/8″. Рас
ширитель располагался ниже башмака
Сдвоенный
колонны и крепился к ней с помощью
вн тренний
стабилизатор
извлекаемого устройства DLA, уста
новленного на 20 фут выше башмака.
В других регионах с меньшим накло
ном пластов применение такой компо
новки позволило свести к минимуму
искривление ствола скважин.
Патр бо (М фта)
До глубины 3500 фут скважина бу
рилась с углом наклона не более 2°, но
Обсадная олонна, 7″
на глубине 4500 фут угол увеличился до
4,5°. Проведенное с помощью гироско
па исследование показало, что скважи
на начала отклоняться в направлении
падения пластов. Бурение продолжи
Расширитель, 8 7/8″
лось до глубины 6500 фут, где повтор
ное исследование показало, что сква
жина продолжает отклоняться в том же
направлении и может вскрыть намечен
ные песчаные пласты ниже предпола
гаемого уровня подземных вод. Было
Сдвоенный нар жный
стабилизатор
принято решение поднять колонну до
отметки 5300 фут, установить цемент
ную пробку и забурить новый ствол с
помощью инструмента RST.
Извлекли забойную компоновку,
восстановили свойства бурового ра
створа, в скважину закачали порцию
Система измерения
высоковязкой жидкости. Обсадную
забойных параметров
колонну подняли до отметки 5300 фут
и установили в скважине цементную
пробку. Затем колонну подняли до от
метки 4500 фут и вымыли загрязнен
ный буровой раствор. Закачали пор
Вращающаяся
цию высоковязкой жидкости, содер
ориентир емая
система
жащей скорлупу арахиса, чтобы очис
тить посадочный патрубок от цемента
и подготовить его для спуска забойной
компоновки.
Долото
После затвердения цемента в сква
жину на талевом канате спустили и по
садили в патрубок долото с фрезеро
Рис. 4. Для станов и цементной проб и использованными зубьями для выравнивания и
валась вращающаяся оризачистки верхней части пробки и под
НЕШТАТНЫЕ
ентир емая забойная омготовки ее к спуску компоновки для за
СИТУАЦИИ
понов а
буривания нового ствола. Верхняя гра
Во время бурения двух скважин
ница цемента была обнаружена в ожи
произошло несколько нештатных со
бытий, которые существенно повлияли на общее даемом месте. Исходя из прежнего опыта установ
время бурения. Несмотря на это, скважины вскры ки пробок цемент был разбурен до необходимой глу
ли намеченные объекты, а обсадные колонны были бины. Для зарезки нового ствола и возобновления
зацементированы без спуска бурильных труб.
бурения с заданным отклонением в скважину спус
Установка через обсадную колонну цементной тили вращающуюся ориентируемую компоновку
пробки для забуривания нового ствола. Компонов (рис. 4).
ровали, но прихват бурильной колон
ны несомненно стал бы серьезной про
блемой при бурении обычным спосо
бом.
Во время бурения скважин изза
механических неполадок возникло не
сколько нештатных ситуаций, связан
ных с потерей времени. Как и в любой
новой операции, при бурении скважин
был приобретен определенный опыт.
Бурение первой скважины потребова
ло примерно столько же времени, что
и бурение самых неудачных соседних
скважин, а время бурения второй сква
жины сравнялось со временем буре
ния самых удачных соседних скважин.
При бурении первой скважины для
забуривания нового ствола и контроля
отклонения использовался вращающий
ся ориентируемый инструмент (rotary
steerable tool – RST). Инструмент пре
восходно держал направление, но ока
зался дорогим в применении и несколь
ко раз ломался, что явилось причиной
дополнительных рейсов забойной ком
поновки. Для регулирования отклоне
ния ствола во второй скважине была
предпринята попытка использовать ори
ентируемый забойный двигатель, но у
сервисной компании не оказалось в на
личии подходящего двигателя для эф
фективного бурения на обсадных тру
бах. В результате был использован дви
гатель пониженной мощности, непри
годный для эффективного бурения [5].
После того, как при проходке 1263фу
тового интервала пород средней твердо
сти было выполнено четыре рейса для
замены забойных двигателей и один
рейс для замены вышедшей из строя си
стемы замера забойных параметров, для
завершения операции бурения был спу
щен инструмент RST.
Затраты на бурение второй скважи
ны оказались меньше затрат на бурение
пяти из шести соседних скважин сред
ней глубиной 7 332 фут, пробуренных
традиционным способом. При бурении
этих шести скважин было зарезано семь
новых стволов.
60
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Элементы компоновки для выдерживания направ
ления бурения и замера забойных параметров распо
лагались в направляющем стволе ниже расширителя.
Для забуривания нового ствола использовалось PDC
долото. Забуривание нового ствола с цементной проб
ки и проводка вертикальной скважины с отклонени
ем не более 1° прошло без осложнений. Программи
рование работы инструмента RST и получение данных
замера забойных параметров также не вызвало про
блем. Во время бурения изза размыва ориентирую
щих прокладок инструмента RST пришлось проводить
две спускоподъемные операции на талевом канате.
С момента принятия решения об установке проб
ки до готовности к спуску компоновки для возобнов
ления бурения прошло 47 ч. Вероятно, это немного
меньше, чем потребовалось бы на проведение подоб
ных операций на бурильной колонне. Затраты време
ни (в часах) на забуривание второго ствола приведе
ны ниже.
Подготовка талевого каната, подъем
и укладка забойной компоновки
Промывка и восстановление свойств
бурового раствора, закачка
высоковязкой жидкости
Подъем колонны до 5300 фут
Промывка и расчет цементирования
Подготовка линий, закачка цемента
и вытеснение (установка пробки)
Разборка цементировочных устройств,
подъем колонны до 4600 фут
Промывка и закачка высоковязкой жидкости
Ожидание затвердения цемента
Спуск забойной компоновки,
установка в посадочном патрубке
(неудачно изза нарушения работы устройства)
Спуск и подъем забойной компоновки
Осмотр забойной компоновки,
замена манжетных уплотнений
Спуск и посадка забойной компоновки,
опрессовка и сворачивание каната
Промывка, расширение, разбуривание
цемента до 5200 фут
Промывка и закачка высоковязкой жидкости
Установка талевого каната,
подъем забойной компоновки
Общее время
3
2,5
3
2,5
1
1,5
2,5
15,5
1,5
2,5
1,5
1,5
3,5
2
3
47
Ловля шарошек долота. Когда первая скважина
достигла глубины 6021 фут (852 фут за 30,5 ч), было
зафиксировано падение давления на 300 фунт/дюйм2
(1 фунт = 6,89 кПа) и забойная компоновка была под
нята на поверхность. Непосредственной причиной
падения давления стало нарушение уплотнения и раз
мыв прокладок инструмента RST, вероятно вызванное
сильной вибрацией, зафиксированной системой изме
рения забойных параметров.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
Инструмент RST заменили; для снижения вибра
ций спустили компоновку, оснащенную долотом с
коническими шарошками. Спустя 41 ч после проход
ки 566 фут резко увеличился вращающий момент
и давление вновь упало. Забойную компоновку
подняли. Все три шарошки долота отсутствовали, а
в инструменте RST было вновь нарушено уплотне
ние.
В такой ситуации обычно проводят ловильные ра
боты по удалению металлических предметов, кото
рые как правило скапливаются на забое направляю
щей скважины. Ширина выступа, прорезанного рас
ширителем, составляла всего 1,3″, что недостаточно
для удержания предметов. Технология извлечения
шарошек не отличалась от той, что применяется при
бурении обычным способом за тем исключением, что
спуск и подъем всех ловильных инструментов осуще
ствлялся на талевом канате. Затраты времени (в ча
сах) на фрезерование и увлечение шарошек долота
показаны ниже.
Спуск фрезера и металлоуловителя
Спуск гидравлического металлоуловителя
с обратной циркуляцией
Спуск магнитного металлоуловителя
Спуск долота с фрезерованными зубьями
(признаки металла в скважине)
Спуск гидравлического металлоуловителя
(не переключился)
Спуск гидравлического металлоуловителя,
вырезка 20дюймовой колонки
Спуск компоновки, бурение 27 футов
долотом с фрезерованными зубьями
Спуск компоновки с PDCдолотом
Общее время
16
11,5
6,5
12
18
7
17
2
87
После спуска трех инструментов (фрезера, гидрав
лического и магнитного металлоуловителя) сложилось
впечатление, что ствол скважины очищен, однако пос
ле спуска долота с фрезерованными зубьями увели
чился вращающий момент, свидетельствующий о том,
что металл удален не полностью. Ловильные работы
продолжились, включая бурение 29футового интер
вала долотом с фрезерованными зубьями, пока не убе
дились в том, что можно безопасно продолжить буре
ние PDCдолотом.
Хотя для того чтобы справиться с ситуацией потре
бовалось достаточно много времени, все предприня
тые действия были без труда выполнены с помощью
извлекаемых инструментов без подъема обсадной ко
лонны. Проблема потери шарошек долота при буре
нии традиционным способом была бы решена анало
гичным образом, на что потребовалось бы как мини
мум столько же времени.
Обрыв забойной компоновки. При бурении второй
скважины с помощью инструмента RST и PDCдолота
на глубине 7136 фут произошло падение давления на
800 фунт/дюйм2. Забойную компоновку подняли. Ока
залось, что после 50 ч бурения по причине усталости
61
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
сломалась верхняя соединительная муфта стабилиза
тора, установленного ниже расширителя. (В настоя
щее время, вместо этой муфты, предусмотрен цельный
сдвоенный стабилизатор).
К канату присоединили овершот, спустили и зак
репили в патрубке. Затем, не прекращая промывки,
ловильным устройством накрыли и захватили остав
шуюся часть компоновки. Как только стало ясно, что
предмет захвачен, промыли затрубное пространство,
а колонну приподняли чтобы убедиться в том, что зах
ваченная часть компоновки находится в направляю
щем стволе. Затем с помощью каната ловильную ком
поновку и захваченный инструмент извлекли из об
садной колонны. Затраты времени на извлечение обо
рвавшейся части забойной компоновки представлены
ниже.
Ожидание доставки ловильных инструментов
Сборка ловильных инструментов
Спуск овершота и захват оборвавшейся
части забойной компоновки
Подъем из скважины, укладка
извлеченных инструментов
Общее время
4
1,5
5,5
4
15
Во всех перечисленных выше случаях осложнения
были ликвидированы без подъема бурильной (обсад
ной) колонны из скважины. Однако в ряде случаев это
невозможно. Например, забойная компоновка может
застрять в обсадной колонне, так что ее невозможно
будет извлечь с помощью талевого каната.
Такие случаи происходят редко – по результатам
более 890 операций, проведенных с 2001 г., успешность
работ по извлечению инструментов из введенных в
эксплуатацию скважин составляет 96 % [7]. Конструк
ция извлекаемых инструментов предусматривает нео
днократный спуск и плавное освобождение от застряв
шей забойной компоновки. Чтобы облегчить освобож
дение компоновки, в скважину на талевом канате мо
жет быть спущен яс. Если же и это не поможет и об
садную колонну необходимо извлечь, то подъем колон
ны из скважины, пробуренной методом CWD, обыч
но проходит легче, чем из скважины, пробуренной
обычным способом.
ВЫВОДЫ
Осложнения в скважинах, связанные с характе
ром залегания пластов, с которыми приходится стал
киваться при традиционном способе бурения, прак
тически полностью отсутствовали в скважинах, про
буренных методом CWD. Однако механические по
ломки оборудования, связанные с отсутствием опы
та бурения в данном районе и применением новых
инструментов, почти полностью свели на нет выиг
рыш в эффективности бурения. Вторая скважина
была пробурена намного быстрее, чем первая и с
меньшими затратами по сравнению со скважинами,
пробуренными в последнее время обычным спосо
бом. Устранение простоев буровой установки и ре
шение проблем, связанных с работой ориентируемых
забойных двигателей, повысило бы экономическую
62
эффективность бурения третьей скважины по срав
нению с самой удачно пробуренной соседней сква
жиной.
Перевел С. Соро ин
СПИСОК
ЛИТЕРАТУРЫ
1. Seymour, K. P., Rae, G., Peden, J. M. and K. Ormston, «Drilling close
to salt diapirs in the North Sea», SPE 26693, presented at the Offshore
European Conference, Aberdeen, Scotland, Sept. 710, 1993.
2. Fontenor, K., Strickler, R. D. and P. Molina, «Improved wellbore
stability achieved with Casing Drilling operations through drilling
fluids ‘Smear Effect’», WOCWD043104, presented at the World Oil
Casing While Drilling Technical Conference, Houston, March 30
31, 2004; Shepard, S. F., Reiley, R. H. and T. M. Warren, «Casing
Drilling successfully applied in Southern Wyoming», World Oil, June
2002.
3. Tessari, R., Madell, G. and T. Warren, «Drilling with casing promises
major benefits», Oil & Gas Journal, May 17, 1999.
4. Tessari, R., Warren, T. and B. Houtchens, «Retrievable tools provide
flexibility for Casing Drilling», WOCD030601, presented at the
World Oil Casing Drilling Technical Conference, Houston, March 6
7, 2003.
5. Warren, T., Tessari, R. and B. Houtchens, «Directional casing while
drilling», WOCD043001, presented at the World Oil Casing Drilling
Technical Conference, Houston, March 3031, 2004.
6. Warren, T. and B. Lesso, «Casing Drilling directional wells», OTC
17453, presented at the Offshore Technology Conference, Houston,
May 25, 2005.
7. Houtchens, B. D., Foster J. L. and R. M. Tessari, «Applying risk
analysis to casing while drilling» IADC/SPE 105678, presented at the
IADC/SPE Drilling Conference, Amsterdam, Feb. 2022, 2007.
T.M. Worren (Т. М. Уоррен) является между
народным советником компании Tesco Corp.
по бурению на обсадных трубах. Работает в
компании с 1999 г, отработав 26 лет в компа
нии Amoco, где занимался научными иссле
дованиями в области эксплуатации и
бурения. Имеет степени бакалавра и магист
ра в области технологии добычи полезных ис
копаемых, полученные в университете
Алабамы.
R. Tessary (Р. Тессари) является вицепрези
дентом и старшим должностным лицом по
технологиям компании Tesco Corp. Начал ка
рьеру нефтяника в 1965 г., работая на буро
вых установках Parker Drilling в Канаде.
Поработав в компаниях Tenneco, Arco и
Amoco, в 1986 г. создал Tesco Drilling
Technology. Имеет степень бакалавра в об
ласти химических технологий, полученную
в университете Альберты.
D. Veltry (Д. Велтри) является специалистом в области бурения
на обходных трубах El Paso E&P в Денвере. Имеет 26летний опыт
работы в бурении и добыче. В последнее время занимает долж
ность вицепрезидентом по бурению компании Yuma Exploration
в Хьюстоне. Закончил университет Западной Вирджинии.
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
БУРЕНИЕ ПРИ УПРАВЛЯЕМОМ ДАВЛЕНИИ –
ЧТО ЭТО ТАКОЕ?
K.P. Malloy, Stress Engineering Services
С ществ ет множество способов определения предельно доп стимо о давления в с важине и
правления профилем идравличес о о давления в ольцевом пространстве
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Пластовая
порода
Гл бина
В условиях обычного бурения
циркулирующий буровой раствор
выходит из скважины на устье через
направляющий патрубок; затем че
рез выкидную линию поступает в га
зосепаратор для бурового раствора и
оборудование для отделения твердой
фазы. При этом реализуется метод
бурения с открытым приемным ре
зервуаром. В этом случае при буре
нии возникают трудности, знакомые
каждому инженерубуровику. Уп
равление давлением в кольцевом
пространстве в основном произво
дится путем регулирования плотнос
ти бурового раствора и темпов его
закачки. В статических условиях за
бойное давление (PBH) является функ
цией гидростатического давления
столба бурового раствора (PHyd). В ди
намических условиях (рис. 1), когда
буровые насосы поддерживают цир
куляцию в скважине, (PBH) есть фун
кция (PHyd) и потерь давления на тре
ние в кольцевом пространстве (PAF).
В условиях бурения с открытым
приемным резервуаром буровые
операции часто сопровождаются
сценариями с проявлениями и при
хватами, которые в значительной
степени способствуют увеличению
непроизводительных затрат време
ни (NonProductive Time NPT) или
времени использования буровых
установок в операциях, не связан
ных с механическим бурением, и
дополнительным затратам для мно
гих буровых операций. Если сква
жина не закрыта, при бурении с от
крытым приемным резервуаром
давления невозможно адекватно
контролировать. Таким образом,
инциденты с газопроявлениями,
требующие проведения операций
по установлению контроля над
скважиной, прогнозируются по
увеличению расхода, когда драго
ценное время расходуется на
подъем внутренних вкладышей для
проверки существования течения.
За это короткое время объем при
Динамичес ое
давление
РВН = РHyd + PAF
Статичес ое
давление
РВН = РHyd
Давление
Потери давления на трение
в ольцевом пространстве
Рис. 1. В идеальном сл чае статичес ие
и динамичес ие давления соответств ют диапазон межд пластовым давлением и давлением разрыва пласта
тока в скважину становится боль
шим, и установление контроля над
скважиной может стать еще более
трудным делом. Недавно разрабо
танный метод бурения при управля
емом давлении (managet pressure
drilling MPD) обеспечивает луч
шие способы регулирования PBH.
БУРЕНИЕ ПРИ ПОНИЖЕННОМ
ЗАБОЙНОМ ДАВЛЕНИИ
Метод MPD стал продолжением
нескольких специфичных методов,
разработанных на основании буре
ния при пониженном забойном дав
лении. Наряду с повышением скоро
сти проходки, главными целями бу
рения при пониженном забойном
давлении являются защита, опреде
ление характеристик и сохранение
коллектора без ущерба для потенци
ала скважины. Для достижения это
го создаются условия, благоприят
ствующие притоку в скважину.
Притоки в скважину контролируют
ся тремя важными поверхностными
защитными устройствами:
• вращающимся регулирующим
устройством (Rotating Control
Device RCD);
• буровым штуцерным мани
фольдом (Drilling Choke
Manifold DCM);
№ 8 • ав ст 2007
• многофазным сепаратором.
Если во время бурения происхо
дит приток в скважину, то газ сжи
гают в факеле, рециркулируют или
направляют на сборный пункт для
продажи. При бурении на суше от
бираемую из скважины нефть хра
нят в резервуарехранилище.
RCD применяют совместно с по
верхностным блоком превенторов
на буровой установке и подводны
ми превенторами с морским райзе
ром и групповым бурением верхней
части стволов скважин. DCM ис
пользуют для ручного или автома
тического регулирования противо
давления. Оба устройства использу
ют в бурении, как при пониженном
забойном давлении, так и при уп
равляемом давлении. Другие техни
ческие средства, применяемые для
MPD индивидуально или комплек
сно, включают:
• систему непрерывной цирку
ляции;
• обратные клапаны;
• устанавливаемые в скважине
клапаны;
• поверхностные устройства для
разделения фаз;
• устройства для снижения ECD
(эквивалентной плотности
циркуляции);
• получение азота;
• контроль давления;
• моделирование гидравличес
кого потока.
Применение некоторых из этих
технических средств в операциях
MPD обязательно, другие же могут
применяться факультативно или
вообще не требуются.
БУРЕНИЕ ПРИ УПРАВЛЯЕМОМ
ДАВЛЕНИИ
На суше и в некоторых услови
ях мелководья часто существует до
статочно широкий для бурения до
пуск между поровым давлением и
давлением разрыва пласта, в преде
лах которого скважина может быть
63
64
Горное
О
давление
сло но с
ви пр
ям ие
Давление
и д мл
разрыва
ля емы
б р ми породы
ен
ия
Поровое
Давление
давление
смятия
Давление
Рис. 2. При б рении на с ше и на меловодье с использованием б рово о
раствора одной плотности с ществ ет
широ ий доп с межд поровым давлением и давлением разрыва породы
Гл бина
пробурена безопасно и эффектив
но (рис. 2). С учетом перспектив на
море, главным фактором, способ
ствующим внедрению метода MPD,
и в прошлом, и теперь является уз
кий допуск между поровым давле
нием и давлением разрыва пласта в
скважине. Узкие допуски наиболее
отчетливо проявляются в глубоких
водах, где большую часть разреза
выше продуктивного пласта состав
ляет морская вода (рис. 3). В подоб
ных случаях широко распростра
ненной практикой стала установка
большого числа обсадных колонн
на малых глубинах, чтобы избежать
поглощения бурового раствора.
На старых месторождениях в
результате добычи углеводородов и
истощения пласта часто происходят
изменения профилей давления смя
тия, давления разрыва породы и
горного давления. Окно с приемле
мыми условиями для бурения сужа
ется, что делает более проблематич
ным бурение по намеченному гра
фику без поглощения бурового ра
створа или проявления.
В отличие от бурения при пони
женном забойном давлении, в мето
де MPD активно не побуждается
приток в скважину. Основная цель
MPD – снижение опасностей при
бурении и повышение эффектив
ности буровых операций благодаря
сокращению времени использова
ния буровой установки в операци
ях, не связанных с механическим
бурением. Производственные про
блемы при проводке скважин, в
большинстве своем определяемые
использованием буровой установки
в операциях, не связанных с меха
ническим бурением, включают:
• поглощение бурового раствора;
• прихват труб;
• неустойчивость ствола;
• инциденты в операциях по ус
тановлению контроля над сква
жиной.
На эти четыре категории про
блем пришлось 25–33 % непроизво
дительного времени использования
буровых установок в Мексиканском
заливе до того, как столкнулись с
ураганами Иван, Катрина и Рита.
Комитет по операциям при пони
женном забойном давлении и буре
нию при управляемом давлении
Международной ассоциации буро
вых подрядчиков определил MPD,
как «адаптивный процесс бурения,
используемый для точного регули
Гл бина
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Горное
давление в
л бо оводном
районе
Давление
смятия
О но с
приемлемыми
словиями для Поровое
давление
б рения
Давление
разрыва
породы
Давление
Рис. 3. При л бо оводном б рении с
использованием б рово о раствора
одной плотности с ществ ет з ий
доп с межд поровым давлением и
давлением разрыва породы
рования профиля давления в кольце
вом пространстве по всей длине
ствола скважины. Цель состоит в
том, чтобы установить существую
щий в скважине допуск для бурения
и соответствующим образом управ
лять профилем гидравлического дав
ления в кольцевом пространстве».
• В процессе MPD используется
набор инструментов и методов для
снижения рисков и затрат, связанных
с бурением скважин в условиях узких
допусков между пластовым давлени
ем и давлением разрыва пород, путем
предупреждающего управления про
филем гидравлического давления в
кольцевом пространстве.
• MPD может предусматривать
регулирование противодавления,
плотности бурового раствора, его
реологических свойств, уровня
жидкости в кольцевом простран
стве, потерь давления на трение в
процессе циркуляции, геометрии
ствола или комбинации перечис
ленных факторов.
• MPD может обеспечивать бо
лее быстрые корректирующие дей
ствия, чтобы справиться с наблюда
емыми колебаниями давлений. Воз
можность динамического регулиро
вания давлений в кольцевом про
странстве облегчает бурение сква
жины, которую другими методами
экономически пробурить было бы
нереально.
• Методы MPD могут использо
ваться для того, чтобы избежать
притока в скважину пластового
флюида. Любое проявление в ходе
операций безопасным образом ус
траняют с помощью соответствую
щего процесса.
Основу определения MPD со
ставляет «точное регулирование».
Метод позволяет бурильщику регу
лировать забойное давление с
поверхности в диапазоне 30–
50 фунт/дюйм2 (1 фунт/дюйм2 =
6,89 кПа). Одним методом MPD всех
проблем не решить, и применение
этого метода носит специфичный
характер. Инженер по бурению де
лает собственный выбор из многих
вариантов для наилучшего решения
встречающихся буровых проблем.
Хотя и существует некая схо
жесть в выборе оборудования и в
подходе к обучению персонала,
MPD не следует рассматривать как
«слабую» версию бурения при пони
женном забойном давлении. Наобо
рот, следует рассматривать вариан
ты, требующие технической предус
мотрительности и планирования.
Чаще всего метод MPD осуществ
ляют с закрытым приемным резерву
аром, используя RCD, имеющее, по
меньшей мере, один обратный кла
пан, и DCM. Разные изготовители
выпускают RCD, которые отвечают
техническим требованиям 16RCD
API. Недавно API опубликовал техни
ческие требования 7NRV, Техничес
кие требования для обратных клапа
нов. В зависимости от условий при
менения доступны штуцеры, управ
ляемые вручную и работающие под
контролем микропроцессора.
Принимая, что скважина может
быть герметизирована для удержания
давления, буровики могут лучше кон
тролировать распределение давления
в стволе скважины в реальном време
ни с использованием MPD. В случае
закрытой системы буровики способ
ны немедленно наблюдать за измене
ниями давления. Посредством более
точного контроля профилей давления
в кольцевом пространстве фактичес
ки мгновенно можно обнаружить
проявление и поглощение. В ходе
ежедневных буровых операций повы
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Гл бина
в) обеспечения более точного ре
шается безопасность для персона
Метод б рения при постоянном забойном давлении
гулирования давления с целью
ла на буровой установке и обору
достоверного прогнозирования
дования. Экономические показа
потенциальных инцидентов, тре
тели в бурении улучшаются при
бующих установления контроля
сокращении затрат на буровой ра
над скважиной. Все это ведет к
створ и времени использования
увеличению времени пребыва
буровой установки в операциях,
Статичес ое
ния долота на забое и меньшему
не связанных с механическим бу
давление
РВН = РHyd + PBack
времени использования буровой
рением.
установки в операциях, не свя
Метод поддержания посто
занных с механическим бурени
янного забойного давления, ме
Уравновешены
Динамичес ое
давление
ем. Кратко говоря, профилакти
тод создания пробки из бурово
РВН = РHyd + PAF
ческий подход к использованию
го раствора, крепление ствола во
MPD обеспечивает:
время бурения, снижение экви
• оперативное бурение ослож
валентной плотности циркуля
Давление
ненных скважин;
ции и двухградиентный метод
• экономически оправданное
бурения – это лишь некоторые
Рис. 4. В методе б рения при постоянном забойбурение осложненных сква
из многочисленных вариаций
ном давлении, а разновидности MPD, испольжин;
MPD, используемых для мани
з ется обле ченный б ровой раствор и в статичес их словиях создается противодавление,
• бурение «небуримых» сква
пулирования профилем давле
чтобы равновесить потери давления на трение
жин.
ния в стволе скважины с целью
в ольцевом пространстве
Использование одного RCD
снижения степени проявления
необязательно является состав
или устранения хронических
буровых проблем. Многие такие этих условиях бурильщик может ной частью MPDопераций. Однако
проблемы напрямую зависят от гид лучше регулировать PBH с помощью RCD является превосходным допол
равлических характеристик.
противодавления, развиваемого не нительным средством обеспечения
сжимаемой жидкостью, в дополне безопасности и дополняет блок пре
ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ
ние к гидростатическому давлению венторов выше кольцевого предох
ХАРАКТЕРИСТИКИ БУРЕНИЯ
столба бурового раствора и потерям ранительного устройства. Будучи
В традиционной практике буре давления на трение в кольцевом примененным в единственным чис
ле, вращающееся регулирующее
ния гидростатическое давление (PHyd), пространстве (рис. 4):
устройство в лучшем случае пред
определяемое столбом бурового ра
ставляет высоко эффективный ин
створа некоторой плотности, вместе
PBH = PHyd + PAF + PBack.
струмент реагирования, который
с потерями давления на трение при
можно использовать для надежно
циркуляции бурового раствора в РЕАГИРОВАНИЕ
го исключения выхода углеводоро
кольцевом пространстве (PAF) харак ИЛИ ПРОФИЛАКТИКА
Существуют два основных под дов из скважины на полу буровой
теризуют забойное давление (PBH):
хода к использованию MPD – реа установки. Этот подход иногда на
PBH = PHyd + PAF
гирование и профилактика. В подхо зывают методом охраны здоровья,
де с реагированием методы MPD труда и окружающей среды.
Когда добавляют дополнительное
Когда буровые насосы останав и/или оборудование для него ис
ливают для наращивания инстру пользуются как средства для непред оборудование и технологию, опера
мента, PAF = 0, так что PBH опреде виденных обстоятельств и смягче ции MPD все в большей мере стано
ляется гидростатическим столбом ния буровых проблем, когда они воз вятся профилактическими. В про
бурового раствора. Если PBH > PHyd , никают. Обычно инженеры плани цессе бурения круглосуточно ис
то может иметь место приток угле руют строительство скважины пользовать штуцерный манифольд
водородов из пласта. Бурильщик в обычным путем, а оборудование и буровой установки (Rig Choke
таком случае должен вымывать пач процедуры для MPD активизируют Manifold RCM) для регулирования
ку поступившего в скважину угле ся при развитии неожиданных собы профиля давления в кольцевом про
водорода путем закачки обычно с тий. В профилактическом подходе странстве не рекомендуется. Функ
низкой скоростью бурового раство методы MPD и/или оборудование циональное назначение RCM всегда
ра для глушения скважины. При для него используются с целью ак состояло в выявлении инцидентов
низкой скорости закачки в ходе тивного регулирования профиля при глушении скважины. Хорошо
операций по глушению скважины давления по всей длине ствола. В спроектированный специализиро
влияние PAF снижается до миниму этом подходе применяют широкий ванный DCM обеспечивает функци
ма, тогда как повышенная плот набор доступных инструментов для ональность и достаточную избыточ
ность бурового раствора увеличива следующего: а) лучшего управления ность для безопасного осуществле
ет PHyd. Так что после вымыва пач процессом создания уступов в сква ния операций MPD.
За редким исключением, помеще
ки углеводорода PHyd уравновеши жине для опор башмаков при мень
шем числе обсадных колонн, б) луч ние обратных клапанов в бурильную
вает PBH в отсутствие влияния PAF.
В случае применения метода шего удовлетворения требований к колонну препятствует обратному
MPD ствол скважины закрыт и спо плотности бурового раствора и сни течению бурового раствора к повер
собен выдерживать давление. В жения затрат на буровой раствор и хности. Варианты микропроцессор
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
65
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
МЕТОД БУРЕНИЯ
ПРИ ПОСТОЯННОМ
ЗАБОЙНОМ ДАВЛЕНИИ
Хотя это название метода буре
ния означает регулирование за
бойного давления в скважине,
фактическое назначение метода
состоит в контроле наиболее труд
ных аномалий давления в преде
лах открытого ствола. Обычно бу
ровой раствор легче «нормально
го» уровня, так что гидростатичес
кое давление столба в статических
условиях не уравновешивает пла
стового давления.
Во время бурения приток пре
дотвращается повышенными по
терями давления на трение в коль
цевом пространстве. Во время на
ращивания инструмента буриль
щики предотвращают приток в
скважину путем создания проти
водавления или удержания давле
ния в стволе скважины. По край
ней мере, обратный клапан, поме
щенный в бурильную колонну,
прекращает течение бурового ра
створа вверх по бурильным тру
бам к поверхности.
Метод создания проб и из б рово о раствора
Стат. давление
Динам. давление
Гл бина
ного управления и использования
насосов для создания противодав
ления часто могут усилить техно
логию, которую обычно относят к
методу бурения при постоянном
забойном давлении. При исполь
зовании соответствующих инст
рументов бурение в пределах
окна с приемлемыми условиями
допускает возможность отклоне
ния от определенной линии изме
нения забойного давления с глу
биной без стимулирования прито
ка в скважину или поглощения
бурового раствора.
Б ровой раствор
высо ой плотности
(обычно в статичес их
словиях)
Б ровой раствор
низ ой
плотности,
например
морс ая вода
Э вивалентный радиент
давления при использовании
одно о б рово о раствора
определенной плотности
Давление
Рис. 5. В методе б рения с созданием проб и из
б рово о раствора под давлением в б рильные
тр бы за ачивают обле ченный очищающий б ровой раствор. После очист и долота этот б ровой раствор и б ровой шлам задавливают в
зон ослабленных пород, находящ юся вверх по
ствол с важины. Утяжеленный б ровой раствор
остается в ольцевом пространстве выше зоны
ослабленных пород. Для поддержания онтроля
давления в ольцевом пространстве фа льтативно можно создавать противодавление
Крепление ствола во время
б рения
створ способствует увеличе
нию скорости проходки благо
даря повышенной гидравличес
кой мощности и меньшему
удержанию выбуренных час
тиц во взвешенном состоянии.
КРЕПЛЕНИЕ СТВОЛА
ВО ВРЕМЯ БУРЕНИЯ
В этом методе бурения обсад
ная колонна служит в качестве
бурильной колонны, так что
скважину бурят при одновре
менном креплении ствола. В
связи с узким зазором между
стенками пласта и наружным
диаметром обсадной колонны,
потери давления на трение в
кольцевом пространстве могут
быть существенно переменной
величиной в контроле эквива
лентной плотности циркуляции
бурового раствора (ECD). Тече
ние в узком кольцевом про
странстве способствует повы
шенным потерям давления на
трение в этом пространстве от
башмака обсадной колонны до
поверхности (рис. 6).
66
Гл бина
ДВУХГРАДИЕНТНЫЙ
МЕТОД
Буровики успешно исполь
Б рение
зовали метод бурения при двух
РВН = РHyd + PAF(TD)
градиентах давления, главным
образом в операциях на море,
где столб воды составляет зна
Статичес ое
давление
чительную часть горного давле
РВН = РHyd + PAF(Shoe)
ния. Поскольку плотность воды
гораздо меньше плотности ти
пичной пластовой породы, окно
Давление
с приемлемыми условиями для
бурения очень небольшое, изза
Рис. 6. При б рении на обсадных тр бах потери
давления на трение ре лир ются темпом за ач и
узкого зазора между поровым
давлением и давлением разры
Бурильщик закачивает облег ва породы (см. рис. 3). В связи с низ
МЕТОД СОЗДАНИЯ ПРОБКИ
ченный очищающий буровой ра кой прочностью ослабленных по
ИЗ БУРОВОГО РАСТВОРА
створ в бурильные трубы. После род, при глубоководном бурении
Этот метод нацелен также на очистки долота этот буровой ра традиционным методом обычно
решение проблемы поглощения бу створ и буровой шлам задавлива требуется спуск нескольких обсад
рового раствора, но путем примене ются в зону ослабленных пород, ных колонн, чтобы избежать силь
ния двух буровых растворов. Тяже находящуюся вверх по стволу ного поглощения бурового раство
лый вязкий буровой раствор задав скважины ниже башмака после ра в интервале малых глубин, когда
ливают в кольцевое пространство с дней обсадной колонны. Утяже применяется буровой раствор од
созданием столба некоторой высо ленный вязкий буровой раствор ной плотности.
Цель двухградиентного вариан
ты. Эта «пробка из бурового раство остается в кольцевом пространстве
ра» служит барьером в кольцевом в качестве гидравлической пробки та бурения состоит в том, чтобы
пространстве, в то время как для выше зоны ослабленных пород. Бу имитировать горное давление, со
разбуривания зоны ослабленных рильщик может факультативно со здаваемое столбом морской воды,
пород бурильщик использует облег здавать противодавление, если по гидростатическим давлением об
ченный, менее загрязняющий и требуется поддерживать контроль легченной жидкости. Буровики мо
сравнительно недорогой буровой давления в кольцевом простран гут регулировать забойное давле
раствор (рис. 5).
стве. Облегченный буровой ра ние путем ввода менее плотного
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЕ
ОПЕРАЦИИ
Стат. давление
Поскольку каждая операция
Динам. давление
в процессе MPD имеет специ
Морс ая вода или
фичное приложение, ни одна
б ровой раствор,
насыщенный азотом
спускоподъемная процедура
Градиент давления при
не отвечает всем ситуациям.
использовании одно о
б рово о раствора
Инженеры должны обсуждать
определенной
плотности
спускоподъемные операции и
принимать соответствующие
решения на конференциях по
Градиент давления
для дв х жид остей
идентификации опасностей и
разной плотности
программам исследований для
определения опасных условий
Давление
работы. Контроль над скважи
ной имеет первостепенное зна
Рис. 7. В варианте дв х радиентно о б рения исчение. Для компенсации потерь
польз ют жид ости, обеспечивающие два рабурового раствора из буриль
диента давления: обле ченная жид ость распоной колонны во время спуско
ла ается наверх , а тяжеленная – вниз
подъемных операций может по
требоваться долив бурового ра
Метод снижения ECD
створа в кольцевое простран
ство. Для компенсации отсут
ствия потерь давления на тре
ние в кольцевом пространстве
может поддерживаться проти
водавление, пока допуск не до
стигнет предельных значений,
Динамичес ое
давление
определенных в плане бурения.
СНИЖЕНИЕ
РВН = РHyd + PAF – ΔPpump
Спуск в скважину или подъем
ЭКВИВАЛЕНТНОЙ
из нее при высоком давлении в
ПЛОТНОСТИ ЦИРКУЛЯЦИИ
Статичес ое
давление
обсадной колонне может сни
Эквивалентная плотность
РВН = РHyd
жать срок службы уплотнитель
циркуляции (ECD) может быть
ного элемента. В некоторый мо
снижена непосредственно пу
мент может быть целесообраз
тем изменения профиля давле
Давление
ным помещение в скважине
ния в кольцевом пространстве.
порции утяжеленной высоко
При использовании одного бу
Рис. 8. Для снижения ECD с важинный насос развязкой жидкости для контроля
рового раствора определенной
вивает перепад давления, оторый изменяет профиль давления в ольцевом пространстве
над скважиной в статических
плотности с помощью забойно
условиях. При спуске труб в
го двигателя можно создать им
скважину эта порция жидкости мо
пульс давления для резкого измене СИСТЕМА НЕПРЕРЫВНОЙ
жет быть вымыта.
ния профиля давления в кольцевом ЦИРКУЛЯЦИИ
Еще один метод регулирования
пространстве (рис. 8).
профиля давления в кольцевом про ГИДРОДИНАМИКА
странстве во время наращивания
Фактически во всех разновидно
НАРАЩИВАНИЕ
инструмента заключается в поддер стях MPD осуществляется манипу
ИНСТРУМЕНТА
Во время свинчивания труб по жании эквивалентной плотности лирование и управление профилем
тери давления на трение в кольце циркуляции бурового раствора при давления, особенно в открытом
вом пространстве можно напрямую свинчивании труб. Трубные плаш стволе скважины. Многие факторы
компенсировать путем разумного ки и глухая плашка превентора мо влияют на скважинную гидравлику,
создания противодавления для ре гут быть сконфигурированы в рас в том числе следующие:
• геометрия ствола;
гулирования забойного давления. В чете на эффективное поддержание
• плотность бурового раствора;
сценариях с сильными прихватами циркуляции даже тогда, когда оче
• реология бурового раствора;
во время проявлений и поглощений редная труба еще не присоединена.
• противодавление в кольцевом
дополнительное противодавление, Устройство непрерывной циркуля
пространстве;
развиваемое несжимаемой жидко ции разделяет колонну и посред
• упрочнение ствола;
стью, может использоваться совме ством определенной последователь
• потери давления на трение в
стно с буровым раствором низкой ности операций направляет поток
кольцевом пространстве.
плотности. Легко доступны также флюида через открытый конец ко
Используя эти факторы отдель
варианты для регулирования по лонны. Затем устройство выполня
терь давления на трение в кольце ет новое соединение при соответ но или в комбинации, буровики
вом пространстве с применением ствующем вращающем моменте, и могут манипулировать и управлять
бурение продолжается.
ими, чтобы добиться целей MPD,
скважинных насосов.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Гл бина
Метод дв х радиентно о б рения
Гл бина
флюида, такого как инертный
газ, пластмассовые или стек
лянные шарики, в буровой ра
створ, находящийся в морском
райзере. Другой метод заклю
чается в заполнении бурового
райзера морской водой, в то
время как выходящие из сква
жины буровой раствор и шлам
отводятся и откачиваются от
морского дна к поверхности на
сосом.
В обоих методах предусмат
ривается изменение плотности
жидкости близ морского дна.
Две жидкости разной плотности
обеспечивают в скважине об
щее гидростатическое давление,
которое не допускает превыше
ния градиента давления разры
ва пласта. Такой подход предот
вращает непроизводительные
потери времени использования
буровых установок на решение
проблем поглощения бурового
раствора и соответствующие
затраты (рис. 7).
№ 8 • ав ст 2007
67
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
сократить время использования бу
ровой установки в операциях, не
связанных с механическим бурени
ем, и снизить сопутствующие зат
раты.
Во многих случаях, когда планом
строительства скважины предус
матривается проводка участка ство
ла, требующего профилактическо
го подхода к использованию мето
да MPD, подробнейший анализ гид
равлических условий в скважине
позволит прогнозировать успеш
ность различных вариантов этого
метода бурения. Инженер по буре
нию будет опираться на результаты
такого анализа при проведении бу
ровых операций с учетом данных о
гидродинамике, получаемых в ре
альном времени.
ОБУЧЕНИЕ
Во многих буровых операциях
уже реализуется MPDподход с ре
агированием. Переход от обычного
бурения к профилактическому ис
пользованию метода MPD пред
ставляет собой ступенчатое измене
ние. По значимости, такое ступен
чатое изменение соответствует пе
реходу от кабельного бурения к ро
торному. Профилактический под
ход к MPD может потребовать спе
циального технического проекти
рования и планирования строитель
ства скважины. Для буровой брига
ды может потребоваться дополни
тельное обучение по вопросам кон
троля над скважиной. Потребуется
обучение безопасному обращению
с современными инструментальны
ми средствами.
СРАВНЕНИЕ РИСКОВ
Совместный промышленный
проект DEA155 «Вероятностный
подход к оценке риска при бурении с
управляемым давлением в морских
буровых операциях» – это попытка
лучше определить риски использо
вания метода MPD в сравнении с
обычными методами бурения. В этот
сравнительный анализ включены:
• ожидаемая частота наруше
ний нормального режима ра
боты;
• длительность инцидентов;
• последствия (затраты, связан
ные с инцидентом, включая
прямые и косвенные наруше
ния безопасности);
• способность обнаружения ин
цидентов.
68
ЭКОНОМИЧЕСКИЕ
ПОКАЗАТЕЛИ
Размер вознаграждения факти
чески не ограничен. В одном случае
в морских условиях метод MPD был
рассмотрен после двух неудачных
попыток зарезки боковых стволов
обычными методами бурения, в ко
торых большая часть времени ушла
на борьбу с поглощением бурового
раствора, устранение прихвата
труб, ловильные операции и инци
денты по установлению контроля
над скважиной. После подробного
гидравлического анализа был выб
ран метод бурения на обсадных тру
бах с управляемым давлением. Бу
ровую установку подвергли неболь
шой модификации, чтобы размес
тить на ней требуемое для метода
MPD оборудование.
После прохождения персоналом
буровой установки необходимого
обучения методом MPD начали заре
зать боковые стволы, чего прежде не
удавалось. Метод MPD использова
ли для дальнейшего бурения и про
филактического поддержания ECD
в пределах допуска между поровым
давлением и давлением разрыва по
роды, так что поглощения удалось
избежать. Оператор устранил поте
ри времени на борьбу с поглощени
ями, проявлениями, неустойчивос
тью ствола и прихватами труб и ре
шил цели строительства скважины
с экономией затрат. Главными фак
торами, способствовавшими общей
экономии затрат, были сокращение
времени использования буровой ус
тановки в операциях, не связанных
с механическим бурением, и умень
шение объема используемого буро
вого раствора.
Одной из проблем в проекте
DEA155 является определение объе
ма мировых морских операций ме
тодом MPD. Начальные результаты
оказались весьма обнадеживающи
ми. Дополнительное увеличение
затрат, связанных с суточной сто
имостью использования буровых
установок, варьирует от 10 до 40 %,
но такой же диапазон изменения
можно применить к сокращению
времени бурения скважины. Наря
ду с получением пробуренной сква
жины, операторы могут ожидать
многократного увеличения прибы
ли на инвестированный капитал,
исходя из экономии, обеспечивае
мой сокращением времени исполь
зования буровой установки в опе
рациях, не связанных с механичес
ким бурением, и инцидентов с на
рушением техники безопасности.
Насколько выгодно будет бурить
скважины (что ранее было невоз
можно) с учетом лучших экономи
ческих факторов, таких как мень
шее время использования буровой
установки в операциях, не связан
ных с механическим бурением,
меньшее число обсадных колонн,
меньшие изменения свойств буро
вого раствора, меньшие потери бу
рового раствора и лучший контроль
над скважиной «в реальном време
ни»? Преимущества метода буре
ния при управляемом давлении
(обеспечивает устранение проблем)
настолько многочисленны, что это
окажется важным соображением
при проектировании вашей следу
ющей скважины.
Перевел В. Иванов
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Dodson J.K. and T. Dodson, personal
communications, 20032006.
Elkins H., Managed Pressure Drilling
Conference proceedings, Galveston, Texas,
March 2005.
Hannegan D., «Managed pressure drilling»,
SPE Advanced Drilling Technology & Well
Construction Textbook, Chapter 9, «Novel
Drilling Methods, section 10MPD» (to be
published).
Medley G. and P. Reynolds, «Distinct
variations of managed pressure drilling
exhibit application potential», World Oil,
March 2006.
Pruner A., «Key issues and technologies for
the rapidly evolving casing while drilling
technique», World Oil, March 2004.
Roes V., Reitsma D., Smith L., McCaskill J. and
F. Hefren, «First deepwater application of
dynamic annular pressure control succeeds»,
IADC/SPE 98077, presented at the IADC/SPE
Drilling Conference, Miami, Feb. 2006.
Smith K., Weddle, III, С.Е. and С.Р. Peterman,
«Dualgradient drilling nearly ready for field
test», World Oil, Oct. 2000.
Smith K., «MPD helps to make problems
disappear», Drilling Contractor, Sept./Oct. 2006.
Tian S., Medley G.H. and C.R. Stone,
«Optimizing circulation while drilling
underbalanced», World Oil, June 2000.
K.P. Malloy (К. Мэллой), закончил универ
ситет Хьюстона. На протяжении несколь
ких лет занимается проблемой бурения
при управляемом давлении, операциями
при пониженном гидростатическим давле
нием, повышения эффективности и безо
пасности буровых операций и другими.
Мр Мэллой является членом IADC. В на
стоящее время мр Мэллой работает в ком
пании Mohr Engineering, отделении Stress
Engineering Services (Хьюстон).
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
ЦЕНТРАТОРЫ С НИЗКИМИ ЗНАЧЕНИЯМИ
ФРИКЦИОННОГО И ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО
СОПРОТИВЛЕНИЯ
Компания Centek Ltd. совместно с фирмой Protech
внедрила центраторы Centek CT (с узким зазором) для
операций в Мексиканском заливе. Центратор обес
печивает экономию затрат благодаря его прочной и
гибкой конструкции в дополнение к низким фрик
ционным и гидродинамическим сопротивлениям.
Особенностью глубоководных скважин являются
уменьшенные зазоры, поскольку опе
раторы должны спускать обсадную ко
лонну через существующую обсадную
колонну и центратор должен быть дос
таточно гибким, чтобы полностью сжи
маться и проходить через тесные суже
ния, затем полностью расширяться до
полного диаметра, при этом жесткой
стационарной посадки центратора не
происходит. В связи с тесными зазора
ми, для этого центратора не требуются
обычные стальные стопорные муфты
на внешней поверхности обсадной ко
лонныхвостовика. Вместо них приме
няются концевые бандажные кольца с
надрезом, позволяющие включать в
конструкцию фиксирующие элементы
из композитного материала с низким Рис. 1
уровнем трения. В результате, центра
тор легче втянуть в скважину, чем продавить, что обес
печивает снижение гидродинамического сопротивле
ния. Центраторы обычно изготовляют из 4миллимет
ровой листовой стали, но для уменьшения зазора при
использовании таких центраторов, для их изготовле
ния можно применять 2,5миллиметровую листовую
сталь. Кольцевой калибр должен проходить через кон
цевые бандажные кольца.
Обычные центраторы и переводники, вводимые в
состав колонны, более дорогие в производстве, изза
затрат на изготовление резьбовых ниппельных и муф
товых концов. В отличие от них, центраторы Centek
CT имеют скользящую посадку на трубу и удержива
ются на месте присоединяемыми фиксирующими
элементами. Последние изготовляются из углеродно
волоконного и керамического композитного матери
ала CRB компании Protech и образуют литую деталь в
теле обсадной трубы в виде жесткого фиксатора. Это
позволяет размещать центратор в оптимальном поло
жении на трубе для использования автоматизирован
ных систем обращения с трубами и хранения их на
трубной базе до отправки на буровую (рис. 1).
Выберете 1 на сайте www.WorldOil.com/RS.html
ВТОРОЙ ВЫПУСК СПРАВОЧНИКА
ПО ЦЕМЕНТИРОВАНИЮ СКВАЖИН
Компания Schlumberger опубликовала второй все
объемлющий выпуск справочника Цементирование
скважин (первый выпуск был опубликован в 1990 г.).
В нем дано описание современных методов цементи
рования, сопровождаемое цветными иллюстрациями
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
и фотоснимками. В главах по химическому составу це
ментного раствора, добавкам к нему, реологическим
свойствам, вытеснению бурового раствора и взаимо
действию цементного раствора с породой содержит
ся теоретическая и практическая информация. При
ведены обзоры, посвященные специальным цемент
ным системам, механическим свойствам цементного
камня, миграции флюида из кольцевого пространства
в породу и термостойким цементам, после чего сле
дует обсуждение цементировочного оборудования,
проектирования работ, вопросов пер
вичного и вторичного цементирования
и оценки качества цементного камня.
В приложениях приведены уравнения
реологических свойств, методы лабора
торных исследований и расчетам при
цементировании. Выпуску второго из
дания справочника содействовали бо
лее 20 промышленных экспертов, пред
ставляющих операторов, сервисные
компании, изготовителей, правитель
ственные агентства и академические
учреждения.
Выберете 2 на сайте
www.WorldOil.com/RS.html
НЕДОРОГОЕ
ОБЕССОЛИВАНИЕ ВОДЫ
Компания Altela, Inc. внедрила сис
тему опреснения воды AltelaRain, обеспечивающую
полное удаление растворенных солей и других загряз
няющих веществ из промышленных сточных вод, в
том числе нефтепромысловых. При сравнительно
малой высоте (1,8 м) и поперечном сечении устрой
ства 20" в системе AltelaRain используется дешевая
отходящая теплота для испарения воды с последую
щей конденсацией, с целью извлечения растворенных
солей и других промышленных загрязнителей. Поток
чистой дистиллированной воды составляет 80 % ис
ходного объема обрабатываемой воды, во вторичном
потоке остаются все соли и другие загрязнители. Этот
вторичный концентрированный поток воды с приме
сями проходит обычную обработку на водоочистном
сооружении или закачивается в нагнетательную сква
жину.
Выберете 3 на сайте www.WorldOil.com/RS.html
МОРСКОЕ СПАСАТЕЛЬНОЕ УСТРОЙСТВО
Новое морское спасательное устройство Rob Reid
Resque Device, разработанное компанией Reflex
Marine, способно существенно сократить жизненно
важное время спасательных операций и отличается
простотой развертывания. Спасательное устройство в
виде клети массой 32 кг для одногодвух человек или
массой 39,5 кг для двухтрех человек может быть раз
вернуто за 20 с. На воде ромбообразное устройство с
алюминиевым решетчатым настилом в 30 см ниже по
верхности воды обеспечивает легкий доступ и безопас
ность спасаемого. Горизонтальное положение спасае
мого снижает риск шока во время подъема на палубу.
69
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Высокая скорость развертывания и
подъема может устранить необходи
мость спуска на воду спасательной
шлюпки. Это компактное устройство
удобно для хранения и требует незна
чительного обслуживания (рис. 2).
Выберете 5 на сайте
www.WorldOil.com/RS.html
СИСТЕМА
КОНТРОЛЯ ПЕРСОНАЛА
Система Simplitrak фирмы IDC
позволяет компаниям непрерывно
контролировать место нахождения
персонала, работающего на отдален
ных площадях, и поддерживать с ним
контакт. Система, работающая на
основе Web, содержит устройства
ZigBee отслеживания персонала с
радиоканалом связи и фиксирован
ные точки доступа с множеством ва
риантов дистанционного контроля
через серверы Web. Система пред
назначена для разнообразных при
ложений на суше и на море. В ней ис
пользуется безлицензионный, гло
бально доступный персональный се
тевой стандарт IEEE 802.15.4 2.4 ГГц
и микропроцессор в небольшом вы
носном пульте с кнопкой вызова ра
ботника и встроенным зуммером.
Выберете 6 на сайте
www.WorldOil.com/RS.html
Рис. 2
Рис. 3
ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ
ЛОВИЛЬНЫЕ
ИНСТРУМЕНТЫ
Улучшенный гидравлический ловильный яс (Logan
Superior Hydraulic Fishing Jar) компании Logan Oil
Tools – это инструмент прямого натяжения, действу
ющий только вверх. В нем имеется специальная кла
панная секция для дозирования масла, перепускаемо
го из одной поршневой камеры в другую для обеспе
чения управляемого ударного воздействия во время
извлечения прихваченного инструмента. Рабочие ка
меры уплотнены и изолированы одна от другой, что
бы предотвратить загрязнение дозировочной секции
и скважины. Во время скважинных ловильных опе
раций ударное воздействие яса может неограничен
но регулироваться без какойлибо настройки на полу
буровой перед спуском в скважину. Прямое растяги
вающее усилие, развиваемое оператором, определя
ет интенсивность ударного воздействия: малому уси
лию соответствует слабый удар, а большому усилию
– сильный удар. Поскольку при повторном ударе
масло не дозируется, требуется только очень слабое
усилие (достаточное для преодоления трения). При
ложением слабых повторных усилий оператор, при
необходимости, создает серии быстро повторяющих
ся ударных воздействий для освобождения прихва
ченного инструмента.
Выберете 9 на сайте www.WorldOil.com/RS.html
70
СИСТЕМА РЕГИСТРАЦИИ
СЕЙСМОРАЗВЕДОЧНЫХ
ДАННЫХ
Компания Geometries Inc. внедри
ла 24разрядную портативную систе
му Geode DZ регистрации трехмер
ных распределенных сейсмических
волн, которая обеспечила возмож
ность легкого в использовании, эко
номичного и синхронизированного
с работой глобальной системы нави
гации и местоопределения непре
рывного контроля при проведении
высокоразрешающих нефтепоиско
вых исследований. В системе с 24
разрядной полосой пропускания для
частоты 20 кГц (допускающую воз
можность зондирования в крепких
породах) и интуитивным программ
ным интерфейсом используются
прочные аналогоцифровые модули
с линейным выводом, которые через
сеть Ethernet подключаются к стан
дартному компьютеру с операцион
ной системой Windows. Благодаря
этому обеспечивается возможность
более быстрой, трехмерной сейсмо
разведки с высоким разрешением и
сравнительно невысокими затрата
ми. К связанным модулям относятся
инструментарий OMNI на основе
программы мастер для планирова
ния, моделирования и имитирования всех аспектов
сейсмических исследований (рис. 3).
Выберете 8 на сайте www.WorldOil.com/RS.html
ЗАЩИТА ДОЛОТА
С ПОЛИКРИСТАЛЛИЧЕСКИМИ
АЛМАЗНЫМИ НАКЛАДКАМИ
Компания Varel International расширила свои пред
ложения по улучшенной защите алмазного вооружения
в своих шарошечных долотах. Защита алмазного воо
ружения предусматривает использование заделанных
вставок с поликристаллическими алмазными накладка
ми вдоль калибрующего венца, заднего венца и/или
передней кромки затылка лапы шарошечного долота,
чтобы обеспечить дополнительную защиту в абразив
ных формациях. Такая защита рекомендуется при бу
рении забойным двигателем, управляемыми роторны
ми компоновками и наклонно направленном бурении,
особенно в песчанике, алеврите, граните и известняке.
Компания Varel предлагает несколько опций: усиленная
защита заднего венца повышает сохранение калибру
ющего венца в абразивных породах; усиленная защита
калибрующего венца с полной защитой всех элементов
обеспечивает больший срок службы этого венца в аб
разивных породах и при наклонно направленном буре
нии; усиленная защита затылка лапы обеспечивает мак
симальное сопротивление износу в большинстве экст
ремальных условий бурения.
Выберете 7 на сайте www.WorldOil.com/RS.html
Перевел В. Иванов
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
ПРОЕКТ HUB:
ЕЩЕ ОДИН РЕКОРД
В ОБЛАСТИ РАЗРАБОТКИ
МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
P.A. Fischer, реда тор
Использование новейших техноло ий, внедренных се одня при разработ е л бо оводных и шельфовых месторождений, освоение оторых иначе э ономичес и невы одно, позволило реализовать самый р пный в мире прое т
Открытие месторождения на суше с запасами 10
или 20 млн брл (в нефтяном эквиваленте) считается
очень хорошим. Однако освоение морских место
рождений с такими запасами, залегающих на очень
больших глубинах, экономически невыгодно. Про
екты Independence Projects позволят пяти независи
мым компаниям, занимающимся разведкой и под
готовкой месторождений к освоению, разрабаты
вать множество открытых ими глубоководных газо
конденсатных месторождений на глубинах от 7800
до 9000 фут.
Реализация в рамках этой программы проекта
IHub, строительства независимых подводных соору
жений и независимого газового трубопровода позво
лит добывать, обрабатывать и транспортировать око
ло 1 млрд фут3/сут природного газа плюс значитель
ные объемы конденсата, добываемого на 10 месторож
дениях, которые располагаются в невскрытом центре
восточной части Мексиканского залива и, в частности,
в таких его районах, как Этвотер Вэлли, Ллойд Ридж,
ДэСото Кэньон и Миссисипи Кэньон.
Этот проект можно рассматривать как рекордный
и уникальный и вполне вероятно, принять за направ
ление дальнейшего развития. Проще говоря, этот
проект трансформирует морское дно в более похо
жий на сушу аналог, что позволяет осваивать такие
месторождения, разработка которых в противном
случае экономически невыгодна. Реализация проек
та позволит добыть, по меньшей мере, 2 трлн фут3
газа, что составит 10 % всего газа, добываемого США
в Мексиканском заливе, или 2 % суммарной добычи
газа в США.
Некоторые из месторождений были открыты в
2001–2003 гг., однако в 2003 г. определился ряд мес
торождений, разработка которых была экономичес
ки невыгодной. В 2003 г. проблемы их освоения ста
ли обсуждаться пятью независимыми разведочными
компаниями. Был разработан план с выпуском соот
ветствующего Извещения о намерениях и был зак
лючен контракт с FEED на проведение исследований.
С проектом общественность познакомилась в нояб
ре 2004 г.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
Трансп. линии
Шлан о абели
Рис. 1. Площадь, охватываемая прое том Independence
Projects, составляет 1800 миль2
ОБЗОР
ПРОЕКТА
Проект Independence Projects охватывает область,
центр которой находится на расстоянии 110 миль
(1 миля = 1,609 км) к юговостоку от дельты р. Мис
сисипи. Этот проект установки платформы и связан
ных с ней трубопроводов на участке в Миссисипи Кэ
ньон на глубине 2414 м стал проектом самой глубо
ководной в мире стационарной плавучей эксплуата
ционной платформы с подводными натяжными опо
рами (рис. 1).
IHub представляет собой стационарную полупог
ружную платформу с осадкой 105 фут (1 фут =
0,3048 м) с двумя палубами на разных уровнях для
эксплуатационного оборудования (рис. 2 и 3). Опе
ратором IHub является компания Anadarko. Если в
71
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
следующие несколько месяцев все будет идти в со
ответствии с графиками, то IHub должна быть вве
дена в строй в июлесентябре 2007 г. С момента от
Рис. 2. Завершающий этап строительства платформы I-Hub,
март 2007 .
крытия месторождения Мердженсер до получения
первой продукции прошло почти шесть лет и менее
четырех лет от первого согласования проекта
Independence Projects до получения первой продук
ции.
Помимо значительной глубины возникли и дру
гие огромнейшие проблемы: потребовалось самое
глубоководное в мире свайное крепление к засасы
вающему сваи грунту на морском дне; потребова
лось заказать и проложить на дне моря самый длин
ный в мире отдельный бронированный электрогид
равлический шлангокабель; потребовалось постро
ить подводные конструкции и сооружения на самой
большой в мире глубине для будущего присоедине
ния трубопроводов. К тому же поскольку на глубо
ководных месторождениях, расположенных на зна
чительном расстоянии от платформы, будет добы
ваться 1млрд фут3/сут газа, то нужно будет обеспе
чить как можно лучшее течение добываемой про
дукции, для чего потребуется построить самый боль
шой в мире блок регенерации моноэтиленгликоля
(monoethylene glycol – MEG).
Месторождение Чейни станет самым глубоковод
ным в мире продуктивным месторождением, в кото
Рис. 3. Десять месторождений и инфрастр т ра, входящая в прое т Independence Projects
72
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
ром морская фонтанная арматура будет находится на
глубине 9000 футов. Поскольку бронированный элек
трогидравлический шлангокабель для управления под
водным устьевым оборудованием имеет значительную
длину, потребовалось решение, обеспечивающее сни
жение его веса и повышение прочности. Стальную ар
матуру было решено заменить арматурой из углерод
ного волокна – в первую очередь в подводном шлан
гокабеле. Суммарная длина составного трубопровода
для подводного шлангокабеля составляет 1100 миль. В
Мексиканском заливе эта платформа и трубопрово
ды, связывающие ее с месторождениями, станут са
мым крупным сооружением добычи и транспортиров
ки газа.
От устья каждой скважины до платформы протя
нуты трубопроводы диаметром 8–10″ и общей длиной
200 миль. Эти трубопроводы соединяются с платфор
мой металлическими стояками. Система заякорива
ния представляет собой швартовые тросы из полиэфи
ропласта, которые аналогичны тросам, используемым
на платформе Thunder Horse но значительно длиннее.
Длина каждого троса равна 3864 м; эти швартовы са
мые длинные в мире. Используемые в проекте морс
кие стояки и транспортный трубопровод, который
проложен на глубине 8000 фут, также самые глубоко
водные в мире. И, конечно, в проекте используются
самые глубоководные выкидные линии и линии сбо
ра продукции. Производственные мощности платфор
мы позволяют дополнительно присоединить к ней ли
нии трубопроводов еще с 10 месторождений, которые
в будущем могут быть открыты в этой сверхглубокой
части залива.
По транспортному трубопроводу диаметром 24″ и
протяженностью 135 миль, проложенному от платфор
мы, газ и конденсат транспортируется до стационар
ной платформы, расположенной на мелководном уча
стке.
Открытые месторождения и 15 скважин показаны
на рис. 3. Ниже перечислены 10 месторождений с ус
тановленным стационарно промысловым оборудова
нием, которые стали первым этапом реализации про
екта.
— Месторождение Атлас и месторождениеспут
ник Атлас НВ находятся на участках 5, 49 и 50 в регио
не Ллойд Ридж. Они были открыты в июне 2003 г. и
январе 2004 г. соответственно, и являются 100процен
тной собственностью компании Anadarko. Месторож
дения находятся на глубине почти 9000 фут.
— Месторождение Юбили в регионе Этвотер Вэл
ли на участках 305; 349; 265 и 309 лежит в регионе
Ллойд Ридж. Оно было открыто в апреле 2003 г. и яв
ляется 100процентной собственностью компании
Anadarko. Разведочная скважина была пробурена на
продуктивный пласт толщиной 83 фута и на глубину
18310 фут до свиты мадди.
— Месторождение Мердженсер в Этвотер Вэл
ли на участках 36 и 37 лежит на глубине 7900 фут и
было открыто в 2001 г. компанией KerrMcGee (в на
стоящее время слилась с компанией Anadarko), ко
торая имеет долю в 50 % этого месторождения. Опе
ратором его является компания Devon, также име
ющая 50 %.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
— Месторождение Спайдермен на участках 620 и
621 в ДэСото Кэньон лежит на глубине 8100 фут. Оно
было открыто в ноябре 2003 г. Разведочная скважина
была пробурена на глубину 18 065 фут до свиты мад
ди, где был обнаружен продуктивный пласт толщиной
140 фут. Владельцами месторождения являются ком
пании Anadarko–45 %, Dominion–36,67 % и Spinnaker
(теперь это часть компании Hydro Gulf of Mexico), име
ющая 18,33 %.
— Месторождение Сан Хасинто на участках 618 и
619 в регионе ДэСото Кэньон было открыто в 2004 г.
Компания Dominion (53 %) является оператором этого
месторождения. Еще двумя владельцами месторожде
ния являются компании Spinnaker (27 %), и Anadarko
(20 %). Разведочная скважина была пробурена на глу
бину 15 829 фут до свиты мадди на продуктивный га
зоносный пласт песчаника различной структуры тол
щиной около 100 фут. Затем была пробурена оценоч
ная скважина на глубину 18 075 фут до свиты мадди и
также получены положительные результаты. Место
рождение должно было разрабатываться совместно с
компанией Spiderman
— Месторождение Вортекс было открыто в декаб
ре 2002 г., оно находится на глубине 8345 фут на учас
тках 217 и 261 (ДэСото Кэньон) и 177 и 221 (Ллойд
Ридж). Компания Anadarko объединилась с Kerr
McGee и теперь является 100процентным владельцем
этого месторождения
— Месторождение Мондо НВ было открыто в
январе 2005 г. на участке 2 (Ллойд Ридж) на глубине
8351 фут. Оператор месторождения компания
Anadarko является его владельцем (50 %), а другой по
ловиной владеет компания Murphy Oil.
— Месторождение Чейни находится на глубине
8987 фут на участке 399 (Ллойд Ридж). Оно было от
крыто в январе 2005 г. и на 100 % принадлежит компа
нии Anadarko.
— Месторождение Q лежит на глубине 7925 фут
на участке 961 (Миссисипи Кэньон). Разведоч
ная скважина достигла свиты мадди на глубине
17 644 фут в июне 2005 г. и при этом был обнаружен
продуктивный пласт толщиной около 110 фут. Вла
дельцами месторождения являются его оператор
компания Hydro Gulf of Mexico (50 %) и компания
Dominion (50 %).
ВЛАДЕЛЬЦЫ
КОМПАНИЙ
На первых этапах нефтяные компании посчитали,
что им нужна единая структура управления такая же
уникальная, каким является сам проект. В то же вре
мя входящие в проект Independence Projects платфор
ма, транспортный трубопровод и подводные сооруже
ния представляют собой три отдельных, объединен
ных друг с другом подпроекта.
Подводные сооружения являются собственнос
тью промысловых компанийоператоров, которые
будут строить и эксплуатировать подводные соору
жения от скважин до присоединения к платформе
IHub. Это компании Anadarko Petroleum, Devon
Energy, Dominion Exploration & Production и Hydro
Gulf of Mexico.
73
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
Управляющий омитет
Нефтяно о техноло ичесо о инстит та (IPC)
Исполнительный онс льтативный
омитет, р оводство омпаний
производителей
Р оводитель прое та,
EPD, 100 % прое та
Обозначения
Техничес ий надзор
операторов, APC,
15 % прое та
По этому трубопроводу
продукция с платформы I
Hub будет транспортиро
ваться в газопроводы шт.
Теннеси. На рис. 4 пред
ставлена интегрирован
ная система управления
проектом.
КЛЮЧЕВЫЕ
ПОДРЯДЧИКИ
Строительство,
Работа над проектом
50 % прое та
включает множество эк
спертиз нескольких ос
Корп с пол по р жной
Р оводитель
Прое тирование и
новных подрядчиков,
Управление
Ре лир юплатформы, швартовая
прое та
из отовление обор дования
со ласованием,
щие ор аны –
система и обсл живание,
подводных
на пал бах платформы,
без которых невозможна
100 % прое та
100
%
100 % прое та
соор жений
50 % прое та
успешная его реализа
ция. Для разработки под
Ре лир ющие ор аны,
Ре лир ю100 % прое та со ласование
Контроль ачества/обеспечения
водной части проекта в
щие ор аны
подводных соор жений, 75 %
ачества, определение
прое та – 25 % подв. соор.
омпенсации (%) от стоимости
число подрядчиков вхо
прое та, в связи с выполняемыми
работами
дят такие компании как
Aker Kvaerner, Heerema
Гр ппа прое т.
Надзор на месте,
обор д.
ос ществляемый р ппой
Marine Contractors, FMC
на пал бах платф.
прое тирования и строит.
100 % прое та
орп са, 100 % прое та
Technologies, Subsea 7 и
Allseas (рис. 5). В число
подрядчиков для разра
Рис. 4. Схематичес ое изображение стр т ры прое та
ботки проекта платфор
мы IHub и транспортного трубопровода входят ком
пании Heerema, Kiewit, Wellspun, Atlantia, Solar
turbines, SBM Offshore, Allseas и Alliance Engineering.
Платформа,
подвод.
соор. и
ПКР
Усл и при
разработ е прое та,
100 % прое та
Администратор
прое та, 100 %
прое та
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Таким образом, если вы являетесь членом комите
тов ONGC и CNOOC или нефтяной компанией, заин
тересованной в освоении глубоководных месторож
дений, то этот проект является тем, на который вы дол
жны обратить особое внимание и сделать соответству
ющие заметки о нем. Для глубоководных морских ме
сторождений, освоение которых требовало прежде ко
лоссальных объемов работ и огромных затрат, реали
зация проекта Independence Projects служит доказа
тельством того, что порог экономически рентабельно
го их освоения может быть существенно снижен при
условии, что вы сможете найти правильное руковод
ство и правильных подрядчиков – и все они должны
действовать совместно, чтобы выполнить требуемую
работу.
Перевел В. Клепинин
Рис. 5. С дно DCV Balder выполняет монтаж онстр ций платформы I-Hub в марте 2007 . Это с дно с центровочной башней самой большой в мире р зоподъемности, с самой мощной лебед ой и дв мя ранами для подъема тяжелых р зов
использовалось при строительстве I-Hub
Платформа IHub на 80 % является собственностью
Enterprise Products Partners L.P. (EPD), а остальные
20 % являются собственностью компании Helix Energy
Solutions Group, Inc. (прежде Сal Drive), которая будет
прокладывать и эксплуатировать трубопровод длиной
135 миль (расчетной стоимостью около 280 млн долл.).
74
Perry A. Fischer (П. Фишер), редактор
журнала World Oil. Дополнительную инфор
мацию можно получить по адресу:
fisherp@worldoil.com
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
ВОЗМОЖНОСТЬ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
ФОНТАННОЙ АРМАТУРЫ
БЛАГОДАРЯ ДВОЙНЫМ
ВОДООТДЕЛЯЮЩИМ КОЛОННАМ
D. Krom, Anadarco Petroleum Corp.; I. Delepin, Technip USA; T. Beder, Weatherford International Ltd.;
B. Bredly, VAM USA; G. Russy и D. Masaglia, V&M Tubes
Разработ а и применение новых резьбовых соединений позволяет снизить вес водоотделяющих
олонн, от рывая новые возможности их применения во все более л бо их водах
Разработка глубоководных месторождений с надвод
ным, а не подводным размещением фонтанной армату
ры дает много преимуществ. Поскольку компании раз
рабатывают месторождения во все более глубоких во
дах, возрастает стоимость и технические трудности обес
печения натяжения верхней части водоотделяющих ко
лонн. Меры, направленные на снижение веса таких ко
лонн с сохранением требуемой усталостной стойкости,
позволяют применять на таких месторождениях колон
ны с верхним натяжением (toptensioned risers TTR).
Использование более высококачественных труб с
резьбовыми соединениями (threaded and coupled T&C) позволяет значительно снизить вес водоотделя
ющих колонн и обеспечить экономически оправдан
ные способы разработки глубоководных месторожде
ний или месторождений с высоким пластовым давле
нием, когда устьевую арматуру предпочтительно раз
мещать над водой.
Разработчикам водоотделяющих колонн и сопут
ствующего оборудования при проектировании, изго
товлении и установке колонн приходится решать мно
гочисленные сложные задачи. Объединение с другими
элементами райзерной системы, изготовление готовых
компонентов на берегу, оборудование для монтажа ко
лонн, обеспечение герметичности колонн в течение
длительного времени являются вопросами первосте
пенной важности. Предлагаемая статья знакомит с опы
том разработки, изготовления и доставки наружных во
доотделяющих колонн для платформы на столбовидном
буе, установленной на месторождении Конститьюшн,
оператором которого является компания Anadarco.
Месторождение Конститьюшн расположено в цен
тральной части Мексиканского залива в водах глуби
ной около 5 000 фут (рис. 1). Разработка месторожде
ния ведется с платформы на столбовидном буе шес
тью скважинами и надводной фонтанной арматурой
с использованием двойных водоотделяющих колонн.
В предыдущих проектах компании (Нептун, Нансен,
Бумванг и Ганнисон) при заканчивании скважин ис
пользовались одноколонные конструкции. При реали
зации этого проекта применялся ряд уникальных тех
нологий, а многие технологии были заимствованы из
опыта проведения работ компанией Anadarco и дру
гими операторами. В ходе реализации проекта был
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
Рис. 1. Платформа на столбовидном б е омпании Anadarco
Petroleum на месторождении Конститьюшн в центральной части Ме си анс о о залива в водах л биной 5000 ф т.
Фото предоставлено омпанией Anadarco Petroleum
приобретен большой опыт, он был усвоен и успешно
использован.
ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ РАЗРАБОТКИ
Концепция заканчивания скважин является инстру
ментом проектирования любого месторождения, кото
рая устанавливает основные принципы заканчивания
скважин. Прежде чем приступить к расчетам по закан
чиванию каждой скважины, вся группа проектировщи
ков договорилась об основных принципах заканчивания
скважин месторождения Конститьюшн. Такой подход
75
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
оказался эффективным при выборе конструкции сква
жин, особенно когда необходимо было принять важное
решение. Оживленные дискуссии развернулись при
разработке принципиальной конструкции водоотделя
ющей колонны: одноколонная против двойной.
Первоначально компания провела оценку факто
ров риска при использовании двух типов колонн. Была
привлечена дополнительная информация для опреде
ления ожидаемого статического давления (shutin
tubing pressure SITP) в НКТ по каждой скважине. При
обсуждении окончательной конструкции определи
лись с предполагаемой схемой заканчивания и техни
ческого обслуживания скважин. Было также проведе
но сравнение с другими типами фонтанной арматуры,
находящейся в эксплуатации или планируемой к ис
пользованию другими операторами. При выборе типа
водоотделяющей колонны были приняты во внимание
следующие важные факторы:
• контроль над скважиной;
• проведение буровых работ;
• возможность газлифтной эксплуатации;
• утечки в трубах (для двойной колонны).
Как правило, оба типа колонн учитывают эти тре
бования. Однако применение одноколонной конст
рукции может стать ограничивающим фактором при
ремонтных работах или повторном заканчивании
скважин, проводимых с помощью установленной на
платформе буровой установки в процессе разработ
ки месторождения. В частности, при забуривании на
новый объект, внутренняя часть колонны подвергнет
ся истирающему воздействию со стороны вращаю
щейся бурильной колонны. В одноколонной конструк
ции истирание стенок ослабит один из барьеров про
тив давления и ухудшит контроль над скважиной, осо
бенно в начальный период работы, когда давление в
скважине самое высокое.
Практически ситуацию можно контролировать под
держанием плотности жидкости для заканчивания
скважин выше той, что необходима для контроля над
скважиной. На месторождении Конститьюшн плот
ность жидкости в колонне ниже уровня дна моря дол
жна быть на 1,52,0 фунт/галл (1 фунт/галл = 1,198х
102 кг/м3) больше минимально необходимой плотности
для поддержания гидростатического равновесия с не
поврежденной колонной. Если забойное давление в
скважине соответствует плотности 1112 фунт/галл при
глубине моря 5100 фут (1 фут = 0,3048 м), тогда плот
ность жидкости должна составлять 1213 фунт/галл в
случае нарушения целостности водоотделяющей ко
лонны и замещены заполняющей ее жидкости морской
водой. Такая же картина будет иметь место при эксп
луатации и заканчивании скважин, и проводимые опе
рации должны решать проблему обеспечения контро
ля над скважиной. Низкое значение градиента гидро
разрыва пластов месторождения не позволяет прово
дить бурение скважин или забуривание нового ствола
при плотности бурового раствора, достаточной для ком
пенсации разности в плотности.
В свете полученных данных нельзя исключить, что
в течение всего срока эксплуатации скважин в эксп
луатационной водоотделяющей колонне не будут про
водиться повторные операции бурения. Исходя из
76
этих соображений, т.е. проведения в перспективе бу
ровых или иных работ, связанных с интенсивным вра
щением инструмента внутри колонны, была рекомен
дована двойная водоотделяющая колонна.
Применение двойной колонны с рабочим затруб
ным пространством упрощает проведение операций
по заканчиванию скважин (не требуется установка
пакера на уровне дна моря). Хотя двойная колонна
имеет более сложную конструкцию и требует установ
ки дополнительных элементов на устье скважины, та
кие ее достоинства, как упрощенная конструкция
фонтанной арматуры, функциональная гибкость и
повышенная безопасность являются весомыми аргу
ментами в ее пользу.
СОЕДИНЕНИЕ ВОДООТДЕЛЯЮЩЕЙ КОЛОННЫ
Как правило, в двойных водоотделяющих колоннах,
устанавливаемых на платформах на столбовидном буе,
применяются два типа соединений – сварные и резь
бовые. Сварные соединения обычно предназначены
для тех секций наружной колонны, которые больше
подвержены усталостным нагрузкам, тогда как резь
бовые соединения могут использоваться в менее на
груженных частях колонн. Резьбовые соединения так
же широко применяются для внутренних эксплуата
ционных колонн.
Для данного проекта особый интерес представля
ли достоинства резьбовых соединений, позволяющие
снизить вес колонн, поскольку требования к водоот
деляющей колонне были окончательно сформулиро
ваны после выбора размеров платформы, и особенно
после того, как определились с размерами централь
ной буровой шахты. Учитывая высоту модулей плаву
чести, которая ограничена конфигурацией ферм плат
формы, снижение веса за счет применения резьбовых
соединений стало важным фактором. Точно так же,
замена сварочных работ операциями автоматическо
го машинного крепления привела к экономии затрат.
Эти преимущества были снивелированы необходи
мостью проведения на заводе полномасштабной про
граммы аттестации, за которой последовали всесто
ронние испытания. Испытания проводились с той це
лью, чтобы новые резьбовые соединения 12 3/4дюй
мовых труб Sea VAM TTR компании Vallourec &
Mannesmann можно было изготавливать в пределах
установленных допусков и затем без опасения приме
нять при монтаже в море. Готовность компании
Anadarco использовать соединения новой конструк
ции в реальном проекте стало ключом к успеху совме
стных усилий двух компаний.
НОВЫЕ РЕЗЬБОВЫЕ СОЕДИНЕНИЯ
Применение в фонтанной арматуре для глубоковод
ных проектов высокопрочных труб позволяет при за
данном давлении использовать трубы с меньшей тол
щиной стенки и снизить вес колонны. Например, на
ружная водоотделяющая колонна с резьбовыми соеди
нениями труб диаметром 12 3/4″ с толщиной стенки
0,492Іи весом 1 фут 65,1 фунт (1 фунт = 0,453 кг) имеет
предел текучести 95 тыс. фунт/дюйм2 и номинальное
давление 6420 фунт/дюйм2. Общий вес в воздухе шес
ти колонн (длина каждой из них 4200 фут) составил бы
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
1 640 520 фунт. Чтобы добиться такого же значения но
минального давления у сварной колонны при макси
мальном пределе текучести 80 тыс. фунт/дюйм 2,
толщина стенки должна составлять 0,585 (при весе
1 фута гладкой трубы 76 фунтов). Общий вес шести ко
лонн (длина каждой из них 4200 фут) составляет
1 905 300 фунт. Это примерно на 275 000 фунт больше,
чем у колонн с резьбовыми соединениями, и это без
учета веса сварных соединений.
Использование высокопрочных труб приводит к
значительному снижению веса колонны, но исключа
ет применение сварных соединений. Отказ от свар
ных соединений ведет к необходимости применения
усталостностойких резьбовых соединений труб с пре
делом текучести до 125 000 фунт/дюйм2 и более. По
скольку сварные соединения отсутствуют, появляет
ся возможность использовать трубы, предназначен
ные для работы в условиях высокого содержания сер
нистых соединений, и снизить расходы по сравнению
с кованными и сварными соединениями. Установку
колонн с резьбовыми соединениями можно вести с
помощью оборудования, предназначенного для обсад
ных труб, и по той же технологии. Для спуска таких
колонн можно применять высокомоментные трубные
ключи с плашками, не оставляющие на трубах отме
тины, и задерживающие нижние ключи.
От соединений водоотделяющих колонн для глубо
ководных проектов требуется наличие трех важней
ших элементов: уплотнение, способное противостоять
внутреннему давлению в течение всего срока службы
скважины; усталостностойкий профиль резьбы; барь
ер, препятствующий попаданию в соединение морс
кой воды в течение всего срока службы. Применяе
мые ранее резьбовые соединения колонн представля
ли собой усовершенствованные соединения для обсад
ных труб.
Соединения для 12 3/4дюймовых наружных ко
лонн, которые использовались в данном проекте, пред
ставляли собой соединения совершенно новой конст
рукции и состояли из трех элементов: внутреннего ме
таллического уплотнения для сдерживания внутрен
него давления, усталостностойкой резьбы треугольно
го профиля и совершенно нового внешнего металли
ческого уплотнения, предотвращающего попадание в
соединение морской воды.
Резьбовые соединения труб решили применять как
для внутренних эксплуатационных, так и для наружных
водоотделяющих колонн. Внутренняя колонна состоя
ла из 9 5/8дюймовых труб VAM TOP FE весом 47 фунт
(1 фут) из стали P110 и Q125, а для наружной колонны
было рекомендовано использовать 12 3/4дюймовые
трубы Sea VAM TTR весом 65,1 фунт (1 фут) из стали
VM95HC.
РАЗРАБОТКА СОЕДИНЕНИЙ
ДЛЯ НАРУЖНЫХ КОЛОНН
Поскольку материал труб не подвергается сварке,
в качестве показателя усталостной стойкости был оп
ределен коэффициент усиления напряжений (stress
Amplification Factor – SAF) равный 2,0 в соответствии
с кривой DNVB. Это соответствует 200летнему сро
ку службы (20 лет эксплуатации умножается на рас
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
Новое внешнее
металличес ое
плотнение
Усталостностой ая
тре ольная резьба
Вн треннее
металличес ое
плотнение
Рис. 2. Отличительными особенностями 12 3/4-дюймовых резьбовых соединений водоотделяющей олонны являются новое
внешнее металличес ое плотнение, сталостностой ая тре ольная резьба и вн треннее металличес ое плотнение
четный коэффициент 10), что отвечает требованиям,
предъявляемым к фонтанной арматуре почти всех ти
пов. Чтобы решить проблему усталости, была разра
ботана совершенно новая резьба треугольного профи
ля (рис. 2), которая была подвергнута обстоятельному
анализу методом конечных элементов и прошла натур
ные испытания.
Вторым новшеством стало внешнее уплотнение ме
таллметалл для предотвращения попадания в соедине
ние морской воды. В отличие от уплотнительных колец
из эластомера, данное уплотнение обеспечивает соблю
дение требований по усталости, упрощает работу и ис
ключает попадание воды. Кроме того, сочетание внеш
него уплотнения с треугольной резьбой значительно
повышает усталостную стойкость соединения благода
ря эффекту снятия напряжений в критических местах.
Эффективность уплотнения была проверена и подтвер
ждена в испытаниях при сложной нагрузке (внешнее
давление, растяжение, сжатие, изгиб) до и после испы
тания на усталость. Ввиду новизны конструкции внеш
нее уплотнение, профиль резьбы и внутреннее уплот
нение были запатентованы.
АТТЕСТАЦИЯ НАРУЖНОЙ КОЛОННЫ
Программа аттестации состояла из испытания на гер
метичность при сложной нагрузке (ISO 13679) и натур
ного испытания на долговечность. Проблема заключа
лась в том, чтобы завершить испытания в установлен
ные проектом сроки (около 6 мес.), учитывая, что на по
ставку образцов соединений может потребоваться
до 3 мес. Было принято решение использовать для аттес
тации 12 3/4дюймовых труб (65,1 фунт/фут) результа
ты проводимых в то время в компании испытаний
13 3/8дюймовых труб (68 фунт/фут) путем интерполя
ции результатов физических испытаний и проведения
дополнительного анализа методом конечных элементов.
Такое решение позволило выиграть время и завершить
программу аттестации в установленные сроки.
Испытание образцов соединений четырех размеров
по методике ISO 13679 CAL III прошло успешно. Соеди
нения подвергли испытанию на свинчиваниеразвинчи
вание, затем сложному растяжению, сжатию и изгибу
при внутреннем (газ) и внешнем (вода) давлении.
Шесть образцов прошли усталостные испытания на
резонансной раме, в которой для создания нагрузок и
77
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
Рез льтаты испытания, в лючая данные по образцам с незначительными повреждениями для дальнейше о испытания
Напряжение, МПа
Надводная фонтанная армат ра, стье и платформа
Соединительные линии и шлан о абели
Верхний соединитель, верхний и нижний
о раничители
Пал бный о раничитель
Мод ль плав чести
1
2
3
Упр ие направляющие мод ля плав чести
Нижний соединитель и тяжеленные направляющие
Жест ое соединение
4
5
Водоотделяющая олонна (нар жная, вн тренняя) и НКТ
Соединение
Соединительное стройство
Подводное стье
Число ци лов
Рис. 3. Графи зависимости напряжения от числа ци лов при
аттестационных испытаниях на сталость для прое та Конститьюшен с привлечением данных по 13 3/8-дюймовым тр бам SEA VAM TTR
1 – оэффициент силения напряжения 1,0 – среднее DNV-B;
2 – оэффициент силения напряжения 1,0 – расчетное DNV-B;
3 – оэффициент силения напряжения 2,0 – среднее DNV-B с веренностью 97,5%; 4 –тр бы SEA VAM TTR, 13 3/8″; 5 – образцы со
средним растяжением
знакопеременных изгибающих моментов использо
вался вращающийся массивный эксцентрик. Испыта
ния проводились в трех диапазонах напряжений при
1, 4 или 34 млн циклах. Три образца подвергли сред
ней растягивающей нагрузке с приложением внутрен
него давления и эффекте заделанных концов (capped
end effect –CEE). Испытания завершились успешно,
причем результаты испытаний всех образцов распо
ложились выше линии, соответствующей коэффици
енту усиления напряжений 2,0 (рис. 3).
ИЗГОТОВЛЕНИЕ
Организация изготовления нового типа соедине
ний потребовала серьезной поддержки и техническо
го сопровождения со стороны конструкторов. Важно
было обучить персонал производству совершенно но
вого изделия с заводским номером 1, и в процессе из
готовления и установки был приобретен опыт. К про
цессу были привлечены все ресурсы, а атмосфера вза
имопонимания между всеми участниками явилась ос
новным фактором успеха.
ПРИОБРЕТЕННЫЙ ОПЫТ И ИСПЫТАНИЯ
После того, как компания одобрила результаты ат
тестационных испытаний нового типа соединения,
при сборке компонентов и испытании на буровой ус
тановке был получен дополнительный опыт.
Первый урок был получен на суше при установке
муфт на переходники в нижней части колонны. На пер
вых порах радиальное усилие, приложенное свинчива
ющим устройством к муфтам, превышало предел теку
чести материала. Хотя визуально это было незаметно,
муфты деформировались, и при навинчивании проис
ходило механическое повреждение поверхности.
Чтобы устранить этот недостаток, установили мак
симальное значение радиального усилия с привлече
нием метода конечных элементов, технических харак
78
Рис. 4. Компонов а водоотделяющей олонны с верхним натяжением из сварных, и резьбовых соединений
теристик соединений и свинчивающих устройств. В
результате были определены параметры работы этих
устройств. Все береговые работы по установке муфт
прошли без осложнений. Прежде чем отправиться в
море, на буровой установке были проведены натурные
испытания для проверки сборки соединений, обору
дования для спуска и определения порядка проведе
ния работ на месторождении при свинчивании и раз
винчивании соединений.
Всесторонние испытания служили гарантией того,
что разработанные методы монтажа в море были пра
вильными и исчерпывающими. Более 20 секций на
ружной колонны подверглись масштабным и исчер
пывающим морским испытаниям, так что были охва
чены все аспекты процесса сборки. Секции подверг
лись испытанию на несоосность соединений, свинчи
вание и развинчивание, нанесение различных видов
смазок для герметизации резьбовых соединений и
многим другим. Также проверялась пригодность обо
рудования для спуска колонн.
В ходе испытаний были получены и другие уроки.
При креплении соединений машинными ключами в
месте контакта с трубой могло произойти отслаива
ние термонапыленного алюминиевого покрытия и его
попадание во внешнее уплотнение и герметизирую
щую смазку. Изза своих абразивных свойств части
цы покрытия могли повредить внешнее уплотнение,
что было совершенно недопустимо. Проблема была
решена установкой на трубу поверх соединения вре
менного щитка. Компанияподрядчик изготовила сло
истые брезентовые «юбки», которые прикреплялись
с помощью ленты Velcro. Такое решение оказалось
верным, и в море при спуске колонн не возникло ни
каких проблем.
УСТАНОВКА КОЛОНН
На внешнюю поверхность всех секций водоотде
ляющих колонн методом термонапыления было нане
сено алюминиевое покрытие. Затем секции уложили
в контейнеры и отправили на перевалочную базу шт.
Луизиана. На базе соединения всех секций зачисти
ли, осмотрели, нанесли на них герметизирующую
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
Время сп с а вн тренней олонны – л бина 5100 ф т
Время сп с а нар жной олонны – л бина моря 5100 ф тов
Общее время сп с а
Общее время сп с а тр б
Непроизводит. затраты времени
Среднее число соединений в час
Рис. 5. В ходе реализации прое та общее время сп с а нар жной водоотделяющей олонны снизилось на 42 %
смазку. Все контейнеры пронумеровали, длины всех
секций занесли в ведомость. После прибытия на мес
то выгрузку контейнеров на платформу производили
в строгой последовательности. Такой же последова
тельности выполнения работ придерживались при
установке первых пяти колонн, и она оказалась весь
ма эффективной.
Наружная колонна для всех скважин состояла из
сварных секций, расположенных в нижней и верхней
части колонны, переходных секций между сварными
и резьбовыми соединениями и секций с резьбовыми
соединениями, на которые пришлось примерно 81 %
длины колонны (рис. 4).
Среднее время монтажа и спуска наружной колон
ны для пятой скважины по сравнению с первой сни
зилось на 42 % (41 ч против 71), а время спуска внут
ренней колонны (рис. 5 и 6) снизилось на 46 % (23 ч
против 43). В ходе реализации проекта наблюдалась
тенденция к снижению затрат времени. Время про
стоя по метеоусловиям снизилось по сравнению с про
ектами Ганнисон и Бумванг (см. табл.). Такая эффек
тивность напрямую связана с использованием ранее
приобретенного опыта и слаженной работой персона
ла компаний Nabors, Weatherford и Anadarco.
ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ
И ПРИМЕНЯЕМОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Порядок выполнения работ ничем не отличался от
порядка работ при проведении испытаний на буро
вой установке и на суше. Секции извлекались из кон
тейнеров в соответствии с заранее определенным по
рядком спуска. Длина секций (40 фут) позволяла под
нимать их по общепринятой схеме работы с обсад
ными трубами, что сокращало время выполнения опе
раций.
С помощью подъемника очередная секция подни
малась и направлялась к муфтовой части секции, на
ходящейся в роторе. После посадки секции с помощью
Эффе тивность работ по сп с

Простой
пометео словиям
Простой
из-заосложнений
77,6
66,0
88,4
11,0
27,2
5,7
11,4
6,8
5,7
Б мван 
Ганнисон
Конститьюшн
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
олонн, %
Эффе тивность
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
Общее время сп с а
Общее время сп с а тр б
Непроизводств затраты времени
Среднее число соединений в час
Рис. 6. В ходе реализации прое та общее время сп с а вн тренней водоотделяющей олонны снизилось на 46 %
Се ция № 15
олонна № 1
Вращающий момент/
время
Вращающий момент/
число оборотов
Стопорение
Время репления
Ма симальный вращающий момент, 55 700 Ма симальное число оборотов, 5,174
Число оборотов до стопорения, 5,069
Вращающий момент стопорения, 14 620
Разница числа оборотов, 0,105
Разница вращающих моментов, 41 080
Рис. 7. Хара терный рафи репления соединения для тр б
Sea VAM TTR 12ѕІ, по азывающий вращающий момент, число оборотов и время репления
ручного ключа поворачивали на пятьшесть оборотов.
Использование компенсатора веса и гидравлической
системы позиционирования облегчало проведение
операции. После этого накладывалась защитная юбка
и докрепление соединения проводилось с помощью
автоматического и задерживающего ключей. Посколь
ку спайдер размещался палубой ниже, секции можно
было устанавливать таким образом, что соединение
находилось примерно в пяти футах от пола буровой.
Это повышало эффективность спуска и безопасность
персонала, поскольку не требовалось устанавливать
подставки или столики. Вся буровая бригада и персо
нал, осуществляющий спуск колонны, работали на
уровне пола буровой.
Крепление каждого соединения отслеживалось ком
пьютером с целью регулирования вращающего момен
та, числа оборотов и продолжительности крепления
(рис. 7). При спуске первых пяти водоотделяющих ко
лонн пришлось отвинчивать только четыре соединения.
Все соединения зачищались, осматривались и заново
навинчивались. Ни одна секция не была отбракована
изза проблем с креплением соединений. Отсутствие
брака стало замечательным результатом, который во
многом был обусловлен планированием операций и
ранее проведенными испытаниями. Параметры креп
79
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
ления соединений 12 3/4дюймовых труб Sea VAM TTR
NA из стали марки VM95HC приведены ниже.
Минимальный вращающий момент, футфунт
Оптимальный вращающий момент, футфунт
Максимальный вращающий момент, футфунт
Минимальный вращающий момент
стопорения (15 % опт.), футфунт
Максимальный вращающий момент
стопорения (60 % опт.), футфунт
50 500
56 100
61 700
8 400
Перевел С. Соро ин
33 650
СПЕЦИАЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Чтобы обеспечить успешную установку секций
колонн, были разработаны подробные методики спус
ка и операций с трубами. При этом соблюдались оп
ределенные требования и использовалось специаль
ное оборудование.
Установка переходных секций и муфт. Крепление
муфт на секции перехода от сварной части колонны к сек
циям с резьбовыми соединениями потребовало примене
ния патентованного захватного устройства с гидравличес
ким приводом, оснащенного комплектом плашек, не ос
тавляющих следов на трубах с защитным покрытием. В
трубном ключе для крепления переходников использова
лась гидравлическая трехзахватная система с вкладыша
ми, полностью покрытыми слоем алюминия. Система име
ла круговой захват сектором 320°, обеспечивающий нена
рушение целостности муфт и стенок труб. В ней также был
установлен предохранительный клапан, гарантирующий
непревышение заданных радиальных усилий.
Специальное оборудование для спуска. Применение
компенсатора веса ослабило нагрузку на боковые повер
хности соединений при свинчивании и развинчивании.
Компенсатор веса позволил ключу следовать за относи
тельными перемещения труб во время крепления, в то
время как дистанционно управляемый ключ с программи
руемым логическим контроллером обеспечил комфорт
ную рабочую среду. Дистанционно управляемый манипу
лятор труб, установленный в вышке, обеспечил точное
вертикальное центрирование с хорошей повторяемостью
и облегчил работу по определению центра скважины.
Использование спайдера и подъемника с дистан
ционным управлением. Использование спайдера и
подъемника свело к минимуму вмешательство персо
нала. Спайдер усовершенствовали, установив в нем
разъемную опорную плиту с гидравлическим приво
дом, что позволило пропускать размерные секции ко
лонны больших размеров, не отодвигая при этом спай
дер. Спайдерная палуба буровой вышки была переде
лана для размещение спайдера и удержания веса ко
лонны, что позволило уменьшить высоту соединения
и создать более безопасные условия на полу буровой.
ВЫВОДЫ
Имеющийся опыт реализации предыдущих проек
тов серьезно повлиял на эффективность работ и обус
ловил экономию времени. Опыт, полученный в ходе
реализации данного проекта, систематизировался и
незамедлительно внедрялся с целью достижения наи
лучших результатов.
Применение водоотделяющих колонн с резьбовыми
соединениями позволило уменьшить вес и снизить общую
80
стоимость устьевого оборудования в «сухом» исполнении,
продемонстрировав при этом пригодность новой конст
рукции для наружных колонн. Внешние металлические
уплотнения стали надежным барьером против проникно
вения морской воды. Применение специального оборудо
вания для крепления соединений и спуска колонн в соче
тании с четким порядком проведения работ повысило бе
зопасность и эффективность спуска колонн.
D. Krom (Д. Р. Кроум), консультант по заканчиванию скважин ком
пании Anadarco Petroleum Corp. в Хьюстоне. Имеет 25летний опыт
работы в области морских разработок. Занимался технологией раз
работки месторождений в неглубоких водах, и проектированием и
подводным заканчиванием скважин с бурового судна в водах глуби
ной 8 000 фут. Имеет опыт в области добычи, заканчивания и ремон
та скважин, разработки технологий бурения. (Последние 12 лет в
глубоких водах). Его нынешние обязанности связаны с заканчивани
ем скважин в глубоких водах, перспективными разработками в усло
виях высоких температур и давлений в глубоководных районах
Мексиканского залива. Имеет степень бакалавра наук в области хи
мических технологий, полученную в университете шт. Огайо.
T. Delepin (И. Делепин), руководитель проекта от компании Technip
при реализации проектов компании Anadarco на месторождениях
Ганнисон и Конститьюшн. Имеет 28летний опыт работы, занимаясь
гидродинамикой, корабельной архитектурой, исследованиями и раз
работкой, проектированиям, а также руководил департаментом и
проектом при проектировании, анализе, строительстве и установке
морских плавучих оснований (для добычи, хранения и отгрузки, по
лупогружных, одноопорных). В настоящее время мр Делепин рабо
тает над размещением судна Deep Blue компании Petrobras.
T. Beder (Т. Бедор), технический советник группы Tubular Running
Services компании Weatherford. В компании работает с 2000 г. в ка
честве руководителя младшего звена. Мр Бедор работает в области
технической поддержки спускоподъемных операций последние 13
лет. Имеет опыт подготовки специалистов, руководства работами и
продаж. К числу его успехов относится подводное заканчивание
скважин в Мексиканском заливе и первые в истории отрасли спус
ки эксплуатационных водоотделяющих колонн.
B. Bredley (Б. Брэдли), менеджер по маркетингу и техническим
продажам компании V&M Tubes в Хьюстоне. Получил степень
бакалавра в области машиностроения в Хьюстонском универси
тете. С 1976 г. работает в области производства, исследованиях и
разработках трубных изделий для нефтяной промышленности, а
также высококачественных резьбовых соединений. Мр Брэдли
также участвовал в работе нескольких рабочих групп API и явля
ется автором и соавтором работ по высококачественным резьбо
вым соединениям и водоотделяющим колоннам.
G. Russy (Г. Русси), руководитель исследований и разработок компа
нии VAM Drilling. Имеет степень магистра в области машинострое
ния, полученную в Нантском университете. С 1999 г. принимает
участие в разработке высококачественных резьбовых соединений для
бурильных, обсадных труб, и водоотделяющих колонн для ремонта,
бурения и добычи. Гн Русси принимал участие в морских проектах в
Индонезии, Бразилии, Австралии и Мексиканском заливе.
D. Masaglia (Д. Масаглиа), руководитель исследований и разра
боток высококачественных резьбовых соединений компании
V&M Tubes в Хьюстоне. Имеет степень магистра в области ма
шиностроения, полученную в ENSAM. С 2003 г. работает в облас
ти разработки и аттестации высококачественных соединений для
динамических водоотделяющих колонн. В настоящее время ра
ботает в компании VAM USA (Хьюстоне) и отвечает за проекты с
использованием водоотделяющих колонн.
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ОТРАСЛЕВАЯ СТАТИСТИКА
Несмотря на увеличение добычи в США, Канаде,
Казахстане, Бразилии, Анголе и Ираке поставки сы
рой нефти на мировой рынок в феврале 2007 г. сни
зились на 65 тыс. брл/сут. Страны ОПЕК сократили
поставки сырой нефти 125 тыс. брл/сут. Ситуация
осложнилась чрезвычайно холодной погодой, уста
новившейся в феврале в США, и увеличением спро
са на сырую нефть. IEA прогнозировал увеличение
в 2006 г. мирового спроса на 1 %, а в 2007 г. на 1,8 %
или до 86 млн брл/сут. Кроме того, в 2006 г. сократи
лись поставки нефти из Ирака на сумму 6,3 млрд
долл.
Число буровых установок увеличилось. К февралю в
Канаде число буровых установок для осуществления
капитального ремонта скважин увеличилось на 27 еди
ниц. В 2006 г. этот показатель составил 5 установок. Все
го в мире число буровых установок увеличилось на 74
единицы или 4,6 %. В США число буровых установок для
осуществления капитального ремонта скважин увели
чилось только на 1 единицу, в то время как число буро
вых установок увеличилось на 22 единицы. Число бри
гад, осуществляющих сейсмические исследования, так
же увеличилось. Число бригад буровиков в США увели
чилось на 3 единицы, в мире – на 20 бригад или 7,7 %.
Добыча нефти в США, тыс. брл/с т****
Мировая добыча нефти и азо онденсата, млн брл/с т
Февраль
2007 .*
2006 .**
21,0
21,0
749,0
821,0
18,0
16,0
688,0
685,0
49,0
60,0
7,0
6,0
28,0
28,0
96,0
96,0
7,0
5,0
1432,0
1174,4
14,0
15,0
52,0
44,0
92,0
96,0
6,0
6,0
161,0
159,0
109,0
103,0
15,0
16,0
174,0
172,0
13414,0
1287,6
46,0
46,0
140,0
140,0
26,0
24,0
5244,0
5021,0
4495,0
4200,0
Штат,район
Алабама
Аляс а
Ар анзас
Калифорния
Колорадо
Флорида
Иллинойс
Канзас
Кент и
Л изиана
Мичи ан
Миссисипи
Монтана
Небрас а
НьюМе си о
СевернаяДа ота
О айо
О лахома
Техас
Юта
Вайомин 
Др ие***
Все овСША
«Нижние»48штатов
Разница,%
0
–8,8
12,5
0,4
–18,3
16,7
0
0
40,0
21,9
–6,7
18,2
–4,2
0
1,3
5,8
–6,3
1,2
2,1
0
0
8,3
4,4
7,0
Январь2007 .
20,0
775,0
18,0
684,0
47,0
7,0
28,0
95,0
7,0
1421,0
14,0
50,0
91,0
6,0
160,0
110,0
16,0
171,0
1335,0
46,0
138,0
25,0
5264,0
4489,0
* Оцен а API.
** Оцен а DOE.
*** В лючая Аризон , Индиан , Мисс ри, Невад , Нью Йор , Пенсильванию, Южн ю Да от ,
Теннеси, Вир иния, Западная Вир иния.
**** В лючая азо онденсат.
Число б ровых станово ос ществления апитально о ремонта
с важин*
Февраль Январь Де абрь Февраль Разницапо Разницапо
2007 . 2007 . 2007 . 2006 . месяцам,% одам,%
278
270
259
332
3,0
–16,3
198
181
199
215
9,4
–7,9
265
274
251
220
–3,3
20,5
73
74
79
82
–1,4
–11,0
198
213
220
237
–7,0
–16,5
332
331
332
310
0,3
7,1
136
136
144
139
0
–2,2
1480 1479
1484
1535
0,1
–3,6
826
799
423
821
3,4
0,6
Ре ион
Техас,GOM
Ю о-восто 
Центр. онтинент
Северо-восто 
С алистые оры
ЗападныйТехас
Запад
Все овСША
Канада
* В лючая работы по извлечению с важин. за ис лючением работ на с важинах л биной
менее 1500 ф т.
Источни : Baker Hughes Inc.
12 мес.
Те щий мес.
Динами а цен на природный аз по месяцам, долл/тыс. ф т3
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
Ре ионы
Февраль
2007 .
Январь
2007 .
Средний
по азатель
за2006 .
Средний
по азатель
за2005 .
СтраныОПЕК*
Са довс аяАравия
8,32
8,42
8,96
Иран
3,87
3,90
3,89
Ира 
1,88
1,70
1,90
ОАЭ
2,56
2,60
2,62
К вейт
2,14
2,18
2,21
Нейтральнаязона
0,56
0,56
0,58
Катар
0,80
0,81
0,82
Ан ола
1,56
1,51
1,41
Ни ерия
2,25
2,28
2,24
Ливия
1,69
1,70
1,71
Алжир
1,32
1,34
1,35
Венес эла
2,43
2,49
2,56
Индонезия
0,84
0,86
0,89
Газо онденсат
4,77
4,78
4,69
Все о
34,99
35,13
35,83
Страны,входящиевор анизациюэ ономичес о осотр дничестваиразвития**
США
7,51
7,56
7,37
Ме си а
3,52
3,55
3,68
Канада
3,28
3,23
3,18
Вели обритания
1,74
1,65
1,66
Норве ия
2,74
2,78
2,78
Европа-др ие
0,78
0,78
0,76
Австралия
0,61
0,60
0,53
Тихоо еанс ийре ион
0,04
0,04
0,04
Все о
20,22
20,19
20,00
Страны,невходящиевор анизациюэ ономичес о осотр дничестваиразвития*
Страныбывше оСССР
12,51
12,45
12,09
Китай
3,73
3,81
3,67
Малайзия
0,78
0,78
0,75
Индия
0,82
0,81
0,79
Азия–др ие
1,17
1,16
1,16
Европа
0,14
0,14
0,15
Бразилия
2,22
2,14
2,10
Ар ентина
0,76
0,77
0,77
Кол мбия
0,52
0,53
0,53
Э вадор
0,52
0,52
0,54
Латинс аяАмери а–др ие
0,46
0,46
0,46
Оман
0,72
0,72
0,74
Сирия
0,39
0,40
0,42
Йемен
0,40
0,39
0,39
Е ипет
0,66
0,66
0,67
Габон
0,23
0,23
0,23
Афри а–др ие
1,83
1,82
1,67
Все о
27,86
27,79
27,13
Увеличение***
1,92
1,92
1,90
Ито о
84,99
85,03
84,86
9,06
3,88
1,81
2,46
2,13
0,58
0,77
1,25
2,40
1,64
1,34
2,71
0,94
4,46
35,43
7,32
3,76
3,06
1,84
2,97
0,80
0,54
0,04
20,33
11,64
3,62
0,74
0,78
1,13
0,16
1,99
0,78
0,53
0,53
0,46
0,79
0,46
0,42
0,70
0,23
1,54
26,50
1,86
84,12
Источни : International Energy Service
Зап. Техас
Смесь Брент
Ле . арабс ая
Динами а цен на сыр ю нефть, долл/брл
81
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Число б ровых станово для ос ществления апитально о ремонта с важин
Число б ровых станово в мире
Число б ровых станово в мире
Ре ион
Канада
Европа
Германия
Италия
Нидерланды
Норве ия
Польша
Вели обритания
Др ие
БлижнийВосто *
Аб -Даби
Иран
Оман
Са довс аяАравия
Сирия
Т рция
Др ие
Афри а
Алжир
Е ипет
Ливия
Ни ерия
С дан
Др ие
Латинс аяАмери а
Ар ентина
Бразилия
Кол мбия
Ме си а
Венес эла
Др ие
ДальнийВосто 
Австралия
Китай,морс ойре ион
Индия
Индонезия
Малайзия
Мьянма
Па истан
Таиланд
Вьетнам
Др ие
Все о
Февраль2007 .
наземные
морс ие
633
23
4
4
2
0
2
1
10
228
8
47
44
68
26
4
31
106
24
29
12
2
25
14
276
87
18
28
58
58
27
134
10
0
53
31
0
8
17
4
0
11
1400
2
47
0
0
4
17
0
24
2
27
4
8
0
6
0
0
9
22
0
10
1
4
0
7
84
0
23
0
37
18
6
114
8
18
32
17
16
3
0
7
7
6
296
Число б ровых станово в США
Январь2007 .
наземные
морс ие
565
22
5
3
1
0
2
1
10
230
9
46
40
72
24
4
35
114
24
36
12
3
27
13
265
85
16
24
57
55
28
138
10
0
54
33
0
8
20
3
0
10
1334
4
48
0
0
4
16
0
23
5
27
5
8
0
6
0
0
8
26
0
9
1
6
0
10
70
0
20
0
27
18
5
113
11
18
32
16
14
3
0
9
4
6
288
Февраль2006 .
наземные
морс ие
712
25
3
2
2
0
2
2
14
184
9
37
32
46
22
4
34
88
21
27
9
1
25
5
248
76
13
20
54
64
21
135
9
0
56
34
0
8
13
1
0
14
1392
3
56
1
1
3
19
0
28
4
35
5
11
0
6
0
0
13
18
0
5
0
8
0
5
61
0
19
1
25
15
1
108
7
16
25
20
16
2
0
9
9
4
281
* Нет данных по Ира
Источни : Baker Hughes Inc., M-I-SWACO
Число морс их б ровых станово в мире в целом
GOM
Европа,Средиземноеморе
Вмиревцелом
Мобильные Платформы Мобильные Платформы* Мобильные Платформы*
Февраль2007 .
Численностьвпар е
138
56
102
В2006 .
156
55
101
Работаютпо онтра т 
115
24
101
В2006 .
129
28
98
Использ ются,%
83,3
42,9
99,0
В2006 .,%
82,7
50,9
97,0
* Последние данные
Источни : ODS-Petrodata Weekly Mobile Offshore Rig Count
108
109
107
107
99,1
98,2
657
645
594
580
90,4
89,9
283
288
233
232
82,3
80,6
Ре ион
Источни : IHS Energy
82
Март2007 .
7
23
12
10
7
8
67
Штат,ре ион
Февраль2007 .
8
18
11
10
8
9
64
Март2006 .
7
12
16
5
11
7
58
Февраль2007 . Февраль2006 . Январь2007 . Разница,%
Алабама–все о
Наземные
Вн тренниеводы
Морс ие
Аляс а–все о
Наземные
Морс ие
Ар анзас
Калифорния–все о
Наземные
Морс ие
Колорадо
Флорида
Канзас
Кент и
Л изиана–все о
Север–наземные
Ю –вн тренниеводы
Ю –наземные
Морс ие
Мичи ан
Мисс ри
Монтана
Небрас а
Невада
НьюМе си о
НьюЙор 
СевернаяДа ота
О айо
О лахома
Пенсильвания
ЮжнаяДа ота
Теннеси
Техас–все о
Морс ие
Вн тренниеводы
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Вир иния
Вайомин 
Др ие
Все оморс ие
Все оназемные
3
3
0
0
11
11
0
39
33
29
4
94
0
13
10
196
56
23
46
71
1
18
20
0
1
84
9
33
13
179
14
0
5
814
11
2
24
31
54
92
155
129
37
48
107
27
37
60
45
29
73
5
86
1742
6
6
0
0
10
10
0
19
32
29
3
84
1
7
6
176
58
19
36
63
2
6
24
0
2
97
4
27
9
169
16
1
0
688
12
1
19
28
59
78
123
99
29
38
74
34
29
65
30
25
96
1
78
1538
6
4
0
2
9
9
0
37
34
32
2
96
0
14
9
186
53
19
46
68
1
18
19
0
0
88
9
34
12
175
15
0
4
792
12
2
18
25
58
96
145
127
34
46
103
27
39
60
45
29
83
5
84
17620
–50,0
–50,0
–
…
10,0
10,0
…
105,3
3,1
0
33,3
11,9
–100,0
85,7
66,7
11,4
–3,4
21,1
27,8
12,7
–50,0
200,0
–16,7
…
–50,0
–13,4
125,0
22б2
44,4
5,9
–12,5
–100,0
…
18,3
–8,3
100,0
26,3
10,7
–8,5
17,9
26,0
30,3
27,6
26,3
44,6
–20,6
27,6
–7,7
50,0
16,0
–24,0
400,0
10,3
13,3
Источни : Baker Hughes Inc.
Данные по еофизичес ой а тивности в мире
Ре ион
Данные по еофизичес ой а тивности в США
С алистые оры
Центр онтинента
Ю о-запад
Ме си анс ийзалив
Морс ие
Др ие
Все о
Число б ровых станово в США
Афри а
Канада
СНГ
Европа
ДальнийВосто *
БлижнийВосто 
Латинс аяАмери а
США
Все о
Март2007 .
Февраль2007 .
52
25
40
14
38
17
28
67
281
Март2006 .
48
22
40
11
35
17
24
64
261
36
33
26
9
44
14
23
58
243
* В лючая Китай
Источни : IHS Energy
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON
PROCESSING
HYDROCARBON PROCESSING, Vol. 86,
№ 4-2007
J. Jordan, Jim Jordan & Associates, LLP
METHANOL: A GLOBAL REVIEW
T. Sato, Nippon Petroleum Refining Co.;
T. F. Kinn, A. D. Kerze, ExxonMobil Chemical Technology Licensing LLC
UPGRADE TREATMENT OPERATIONS FOR
AROMATICS UNITS
V. L. Bhirud, Ethylene Consultans
IMPROVE NAPHTHA QUALITY FOR OLEFINS
CRACKING
J. J. Lee, B. H. Ye, H. Y. Jeong, Korea
Petrochemical Industries Co.;
F. J. Alanis, I. Sinclair, N. S. Park, Aspen
Tech UK Ltd.
REDUC REVAMP COSTS BY OPTIMIZING
DESIGN AND OPERATIONS
S. B. Shin, S. P. Han, W. J. Lee, Y. H. Im,
J. H. Chae, D. I. Lee, W. H. Lee; LG Chem,
Ltd.;
Z. Urban, Process Systems Enterprise Ltd.
OPTIMIZE TEREPHTHALDEHYDE REACTOR
OPERATIONS
Publisher Mark Peters mark.peters@gulfpub.com
EDITORIAL
Editor Les A. Kane
Senior Process Editor Stephany Romanow
Managing Editor Wendy Weirauch
Process Editor Kim M. Jackson
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)
Contributing Editor Saeid Mokhatab
Contributing Editor David Wood
Contributing Editor Sanjeev Saraf
MAGAZINE PRODUCTION
Director—Editorial Production Sheryl Stone
Manager— Editorial Production Beth Cunningham
Artist/Illustrator David Weeks
Manager—Advertising Production Cheryl Willis
ADVERTISING SALES
See Sales Offices page 124.
CIRCULATION +1 (713) 520-4440
Director—Circulation Linda K. Johnson
E-mail: circulation@gulfpub.com
SUBSCRIPTIONS
Subscription price (includes both print and online
versions): United
States and Canada, one year $130, two years $210,
three years $290.
Outside USA and Canada, one year $165, two years $275,
three years
$386. Airmail rate outside North America $175 additional
a year. Single
copies $20, prepaid.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
HYDROCARBON PROCESSING
КОРОТКО О РАЗНОМ
W. Weirauch, лавный реа тор НР
РОЛЬ ЭТАНОЛА
В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОМ БАЛАНСЕ США
Биотоплива, особенно этанол, вызывают большой
интерес на рынке топлив для автотранспортных
средств. На недавно состоявшемся семинаре по сжи
женным нефтяным газам Б. Сандерсон, президент
Purvin & Gertz, подробно анализировал роль этого
спорного продукта в энергетическом балансе США.
В США производители этанола неуклонно увели
чивают поставки внутри страны, успешно выполняя
задания, вытекающие из Закона по энергетике
2005 г., предусматривающего применение 7,5 млрд
галл этанола и/или биодизеля в топливном балансе
страны к 2012 г. Однако в послании президента Буша
в январе 2007 г. поставлена задача увеличения объе
ма возобновляемых и альтернативных топлив до
35 млрд галл к 2017 г. под лозунгом «20 за десять».
По мнению гна Сандерсона, предложение «20 за
10» несколько противоречит реальностям. Это пред
ложение ставит амбициозную цель сократить по
требление бензина в стране на 20 % к 2017 г., т.е. на
360 тыс. брл/сут по сравнению с нынешним уровнем
потребления бензина.
Потребуется почти пятикратное увеличение сбо
ра кукурузы для производства требуемого объема во
зобновляемых и альтернативных топлив по сравне
нию с урожаями кукурузы в настоящее время. Кро
ме того, для достижения целей 2017 г. потребуются
крупные технологические прорывы и новые техноло
гии для получения этанола из целлюлозы.
Для транспортировки сырья на перерабатываю
щие предприятия и доставки целевых продуктов на
потребительские рынки потребуются крупные инве
стиции в инфраструктуру распределения этанола и
целлюлозы.
И, пожалуй, важнее всего в этом предложении указание направления развития рынков будущих ав
томобильных топлив в США. Однако другая реаль
ность заключается в том, что специфика достижения
этих целей будет изменяться со временем. «Полити
ческие проблемы являются важными факторами фор
мирования энергетической промышленности и при
чиной неточностей при прогнозировании. Политика
в последние годы оказывает большее влияние на энер
гетику, чем модернизация технологий», констатиру
ет гн Сандерсон.
НЕСТАБИЛЬНОСТЬ ГАЗОВЫХ РЫНКОВ
«2006 г. был благоприятным для сектора СПГ», заявил Э. Свигер, президент Gas and Power Marketing
дочерней компании ExxonMobil, однако в ближай
шем и долгосрочном будущем придется преодолеть
множество скрытых препятствий. Выступая на еже
годной конференции Ассоциации газопереработчи
ков США, мр Свигер заострил внимание на важней
ших вопросах газоснабжения, он призвал к глубоко
84
му изучению рынка с тем, чтобы не впадать в панику
изза его неустойчивости. Газоперерабатывающие и
газодобывающие компании должны радоваться тому
факту, что газ и уголь бурно развивающиеся секто
ра энергетики. Мр Свигер полагает, что рынок СПГ
переживает серьезные перемены и прогнозирует ут
роение объемов торговли СПГ к 2030 г. В настоящее
время СПГ регионально разрознены, но тенденция
развития свидетельствует о движении в сторону фор
мулирования глобальных газовых рынков с растущей
взаимозависимостью.
ПОДДЕРЖАНИЕ СВЯЗИ ОТРАСЛИ
С ОБЩЕСТВЕННОСТЬЮ
«Потребители недопонимают перспективы роста
энергоснабжения», утверждает Дж. Хофмейстер,
президент Shell Oil Co., в своем выступлении на сим
позиуме CERAWeex. Он выразил уверенность в том,
что нефтяная и газовая промышленность должны под
держивать тесный контакт с общественностью и «де
ятелями общественного мнения» средствами массо
вой информации – для поддержания развития тех
нологии, доступа к ресурсам и понимания значения
промышленности в предстоящие 50 лет ее роста. В
результате проведения еженедельных семинаров в
разных штатах и городах США Shell выявила тенден
цию непонимания ценообразования на нефтепродук
ты и прибыльности со стороны большинства потре
бителей энергии. «Корпорации должны отойти от
оборонительной позиции и проводить активную на
ступательную разъяснительную работу среди широ
ких слоев населения. Осознавая, что активная воспи
тательная публичная деятельность не приносит круп
ных дивидендов сразу, компании должны понимать,
что политика информирования общественности, не
сомненно, принесет им положительные результаты в
будущем», заключает гн Хофмейстер.
ПОСЕЩЕНИЕ
ПРЕЗИДЕНТАМИ США И БРАЗИЛИИ
ЗАВОДА ПО ПРОИЗВОДСТВУ ЭТАНОЛА
И БИОДИЗЕЛЯ
В марте этого года президенты США Дж. Буш и
Бразилии Л. да Сильва посетили завод государствен
ной нефтяной компании Petrobras по производству
этанола и биодизеля. Компания недавно заявила о
намерении экспортировать этанол в США, начиная с
2007 г. США установили таможенный тариф на им
порт бразильского этанола, получаемого из сахара в
размере 54 цент/галл, как меру для поддержки аме
риканских производителей кукурузы. Petrobras преж
де не участвовала в торговле этанолом, несмотря
на то, что США давно являются главным экспорт
ным рынком для бразильского этанола. Компания так
же сообщила, что она намерена экспортировать
850 млн л (224 млн галл) этанола в 2007 г. на рынки
Нигерии и Венесуэлы и отправить пробные объемы в
Японию (около 20 млн л).
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
ВКЛАД BP
В ЦЕНТР ПО БЕЗОПАСНОСТИ
ПРИ ТЕХАССКОМ УНИВЕРСИТЕТЕ
Общая сумма 12,5 млн долл. выделены BP для Mary
Kay O’Connor Центра по безопасности при Texas A&M
University. Это часть уникального судебного разбира
тельства, в результате которого Е. Роув, потерявшая
своих родителей во время взрыва на НПЗ BP в Тек
сасСити в марте 2005 г., выиграла процесс и получи
ла крупную денежную компенсацию. Этот дар будет
не только способствовать укреплению финансовой
базы этого Центра, но также используется для рас
ширения программы сертифицирования инженеров
специалистов по технике безопасности и организации
курсов по инженерной этике. «Несмотря на то, что
Texas A&M University скорбит по поводу потерянных
в результате несчастного случая жизней на НПЗ, мы
полагаем, что этот дар поможет трансформировать
трагедию в положительное наследство, поможет вос
питать новое поколение и поднять уровень безопас
ности в промышленности», заявил др Э. Дэвис, вре
менно исполняющий обязанности президента
НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
W. Weirauch, лавный реда тор НР
БЛИЖНИЙ ВОСТОК:
РОСТ ЭКСПОРТА ДИСТИЛЛЯТНЫХ ТОПЛИВ
Ближний Восток остается глобальным центром ак
тивной нефтяной промышленности от добычи нефти
до ее переработки. Высокие цены на нефть в последние
годы дали сильный толчок поисковоразведочным ра
ботам и освоению новых месторождений. В период с
2005 по 2010 гг. прогнозируется приращение добычи
нефти и конденсата в этом регионе на 3 млн брл/сут.
В соответствии с данными, опубликованными в ана
литическом обзоре FACTS Global Energy (www.fgen
ergy.com), внутреннее потребление дистиллятов в
2006 г. составило 5,2 млн брл/сут, а к 2010 г. прогнозиру
ется прирост до 6,7, а в 2013 г. 7,1 млн брл/сут . Особен
но бурными темпами растет потребление СНГ и нафты.
Потребление бензина также продолжает опережать
его производство, причем Ближний Восток становит
ся значительным неттоимпортером бензина, главным
образом, за счет удовлетворения потребностей в бен
зине. Без учета импорта бензина в Иран, Ближний Во
сток фактически был бы неттоэкспортером бензина.
Все страны этого региона расширяют свои мощ
ности по переработке углеводородного сырья, вкла
дывая средства, заработанные благодаря высоким
ценам и растущему спросу на нефтепродукты как на
внутренних, так и на международных рынках.
Инвестиции направляются как на увеличение
объема производства, так и на повышение качества
нефтепродуктов и конкурентоспособности. «В пери
од с 2006 по 2010 гг. будут введены в эксплуатацию
дополнительные мощности по гидроочистке на 0,9 млн
брл/сут», сообщает FACTS.
Если рассматривать отдельные страны региона,
складывается следующая картина.
• В Бахрейне реконструкция НПЗ в г. Ситра позво
лит вырабатывать ультрамалосернистое дизельное топ
ливо на экспорт (в настоящее время на этом заводе по
лучают дизельное топливо с содержанием серы 0,25 и
0,5 %). В более отдаленной перспективе планируется рас
ширение мощностей первичной переработки нефти.
• Иран в настоящее время осуществляет государ
ственную программу расширения и реконструкции
существующих НПЗ наряду с увеличением объема
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
переработки конденсата с целью хотя бы частичного
снижения зависимости от импорта бензина. Мощно
сти по первичной переработке нефти и конденсата к
2012 г. увеличатся на 0,9 млн брл/сут.
• Ирак планирует реконструкцию практически
всех своих НПЗ и строительство новых объектов с
тенденцией к увеличению объема переработки не
фти, при этом коэффициент использования мощнос
тей остается крайне низким. Для удовлетворения
внутренних потребностей страна нуждается в импор
те 2030 % нефтепродуктов.
• Кувейт принял решение построить четвертый
НПЗ, закрыв устаревший НПЗ в г. Шуайба, который
будет снабжать энергетический сектор малосернис
тым котельным топливом. Планируется второй этап
реконструкции с целью внедрения процессов дест
руктивной переработки на базе мазута после 2012 г.
Недавнее открытие новых месторождений при
родного газа может привести к отказу от использова
ния котельного топлива, что, вероятно, ускорит вне
дрение каталитического крекинга на новом НПЗ.
• Катар расширяет мощности по переработке кон
денсата и также рассматривает вопрос о строитель
стве НПЗ для переработки тяжелой нефти. Осуществ
ление проектов GTL (газвжидкость) превратит стра
ну в ведущего экспортера высококачественного ди
зельного топлива.
• Саудовская Аравия планирует наряду с расши
рением и реконструкцией существующих мощностей
строительство двух крупных НПЗ, ориентированных
на экспорт продуктов в Янбу и Джубейле. Новые НПЗ
будут иметь усложненные схемы, включая современ
ные установки каталитического крекинга.
На рис. 1 показаны проекты, связанные с катали
тическим крекингом и замедленным коксованием,
предполагаемые к реализации на Ближнем Востоке в
период с 2006 по 2012 гг. Крупное расширение ожи
дается в Иране и Саудовской Аравии, с отдельными
объектами в Омане, Бахрейне, ОАЭ и Ираке. Посколь
ку новый НПЗ в Кувейте строится главным образом с
целью снабжения малосернистым котельным топли
вом, внедрение крекингустановок прогнозируется
только после 2012 г. По мере расширения добычи при
родного газа потребление котельного топлива в энер
гетическом спектре будет снижаться.
85
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Млн брл/с т
Мощность, тыс. брл/с т
СНГ
Нафта
Бензин
Ср. дистилляты
Кот. топливо
Бахрейм
Ира
Иран
Оман
К вейт
Са довс ая
Аравия
Катар
Йемен
ОАЭ
Источни : FACTS Global Energy
Источни : FACTS Global Energy
Рис. 1. Расширение мощностей аталитичес о о ре ин а и
замедленно о о сования на Ближнем Восто е в период с
2006 по 2012 .
Рис. 2. Тенденции в нетто-э спорте нефтепрод тов с Ближне о Восто а
ЭКСПОРТ ПРОДУКТОВ
Расширение мощностей НПЗ и увеличение коэф
фициента их использования создают тенденцию к не
уклонному росту экспорта нефтепродуктов с Ближ
него Востока в период с 2006 по 2012 гг. (рис. 2). По
требление СНГ и нафты будет очень быстро нарас
тать, обеспечивая непрерывный экспорт 0,9 млн
брл/сут в упомянутый период. Экспорт нафты возра
стет с 0,77 млн брл/сут в 2006 г. до более 1 млн
брл/сут в 2012 г.
Неттоимпорт бензина будет увеличиваться до
2010 г., когда будут введены в эксплуатацию новые
установки. Экспорт котельных топлив снизится до
2008 г., но затем будет нарастать, если не подтвердят
ся проекты сооружения дополнительных установок
крекинга.
Самый крупный прирост экспорта составит 0,8 млн
брл/сут, а к 2010 г. он возрастет до 1,4 млн брл/сут и
превысит 1 млн брл/сут к 2012 г.
«Качество экспортируемых дизельных топлив станет
превосходным и будет отвечать требованиям европейс
ких, американских и азиатских спецификаций. Выработ
ка продуктов GTL будет нарастать громадными темпами»,
заключают авторы аналитического обзора.
сительно к фактическому риску», говорит Ч. Древ
на, исполнительный вицепрезидент NPRA. Выбросы,
включенные в TRI, разрешены до определенного уров
ня, который не представляет неприемлемого риска
для здоровья людей и окружающей среды.
Данные по содержанию токсичных веществ в воз
духе, основанные на результатах собранных с 300
станций мониторинга, имеются в отчетах по тенден
циям в состоянии воздушного бассейна, регулярно
публикуемым EPA (Агентство по охране окружающей
среды США). Эти отчеты показывают, что количество
токсичных выбросов в масштабах страны снизилось
на 24 % по сравнению с базовыми 19901993 гг. «Выб
росы тридцати трех из этих токсичных веществ, пред
ставляющих самую большую угрозу здоровью чело
века в городских условиях, снизились за этот же пе
риод на 31 %», напоминает гн Древна.
EIP ссылается на выбросы бензола. Однако тенден
ции по результатам мониторинга в 95 городах страны
показывают снижение уровня бензола в среднем на
47 % за последние годы.
«Снижение выбросов токсичных веществ частич
но достигнуто мерами, применяемыми нефтеперера
батывающей промышленностью. Вопервых, внедре
ние передовой технологии и более совершенных си
стем управления НПЗ и нефтехимическими предпри
ятиями способствует снижению выбросов. Вовто
рых, внедрение новых нефтепродуктов, в частности,
экологически чистых бензинов, снизило профиль ток
сичности легковых и грузовых автомобилей», зак
лючает гн Древна.
ДИСКУССИИ ПО АНАЛИЗАМ
ВРЕДНЫХ ВЫБРОСОВ
«Экономический интегрированный проект
(environmental integrity project – EIP) недавно опуб
ликовал доклад, критикующий нефтеперерабатыва
ющую промышленность на основании ложной оцен
ки», утверждает Национальная ассоциация нефте
химиков и нефтепереработчиков США NPRA. Этот
доклад соответствует информации о выбросах ток
сичных веществ (toxic release inventory – TRI) суще
ствующими нефтеперерабатывающими предприяти
ями.
«К сожалению, доклад не учитывает значительные
недостатки в базе данных TRI, заключающиеся в том,
что данные токсичных выбросов проводятся безотно
86
ЦЕНЫ НА ТОВАРНЫЕ ПРОДУКТЫ
ПОДТАЛКИВАЮТ К РАЗРАБОТКАМ
НЕОБЫЧНЫХ ИСТОЧНИКОВ СЫРЬЯ
Напряженность в мировых поставках нефти и ог
раничения в региональных поставках газа в сочета
нии с риском потребления вызвало повышенный ин
терес к эксплуатации необычных углеводородов. Ана
литики из Wood Mackenzie относят тяжелую нефть,
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
сжатый газ, метан в угольных пластах и сланцевое
масло к необычным источникам нефти и газа.
«Размеры запасов необычных углеводородов по
тенциально огромны, они приближаются к 3,6 трл брл
в нефтяном эквиваленте мировых запасов, что в два
раза больше, чем оценочные нераскрытые запасы
обычной нефти в мире», говорит Ф. Барнелл, глав
ный консультант Wood Mackenzie.
К 2015 г. более 20 % глобального потребления не
фти будет покрываться за счет необычных энергоно
сителей. К 2010 г. необычный газ, вероятно, будет со
ставлять более 40 % в общем объеме газоснабжения
США. Подстегиваемая необходимостью обеспечения
будущих поставок газа, Северная Америка оказалась
на переднем крае эксплуатации необычных энерго
носителей, а с учетом высоких цен на товарные про
дукты и все большие объемы этих запасов они могут
быть вовлечены в экономически выгодный бизнес.
Значительные запасы необычного газа остаются в
недрах Северной Америки как из существующих бас
сейнов, так и новых месторождений. По прогнозу
Wood Mackenzie, к 2010 г. они составят 42 % в газо
снабжении США (против 27 % в 2005 г.). Эти новые
разработки основаны на непрерывном совершенство
вании технологий, направленных на увеличение до
бычи и снижение затрат на единицу продукции.
Нефтеносные пески. В последние годы возрос ин
терес к канадским битуминозным пескам. Их добыча
увеличится в четыре раза и к 2020 г. достигнет 4 млн
брл/сут. Примечательно, что в текущие проекты
включено менее 20 % оценочных запасов этих энер
гоносителей в Канаде. Остается значительный потен
циал доказанных запасов.
В США возобновился интерес к залежам сланцев в
шт. Юта, Вайоминг и Колорадо. Однако остаются значи
тельные технологические барьеры на пути освоения этих
ресурсов. Их потенциал колоссален возможные запасы
в нефтяном эквиваленте оцениваются в 1,5 трл брл.
Авторы исследования полагают, что в краткосрочной
и среднесрочной перспективах движущей силой этих
разработок будут цены на товарные продукты. При про
гнозируемых на среднесрочную перспективу ценах на
нефть (40 долл/брл) и ценах на газ (5,2 долл/тыс. фут3,
Henry Hub), по мнению Wood Mackenzie, создаются
благоприятные условия для эксплуатации источников
необычных запасов нефти и газа (за исключением слан
цевого масла) за пределами существующих месторож
дений в Северной Америке. Поэтому большое влияние
на разработку этих углеводородов будут оказывать ре
гиональные и специфические для конкретных стран
факторы.
«В секторе необычных запасов углеводородов в
настоящее время доминируют независимые компа
нии, оказывающиеся пионерами в их освоении в Се
верной Америке, однако в этой области наступают
перемены по мере укрепления позиций супергиган
тов», заключает гжа П. Барнелл.
ПРОГНОЗ ГЛОБАЛЬНОГО СПРОСА
НА НЕФТЬ И ПРИРОДНЫЙ ГАЗ
Холодная погода и в связи с этим повышенное по
требление топлив в США привели к снижению товар
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
ных запасов нефти и нефтепродуктов, большему, чем
ожидалось в феврале. Спотовые цены на нефть и при
родный газ, упавшие в январе, вновь стали повышать
ся. Ниже приведены основные положения краткосроч
ного прогноза активности на глобальных энергетичес
ких рынках, содержащиеся в недавно опубликованном
отчете Управления по информации в области энерге
тики (Energy Information Administration – EIA).
Добыча нефти. Добыча нефти в странах ОПЕК мо
жет увеличиться на 1,2 млн брл/сут к четвертому квар
талу 2007 г. по сравнению с соответствующим перио
дом 2006 г. Добыча нефти в странах, не входящих в
ОПЕК, в 2007 г. увеличится приблизительно на 0,7 млн
брл/сут и в 2008 г. на 0,8 млн брл/сут. Рост добычи в
этих странах отражает крупный выигрыш от новых
проектов, реализуемых в зоне Каспийского моря, Рос
сии, Африки, Бразилии и США. Однако снижение до
бычи из зрелых бассейнов в Северном море, на Ближ
нем Востоке, в Мексике и России будет ограничивать
общий потенциал роста.
Товарные запасы. Прогнозы EIA спроса и предло
жения указывают на возможность снижения коммер
ческих запасов нефти в странах ОЭСГ на 1 млн
брл/сут в первом квартале 2008 г.
Резервные мощности. Даже с учетом ввода в экс
плуатацию новых мощностей в прогнозируемый пе
риод в странах ОПЕК (особенно в зоне Персидского
залива) растущий спрос будет ограничивать их резер
вные запасы. В итоге, по оценкам EIA резервные за
пасы ОПЕК в среднем составят более 2 млн брл/сут в
2007 и 2008 гг. (по сравнению со средним резервным
запасом 1,3 млн брл/сут).
Потребление. Глобальное потребление нефти в
2007 г. увеличится более чем на 1,4 млн брл/сут по
сравнению с 1,2 млн брл/сут в 2006 г. Приблизитель
но одна треть прироста мирового потребления нефти
приходится на Китай. На 2008 г. прогнозируется сред
ний рост потребления нефти до 1,5 млн брл/сут.
Потребление бензина в США. По прогнозу EIA,
запасы автомобильного бензина будут на верхнем
пределе нормального потребления на протяжении
прогнозируемого периода. В конце февраля 2007 г.
они оценивались на 219,9 млн брл меньше, чем в кон
це февраля 2006 г., но на 3,8 млн брл больше, чем в
среднем за прошлые пять лет.
Тем не менее, продолжающийся рост потребления
неминуемо ведет к неуклонному снижению товарных
запасов бензина (измеряемых поставками, достаточ
ными на столькото суток). Это определяет степень
повышения прибыльности и розничных цен на бензин.
Потребление природного газа в США. Цены на
природный газ (Henry Hub) в 2007 г. в среднем состав
ляют 7,58 долл/тыс. фут3. В 2008 г. цена на газ прогно
зируется на уровне 7,86 долл/тыс. фут3.
В феврале 2007 г. запасы природного газа в храни
лищах составляет 1,7 трл фут3. Изза холодной пого
ды было израсходовано рекордное количество
природного газа, но товарные запасы остаются на
179 млрд фут3 выше средних за последние пять лет.
EIA прогнозирует рост потребления природного
газа в 2007 и 2008 гг. на 2,9 % и 1,8 % соответственно.
В 2006 г. потребление снизилось на 1,7 %.
87
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
РОСТ
ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭНЕРГИИ В США
Потребление энергии в США растет и будет расти
высокими темпами в предстоящее десятилетие. В со
ответствии с правительственными прогнозами гло
бальное потребление энергии к 2030 г. увеличится
более чем на 50 %, причем 70 % этого прироста будет
приходиться на развивающиеся страны мира.
Для удовлетворение спроса на нефтепродукты не
обходимо трезво оценивать несколько реальностей,
с которыми приходится сталкиваться.
Выступая на CERAWeek крупном энергетическом
форуме министр энергетики США С. Бодмэн выс
тупил с ключевым докладом, в котором был сделан
анализ проблем и предложены пути их преодоления
для движения вперед.
Цели. Мировое сообщество должно воспринять
новую модель энергетической безопасности. Гн Бод
мэн выделил пять следующих основных целей.
1. Имеющиеся источники снабжения обычными
топливами должны быть диверсифицированы, а их
производство должно быть расширено. Кроме того,
должны быть приняты меры по созданию и поддер
жанию адекватной инфраструктуры для СПГ, уско
рению разработки нетрадиционных ископаемых топ
лив и расширению доступности к технологиям эко
логически чистого угля во всех регионах мира.
2. Ключом к расширению потребления альтернатив
ных и возобновляемых топлив является их доступность
и конкурентоспособность затрат на их производство.
3. Следует стимулировать меры по повышению
эффективности использования энергии и ее сбереже
нию. Для достижения этих целей должна быть акти
визирована система рычагов таких международных
органов, как G8, APEC и IEA.
4. Необходимы меры по улучшению экологии, сни
жению загрязнения атмосферы и почвы, снижению
интенсивности выбросов в результате глобальной
производственной деятельности. «Усилия должны
фокусироваться на разработке и внедрении техничес
ки и экономически оправданных решений», настой
чиво утверждал гн Бодмэн.
5. Все страны должны защищать и модернизировать
критически важную инфраструктуру, охранять морс
кие пути и способствовать созданию новых маршрутов
для доставки энергоносителей странампотребителям.
Инвестиции. Гн Бодмэн признал, что централь
ным пунктом в достижении целей, выдвинутых ми
нистерством энергетики, является значительное и
устойчивое инвестирование в инновации в глобаль
ном масштабе.
«Следовательно, правительства должны обеспечи
вать существенное финансирование наряду с прове
дением жесткой политики по охране окружающей
среды и поощрения инвестиций во все звенья цепоч
ки энергоснабжения и стимулировать новые НИОКР
в частном секторе», продолжил он.
«Исследователи начинают приближаться к внедре
нию впечатляющих открытий биомедицинского со
общества в пользу энергетики. Эта новая область биоэнергетика таит в себе огромный потенциал», полагает гн Бодмэн.
88
РОСТ СЕКТОРА СПГ
ИЗМЕНЯЕТ ТРАДИЦИОННЫЙ
ОБЛИК РЫНКА
Сектор сжиженного/природного газа развивает
ся быстрее других секторов энергетического рынка.
В период с 2005 по 2010 гг. объем поставок СПГ уве
личится вдвое, и на его долго будет приходиться 40 %
глобального прироста газоснабжения.
В новом докладе, недавно опубликованном
PricewaterhouseCoopers, анализируют как новые бла
гоприятные возможности, так и проблемы, с которы
ми сталкиваются энергетические компании. Однако
в будущем традиционный облик рынка будет изме
няться не только под влиянием этого энергетическо
го сектора.
«Финансовые институты, проектные и судостро
ительные компании будут оказывать большое влия
ние на программы правительств по инвестированию
средств в развитие инфраструктуры СПГ, на транс
портные компании, а также на частных инвесторов»,
говорится в этом докладе.
Все больше и больше игроков появляется на этом
поле. К 2015 г. доля десяти крупнейших экспортных
компаний в экспортных мощностях СПГ снизится с
85 до 60 %. Катар, Нигерия и Австралия возглавляют
список стран с растущим экспортом СПГ. Участие
Катара станет фактором более глобального рынка с
поставками, способными обслуживать как атланти
ческие, так и тихоокеанские рынки. Кроме того, но
вые мощности СПГ планируются в Иране, Российс
кой Федерации и Йемене.
Рынок СПГ становится более диверсифицирован
ным и динамичным, с большей гибкостью и глобаль
ной торговлей СПГ. Частично региональный, частич
но глобальный рынок создает значительные благопри
ятные условия для арбитражных разбирательств и
диверсифицирования потоков СПГ.
Однако авторы доклада предостерегают от оши
бок, допущенных в прошлом в бизнесе, связанном с
СПГ, со взлетами и падениями. Например, часть ин
фраструктуры, созданной в 70е годы, оставалась не
использованной до 90х годов прошлого столетия.
СПГ на большинстве рынках остается объектом це
нообразования, а не ее субъектом, и его цена зави
сит от баланса между основной ценой на нефть и газ,
ценой на другие источники энергии, в частности, на
уголь и атомную энергию, а также стоимостью угле
рода.
Технология будет оказывать большое влияние на
облик рынка, и ряд новых разработок способен еще
более повысить роль СПГ. Регазификация на борту
судна, небольшие устройства для сжижения природ
ного газа и новая аппаратура для сжижения могут
открыть широкую и привлекательную перспективу
для новых игроков и нетрадиционных поставщиков с
целью вовлечения в традиционные модели и консор
циумы поставщиков природного газа.
Связаться с главным редактором HP – Wendy Weirauch
(В. Вейрах), можно по адресу: WW@HydrocarbonProcessing.com
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
РЫНОК СПГ
КРУПНЫЕ СДВИГИ В МИРОВЫХ РЫНКАХ
НЕФТЕХИМИЧЕСКОГО СЫРЬЯ
R. L. Gist, внештатный обозреватель HP, Purvin&Gertz,
Хьюстон
Неминуемый быстрый рост производства и по
требления сжиженного природного газа является
важным общепризнанным фактором влияния на рын
ки природного газа во многих регионах мира. Одна
ко пока мало внимания уделяется оценке влияния
производства СПГ и его роли в общем балансе потреб
ления природного газа важнейшего сырья для неф
техимической промышленности.
Purvin&Gertz через каждые два года проводит ис
следования мировых рынков пропана и бутана сжи
женных нефтяных газов. Через каждый год мы ана
лизируем рынки СПГ в Северной Америке, что по
зволяет оценивать состояние спроса/предложения
этана. На основании этих исследований мы пришли к
заключению о вероятном крупном сдвиге в мировых
рынках нефтехимического сырья.
Увеличение поставок сжиженных нефтяных га,
зов. Вопервых, мы ожидаем, что бурный рост поста
вок пропана и бутана начнется в 2007 г., достигнет
пика в 2008 г. и будет продолжаться еще несколько
лет после этого. Большое число проектов СПГ, кото
рые будут реализованы в эти годы, станет основным
фактором этого предполагаемого роста. В отличие от
существующих СПГпроектов, рассчитанных глав
ным образом на поставку «горячего» газа с высоким
содержанием СНГ в страны АзиатскоТихоокеанско
го региона, многие из новых установок СПГ будут
вынуждены экстрагировать из природного газа в
США и Европе. Растущая добыча нефти и более вы
сокий коэффициент использования мощностей НПЗ
во всем мире внесут вклад в расширение производ
ства СНГ.
Однако в тот же период рост потребления СНГ на
обычные нужды, например, приготовление пищи и
отопление, вероятно, будет небольшим, частично из
за высоких цен. Следовательно, быстрый рост пред
ложения будет опережать базовый спрос, что созда
ет глобальный избыток как пропана, так и бутана. По
прогнозам Purvin&Gertz, большая часть ожидаемого
избытка будет поглощена в качестве сырья для про
изводства этилена, главным образом, в США и Евро
пе, но в меньшей степени в АТР. Нефтехимическая
промышленность будет нуждаться в побудительных
мотивах для предпочтительного выбора СНГ перед
другими видами сырья, в частности, нафтой. И таким
стимулом должны быть низкие цены. Поэтому цены
на пропан и бутан должны снижаться до такой точки,
в которой они становятся экономически привлека
тельнее, чем нафта.
Проблемы на рынке нафты в будущем. Вовторых,
по мере развития избыточного состояния на рынке
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
СНГ, на рынке нафты в Северной Америке могут воз
никнуть проблемы предполагается быстрый рост до
бычи тяжелой нефти, что увеличит потребность в раз
бавителях типа нафты. Разбавители потребуются для
возможности манипулирования тяжелой нефтью в
конфигурациях НПЗ Канады и США. Поэтому часть
разбавителя (нафты) будет регенерирована на НПЗ и
возвращена в пров. Альберта, где добывают тяжелую
нефть из битуминозных песков. Но часть нафты бу
дет также использована для производства бензина и
других нефтепродуктов. Глобальный рынок нафты
будет также испытывать давление со стороны пред
лагаемых проектов импорта нафты в Канаду из офф
шорных источников. Поэтому неттоповышение
спроса на нафту будет держать цены на сравнитель
но высоком уровне.
Импорт СПГ негативно отразится на рынке эта,
на в Северной Америке. И, наконец, мы ожидаем, что
растущий импорт СПГ в Северную Америку негатив
но отразится на рынке этана. По нашим оценкам,
большие объемы этана можно экстрагировать в про
цессе регазификации СПГ. Часть этана будет экстра
гирована для того, чтобы газ отвечал требованиям га
зопроводной транспортировки, а часть для извлече
ния прибыли. Поскольку экстрагирование этана из
СПГ дешевле, чем из отечественного природного газа,
производство этана на газоперерабатывающих пред
приятиях будет снижаться. Поэтому цены на этан
снизятся до уровня только несколько выше стоимос
ти экстракции природного газа. Этот сравнительно
недорогой этан будет привлекательным сырьем для
этиленовых установок в Северной Америке.
Прогноз на ближайшие пять лет. В заключение,
начинается очень динамичный период для нефтехи
мической промышленности, главным образом, в ре
зультате бурного роста производства СПГ. Растущее
производство пропана и бутана, экстрагируемых из
импортируемого СПГ, приведет к снижению цен на
сжиженный нефтяной газ и к росту потребления неф
техимического сырья. Кроме того, извлечение этана
из СПГ, импортируемого в США, вероятно, приведет
к снижению цен на этан. И, наоборот, цены на сырье
типа нафты останутся сравнительно высокими изза
растущего спроса на разбавитель для тяжелой нефти,
добываемой в Канаде. Это предполагает, что сдвиг в
относительных ценах \повлияет на сырье для произ
водства этилена практически во всех регионах мира.
Перевел Г. Лип ин
Ron L. Gist (Р. Л. Джист) возглавляет офис
Purvin&Gertz, Inc. консультантской компании
по мировой энергетике. Он занимается крат
косрочным прогнозированием спроса и пред
ложения на мировых рынках природного газа
с СПГ. Мр Джист окончил Колорадский гор
ный институт в 1979 г. Имеет ученые степени
бакалавра и магистра в химической технологии.
Связаться с мром Джистом можно по адресу:
rlgist@purvingertz.com
89
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
МЕТАНОЛ: ГЛОБАЛЬНЫЙ ОБЗОР
J. Jordan, Jim Jordan & Associates, LLP, Хьюстон, Техас
Глобальный рынок метанола продолжает поражать
воображение обозревателейспециалистов, произво
дителей, потребителей и других, заинтересованных в
этом бизнесе. Это отражает не только спрос и предло
жение, но и ценообразование. Кто мог бы предсказать
контрактную цену 599 долл/т (180 цент/галл) за мета
нол? Даже в своих самых кошмарных сновидениях
производители не могли ожидать, что в 2006 г. цена на
метанол достигнет исторически рекордного уровня,
причем не в какомлибо месяце или квартале, а в сред
негодовом исчислении. Среднегодовая контрактная
цена в Европе в 2006 г. составляла 300 евро/т (прибли
зительно 379 долл/галл). Среднегодовая контрактная
цена в США составляла 389 долл/галл. Несмотря на
скидки для покупателей цена поднялась до рекордных
высот.
ЦЕНООБРАЗОВАНИЕ
НА МЕТАНОЛ
Большинство ученых мужей прогнозировали более
низкие цены на метанол в конце 2006 г. Однако чтото
случилось по пути в эру падающих цен. Мы не дума
ем, что произошел некий фундаментальный сдвиг в
спросе и предложении. Наоборот, с запретом метилт
рибутилового эфира (methyl tertiary butyl ether –
MTBE) в США глобальное потребление метанола на
производство этой высокооктановой присадки к бен
зину снизилось не менее, чем на 1,5 млн т в годовом
исчислении. Мы полагаем, что главной причиной бес
прецедентного повышения цен на метанол является не
сдвиг в конъюнктуре рынка, а остановка производства
по разным причинам на пяти крупных заводах на 4
6 недель в третьем квартале 2006 г. – внеплановые про
стои. Потери в объеме производства превысили
500 тыс. т. Эти заводы обслуживали исключительно
рынки США и Европы. Поэтому нет ничего удивитель
ного в том, что цены сначала подскочили в США, за
ними последовала Европа и, возможно, АзиатскоТи
хоокеанский регион (ATP).
Как показано на рис. 1, контрактные цены в США
и Европе имели тенденцию к неуклонному пониже
нию в 1999 г. с незначительной коррекцией в сторону
понижения в 20012002 гг. Этот график, включающий
каждый год с 1989 г., наглядно показывает контраст
между движением вверх и вниз в 90х годах по срав
нению с почти неуклонным снижением, за небольшим
исключением в 20012002 гг., как отмечалось выше. Не
вдаваясь глубоко в детали, следует отметить отсут
ствие различий в степени загрузки производственных
мощностей в 90х годах по сравнению с двухтысячны
ми годами. Повышение цен в 1994 г. было следствием
взрыва на заводе в г. Пасадена (Техас), тогда принад
лежавшем компании Enron, и ввода в действие Попра
вок к Закону о чистом воздухе, предусматривающих
обязательное применение оксигенатов (MTBE в те
годы) в бензине.
Мы полагаем, что существуют два фактора, влия
ющих на непрерывный рост цен на метанол. Вопер
вых, цены на метанол исторически следовали за цена
ми на энергию. На рис. 2 прослеживается зависимость
между ценами на метанол и ценами на нефть с 1994 г.
Картина с 1994 до 2002 гг. была довольно четкой, за ис
ключением отклонений цены на метанол в 1994
1995 гг., продержавшихся недолго. Вторая причина
этого продолжительного роста цен на метанол, проще
говоря, связана с волей и возможностями поставщи
ка. Фактом является то, что поставщики могут на свое
усмотрение повышать цены на метанол до тех пор,
пока эти цены не начинают негативно влиять на по
требление метанола. Мы не уверены, что эта теория
Источни : J Jordan & Associates LLP
Рис. 1. Средние цены на метанол с 1990 . по настоящее время
90
Цена на метанол, долл. США/ алл
GOM
Роттердам
Китай
Цена на нефть (WTI), долл. США/брл
Цена на метанол, долл. США/т
Примечание. WTI – западно-техасс ая нефть.
Цена на WTI
Метанол
(Ме си анс ий зал.)
Источни : J Jordan & Associates LLP
Рис. 2. Цены на метанол в сравнении с ценами на нефть
с 1994 . по настоящее время
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
СПОТОВЫЕ ЦЕНЫ
Теперь более подробно рассмотрим динамику це
нообразования. На рис. 3 дано сравнение конкретных
и спотовых цен в Европе и США в 2006 г. Если в пер
вом полугодии наблюдалось некоторое снижение кон
трактных цен в США, то контрактные цены не реаги
ровали так быстро, как в прошлом. Однако, по наше
му мнению, при отсутствии упомянутых выше внепла
новых перебоев, тенденция была в сторону пониже
ния.
Без прогнозирования ценообразования в будущем
мы не видим причин для того, чтобы тенденция, на
блюдавшаяся в первой половине 2006 г., не возобно
вилась, если товарные запасы и эксплуатация произ
водственных мощностей стабилизируются. Спотовые
цены уже снизились до уровней около 125 цент/галл
(416 долл/т) на момент написания этой статьи в фев
рале 2007 г.
С точки зрения промышленности мы не видим
крупных различий между прошлым и будущим. Если
посмотреть на наши таблицы, отражающие спрос и
предложение, то мы не найдем заметных колебаний в
использовании производственных мощностей. Новые
установки вводятся в эксплуатацию, устаревшие зак
рываются. У нас появился новый спрос, например, на
биодизель, и мы потеряем спрос на MTBE. В послед
ние годы почти невозможно объективно оценить ры
нок на основании конъюнктуры, потому что предпо
сылки постоянно изменяются. С августа 2005 г., когда
Новый закон США по энергетике решил судьбу MTBE,
мы полагали, что произойдет значительное перепро
изводство метанола. Но это произошло значительно
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
США и Европа, спотовые и онтра тные цены
Метанол, долл. США/т
была когдалибо испытана на метанольном рынке, ско
рее всего, никогда. Мы знаем, что повышение в 1994
1995 гг. негативно отразилось на МТВЕ: несколько
нефтеперерабатывающих компаний на Среднем За
паде США начали применять этанол вместо MTBE в
качестве компонента смешения бензина.
Мы не уверены, является ли испытание этой тео
рии целью производителей метанола, но теория была
проверена в третьем и четвертом кварталах 2006 г.
Может ли знать поставщик, как будут приняты высо
кие цены, если он не продолжит повышать их? Подоб
ная ситуация сложилась в третьем квартале прошлого
года, когда промышленность переживала беспреце
дентные по продолжительности перебои изза объяв
ления форсмажорных обстоятельств на двух крупных
заводахпоставщиках метанола. Потребители оказа
лись перед проблемой – где достать метанол? В ко
нечном итоге это привело к снижению спроса, особен
но в производстве формальдегида. Трудно сказать,
основано ли снижение спроса на экономических фак
торах или высоких ценах на метанол. Мы полагаем, что
оба фактора имеют место. Цены вызвали некоторое
снижение потребления метанола, но озабоченность у
потребителей вызывает перманентная потеря продук
тов производных метанола, особенно формальдегид
ных смол. Один из потребителей недавно комменти
ровал ситуацию выражением: «Высокие цены лечат
высокими ценами». («Клин клином вышибают…». –
Прим. пер.).
GOM, спот.
Роттердам, спот.
Побер. GOM, онтр.
Роттердам, онтр.
Янв. Февр. Март Апр. Май Июнь Июль Ав . Сент. О т. Нояб. Де .
2006 .
Источни : J Jordan & Associates LLP
Рис. 3. Историчес и высо ие спотовые цены на метанол
медленнее, чем ранее прогнозировалось. Вплоть до
недавнего времени рост потребления метанола в Ки
тае был таким же быстрым, как рост производства.
Однако сегодня картина меняется. До тех пор, пока
цены будут оставаться намного выше 200 долл/т,
Китай, вероятно, будет неттоэкспортером метанола в противоположность исторически сложившейся тен
денции к импорту около 1,11,4 млн т/год.
Предложение и спрос. Прогнозирование спроса и
предложения это не более чем предсказание. Мы выс
казывали некоторые предположения и, если эти пред
положения правильны, тогда, мы надеемся, что про
гноз точно отражает тенденцию, если не абсолютные
балансы, на несколько лет вперед.
Предположения спроса и предложения. Ниже
приведены несколько предположений в отношении
глобального рынка метанола. Для этого мы исключа
ем Китай из глобального обзора по одной основной
причине: Китай это своего рода изолированный ры
нок. Китай в значительной степени самодостаточен.
Потребление растет со скоростью, выражаемой дву
значными цифрами, но так обстоят дела на внутрен
нем рынке. В недавнем прошлом Китай не был значи
тельным экспортером метанола, а ежегодно импорти
ровал 1,21,5 млн т/год. Можно предположить, что упо
мянутая тенденция будет продолжаться. Итак, это
наше первое предположение. В настоящее время тен
денция изменилась на 180°, и объемы экспорта пре
вышают импорт, однако снижение цен к концу теку
щего года, вероятно, окажет некоторое влияние на эти
изменения.
• Предположим, что иранский завод мощностью
1,65 млн т в г. Загрос начнет поставлять большие объе
мы метанола ко второму кварталу 2007 г. Первоначаль
но этот завод предполагалось ввести в эксплуатацию
еще в 2005 г. Исторически Иран использует производ
ственные мощности на 70 %. Из этого мы исходим в
наших прогнозах до 2010 г. В конце нынешнего деся
тилетия еще одна крупная установка должна быть вве
дена в строй действующих, но ситуация в лучшем слу
чае «сомнительна».
• Предположим, что завод мощностью 850 тыс.
т/год в Эдмонтоне (Канада), принадлежащий Celanese,
будет перманентно остановлен в конце 2007 г.
91
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Потребление метанола, млн т/ од
МИРОВОЙ ОБЗОР
Еще раз напомним, что мы рассматриваем потреб
ление метанола без Китая. Как показано на рис. 4, по
требление метанола без Китая сравнительно вялое.
Хотя имеется некоторый рост потребления других
производных метанола, потеря рынка MTBE пагубно
отразилась на общей картине потребления. Потенци
альный рост потребления биодизеля, возможно, ском
пенсирует или превысит потери от исключения MTBE,
но, как отмечалось выше, существуют препятствия,
для преодоления которых потребуются правитель
ственные стимулы, доступность сырья и приемлемость
цен для потребителя.
Экономика США еще остается мощнейшей эконо
микой мира, и любое значительное ухудшение эконо
мических условий в США оказывает глубокое влия
ние на мировые рынки. За пределами Китая рост мощ
ностей по сравнению с ростом потребления метанола
в известной степени сбалансированы и отнюдь не сви
детельствуют о перенасыщении или коллапсе рынка
Метанол (пр. произв.)
У с сная -та
Формальде ид
МТВЕ
Мощность
Источни : J Jordan & Associates LLP
Рис. 4. Глобальное потребление метанола, за ис лючением Китая
92
с падением цен до уровней, имевших место в 2001 г. и
в начале 2002 г.
Имеется много переменных, которые можно было
бы привлечь для оценки ситуации, не оказавшись в
затруднительном положении. Мы полагаем, что поте
ря MTBE в США, планируемое расширение мощнос
тей и текущие высокие цены создадут условия для па
дения цен в ближайшие месяцы. Беспрецедентно вы
сокие спотовые цены, отмеченные в сентябре 2006 г.,
сократились почти вдвое по сравнению с пиком, имев
шим место на момент написания этой статьи в начале
октября. В конечном итоге также снизятся контракт
ные цены. Мы полагаем, что контрактные цены будут
продолжать снижаться в США, и не удивимся, если
увидим цены, близкие к ценам второго квартала
2006 г., к третьему кварталу 2007 г.
МИР, ВКЛЮЧАЯ КИТАЙ
На рис. 5 показано прогнозируемое глобальное по
требление метанола, включая Китай. Мы говорим
«прогнозируемое» потребление, потому что трудно
говорить о планируемом расширении мощностей, опи
раясь только на голословные объявления производи
телей, и не впасть в ошибку. Суммарные заявления и
планы по расширению мощностей для производства
метанола в Китае находятся в пределах 5060 млн т к
2011 или 2012 гг. Специалисты, находящиеся ближе к
этой ситуации, оценивают фактический потенциал
цифрами, втрое меньшими, чем общая заявленная
выше величина. При самых скромных подсчетах
оцениваемый рост мощностей суммарно составит
5 млн т. Мы полагаем, что фактическое расширение
мощностей значительно превысит эту величину, но мы
также уверены в том, что большое число мелких и ус
таревших (нерентабельных) предприятий в Китае пре
кратит свое существование.
Очевидное расхождение, при включении Китая, зак
лючается в намного большем разрыве, образующемся
при сопоставлении мощности к потреблению. В про
гноз потребления не включены возможные 2 млн т ме
танола, используемого в качестве компонента смеше
ния бензина в Китае. Если это станет реальностью, то
Потребление метанола, млн т/ од
• Мы прогнозируем вывод установки компании
Methanor в Нидерландах, эксплуатируемой на 50 %
мощности, на производство 400450 тыс. т/год мета
нола.
• Спрос на производство биодизеля имеет тенден
цию к повышению, а метанол является потенциальным
сырьем для производства биодизеля, что позволит
скомпенсировать потери метанольного рынка изза
сокращения производства MTBE к 2008 или 2009 гг.
Однако на этом пути имеются препятствия. Биодизель
ное топливо нуждается в тщательном мониторинге.
Рост общего потребления метанола на другие про
изводные будет медленным в период 20072009 гг. при
среднем глобальном приросте потребления химикатов
нетопливного назначения на 2,5 %. Это, возможно, за
вышенная оценка, так как некоторые специалисты
ожидают снижения темпов роста потребления фор
мальдегида и даже отрицательных значений роста в
2007 и 2008 гг.
Исходя из вышеизложенных предположений, те
перь рассмотрим глобальный рынок метанола.
Метанол
У с сная -та
Формальде ид
МТВЕ
Мощность
Источни : J Jordan & Associates LLP
Рис. 5. Глобальное потребление метанола, в лючая Китай
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
оценочное потребление метанола превысит 40 млн т.
Кроме того, в будущем потреблении метанола очень
мала доля диметилэфира (dimethyl ether – DME). Это
могло стать грубой недооценкой, но до сих пор мы не
произвели глубокого анализа этого конечного потреби
теля метанола, поэтому мы воздерживаемся от оценок
до тех пор, пока мы не достигнем лучшего понимания
истинной ситуации.
ПЕРСПЕКТИВА
Мировое производство и потребление метанола
стали более сложными. В 80х и 90х гг. все было про
ще. Если цены оправдывали расширение мощностей,
это становилось фактом. Если цены понижались,
расширение мощностей прекращалось. Цены следо
вали за ценами на энергию, за исключением перио
дов, когда нефть стоила 1530 долл/брл. Цены на энер
гию не подталкивали цены на метанол до уровней, ко
торые не могли быть абсорбированы большинством
производных. Теперь наступила новая эра со многи
ми неизвестными. Что может поглотить рынок? Как
рост СПГ отразится на доступности природного газа
в качестве химического сырья? Смогут ли метаноль
ные установки базироваться на экономике СНГ? Ра
зумеется, в нынешних условиях они смогли бы. Будут
ли эти долгосрочно устойчивые высокие цены гене
рировать еще большее расширение мощностей, чем
уже заявлено? Вполне постижимо, что благодаря бес
прецедентно высоким ценам на метанол, превышаю
щим экономику реинвестиций, мы можем получить
затоваривание метанола к концу нынешнего десяти
летия. Но капитальные затраты растут с такой скоро
стью, что уже существующие предприятия виртуаль
но гарантированы получать завидные прибыли по ис
торически рекордным стандартам. По некоторым
оценкам, затраты на сооружение новой установки уве
личились почти вдвое за минувшие пять лет. Текущие
заявленные расширения мощностей привели бы к са
мому низкому коэффициенту их использования. Но
многие из повышенных затрат произошли уже после
заявления о предполагаемом расширении. Поэтому
вполне вероятно, что многим из заявленных проектов
не суждено сбыться.
Перевел Г. Лип ин
J. Jordan (Дж. Джордан), президент консультан
тской компании Jim Jordan & Associates, Хьюс
тон, специализирующейся на метаноле и авто
мобильных топливах. С 1974 по 1994 гг. занимал
ответственные должности в компании Celanese
(Hoechst Celanese). С 1994 по 1999 гг. возглавлял
метанольный сервис в Международной консуль
тантской нефтехимической компании, а с 1999 по 2003 гг. был
старшим вицепрезидентом группы Energy and Fuels. Автор ис
следований DeWitt Global Methanol Study, опубликованных в 1996,
1998 и 2000 гг. Выступает с докладами на международных конфе
ренциях. Возглавляет исследования в области метанола, уксусной
кислоты, биодизеля и оксигенатов, включая этанол и MTBE. Имеет
ученую степень бакалавра (естественных) наук.
РЕГИОНАЛЬНЫЕ НОВОСТИ
О КОМПАНИЯХ
СЕВЕРНАЯ
АМЕРИКА
Компания Chevron Corp. получила разрешение
Федеральной регуляторной комиссии по энергетике
на сооружение регазификационной установки Casotte
Landing в Джексон Каунти (Миссисипи).
На установке Casotte Landing будет сжижаться при
родный газ для использования его в промышленном,
коммерческом и частном секторах шт. Миссисипи,
Флорида и северовосточного региона. Производствен
ная мощность установки составит 1,3 млрд фут3/сут.
Washington Group International заключила кон
тракт с ExxonMobil на сооружение установки по пе
реработке природного газа в басс. Пайсенс в Колора
до. Washington Group обеспечивает техническую под
держку, поставки оборудования и управление проек
том Rifle (Колорадо), расположенном в 180 км от Ден
вера.
Washington Group будет также выполнять опе
рации и на соседнем предприятии, включая строи
тельство сборочного трубопровода, станцию изме
рения потребления газа, установку сепараторов и
другие.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
АФРИКА
Foster Wheeler Energy Ltd. и Foster Wheeler
(Nigeria) Ltd. объединившиеся с компанией Chiyoda
Corp., заключили контракт с Nigeria LNG Ltd. (NLNG)
с целью реализации проекта SevenPlus. Проект вклю
чает в себя сооружение двух установок по сжижению
природного газа с производительной мощностью 8,5
млн т/год каждая.
АЗИАТСКОТИХООКЕАНСКИЙ
РЕГИОН
Компания Jacobs Engineering Group Inc. заключи
ла контракт с Indian Oil Corp. Ltd. (IOCL) с целью ока
зания сервисных услуг для проекта строительства за
вода по получению бензина Panipat в Харана (Индия)
с производительной мощностью примерно 400 тыс. т/
год. Инвестиции в строительство этого завода соста
вят 130 млн долл.
Компания Ticona приступила к модернизации ус
тановки Celanese по получению полиэтилена в
Нанькине (Китай). Производственная мощность уста
новки после модернизации будет увеличена с 20 тыс.
до 90 тыс. т/год.
93
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА
ОЧИСТКИ АРОМАТИКИ
T. Sato, Nippon Petroleum Refining Co., М роран, Япония; T. F. Kinn и A. D. Kerze, ExxonMobil Chemical
Technology Licensing LLC, Бейта н, Техас, США
В новом процессе аталитичес ой очист и даляют проблемные олефиновые омпоненты, л чшая ачество ароматичес их леводородов
На типовой нефтехимической ус
Бензол
Тол ол
Рафинат
тановке, где для разделения ксилолов
Фра ция
бензола-тол ола
используют адсорбцию, а для выде
Э стра ция
Тол ольная
Бензольная
ления бензола и толуола – жидко
олонна
олонна
стную экстракцию, имеются по мень
шей мере два узла, в которых убира
Прод т
ются олефиновые примеси, т.е. сни
Се ция
риформин а
предварительжается бромное число продукта.
ной раз он и
Один такой узел установлен перед
колонной отгонки ароматики C8, ко
торая затем пойдет на адсорбцион
Фра ция
Узел
Узел
аромати и C8
ное разделение, а другой – после
адсорбционно о
изомеризации
Узел
разделения
силолов
экстракции бензолатолуола и перед
очист и
их разгонкой (рисунок). Традицион
но в аппараты очистки ароматики от
Пара силол
Се ция
олефинов загружают глину, активи
от он и
аромати и C8
рованную кислотой. В 2003 г. была
предложена новая технология пред
варительной очистки, использующая
Аромати а «C8 и выше»
особый катализатор для удаления
олефинов. Механизм работы этого
Бло -схема типово о омпле са аромати и
катализатора и глины одинаков.
Олефины, присутствующие в
ароматике, мешают работе оборудования, адсорбен его повторное использование позволяют резко сокра
тов и катализаторов. При высоком содержании оле тить количество твердых отходов. Это доказал опыт
финов в потоках ксилольного блока ускоряется ста модернизации двух узлов очистки от олефинов на ус
рение катализаторов и молекулярных сит в аппаратах тановках компании ExxonMobil. Типичный узел очист
адсорбции, изомеризации и диспропорционирования. ки от олефинов состоит из двух параллельных аппара
Олефины превращаются в смолы и другие нежела тов, из которых один работает, а второй отключается
тельные побочные продукты, которые загрязняют теп для выгрузки и регенерации катализатора и загрузки
лообменные поверхности и снижают эффективность его после регенерации вместе с некоторым количе
оборудования. В слое глины олефины алкилируют бен ством свежего катализатора на восполнение потерь.
зольные кольца с образованием тяжелой алкиларома Момент отработки катализатора обнаруживают по уве
тики или дифенилалканов. При последующей разгон личению бромного числа в выходящем потоке. Можно
ке эти тяжелые углеводороды уходят в кубовые остат также включать оба аппарата на последовательную ра
ки. Новый катализатор действует подобно глине, при боту, направляя поток сначала в аппарат с менее актив
мерно в таких же условиях, и порождает такое же ко ным катализатором, а из него – на более активный ка
личество тяжелых примесей, удаляемых разгонкой. тализатор. На время регенерации в работе остается
Однако катализатор работает гораздо стабильнее и в один аппарат, а после регенерации они меняются мес
целом снижает бромное число примерно в 46 раз силь тами. Такая схема работы позволяет полнее использо
нее, чем глина. На практике это выражается в том, что вать возможности катализатора и получить более дли
слой катализатора при одинаковой нагрузке по оле тельный цикл работы, чем на одном аппарате.
С помощью новой каталитической очистки компа
финам работает в 46 раз дольше слоя глины. Кроме
того, катализатор, в отличие от глины, можно много ния ExxonMobil в сентябре 2003 г. модернизировала
кратно регенерировать без заметной потери эффек блок экстракции бензолатолуола (это позволило от
тивности. Все это означает резкое увеличение срока казаться от монтажа нового аппарата с глиной), а в
феврале 2004 г. – очистку тяжелого продукта рифор
службы катализатора в сравнении с глиной.
Для проведения регенерации катализатор выгружа минга (это дало сокращение затрат, обусловленных
ют из аппарата и выжигают кокс типичным для про малым пробегом глины). На Iй квартал 2007 г. компа
мышленности способом. Регенерация катализатора и ния намечала еще три внедрения: в двух блоках очис
94
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
тки тяжелого продукта риформинга и в блоке экстрак
ции бензолатолуолаксилолов; во всех случаях – для
увеличения пробега. На первой из названных устано
вок глину приходилось менять так часто, что это ска
зывалось на производительности установки. Планиро
вали поставить еще один аппарат с глиной, но после
замены глины катализатором пробег узла очистки
вырос с 34 до 140 сут, и необходимость в еще одном
аппарате отпала. В итоге получили значительную эко
номию капиталовложений.
На второй установке глину приходилось перегру
жать в среднем через каждые 84 дня, когда бромное
число вырастало до 3035 ед. Здесь было два аппарата
с глиной, и затраты на перегрузку включали стоимость
свежей глины, затраты на утилизацию отработанной
глины и большие трудовые затраты. После замены гли
ны катализатором первый цикл длился 600 сут, в тече
ние которого бромное число держалось ниже 10 ед.
(все это время работал один аппарат).
Nippon Petroleum Refining Co. (NPRC) в сентябре
2006 г. внедрила новый катализатор для очистки от оле
финов тяжелого продукта риформинга (для снижения
затрат, вызванных малым пробегом глины). С этой же
целью компания продала две лицензии на модерниза
цию в 2007 г. блоков очистки тяжелого продукта ри
форминга. На НПЗ в г. Муроран NPRC имела два ап
парата с глиной, работавших поочередно. Пробег
партии глины длился 2,5 мес., после чего ее приходи
лось заменять. Катализатор, которым заменили гли
ну, работает в тех же условиях, поэтому не потребо
валось менять режим или оборудование. Глину заме
нили равным объемом катализатора, сохранив на дне
аппарата слой песка и инертных шаров, а над катали
затором – инертные шары, назначение которых не
давать катализатору смещаться. После загрузки ката
лизатор высушили, как раньше сушили глину. Сушка
глины занимала 21 день, но катализатор смогли высу
шить за 10 дней.
На свежем катализаторе, как и на свежей глине,
вначале идут побочные реакции, дающие бензол и то
луол, но на катализаторе они протекают в меньшей
степени, и с первых дней работы выходящая смесь
ксилолов укладывалась в нормы по содержанию бен
зола и толуола. В течение 80 дней работы катализато
ра, за которые приводятся данные, бромное число сме
си ксилолов было стабильным и держалось на уровне
значительно ниже нормы, тогда как на глине оно на
чинало расти после 30 дней пробега.
Когда NPRC применяла очистку глиной, приходи
лось ограничивать жесткость риформинга, чтобы сни
зить бромное число продукта и продлить пробег гли
ны. Опыт компании показал, что при поддержании
рекомендованных ограничений по жесткости рифор
минга и выполнении требований к качеству сырья,
катализатор сможет работать 15 мес., что в 6 раз пре
вышает пробег глины. Компания рассматривает воп
рос о применении этой технологии в других узлах очи
стки на данном НПЗ.
Итак, достоинства новой системы каталитической
очистки состоят в следующем.
• Уменьшение выработки твердых отходов. Длинные
рабочие циклы и повторное использование регенери
рованного катализатора уменьшают их на 8590 %.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
• Снижение эксплуатационных затрат, поскольку
снижается расход катализатора и затраты на замену
и утилизацию отработанной глины.
• Исключение дополнительных капиталовложений
в тех случаях, когда для сохранения мощности при
шлось бы ставить еще один аппарат очистки глиной.
• Защита последующих процессов и оборудования.
Новый катализатор обеспечивает длительную работу
с низким бромным числом очищенного продукта, что
уменьшает риск сбоев в работе последующих устано
вок.
• Улучшение эксплуатации. Менее частые останов
ки на перегрузку катализатора означают длительную
стабильную работу с меньшим числом неполадок.
Перевел М. Фаль ович
T. Sato (Т. Сато), старший инженертехнолог в группе техничес
кого сервиса Nippon Petroleum Refining Company, Ltd., на НПЗ в
г. Муроран. Гн Сато получил степени бакалавра и магистра хи
мической технологии в университете Хоккайдо. Он поступил в
NPRC в 1992 г. в качестве инженератехнолога и проработал 6 лет
на НПЗ в Сендай. В 19981999 гг. работал по программе персональ
ного обмена в центре Syncrude Canada по переработке битуми
нозных песков. Следующие 6 лет он работал на НПЗ в Негиши,
отвечая за техническую поддержку нескольких установок заво
да. В настоящее время гн Сато занимается технической поддер
жкой установки риформинга и комплекса ароматики на НПЗ в
Муроран и улучшением экономичности и эффективности этого
НПЗ. Его электронный адрес: toshiyuki.sato@eneos.jp.
T. F. Kinn (Т. Кинн), менеджер по лицензированию ксилольных
технологий в ExxonMobil Chemical Technology Licensing LLC. Он
имеет более чем 15летний опыт в области нефтепереработки и
нефтехимии. Гн Кинн получил степень бакалавра химической тех
нологии в университете Калифорнии (Беркли) и магистра делово
го администрирования в институте Ратжерса. Он поступил в
ExxonMobil Co. в 1990 г. в качестве инженера технолога на комп
лекс олефинов и ароматики фирмы в г. Бомонт, шт. Техас, и зани
мал должности, связанные с проектированием и производством
олефинов. Затем он переключился на технологию ароматики и за
нимался разработкой и внедрением нескольких процессов Mobil в
области ароматики. Далее гн Кинн занимал должности, связанные
с маркетингом и проектированием, после чего в 2004 г. поступил в
ExxonMobil Chemical Technology Licensing LLC в качестве менед
жера по лицензированию ксилольных технологий в странах Ближ
него Востока и Азии. Гн Кинн также отвечает за оказание ком
мерческой поддержки по Olgone – новой технологии
каталитической очистки, которую предлагает ExxonMobil. Его элек
тронный адрес: timothy.f.kinn@exxonmobil.com.
A. D. Kerze (Э. Керце), инженертехнолог в группе лицензирова
ния ксилольных технологий ExxonMobil Chemical Technology
Licensing LLC. Она получила степень бакалавра химической тех
нологии в университете Огайо. Гжа Керце в 2002 г. поступила в
ExxonMobil в качестве инженератехнолога на комплекс олефинов
и ароматики в Бейтауне, шт. Техас. Следующие годы она в каче
стве технолога, обслуживала блоки линейных парафинов, экстрак
ции ароматики, разгонки и два блока каталитической конверсии.
В 2005 г. гжа Керце перешла в группу лицензий по ксилолам, в ко
торой отвечает за обеспечение технической поддержки восьми
всемирных лицензий. Ее задачи в настоящее время – мониторинг
лицензионных установок, помощь в загрузке катализатора и пус
ке установок, проведение ТЭО для потенциальных заказчиков. Она
также отвечает за разработку технических предложений и оказа
ние технической поддержки по Olgone – новой технологии ката
литической очистки, которую предлагает ExxonMobil. Ее электрон
ный адрес: april.d.kerze@exxonmobil.com.
95
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
УЛУЧШЕНИЕ КАЧЕСТВА НАФТЫ –
СЫРЬЯ ПИРОЛИЗНЫХ
ОЛЕФИНОВЫХ УСТАНОВОК
V. L. Bhirud, Ethylene Consultants, Кат, Техас, США
Инте рация р пной станов и э стра ции с нефтехимичес им омпле сом позволяет пол чать
нафт , при одн ю в ачестве нефтехимичес о о сырья
Более 50 % мировых мощностей по этилену бази
руется на бензиновом сырье (нафте). Удорожание не
фти приводит к удорожанию этого сырья. Произво
дители этилена бракуют нафту с высоким содержани
ем ароматики, так как выход этилена из ароматики
мал, а тяжелой пиролизной смолы – высок. Интегра
ция установок экстракции ароматики и гидроочистки
нафты позволяет удалять ароматику из тяжелой на
фты, а предварительная очистка некондиционной на
фты дает высококачественное пиролизное сырье.
нов не менее 65 %. Нафта с меньшим содержанием па
рафинов считается некондиционной. В табл. 1 приве
дены составы нафты из нефтей разных стран. Нафта
из некоторых стран Ближнего Востока отвечает тре
бованию по содержанию парафинов, но во многих об
разцах нафты оно мало и, наоборот, велико содержа
ние ароматики.
ИНТЕГРАЦИЯ УСТАНОВОК
ЭКСТРАКЦИИ АРОМАТИКИ
В схему многих крупных этиленовых установок,
работающих на бензиновом сырье, включают узел
экстракции ароматики из пиробензина. Этот узел
ВОЗМОЖНОЕ СЫРЬЕ
Одним из важнейших факторов эффективности
пиролизной установки является
выбор сырья. Пиролизные этиле Таблица 1. По азатели ачества нафты из различных нефтей
новые установки проектируются с
Гр пповойсостав,объемнаядоля,%
Нафта
Страна,ре ион
Пределывы ипания,°С
учетом обеспечения гибкости по
Парафины
Нафтены
Аромати а
Нафтаполно офра ционно осостава
сырью. Поскольку эта установка
ОАЭ
72,99
16,02
10,99
15−165
служит «сердцем» многих нефте Аб Даби
Индонезия
Ардж
на
34,30
46,00
19,70
65−193
химических комплексов, финансо
Ира

Басра,тяжелая
69,50
21,00
9,50
65−175
вые ставки очень высоки. Для неф
Австралия
59,10
32,50
8,40
20−190
техимического комплекса на базе ПроливБасса
Индия
53,70
25,00
21,30
С5−150
этиленовой установки типовой Бомбей,верхняя
Вьетнам
37,64
30,35
32,01
С5−175
мощностью 800 тыс. т/год суммар ДайХ н 
Катар
Д
хан
74,15
13,56
12,29
5−177
ные капиталовложения могут со
Северноеморе
53,39
31,23
15,38
С5−175
ставить от 2 до 5 млрд долл США. Фортис
Иран
57,50
31,10
11,40
65−149
Работа этиленовой установки на Иранс аяле ая
Ме си а
56,00
21,90
22,10
С5−175
полной мощности – ключевое ус Истм с
Д баи
56,16
20,73
23,11
С5−165
ловие работы с полной нагрузкой Мар хам
Ме си а
40,70
32,40
26,90
С5−175
всех последующих установок. Майя
Австралия
53,68
33,46
12,86
Снижение выработки этилена мо Сев.-зап.шельф
С5−190
Канада
42,45
36,86
20,69
жет быть следствием дефицита или Ран еланд
С5−190
Китай
47,49
37,41
15,10
низкого качества пиролизного сы Шен ли
7−199
Россия
54,00
37,50
8,50
рья. Включение установки экст Сибирс ая
62−180
Северноеморе
44,61
35,72
19,67
ракции ароматики в технологичес Статфьорд
65−180
Малайзия
45,19
29,07
25,74
кую схему позволяет повысить ка Тапис
С5−150
Тяжелаянафта
чество этого сырья и увеличить его
Аб Даби
ОАЭ
68,30
18,50
13,20
65−175
ресурсы.
КАЧЕСТВО НАФТЫ
Предпочтительное бензиновое
пиролизное сырье должно иметь
высокое содержание парафинов.
Если упомянуть нафту полного
фракционного состава для пироли
за, то ее «открытая спецификация»
оговаривает содержание парафи
96
Атта а
ПроливБасса
Б р ан
ДайХ н 
Д хан
Фортис
Катар,морс ая
Шарджа, онденсат
Индонезия
Австралия
Разделеннаязона*
Вьетнам
Катар
Северноеморе
Катар
ОАЭ
100−150
70−190
93−223
95−175
130−177
95−175
129−177
93−160
41,00
41,60
44,00
33,60
64,30
43,50
56,70
55,90
34,30
41,60
36,00
30,80
14,60
36,70
20,40
21,50
24,70
16,80
20,00
35,60
21,10
19,80
22,90
22,60
*Зона под совместным управлением Кувейта и Саудовской Аравии. Прим. пер.
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
БАЗОВАЯ УСТАНОВКА
На рис. 1 показана блоксхема
крупномасштабной установки пиро
лиза нафты, принятая в качестве ба
Топливный аз
Нафта ОС,
2456 тыс.т/ од
зового варианта. В печи пиролиза
Этилен
подается свежая нафта и потоки,
Рафинаты
Пропилен
циркулирующие внутри установки.
Возврат C5
Фра ция C4
Продукты пиролиза поступают в
Бло
Печи
Возврат C3
разделения
Узел
Узел
Аромати а
блок разделения, из которого, как
идрирования
э стра ции
Возврат C2
бензина
аромати и Котельное
обычно, возвращают на пиролиз
топливо
этан и пропан после их отделения от
Фра ция C9 и выше
этилена и пропилена соответствен
но. Пиробензин поступает на гидро
очистку, после которой фракцию C5
возвращают на пиролиз, а фракцию
C6C8 направляют на экстракцию
Рис. 1. Бло -схема типовой станов и пиролиза нафты
ароматики. Рафинат, освобожден
ный от ароматики, также возвраща
С деаромат.
ют на пиролиз. Фракцию C4 из бло
нафтой
Вариант, тыс.т/ од
ка
разделения выдают в качестве
Нафта ОС ОС/А
Базовый, тыс.т/ од
товарного продукта. Другими побоч
Базовый, Тыс.т/ од
тыс.т/ од
ными продуктами, имеющими мень
Нафта ОС
Водород
шую ценность, являются фракция
Топливный аз
Рафинаты+
«C9 и выше» и тяжелая смола пиро
деаромат.нафта A
Этилен
лиза.
Возврат C5
Пропилен
В табл. 2 приведены характерис
Фра ция C4
Возврат C3
Печи
тики нафты «открытой специфика
Возврат C2
ции» (ОС), являющейся сырьем в ба
Узел
Узел
Аромати а
зовом варианте. Для этого сырья, с
идрирования
э стра ции
использованием известной модели
бензина
аромати и Котельное
топливо
выходов этилена и других продук
тов, рассчитан материальный баланс
Фра ция C9 и выше
установки мощностью 800 тыс. т/год
Рафинат С мма
пиробенпо этилену при отношении выходов
зина+деапропилена и этилена, равном 0,5.
ромат.нафта A
Узел
Не ондиц.нафта A
Результаты показаны на рис. 1. В
идроочист и
нафты
табл. 2 также приведены характери
Вариант, тыс.т/ од
стики двух образцов некондицион
Базовый, тыс.т/ од
ной нафты – A и B, с низким содер
жанием парафинов и высоким со
Рис. 2. Бло -схема станов и пиролиза нафты с обла ораживанием не ондициондержанием ароматики. Если при
ной нафты
нять, что на стадии экстракции аро
Таблица 2. Хара теристи и образцов нафты
матика будет извлекаться полнос
тью, то деароматизированная нафта
Виднафты
По азатель
A будет содержать 72 % парафинов
ОС
A
B
Деаромат.A Деаромат.B
(что выше требований по этому по
н-Парафины,массоваядоля,%
31,90
25,00
20,00
32,89
26,67
казателю к нафте ОС) и пригодна в
и-Парафины,массоваядоля,%
34,43
30,00
21,00
39,47
28,00
качестве пиролизного сырья. Нафта
Нафтены,массоваядоля,%
24,27
21,00
34,00
27,63
45,33
B после деароматизации содержит
Аромати а,массоваядоля,%
9,4
24,00
25,00
0,00
0,00
только 55 % парафинов и является
Ито о
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
плохим пиролизным сырьем.
Плотность
0,6987
0,7230
0,7417
0,6862
0,7069
Поскольку установка спроекти
Парафины,массоваядоля,%
66,33
55,00
41,00
72,36
54,67
рована на использование нафты ОС,
Парафины+нафтены,массоваядоля,%
90,60
76,00
75,00
100,00
100,00
владелец установки должен обеспе
можно было бы использовать для удаления аромати чить ее таким сырьем по меньшей мере на 80 %, а ос
ки из некондиционной нафты, чтобы после такой об тальные 20 % мощности по этилену берет на свой риск.
работки направить нафту на пиролиз. Конечно, перед Эти 20 % обеспечиваются деароматизированной на
подачей некондиционной нафты на экстракцию аро фтой – либо A, либо B. Таким образом, будут рассмот
матики нужно провести ее гидроочистку. Это реше рены три следующих варианта:
ние позволяет экономить капиталовложения и расши
• Базовый вариант – 100 % нафты ОС.
рить ресурсы пиролизного сырья за счет использова
• Вариант 1–80 % нафты ОС+20 % деароматизи
ния узла экстракции по двойному назначению.
рованной нафты A.
Бло разделения
Нафта ОС, базовый
вариант, тыс.т/ од
Водород
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
97
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Таблица 3. Рез льтаты сопоставления вариантов
По азатель
Сырье,тыс.т/ од
НафтаОС(«от рытойспецифи ации»)
НафтаAилиB
С мма
Прод ты(ценаивыработ а,тыс.т/ од)
Водород
Топливный аз
Этилен
Пропилен
Б тадиен
Рафинат-1(C4послевыделенияб тадиена)
Бензол
Тол ол
Ксилолы+этилбензол
Фра ция«C9ивыше»
Котельноетопливо(тяжелаясмолапиролиза)
С мма
Валовыйдоход(без четаэ спл ат.затрат),млндолл/ 
Прироствалово одохода(отбазы),млндолл/ 
Мощность идроочист инафты,тыс.т/ од
Мощностьэ стра цииаромати и,тыс.т/ од
Капиталовложенияв зел идроочист инафты,млндолл
Капиталовложенияв зелэ стра цииаромати и,млндолл
С ммарные апиталовложения,млндолл.
Дополнительные апиталовложения(отбазы),млндолл
Сро о паемости апиталовложений, од
По азатели,относящиеся обор дованию
Числопиролизныхзмееви ов
На р з анапечипотепл 
Размер олоннымаслянойза ал и
Испарительна отельномтопливе
Испарительдистиллята
Размер олонныводнойза ал и
Системаобессериванияпиро аза
Компрессорпиро аза
Мощность омпрессорапиро аза
Пропиленовыйхолодильный омпрессор
Этиленовыйхолодильный омпрессор
Деметанизатор
Деэтанизатор
Этиленовая олонна
Депропанизатор
Пропиленовая олонна
Деб танизатора
Гидрированиеацетиленов–пото на1-йст пени
Гидрированиеацетиленов–пото на2-йст пени
Базовыйвариант

2455,6
−
2455,6

15,6
389,7
800,0
400,0
127,1
126,9
174,9
105,0
88,2
103,3
125,0
2455,6
209,6
База
−
443,5
−
10,5
10,52
База


1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
• Вариант 2–80 % нафты ОС+20 % деароматизи
рованной нафты B.
На рис. 2 показана схема базовой установки, допол
ненная узлом гидроочистки некондиционной нафты,
направляемой затем на экстракцию ароматики. В этом
случае к потоку рафината, возвращаемого в печи, до
бавляется деароматизированная нафта. Материаль
ные балансы для базового варианта и варианта 1 по
казаны на рис. 2 и приведены в табл. 3. Выработка во
дорода, топливного газа, этилена, пропилена и фрак
ции C4 практически одинакова по двум вариантам.
Выработка ароматики по варианту 1 возрастает на ве
98
Вариант1
Вариант2

1964,5
604,4
2568,9

15,8
392,9
800,0
400,0
128,9
128,0
184,2
124,5
129,7
148,6
116,3
2568,9
241,8
32,2
604,4
1025,6
16,0
18,9
34,91
24,38
0,8

0,999
1,000
1,002
0,920
0,968
1,005
0,989
1,005
0,998
0,999
1,006
1,004
0,999
0,999
1,001
1,001
1,006
0,968
0,955

1964,5
648,1
2612,6

15,9
394,0
800,0
400,0
132,0
127,8
196,7
133,1
139,1
160,3
120,4
2619,1
247,7
38,1
648,1
1098,1
16,4
19,9
36,29
25,76
0,7

1,015
1,004
1,007
0,959
1,010
1,007
1,002
1,007
0,997
0,998
1,008
1,005
0,998
0,999
1,001
1,000
1,012
1,010
1,006
личину, извлеченную из нафты A.
Выработка фракции «C9 и выше» и
тяжелой смолы пиролиза по вари
анту 1 меньше, чем по базовому.
Величины потоков на выходе из
печей пиролиза по обоим вариан
там использованы для сопоставле
ния размеров основного технологи
ческого оборудования с целью вы
явления узких мест. Эти данные
также представлены в табл. 3. Са
мым узким местом в варианте 1 яв
ляется дебутанизатор, сечение ко
торого должно быть увеличено на
0,6 %. Если в базовом варианте он
работает на пределе, то при исполь
зовании деароматизированной на
фты в соответствии с вариантом 1
мощность установки по этилену
составит 99,4 % мощности в базо
вом варианте.
ЗАТРАТЫ НА ОБЕСПЕЧЕНИЕ
ГИБКОСТИ ПО СЫРЬЮ
Для реализации варианта 1 не
обходимы дополнительные капита
ловложения – на узел гидроочис
тки некондиционной нафты и на
расширение узла экстракции аро
матики. Их величина была рассчи
тана с использованием литератур
ных данных, и результаты расчета
приведены в табл. 3. Эти дополни
тельные капиталовложения состав
ляют 24,4 млн долл. США. Однако
они окупаются за счет удешевле
ния сырья и выработки дополни
тельного количества ароматики.
Для оценки окупаемости взяты
цены сырья и продуктов, отвечаю
щие периоду низких цен – сентяб
рю 2001 г. Это консервативная
оценка, и для более высоких цен
срок окупаемости сократится. Но
даже при консервативной оценке
дополнительные капиталовложе
ния окупятся всего за 0,8 года.
Аналогичным способом рассчи
таны показатели для варианта 2,
которые также приведены в табл. 3.
В варианте 2 мощность установки по этилену составит
более 98 % мощности в базовом варианте (самое узкое
место – пиролизные змеевики), а дополнительные ка
питаловложения окупятся за 0,7 года. Даже если раз
ность цен на нафту ОС и некондиционную нафту бу
дет вдвое меньше, чем принято, дополнительные капи
таловложения окупятся быстро – за год с небольшим.
Обычные резервы мощности, закладываемые в проек
тах, сделают несущественными узкие места, о которых
говорилось выше, так что использование некондицион
ной нафты после ее гидроочистки и деароматизации
выглядит очень привлекательно.
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
На установке пиролиза, дополненной гидроочист
кой нафты и экстракцией ароматики, можно в каче
стве сырья использовать также тяжелую нафту. В этом
случае между узлами гидроочистки нафты и экстрак
ции ароматики можно установить блок каталитичес
кого риформинга, хотя это необязательно. Показате
ли качества некоторых образцов тяжелой нафты при
ведены в табл. 1. Схема с каталитическим риформин
гом даст дополнительную прибыль, в сравнении со
схемой на рис. 2.
Используя дополнительное пиролизное сырье, не
обходимо учитывать влияние примесей в нем на дли
тельность пробега установки. Лицензиары технологий
пиролиза успешно выполняют требование заказчиков
– продлить межремонтный пробег до пяти лет. Одна
ко загрязнение колонны масляной закалки иногда при
водит к вынужденным остановкам после двух лет ра
боты. Это загрязнение обусловлено прежде всего по
лимеризацией стирола, индена и дивинилбензола.
Предшественником стирола является этилбензол.
Поэтому уменьшение содержания ароматики в сырье
путем ее экстракции позволяет существенно замед
лить загрязнение колонны масляной закалки. Правда,
в процессе пиролиза ароматика образуется из неаро
матического сырья, но очистка сырья от ароматики все
же даст эффект.
Технологи прилагают большие усилия для продле
ния пробега пиролизных печей между остановками на
выжигание кокса. Иногда используют оребренные
пиролизные трубы или наносят на них особые покры
тия, но эти меры обходятся очень дорого. Главная при
чина закоксовывания труб связана с тяжелой смолой
пиролиза. Деароматизация сырья позволяет снизить
ее содержание, что продлит пробег печей. В сравне
нии с базовым вариантом, выработка тяжелой смолы
пиролиза по вариантам 1 и 2 составляет соответствен
но 0,92 и 0,96. Очистка сырья от других загрязнений, в
том числе на стадии гидроочистки, также продлит про
бег печей.
Поскольку ресурсы качественной нафты для пиро
лиза лимитированы, возможность пиролиза неконди
ционной нафты представляет большой интерес. Сто
имость этиленовой установки мощностью 800 тыс.
т/год на базе нафты составляет около 650 млн долл. До
полнительные капиталовложения, позволяющие увели
чить гибкость по сырью, составили бы на такой уста
новке около 60 млн долл. Гидроочистка и деароматиза
ция нафты, описанная выше, требует около 25 млн долл.
капиталовложений и поэтому является дешевой альтер
нативой, обеспечивающей гибкость по сырью и снима
ющей зависимость от поставок качественного сырья.
Перевел М. Фаль ович
V. L. Bhirud (В. Бхируд) является президентом компании Ethylene
Consultants, г. Кат, Техас. Имея более чем 30летний опыт рабо
ты, проводит консультации по состоянию и работе пиролизных
печей, блоков разделения продуктов, поиску и устранению не
поладок, техникоэкономическим исследованиям, интеграции
этиленовых установок с НПЗ. Др Бхируд консультировал при
покупке установки пиролиза, работал на фирмах ABB Lummus и
Stone &Webster. Он получил степень бакалавра в Индийском ин
ституте технологии (Мумбай) и степень доктора философии (так
же в области химической технологии) в Мичиганском универси
тете (Энн Арбор) в 1973 г. Др Бхируд – член Американского
института химической технологии. Он является автором или со
автором 5 статей по теплофизическим свойствам. Его электрон
ный адрес: vbhirud@ethyleneconsultants.com.
РЕГИОНАЛЬНЫЕ НОВОСТИ
О КОМПАНИЯХ
ЕВРОПА
Aker Kvaerner подписала контракт с компанией Statoil с
целью модернизации FPSO Norne для последующей его пе
реброски на месторождение Алве. В контракт входит тех
ническое обеспечение, поставку оборудования, разработ
ку нового оборудования и его размещение на FPSO. Сто
имость контракта составляет примерно 390 млн норвежс
ких крон. Проект будет завершен в апреле 2009 г.
Компания Jacobs Engineering Group Inc. подписала
контракт на обеспечение технической поддержки, по
ставки оборудования и оказания сервисных услуг для
новых мощностей Chemelot в СиттардГелен (Нидерлан
ды). Завод будет производить термостойкие пластики
Stanyl, которые будут использоваться в автомобильной и
электронной отраслях.
В настоящее время компания Jacobs проводит техни
ческие работы, которые будут завершены к 2008 г.
Компания Fluxus приступила к сооружению компрес
сорной станции в Зелзате. Станция будет введена в строй в
июне 2008 г. на ее сооружение было выделено 93 млн евро.
БЛИЖНИЙ ВОСТОК
Компания Pensen International подписала контракт с
консультационным центром на оказание сервисных ус
луг и технической поддержки проекта сооружения неф
техранилища в Фуйара (ОАЭ). Благодаря реализации это
го проекта объем хранилища увеличится до 200 тыс. м3.
Компания Technip заключила контракт с Abu Dhabi
Gas Liquefaction Ltd. (ADGAS) на строительство газопе
рерабатывающ и дегидрации Jacobs Jacobs Jacobs его
завода и сопутствующих мощностей в Дас Айлэнд (ОАЭ).
Проект включает в себя сооружение компрессорной
станции, установок по очистке и дегидрации. Заверше
ние проекта намечено на четвертый квартал 2009 г.
Реда ции треб ются переводчи и специалисты в области нефтепереработ и и нефтехимии,
владеющие ан лийс им язы ом.
Обращаться: тел. 670-74-81; e-mail: ngt@promzone.ru.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
99
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
СНИЖЕНИЕ КАПИТАЛЬНЫХ ЗАТРАТ
НА РЕМОНТ ОЛЕФИНОВЫХ УСТАНОВОК
J. J. Lee, B. H. Ye, H. Y. Jeong, Korea Petrochemical Industries Co, . Улсан, Южная Корея и F. J. Alanis,
I. Sinclair, N. S. Park, AspenTech UK Ltd., . Варрин тон, Вели обритания
Сочетание анализа процессов и обор дования с решениями поставщи ов может снизить апитальные затраты
Замена компрессоров, подающих хладагент на ус
тановки этилена и/или пропилена, и их приводных па
ровых турбин, влекут за собой крупные затраты при
ремонте и реконструкции олефиновых установок.
Иногда в целях расширения мощности могут потребо
ваться новые, более крупные кожухи и/или новые фун
даменты для компрессоров. В некоторых случаях этих
модификаций можно избежать путем тщательной оцен
ки интеграции теплоты, выделяемой в процессах, ко
личественной оценки фактических эксплуатационных
характеристик и исследования возможности перекон
струирования оборудования при проведении ТЭО ре
монтных работ. Кроме того, критически важное значе
ние для успешного осуществления проекта имеет ран
нее вовлечение в работу поставщиков компрессоров и
турбин и постоянный контакт с ними.
Исследования интеграции технологического тепла
(пинчанализ) позволяет идентифицировать возмож
ности изменения технологии с целью снижения по
требляемой мощности компрессоров, подающих хла
дагент, т.е. скорости объемного потока. Анализ эксп
луатационных характеристик оборудования определя
ет фактические возможности теплообменников, ком
прессоров, турбин и дистилляционных колонн. Эта
информация может быть использована для принятия
решений о способах оптимизации рабочих условий и
определения лучших вариантов инвестирования капи
тала в реконструированное или новое оборудование.
Предметом данной статьи является конкретный
пример недавней реконструкции установки по произ
водству этилена. Производители этилена, консультант
и поставщики оборудования совместно работали над
ТЭО с целью изменения исходной конструкции и со
здания новых рабочих условий, исключающих необ
ходимость замены компрессоров на установках эти
лена и пропилена.
СРОК СЛУЖБЫ ОЛЕФИНОВОЙ УСТАНОВКИ
Установки по производству этилена в течение свое
го срока службы не менее одного раза подвергаются
реконструкции для повышения производительности и
использования рыночной конъюнктуры. Объем рекон
струкции зависит от желаемого уровня повышения
производительности. «Ползучая» (текущая) реконст
рукция (повышение производительности вплоть до
15 %) включает в себя использование избыточных мощ
ностей (выше расчетных) путем внедрения более жес
тких условий эксплуатации, прогрессивных средств уп
100
равления процессом в реальном масштабе времени и
минимальной модернизации оборудования [1, 2].
После текущего ремонта более высокая степень по
вышения производительности («скачкообразный» ры
вок, как правило, на 40 % или выше) требуется для по
лучения приемлемой прибыли на инвестированный ка
питал. Крупные инвестиции могут потребоваться, ког
да обычная реконструкция осуществляется раздельно
по каждой позиции оборудования, ограничивающего
производительность посредством его модификации или
замены на более высокопроизводительное оборудова
ние. Часто высокие капитальные затраты в результате
такого подхода и/или большие сроки, требующиеся для
осуществления проекта, делают предлагаемый проект
модернизации непривлекательным.
Традиционный анализ экономической целесооб
разности проекта, осуществляемый с целью опреде
ления объема капитальных затрат на реконструкцию,
не включает в себя одновременно изменения в техно
логии, конструкции оборудования и условий эксплуа
тации, которые могут привести к снижению капиталь
ных и эксплуатационных затрат. Поэтому был разра
ботан альтернативный подход для восполнения упу
щенных возможностей в комплексном снижении ка
питальных и эксплуатационных затрат [3].
Этот альтернативный подход, также называемый
интегрированным подходом (integrated approach – IA),
применен более чем в 35 проектах, связанных с рекон
струкцией установок этилена, и экономические пре
имущества были наглядно продемонстрированы [4, 6].
Однако IAметод более подходит для проектов, связан
ных с текущими незначительными изменениями тех
нологии и условий эксплуатации, которые могут дать
существенное повышение производительности. Во всех
случаях IA предполагает следующее.
• Снижение капитальных в долл/фунт и энергети
ческих в БТЕ/фунт затрат.
• Повышение вероятности одобрения проекта и
санкционирования капитала благодаря минимизации
рисков и улучшению финансовой целесообразности.
ИНТЕГРИРОВАННЫЙ ПОДХОД
ДЛЯ МАЛОЗАТРАТНЫХ ПРОЕКТОВ
IAметод основан на глубоком понимании конст
рукции установки и ее технологических ограничений.
Такое понимание достигается в результате тщатель
ной оценки эксплуатационной готовности оборудова
ния, интеграции теплоты, выделяемой в процесс, и
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Увеличение производительности С2, %
из деметанизаторов позволил повы
сить производительность как комп
Понимание тепловой
Понимание э спл атационной отовности станов и
рессора, так и турбинного привода.
инте рации
Понимание ограничений уста
опытный
модель,
анализ рез льтатов
предварительный анализ
пробе
и вн треннее стройств
имитир ющая
опыт.
пробе
а,
и
тр
боновки.
Второй этап нового подхода
с высо ой
дистилляционной олонны
опытный пробе
пров. обвяз а и КИП
на р з ой
заключается в создании жесткой
имитационной модели установки.
предварительный прое т
Модель настраивают по результа
про ностичес ая
оцен а
имитационная
обор дования
модель
там опытного пробега и вносят кор
рективы с учетом изменений произ
водительности, сырья, выхода про
обор дование
варианты модифи ации и
для модифи ации
ре онстр ции, провер а
дуктов, расхода энергосредств,
и очередность
производительности
онта ты с
поставщи ами
включая температуру охлаждения
омпрессоров,
паровых т рбин,
воды. Это критически важная сту
Понимание о раничений
вн тренних
станов и
стройств олонн
пень в IA, поскольку модель должна
выбор ре онстр ции,
страте ия разработ и прое та
имитировать текущее состояние ус
(поэтапный или
инте рированный подход?)
тановки как базу для потенциаль
Работа с поставщи ами
оцен а затрат
обор дования
ных ограничений и возможностей
основного оборудования. На рис. 2
па ет до ментации
по ре онстр ции
приведен пример определения огра
станов и
ничений или резервной мощности
ротационного оборудования, необ
Рис. 1. Бло -схема ре онстр ции станов и по производств этилена с применением IA
ходимого для реконструкции уста
новки.
В этом конкретном примере турбина компрессора
для крекинггаза, компрессор для хладагента на уста
новке пропилена и паровая турбина – привод этого
Рез льтат оцен и
компрессора были испытаны в максимально жест
омпрессоров и т рбин
ких условиях, что позволило выявить их ограничен
ные возможности увеличения выходов С2. И, наобо
рот, компрессор, подающий хладагент на установку
этилена, и его паровая турбина имели некоторый ре
зерв мощности (скорость вращения ротационного
компрессора ниже максимальной в устойчивом режи
ме, а к.п.д. турбины ниже расчетного).
Т рбина
Т рбина
Т рбина
Компрессор С1
Примечание: оценка резервной мощности обору
омпрессора
омпрессора С3
омпрессора С2
Компрессор
Компрессор
Компрессор
дования
возможна только при условии включения ус
С3
С2
тановочного количества деталей в имитационную мо
дель. Например, основной компрессор и компрессор,
подающий хладагент, настроены по кривым эксплуа
Рис. 2. Резервная мощность ротационно о обор дования для
ре онстр ции станов и
тационных характеристик для прогнозирования ско
рости и эффективности при более высоких нагрузках
общего состояния установки. Типичная схема такого и/или различном давлении всасывания. Кривые экс
плуатационных характеристик, построенные по ре
комплексного подхода показана на рис. 1.
Понимание состояния установки. Исследование зультатам опытного пробега имитационной модели,
технической осуществимости и экономической целе позволяют более реалистично прогнозировать пове
сообразности проекта начинается со сбора данных по дение оборудования при разных нагрузках и/или в
результатам опытного пробега установки с высокой разных условиях процесса.
Понимание интеграции тепла, выделяемого на
нагрузкой. Анализ этих данных и их рассмотрение с
операторами установки в сочетании с рассмотрени установке. Установки этилена характеризуются вы
ем схем трубопроводной обвязки и КИП помогают сокой интеграцией, особенно в секции низкотемпе
лучшему пониманию текущего состояния установки ратурной сепарации, где технологические потоки, ди
и изменений в условиях эксплуатации. Он также по стилляционные колонны и системы охлаждения тер
зволяет на ранней стадии исследования идентифици мически интегрированы. Конструктивные особенно
ровать, смогут ли потенциальные изменения условий сти могут заключаться в теплообменниках и ребой
эксплуатации изменить производительность установ лерах дистилляционных колонн и в рекуперации теп
ки. Это важно, так как владелец установки получает ла или переохлаждении хладагента. В некоторых про
возможность вносить полезные изменения еще до цессах рекуперация тепла используется для сниже
ния расхода хладагента и обеспечения адиабатичес
окончания исследования.
Например, в одном из недавно проведенных иссле кого или механического расширения для генериро
дований было найдено, что дополнительный байпас на вания низких температур, необходимых для отбора
горячей стороне теплообменника ребойлера на одном целевых продуктов.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
101
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Высокий уровень интеграции приводит к комплек
сному взаимодействию между процессом и система
ми энергосредств, а также системами подачи хлада
гента. Рабочее давление в колонне влияет на сепара
ционную характеристику, гидравлику колонны, эксп
луатационные характеристики и площадь теплопере
дачи, необходимую для конденсатора/ребойлера.
Выбор уровня хладагента для предварительного
охлаждения влияет на производительность компрес
сора и требуемый размер теплообменников.
Давление всасывания компрессора влияет на его
производительность, профиль давления на всех сту
пенях процесса и на требуемую площадь теплопере
дачи. Нижеприведенные примеры подобных взаимо
действий показывают степень свободы. Сложность и
число возможных комбинаций на первый взгляд мо
гут показаться чрезмерными, а в действительности
задачу можно упростить и решить ее в ограниченный
период времени путем простого осмотра или методом
проб и ошибок, что может показаться трудо и время
емким.
РАБОТА С ПОСТАВЩИКАМИ ОБОРУДОВАНИЯ
Селективный пересмотр первичного проекта и пра
вильно примененная рекуперация тепла позволяет со
кратить потребность в понижении температуры ниже
температуры окружающей среды. Это разгрузит неко
торые или все ступени компрессора, подающего хла
дагент, что желательно, так как исключает необходи
мость модификации компрессора и его приводного аг
регата. Это предполагает оценку пересмотренной на
грузки на компрессоры для каждого проекта, связан
ного с модернизацией процесса; выбор оптимальной
комбинации процессов, высвобождающих большую
часть мощности, связанной с подачей хладагента, и про
изводительности технологического оборудования.
КОНКРЕТНЫЙ ПРИМЕР
Применение описанного выше IA оказалось очень
полезным в поиске и нахождении недорогостоящих
решений в нескольких проектах реконструкции уста
новок этилена. Корейская нефтехимическая компа
ния KRIC (Korea Petrochemical Ind. Co.) эксплуатиру
ет установку этилена мощностью 390 тыс. т/год в Ул
сане, Южная Корея. Установка, введенная в эксплуа
тацию в 1991 г., спроектирована на использование лег
кой нафты, газойля и С4 СНГ в качестве сырья с ре
циркуляцией этана. Первоначальная мощность уста
новки составляла 300 тыс. т/год, а после реконструк
ции в 2000 г., когда были модифицированы змеевики
печи, внутренние устройства дистилляционных ко
лонн и некоторые теплообменники, производитель
ность установки была увеличена на 30 %.
Все работы выполнены инженерами KRIC, приме
нившими IAметод с целью дальнейшего повышения
производительности до 470 тыс. т/год (на 20 %) в две
ступени с учетом максимальной производительности
печи. В соответствии с первоначальным планом пред
полагалось, что первый этап будет выполнен во время
остановки на ремонт и техническое обслуживание
установки в 2005 г. без определения окончательного
срока второго этапа, так как предусматривалась мо
102
дернизация ротационного оборудования для достиже
ния целей первого этапа (+10 %), на что требовалось
не менее 13 мес.
Однако бизнесобстановка изменилась, резко воз
росло региональное потребление этилена, поэтому
KRIC решила увеличить производство этилена, отка
завшись от первоначального двухступенчатого плана
и отдав предпочтение разработанной прогностичес
кой модели. Причем все модификации были выполне
ны без остановки на ремонт в 2006 г. В настоящее вре
мя установка эксплуатируется на полную мощность 470 тыс. т/год.
Экономический эффект оказался внушительным.
Общая годовая прибыль в результате применения
IAметода увеличения производства этилена и эко
номии энергии составила 16,1 млн долл. с окупаемос
тью капитальных затрат за 15,7 мес.
Перевел Г. Лип ин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Walz, R. and R. Zeppenfeld, «Steam Cracker Revamp Projects:
Challenges and Technologies», Fourth European Petrochemicals
Technology Conference, June 2627, 2002, Budapest, Hungary.
2. McDonald, R. V. and C. P. Bowen, «Recovery system to increase
ethylene plant capacity», Petroleum Technology Quarterly, Summer 2001.
3. Alanis, F. J. and I. J. Sinclair, «Understanding process and design
interactions: The key to efficiency improvements and low cost revamps
in ethylene plants», Fourth European Petrochemicals Technology
Conference, June 2627, 2002, Budapest, Hungary.
4. Choi, B. H., «Asset optimization: A better approach for energy
savings and capacity increase», Aspen World 2002, Washington, D.
C., October 2002.
5. Trivedi, K. K., et al., «Optimize a licensor’s design using pinch
technology», Hydrocarbon Processing, May 1996.
6. US Department Energy, of Office of Industrial Technologies, Energy
Efficiency and Renewable Energy, Project fact sheet «Ethylene process
design optimization», September 2001.
B. Ye (Б. Йе), руководитель отдела НИОКР KPIC,
ответственный за разработку энергосберегаю
щих, экономически выгодных проектов. Имеет
ученую степень бакалавра и магистра в нефтехи
мической технологии.
H. Jeong (Х. Йеонг), член группы YBJRH, занима
ющейся вопросами технологии реконструкции
установок по производству олефинов в KPIC.
Имеет ученую ступень магистра в химии и техно
логии получения полимеров.
F. Alanis (Ф. Аланис), главный консультант
AspenTech (Англия), ответствен за моделирование
процессов и проекты, связанные с внедрением
энергосберегающих технологий. Имеет ученые
степени магистра и PhD от Мексиканского уни
верситета (UMSNH) и Лондонского UMIST.
I. Sinclair (И. Синклер), советник AspenTech по
внедрению новых нефтехимических технологий.
Научный сотрудник IChemE (Англия).
N. Park (Н. Пак), советник AspenTech по внедре
нию новых нефтехимических технологий. Имеет
ученую степень магистра по проектированию тех
нологических установок в Сеульском универси
тете (Южная Корея).
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
ОПТИМИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ
ХАРАКТЕРИСТИК РЕАКТОРОВ
ПРИ ПОЛУЧЕНИИ
ТЕРЕФТАЛЕВОГО АЛЬДЕГИДА
S. B. Shin, S. P. Han, W. J. Lee, Y. H. Im, J. H. Chae, D. I. Lee, W. H. Lee, LG Chem, Ltd., Дейджеон,
Южная Корея, Z. Urban, Process System Enterprise, Ltd., Лондон, Вели обритания
Кр пнейшая химичес ая омпания Южной Кореи применяет инновационные методы моделирования для прое тирования высо опроизводительных реа торов
Группы исследователей LG Chem, Ltd. применили
гибридный способ моделирования для имитации раз
личных химических реакций, протекающих в процес
се получения терефталевого альдегида (terephthal
dehyde – TPAL). В описанном ниже конкретном при
мере показано, как расчетная гидродинамика
(computational fluid dynamic – CFD) и прогрессивные
методы моделирования процессов (advanced process
modeling – APM) применяются в сочетании для опти
мизации многотрубчатых реакторов с неподвижным
слоем катализатора в процессе получения TRAL.
ПРЕДПОСЫЛКИ
LG Chem, Ltd., крупнейшей химической компании
Южной Кореи, требовалось проектирование двух высо
копроизводительных многотрубчатых реакторов для двух
различных нефтехимических процессов (рис. 1). Основ
ным модулем системы является многотрубчатый катали
тический реактор со стационарным слоем. Конструкция
этого реакторного блока достаточно сложна и включает
в себя различные инновационные решения, которые не
обходимо учитывать при его проектировании.
Единственный способ достижения надежности и
эффективности работы является выполнение детальной
прогностической модели установки. CFDмодели обоих
реакторов уже были разработаны, но группа проекти
ровщиков осознавала тот факт, что комбинация хими
ческих каталитических реакций на трубчатой стороне
реактора со сложной гидродинамикой на стороне кожу
ха реактора является проблемой, которая не может быть
разрешена только гидродинамическими способами.
LG Chem, Ltd. использовала гибридный подход к
моделированию, заключающийся в сочетании про
мышленного CODпакета для моделирования на кожу
хотрубной стороне реактора и прогрессивного спосо
ба моделирования каталитических химических реак
ций и связанных с ними явлений на трубчатой сторо
не. Эти модели были выполнены одновременно, при
чем каждая модель рассчитывала основные входные
данные для программы другой модели.
Подробная прогностическая гибридная модель по
зволила проектировщикам количественно оценить
влияние основных проектных переменных на крити
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
Тр бы, заполненные
атализатором
II ст пень
ож ха
Охлаждающая
среда
Прод т
Инертный
материал
Вывод
хлада ента
Пере ород а
Слой
атализатора
3
Ввод хлада ента
Инертный
материал
Вывод
хлада ента
Слой
атализатора
2
I ст пень ож ха
Слой
атализатора
1
Инертный
материал
Ввод хлада ента
Реа енты
Слой атализатора
в тр бе
Рис. 1. Типичная мно отр бчатая онфи рация реа тора
чески важные показатели, в частности, на температур
ный профиль на кожухотрубной стороне реактора.
Например, появилась возможность исследовать влия
ние изменений геометрии перегрузок на такие аспек
ты, как температурный профиль в центрах различных
труб, коэффициенты теплопередачи на стенках труб,
повышение температуры в охлаждающей среде, пере
пад давления как на стороне кожуха, так и на трубча
той стороне реактора, профиль концентрации веществ
вдоль трубы и глубину конверсии в каждой трубе.
Оба реакционных процесса были важны в коммер
ческом отношении. Вариант 1 заключался в совершен
103
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Возд х
тов (см. рис. 2, В). Однако выход TRAL был слишком мал,
а термическая стабильность металлоксидных катализа
торов (необходимых для высокой селективности реак
ции TRAL) была недостаточна для экономически оправ
данного внедрения системы в промышленность.
После масштабных отборочных испытаний катали
заторов в сочетании с молекулярным моделировани
ем были отобраны новые бинарные и третичные ка
тализаторы на основе оксида вольфрама, обладающие
высокой эффективностью в процессе селективного
окисления параксилола с получением TRAL. Ниже
перечислены основные реакции, протекающие в про
цессе nксилола до TRAL.
Катализатор
Рис. 2. А. Техноло ичес ий процесс пол чения фталево о
альде ида (TRAL) (x = 1 или 2)
B. Процесс селе тивно о о исления пара- силола
с пол чением TRAL и PTAL
ствовании очень сложной существующей конструк
ции с целью оптимизации реакторного блока на но
вой установке. В результате достигнута равномерность
эксплуатации всего пучка труб высокоэффективного
реактора, что позволяет повысить степень конверсии,
лучше регулировать и увеличивать срок службы ката
лизатора. В варианте 2, описанном в данной статье,
речь идет о разработке аналогичного, но менее слож
ного высокопроизводительного реактора для произ
водства TRAL с меньшими капитальными и эксплуа
тационными затратами.
ПОЛУЧЕНИЕ ТЕРЕФТАЛЕВОГО АЛЬДЕГИДА
Терефталевый альдегид является перспективным
промежуточным продуктом для получения различных
полимеров: жидкостнокристаллических, электропро
водящих и специальных полимерных волокон. Он так
же является исходным материалом для получения тон
ких химических производных, включая циклогексан
диметанол парагидроксиметилбензойной кислоты, и
является первичным сырьем для производства флуо
ресцирующих отбеливающих агентов (рис. 2). Одна
ко, несмотря на многочисленные области его приме
нения, потребление его ограничено высокой стоимо
стью производства.
Селективное окисление параксилола до TRAL до
недавнего времени было одной из ключевых проблем в
катализе с селективным окислением. Промышленный
процесс получения TRAL (см. рис. 2, А) осуществляет
ся в две ступени: хлорировании параксилола и гидро
лизе хлорированных ксилолов. Этот способ неизбеж
но связан с использованием хлора и соляной кислоты токсичных и коррозионноагрессивных веществ, неже
лательных с точки зрения безопасности и воздействия
на окружающую среду. Эти соединения усложняют и
без того сложный процесс и в значительной степени
влияют на повышение стоимости TRAL.
Учитывая все эти факторы значительные усилия
были направлены на разработку процесса селективно
го окисления с применением астерогенных катализато
ров, а также параксилола и воздуха в качестве реаген
104
СОКРАЩЕННЫЙ ПЕРЕЧЕНЬ
ОСНОВНЫХ РЕАКЦИЙ
Основные реа ции
1. C6H4(CH3)2 + O2 → C6H4CH3CHO + H2O
2. C6H4(CH3)2 + 2O2 → C6H4CHOCHO + 2H2O
3. C6H4CH3CHO + O2 → C6H4CHOCHO + H2O
4. C6H4CH3CHO + 11/2 O2 → 8CO + 4H2O
5. C6H4CH3CHO + 19/2 O2 → 8CO2 + 4H2O
6. C6H4CHOCHO + 9/2 O2 → 8CO + 3H2O
7. C6H4CHOCHO + 17/2 O2 → 8CO2 + 3H2O
8. C6H4(CH3)2 + 2O2 → C6H5CHO + 2H2O + CO
9. C6H4(CH3)2 + 5/2 O2 → C6H5CHO + 2H2O + CO2
10. C6H4(CH3)2 + 5/2 O2 → C6H4CHOOH + 2H2O + CO
11. C6H4(CH3)2 + 3O2 → C6H4CHOOH + 2H2O + CO2
12. C6H4(CH3)2 + 13/2 O2 → 8CO + 5H2O
13. C6H4(CH3)2 + 21/2 O2 → 8CO2 + 5H2O
14. C6H5CHO + 9/2 O2 → 7CO + 3H2O
15. C6H5CHO + 8O2 → 7CO2 + 3H2O
16. C6H4CHOOH + 4O2 → 7CO + 3H2O
17. C6H4CHOOH + 15/2 O2 → 7CO2 + 3H2O
Основные омпоненты
C6H4(CH3)2
:пара- силол
:бензальде ид
C6H5CHO
C6H4CH3CHO
: пара- идробензольде ид
C6H4CHOOH
: тол иловый альде ид
C6H4CHOCHO : терефталевый альде ид
Этот новый катализатор обладает превосходной
термической стабильностью и может обеспечить мас
совое производство TRAL высокой степени чистоты
при низких производственных затратах.
С появлением новых катализаторов началась раз
работка проектов с применением многотрубчатых
реакторов и ступеней сепарации и очистки для про
изводства TRAL. При конструировании реактора был
применен хорошо зарекомендовавший себя способ
гибридного моделирования.
МНОГОТРУБЧАТЫЕ РЕАКТОРЫ
Многотрубчатые реакторы (multitubular reactor MTR) широко применяются в нефтехимической и
нефтеперерабатывающей промышленности для ката
литических реакций в стационарном слое. Однако их
эксплуатация очень сложна и трудоемка. MTR может
содержать большое число труб, наполненных катали
затором в одном кожухе иногда до 20 тыс. и более.
Каждая труба, как правило, заполняется нескольки
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
ми сортами катализатора с прослойками инертного
материала для проведения различных реакций в раз
ных секциях трубы. Кожух может быть разделен на
множество камер, в каждой из которых поддержива
ется разная средняя температура, соответствующая
температуре в соответствующей секции трубы. Типич
ная конфигурация MTR представлена на рис. 1.
Реакции в слое катализатора, содержащегося в тру
бах, строго экзотермичны. Для гарантии стабильной
работы и высокой производительности промышлен
ной установки рекомендуется детальное моделирова
ние с целью определения взаимодействий между сто
ронами (кожухом и трубами) на ранней стадии деталь
ного проектирования.
Высокоточное гибридное моделирование может
дать значительные конструктивные и эксплуатацион
ные преимущества. Оно, например, может обеспечить
соответствующий аксиальный температурный про
филь, благоприятствующий реакциям, протекающим
в соответствующих секциях труб, и поддержание рав
номерного температурного профиля по всему пучку
труб, т.е. все реагенты со стороны труб подвергаются
воздействию аналогичных температур.
Оптимальное распределение температуры обеспечи
вает более высокий общий температурный режим, бо
лее глубокую конверсию и производительность, а так
же более продолжительный срок службы катализатора.
Таким образом хорошая конструкция достигается
благодаря внесению поправок в ключевые аспекты
геометрии кожухотрубного пучка для обеспечения
оптимального контроля температуры жидкости со сто
роны кожуха реактора. Цель заключается в устране
нии опасных участков перегрева (участков со значи
тельно более высокими температурами, чем на смеж
ных участках).
Для достижения такого режима необходимо точно
рассчитать температуру в каждой точке реактора. Для
этого требуется проведение анализа гидродинамики
на стороне кожуха для точного вычисления коэффи
циентов теплопередачи. Реакции, протекающие в тру
бах (находящихся под воздействием температуры
жидкости), также должны быть исследованы для точ
ного вычисления температур стенок труб при расчете
теплопередачи на установке. Оба этих эффекта долж
ны рассматриваться одновременно.
МНОГОТРУБЧАТЫЕ РЕАКТОРЫ
ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ TRAL
Геометрия многотрубчатого реактора со стацио
нарным слоем катализатора для нового процесса TRAL
проста. Она состоит из одиночной камеры кожуха,
имеющей 5 000 труб, наполненных одним катализато
ром, пригодным для реакции с низким выделением
тепла и небольшой производительности. Общая гео
метрия реактора аналогична геометрии обычных теп
лообменников кожухотрубного типа, но с зоной труб
в центре реактора. Реагирующий газ поступает через
нижнюю часть реактора (рис. 3).
Структура кожуха и свойство хладагента рассчи
таны на обеспечение температурных условий для ос
новных реакций в слое катализатора на трубчатой сто
роне реактора. Поток хладагента канализируется от
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
Тр бы
Тр бная
решет а
Прод т
Прод т
Выход
хлада ента
Дис овая
пере ород а
Тороидальная
пере ород а
Катализатор
1
Инертный
материал
Тр бная
решет а
Ввод
хлада ента
Инертный
материал
Газообразный
реа ент
Рис. 3. Конфи рация мно отр бчато о TRAL реа тора
ражательными перегородками тороидального и дис
кового типов, расположенными альтернативно вдоль
длины реактора. Размеры и расположение этих внут
ренних устройств имеют чрезвычайно важное значе
ние. Неточные решения могут привести к нарушению
нормальной работы реактора. В результате данного
исследования было показано, что эксплуатационные
характеристики реактора очень чувствительны к не
которым изменениям геометрии внутренних уст
ройств, что в традиционной методологии проектиро
вания выявить невозможно, но метод гибридного мо
делирования делает это возможным.
ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДА
ГИБРИДНОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ
Оба проекта были связаны с созданием высокоточ
ной модели, которая объединила промышленный па
кет расчетной гидродинамики (CFD) с прогрессивным
промышленным моделированием процессов (APM) и
математическим средством моделирования. Высоко
точные прогностические модели, необходимые для
успешного проектирования MTR, могут привести к
результату, нуждающемуся в одновременном реше
нии сотен, тысяч или даже миллионов уравнений. При
этом важно применение средств математического
обеспечения инновационным способом, позволяю
щим получать высокоточные прогностические резуль
таты в разумных временных рамках, что является клю
чевым аргументом в оправдании преимуществ спосо
ба гибридного моделирования.
Гибридный CFDAPMподход позволяет одновре
менно рассматривать различные микромасштабные
явления в трубчатой стороне реактора, например,
105
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Внетр бная зона
Нар жные размеры
тр бы
Вывод
хлада ента
Дис овая
пере ород а
Тороидальная
пере ород а
Ввод
хлада ента
Рис. 4. Схема ож ха мно отр бчато о реа тора, на оторой
по азаны дис овые и тороидальные пере ород и
химическую реакцию, адсорбцию, массо и теплопере
нос в каталитических слоях (включая диффузию и ре
акцию внутри частиц катализатора, стойкость к тепло
передаче на границе между слоями и макромасштаб
ную гидродинамическую механику на стороне кожу
ха, например, распределение потока хладагента и теп
лопередачу в сложных геометрических зонах [4, 5, 6].
Промышленное устройство сопряжения (интер
фейс) осуществляет передачу информации между
моделями CFD и APM. Метод гибридного моделиро
вания успешно применяется в проектировании реак
торов частичного окисления, а также в процессах GTL
(газвжидкость) по ФишеруТропшу. Аналогичный
подход также используется при моделировании про
мышленного процесса кристаллизации и аэробных
биореакторов для изучения взаимодействия между
потоком жидкости и биологическими реакциями.
CFD-МОДЕЛЬ
В проекте TRAL была использована трехмерная
модель CFDреактора для камеры кожуха с перегород
ками тороидального и дискового типов (рис. 4).
Пучок труб представлен в виде пористой среды, а
вся зона труб, как единый виток ячеек. Ячеистая гео
метрия TRAL реактора состояла из почти 500 тыс. че
тырехугольных ячеек.
МОДЕЛЬ APM
Для вычислений на трубчатой стороне реактора была
построена двухмерная монотрубчатая модель (рис. 5),
обобщившая варианты имевшихся в библиотеке моде
лей каталитических факторов со стационарным слоем
[7]. Эти библиотечные модели содержат принципиаль
ные модели фундаментальных химических явлений,
включая диффузию реагентов и продуктов между жид
костью (в объеме) и катализатором и диффузию внутри
частиц катализатора. Они также содержат точные зави
симости для внутрислойной теплопередачи и теплопе
редачи от слоя к стенке реактора. Библиотечные модели
были расширены для включения термоокислительных
реакций, протекающих одновременно со стандартными
каталитическими реакциями.
ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ ОЦЕНКА МОДЕЛИ
Для MTR эксплуатационная оценка модели, как
правило, связана с оптимизацией кинетической моде
106
ли для каталитических реакций, протекающих в оди
ночной трубе, и для определения параметров, которые
ближе всего соответствуют экспериментальным дан
ным, полученным в устоявшемся или динамическом
режиме. Эксперименты должны проводиться в жест
ко регулируемых, предпочтительно изотермических,
условиях, обеспечивающих эффект, представляющий
наибольший интерес. Если эксперименты проведены
правильно, то параметры, определенные таким спосо
бом, будут справедливы для процессов, осуществляе
мых на установках любых масштабов, что было бы
невозможно при проведении экспериментов на более
сложной промышленной установке.
При достаточном уровне информации, полученной
в экспериментальных исследованиях, константы ско
рости (энергия активации и преэкспоненциальный
фактор в уравнении Аррениуса) и константы равно
весия адсорбции (теплота адсорбции и преэкспонен
циальный фактор в уравнении ванГоффа) могут со
отвествовать с высокой точностью. Этот подход дает
точную информацию для модели во время последую
щего моделирования и оптимизации.
Для случая, связанного с получением TRAL, ряд
экспериментов был проведен на пилотных установках,
оснащенных монотрубчатым реактором со стационар
ным слоем катализатора. Были измерены такие пере
менные процесса, как температурный профиль вдоль
центра трубы и концентрация каждого химического
соединения в двух положениях слоя катализатора.
Термическое и каталитическое окисление следует
рассматривать одновременно. Для соответствия точ
ным параметрам LG Chem, Ltd. провела две серии эк
спериментов: одну только для термического окисле
ния с загрузкой инертного материала, вторую для «ре
ального» случая, используя как термическое, так и
каталитическое окисление, происходящее в плотном
слое катализатора.
На рис. 5 показано экспериментальное лаборатор
ное устройство, используемое для определения тер
мического и каталитического окисления. Трубу, на
полненную единичным катализатором, погружают в
хорошо регулируемую баню с хладагентом по воз
можности в изотермических условиях. Показания
температуры снимают вдоль центра трубы и у стенок
рубашки.
При сравнении температурных профилей вдоль
центра трубы в разных экспериментальных условиях
со значениями, полученными с помощью прочностной
каталитической (трубчатой) модели. Выяснилось, что
между экспериментальными и прогнозируемыми зна
чениями для всех вариантов существует хорошая кор
реляция. Выполненные эксперименты позволили по
лучить точные значения параметров.
КОМБИНИРОВАННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ
После определения значений основных параметров
на основании экспериментальных данных была созда
на и использована гибридная модель TRALреактора для
имитирования и оптимизации конструкции промыш
ленного реактора. CFD и реакционная модели были
связаны с помощью запатентованного интерфейса, от
ветственного за осуществление контроля, передачу дан
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Се ции тр бчато о слоя
Модель слоя
атализатора
Источни
001
Распределительное
стройство 001
Гран лированный
атализатор
Фи сированный
хлада ент
Сто (слив)
Газообразное
сырье
Температ ра
печи
Температ ра
расплавленной
соли
Модели хлада ента
связаны с CFD-па етом
Точ а онтроля
температ ры
Рис. 5. Модель тр бчато о слоя для варианта 2; в варианте 1
мно о та их се ций были объединены, причем в аждой се ции содержались разные атализаторы и разные инертные
материалы
ных и распределение данных между CFD и соответству
ющими точками на поверхности «представительной
трубы» в реакционной модели. Этот интерфейс также
вычислял источники тепла для CFмодели и силы, дей
ствующие на теплопередающую среду в кожухе реак
тора. Информацию о конфигурации интерфейса пере
давали через простой текстовой файл, в котором пере
числялся ряд представительных труб, координаты пред
ставительных труб в горизонтальном сечении кожуха,
по длине и диаметру труб, конфигурации потоков (пря
моточные или противоточные).
В данной работе были использованы 144 предста
вительные трубы, каждая из которых представляла
намного большее число соседних труб в пределах пуч
ка труб.
Комбинированная модель была выполнена с интер
фейса пользователя CFD, тогда как модели реакций,
протекающих в трубах, обеспечивали базу для сравне
ния. С помощью этого подхода проектировщики могли
легко вносить изменения в геометрию реактора и ко
личественно определять эффекты этих изменений.
Во взаимодействии между двумя моделями CFD
модель обеспечивала точные данные по температуре
жидкости на стороне кожуха, опираясь на детальную
гидродинамику. Эти данные передавались на трубча
тые модели, давая им возможность с высокой точнос
тью вычислять экзотермические реакции и передачу
тепла, образующегося в слое, через слой и стенки труб.
Эта информация была использована для обеспечения
CFDмодели данными по источникам тепла.
При сравнении моделей рассматривались такие
параметры, как диаметр реактора, размер окон в пе
регородках, расстояние между перегородками, внут
ренними и наружными предельными размерами труб,
скорость подачи и температура хладагента, размеще
ние труб, расстояние между смежными рядами и т.д.
Результаты. С помощью гибридной модели были
изучены проблемы влияния высоты слоя катализато
ра и скорости подачи сырья с целью определения оп
тимальной высоты реактора. Кроме того, эта модель
была затем использована для определения преиму
ществ многоступенчатой структуры кожуха реактора,
причем найдено, что одноступенчатая структура дос
таточна для данного конкретного случая. И, наконец,
детальная геометрия 3Dбанка труб и структура пере
городок были определены в результате исследования
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 8 • ав ст 2007
Сито
Газообразные
прод ты
Рис. 6. Монотр бчатое э спериментальное стройство для сбора точной информации по температ рным профилям и онцентрациям перед определением параметров
многих альтернативных вариантов. Для данной статьи
результаты, полученные в «плохом» варианте, и ре
зультаты, полученные в «оптимальном» варианте, при
ведены в зависимости от длины реактора и конфигу
рации кожуха, определенных в первых двух исследо
ваниях. Значения и результаты исследований норма
лизованы по соображениям конфиденциальности.
При распределении скорости течения хладагента
по кожуху в вертикальном сечении реактора скорость
приближается к максимуму вокруг кромки тороидаль
ной перегородки. В оптимальном варианте более уз
кое окно в тороидальной перегородке способствует
повышению скорости потока жидкости и, следова
тельно, улучшает теплопередачу.
При распределении давления хладагента в кожухе
реактора в оптимальном варианте перепад давления
выше, чем в «плохом» варианте конструкции, так как
более высокое сопротивление течению обусловлено
более узкими окнами в перегородках. С точки зрения
капитальных и эксплуатационных затрат в перспекти
ве перепад давления обычно должен быть минимизи
рован в диапазоне нормальных эксплуатационных ха
рактеристик. Однако в данном случае оптимальной
была признана конструкция с более высоким перепа
дом давления, так как высокая производительность ре
актора важнее, чем незначительное увеличение затрат.
При распределении коэффициента теплопередачи,
рассчитанного в зависимости от направления и ско
рости потока жидкости в локальных зонах, отмечает
ся, что в «плохом» варианте зоны низкого коэффици
ента теплопередачи отчетливо находятся ближе к цен
тру и вдоль центра реактора. В оптимальном случае
реакционные трубы около центра имеют высокие ко
эффициенты теплопередачи.
107
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
На рис. 6 показано влияние описанных выше фак
торов на основную цель исследования распределе
ние температуры вдоль центра каждой трубы, напол
ненной катализатором. В «плохом» варианте видны
заметные температурные градиенты в пучке труб для
труб, находящихся в одинаковом аксиальном положе
нии. В результате рассмотренных корректировок
внутренних устройств в оптимальном варианте наблю
даются фактически равномерные радиальные темпе
ратурные профили. Следовательно, реагенты во всех
трубах подвергаются очень схожим внешним услови
ям в любом поперечном сечении реактора без расхож
дений в интенсивности реакций, возникающих изза
радиального положения трубы в пучке труб. Кроме
того, реакции, протекающие в трубах, и, следователь
но, конверсия практически одинаковы для всех труб
в пучке.
Глубокое понимание преимуществ, которые могут
быть достигнуты от внедрения результатов исследо
вания, создает условия для ведения процесса при бо
лее высоких температурах в реакторе с целью углуб
ления конверсии, исключая потенциальный риск об
разования участков перегрева, особенно около цент
ра и стенок на входе в реактор, ускоряющих разруше
ние и дезактивацию катализатора.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Гибридная модель позволила исследовать различ
ные варианты конструкции реактора для получения
терефталевого альдегида в кратких временных рамках
и принимать обоснованные решения, опираясь на
высокоточные количественные данные. Информация,
полученная в результате исследования, была исполь
зована для определения окончательной геометрии
внутренних устройств реактора с высокими эксплуа
тационными характеристиками, а также для получе
ния важной информации, в частности, по мощности
циркуляционного насоса для хладагента.
Оптимальная конструкция реактора обеспечивает
улучшенную теплопередачу, ведущую к равномерным
реакциям во всех трубах в реакторе, благодаря чему
повышаются регулируемость, гибкость в эксплуата
ции реактора, и увеличивается срок службы катали
затора. Гибридная модель является самой эффектив
ной с точки зрения исходных капитальных и эксплуа
тационных затрат.
После выполнения основной работы по модифика
ции внутренних устройств были продолжены иссле
дования, в результате которых было найдено, что экс
плуатационные характеристики реактора могут быть
еще улучшены путем оптимизации распределения
хладагента и сырья перед их подачей в реактор. Ис
следования в области распределительных устройств
первоначально проводили путем имитации 3D CFD и
затем полные эффекты были оценены с помощью гиб
ридного моделирования.
Метод гибридного моделирования успешно приме
няется в проектировании высокоэффективных много
трубчатых реакторов и, в более широком плане, для
разработки и обоснования инновационных технологий.
Перевел Г. Лип ин
108
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Lim, Y. S., S. H. Jung, S. T. Hong, S. M. Jung, J. Kim, J. H. Chae and
W/ H/ Lee, «A structural analysis of WSb mixed oxide catalyst»,
Applied Surface Science, Vol. 252, pp. 976980, 2005.
2. Lee, W. H., S. U. Lee, K. H. Kim, Y. S. Lim, J. H. Chae, H. K. Yoon
and D. I. Lee, «Selective oxidation of pxylene to terephrhaldehyde
(TRAL) on WSb oxides», Studies in Surface Science and Catalysis,
Vol. 159, pp. 6166, 2006.
3. Lee, W. H., J. H. Chae, D. I. Lee, H. K. Yoon and I. K. Park, «New
catalyst for selective oxidation of pxylene to terephrhaldehyde»,
TOCAT 5, Tokyo, July 2006.
4. Urban, Z., T. Ishikawa and Y. Natori, «3D Modeling of a Multitubular
Catalytic Reactor using CFXgPROMS Hybrid Approach», DERC
MiniSymposium, 1997.
5. Urban, Z. and L. Liberis, «Hybrid gPROMSCFD Modeling of an
Industrial Scale Crystalliser wirh Rigorous Crystal Nucleation and
Growth Kinetics and a Full Population Balance», Chemiputers 1999
Conference, Dьsseldorf, Germany.
6. Bezzo, F., S. Macchietto and C. C. Pantelies, «General Hydrid
Multizonal/CFD Approach for Bioreactor Modeling», AIChE Journal,
Vol. 49, p. 2, 133, 2003.
7. Process Systems Enterpirise, gPROMS Advanced User Guide,
Process Systems Enterprise Ltd., London, 2003.
S. B. Shin (С. Шин), старший научный сотрудник LG Chem/
Research Park с 10летним опытом в области анализа и проекти
рования различных химических процессов и установок. Имеет
ученые степени бакалавра и магистра.
S. P. Han (С. Хан), главный инженер проекта LG Chem/Research
Park, специалист по гибридному моделированию реакторов. Уча
ствовал в 150 проектах в области нефтехимии, информационных
технологий, топливных элементов и др. Имеет ученую степень
PhD в химической технологии.
W. J. Lee (В. Дж. Ли), старший научный сотрудник LG Chem/
Research Park. Имеет ученую степень PhD Техасского универси
тета в направлении исследований катализаторов, кинетики хи
мических реакций.
Y. H. Im (У. Х. Им), старший научный сотрудник LG Chem/Research
Park, участвовал в более чем 100 проектах, связанных с анализом и
конструированием оборудования нефтехимических процессов,
промышленных материалов и т.д. Имеет ученую степень PhD.
Z. Urban (З. Урбан), главный консультант в Process Systems
Interprise (PSE), Ltd., Лондон, специализируется в моделировании
прогрессивных химических процессов. Имеет ученую степень
магистра Варшавского технологического университета.
J. H. Chae (Дж. Х. Че), главный научный сотрудник LG Chem/
Research Park, специализируется в разработке каталитических
процессов. Имеет 10летний опыт в риформинге нафты, катали
тическом крекинге нафты и частичном окислении алкиларома
тики. Имеет ученую степень PhD.
D.l. Lee (Д. Ли), инженерисследователь LG Chem/Research Park.
Он защитил степень магистра в области химии в университете
химических технологий Pohang. В настоящее время мр Ли зани
мается исследованиями каталитических процессов.
W. H. Lee (В. Х. Ли), вицепрезидент и научный сотрудник LG
Chem/Researeh Park. Мр Ли занимается вопросами разработки
промышленных катализаторов для процессов селективного окис
ления. Мр Ли внес значительный вклад в разработку этих сис
тем для получения фталевого альдегида. Мр Ли имеет ученую
степень по философии.
№ 8 • ав ст 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Документ
Категория
Техника молодежи
Просмотров
858
Размер файла
9 325 Кб
Теги
нефтегазовых, 2007, технология, 1056
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа