close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

1069.Нефтегазовые технологии №8 2008

код для вставкиСкачать
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НЕФТЕ ГАЗОВЫЕ
®
С О Д Е Р Ж А Н И Е
НЕФТЬ МИРА
World Oil
Научно-технический журнал
Издается с 1979 г.
Рег. ПИ № 77-14588 от 07.02.03
Учредитель:
Издательство «Топливо и энергетика»
В.Ю. Красик Генеральный директор
Г.М. Ясенев Директор
Л.В. Горшкова Зам. директора
Редакция:
Л.В. Федотова
А.В. Романихин
Н.В. Кутасова
Л.С. Борисова
Е.М. Сапожников
Главный редактор издательства
Главный редактор журнала
Научный редактор
Редактор
Верстка
Россия, 109 029, Москва, ул. Скотопрогонная, 29/1
Телефон (495) 670-7481
e-mail: art@ogt.su
e-mail: catalog_publ@mtu-net.ru
www.ogt.su
ЧТО ПРОИСХОДИТ В НЕФТЯНОЙ
И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ........................ 3
Бурение
A. F. Harun
ТЕСТИРОВАНИЕ ПОДВОДНЫХ НЕФТЯНЫХ
СКВАЖИН В МЕКСИКАНСКОМ ЗАЛИВЕ................ 9
Геология
R. Sarmiento, T. Johns, C. Vito
УЛУЧШЕНИЕ ОЦЕНКИ БЛАГОДАРЯ
4С-СЕЙСМИЧЕСКИМ ДАННЫМ.......................... 17
D. McConnell, J. Gharib, J. Henderson,
H.-W. Anderson Danque, A. Digby, D. Orange
ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ
ГЛУБОКОВОДНОГО БАССЕЙНА.......................... 22
Добыча
K. H. Kuhl
ОБЗОР МАТЕРИАЛОВ КОНФЕРЕНЦИИ
ОТС 2008 ........................................................... 27
Европейские технологии
ОБЗОР ЕВРОПЕЙСКИХ ТЕХНОЛОГИЙ ............... 31
НТНР-скважины
J. Downs
ОПЫТ БУРЕНИЯ НТНР-СКВАЖИН
В СЕВЕРНОМ МОРЕ . ......................................... 57
ОТРАСЛЕВАЯ СТАТИСТИКА................................ 61
Gulf Publishing Company
Part of Euromoney Institutional Investor PLC.
Other energy group titles include:
World Oil®, Hydrocarbon Processing®
and Petroleum Economist
John D. «Rusty» Meador President/GEO
Alexandra Pruner Senior Vice President
Mark Peters Vice President
Houston Office:
Mailing Address: P.O. Box 2608
Houston, Texas 77252-2608,U.S.A.
Phone: +1 (713) 529-4301,
Fax: +1(713) 520-4433
www.worldoil.com
London Office:
P.O. Box 105
Baird House 15/17 St. Cross Street
London EC1N 8UW
Phone: +44 (0) 20 7831 5588,
Fax: +44 (0) 20 7831 4557
© 2008 by Gulf Publishing Co. All rights reserved.
© 2008 Издательство «Топливо и энергетика».
Перепечатка, все виды копирования и воспроизведения
публикуемых материалов возможны
только с письменного разрешения редакции.
Редакция оставляет за собой право
сокращения присылаемых материалов.
Мнение редакции не всегда совпадает
с мнением авторов материалов.
На первой странице обложки:
Проверка работы оборудования
на заводе компании Mieko Mahi.
(www.energyimages.com)
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
HYDROCARBON PROCESSING
КОРОТКО О РАЗНОМ.......................................... 64
Разработки
K. Swift, M. Gilchrist Moore
ПЕРСПЕКТИВЫ ХИМИЧЕСКОЙ
ПРОМЫШЛЕННОСТИ МИРА............................... 75
J. Jordan
ПЕРСПЕКТИВЫ МИРОВОГО
ПРОИЗВОДСТВА МЕТАНОЛА ............................. 82
M. Jensen, J. Hain, A. Myers, A. Hummel
МОДЕРНИЗАЦИЯ КАТАЛИЗАТОРОВ
ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА ПОЛИОЛЕФИНОВ . ......... 87
M. J. Talman, C. Eng
НОВЫЕ СИСТЕМЫ ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА
ОЛЕФИНОВ........................................................ 90
P. L. Nezami
НАГРУЗКА
НА РЕКТИФИКАЦИОННУЮ КОЛОННУ ................ 95
Управление
G. Alevizos
ПОПОЛНЕНИЕ ШТАТА ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ
ПРИБЫЛЬНОСТИ НПЗ ..................................... 100
THE EXPRO GROUP ............................................104
Фото предоставлено
Mieko Mahi
Подписано в печать 01.08.2008. Формат 60х90/8. Бумага мелованная. Печать офсетная. Печ. л. 13. Общий тираж 2000 экз. Зак.
Отпечатано в ФГУП «ПИК ВИНИТИ». 140010, Россия, Люберцы, 10, Октябрьский пр-кт, 403
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
WORLD Oil, Vol. 229, № 3, 4 – 2008
A. F. Harun, BP America
OILWELL TESTING IN A GOM
LONG-DISTANCE SUBSEA TIEBACK
R. Sarmiento, EOG Resources, Inc., Houston;
T. Johns, C. Vito, Western Geco, Gatwick, UK
USING 4C SEISMIC DATA
TO IMPROVE PROSPECT APPRAISAL:
A CASE STUDY FROM OFFSHORE TRINIDAD
D. McConnell, J. Gharib,
J. Henderson, H.-W. Anderson Danque,
A. Digby, AOA Geophysics, Inc.;
D. Orange, Black Gold Energy
SEEP-HUNTING IN DEEPWATER
FOR PROSPECTIVITY ASSESSMENT
K. H. Kuhl, technical editor WO
OTC 2008 WILL FOCUS ON CHANGES
IN TECHNOLOGY AND THE WORKFORCE
J. Downs, Cabot Special Fluids
SEVEN YEARS OF SUCCESSFULLY
CONSTRUCTING DIFFICULT
NORTH SEA HTHP WELLS USING
CESIUM FORMATE BRANE
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Нефть мира
ЧТО ПРОИСХОДИТ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЕННОСТИ
K. H. Kuhl, научный редактор WO
РАЗРЕШЕНИЕ НА СТРОИТЕЛЬСТВО
ТРУБОПРОВОДА KEYSTONE
Государственный департамент США (US State
Department) дал разрешение компании TransCanada
на строительство трубопровода Keystone на границе
США и Канады. Начало сооружения трубопровода
намечено на вторую половину 2008 г.
РЕКОРДНАЯ ДОБЫЧА ИРАНА
НА ШЕЛЬФЕ
В марте 2008 г. добыча сырой нефти на шельфе Ирана достигла рекордных результатов
(723 тыс. брл/сут). Последний рекордный показатель, зарегистрированный четыре года назад, составил 716 тыс. брл/сут.
КОРРЕКТИРОВКА
НАЛОГОВОЙ ПОЛИТИКИ
В НОВОЙ ЗЕЛАНДИИ
Правительство Новой Зеландии объявило о принятии Постановления (дополнительно к Закону о
налогах) в связи с недостачей значительной суммы налогов за разработку ресурсов нефти и газа.
«В соответствии с существующим законом компании, разрабатывающие месторождения Новой
Зеландии, могут корректировать свои затраты на
операции в других странах с доходами от операций
в Новой Зеландии, – заявил министр финансов
П. Дунн. – Это означает, что налоги за разработку
месторождений Новой Зеландии поступают в казну
в меньшем объеме, чем планируется экономистами страны. Новое постановление принято в связи с
прогнозирующимся ростом добычи нефти в стране
и, соответственно, повышением налогов», – добавил министр.
ВОССТАНОВЛЕНИЕ ТРУБОПРОВОДА
В ЭКВАДОРЕ
В начале марта 2008 г. Министр нефтяной промышленности Эквадора Г. Чирибога объявил о возобновлении добычи нефти и восстановлении ее
транспортировки по трубопроводу. В конце февраля
2008 г. отрезок трубопровода, проложенный по берегу, был поврежден сильными волнами. Г-н Чирибога отметил, что трубопровод работает на полную
мощность и добыча восстановлена в полном объеме
(510 тыс. брл/сут).
ОДОБРЕНИЕ ПЛАНОВ ONGC
Правительство Индии одобрило планы государственной компании Oil & Natural Gas Corporation
(ONGC) относительно покупки 40 % активов San
Cristobal Field (Венесуэла). Стоимость сделки составит 365 млн долл. В эту сумму включены премия,
составляющая 174 млн долл. и капитальные затраты,
составляющие 182 млн долл.
№8 • август 2008
ЛИЦЕНЗИОННЫЙ РАУНД
НА УЧАСТКИ МЕКСИКАНСКОГО ЗАЛИВА
Лицензионный раунд, на котором были предложены морские участки, привлек более 3,7 млрд
долл. Первый лицензионный раунд на участки
центральной части Мексиканского залива 206
привлек 3,68 млрд долл. До настоящего времени
это была рекордная сумма, затраченная на приобретение участков Мексиканского залива. На
этом раунде Служба по природным ресурсам США
(Mineral Management Service – MMS) предложила
85 компаниям 1057 лицензий. На 224 раунде MMS
предложила 6 компаниям 58 лицензий на участки
восточной части Мексиканского залива. На приобретение этих участков было затрачено 64 млн долл.
Большая доля затрат (37,5 %) принадлежит компаниями Луизианы, Миссисипи, Алабамы и Техаса.
Максимальная сумма, вложенная компаниями
Anadarko E&P, Murphy E&P и Samson Offshore (на
раунде 206) в приобретение разведочной лицензии, составила 105,6 млн долл.
СОГЛАШЕНИЕ
НА РАЗРАБОТКУ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
ПРИРОДНОГО ГАЗА
Компании Gasprom, Total и StatoilHydro подписали соглашение о совместной разработке месторождения природного газа Штокман. Соглашение включает разработку первого этапа. В первый этап входит
техническое обеспечение проекта, финансирование,
разработка и сооружение мощностей, которые будут
размещены в российском секторе Баренцева моря. В
соответствии с данными разведки запасы месторождения, расположенного в российской части Баренцева моря составляют 134,19 трлн фут3 природного газа
и примерно 37 млн т конденсата. «Штокман станет
первым крупным месторождением в арктическом
регионе, которое будет разрабатываться в суровых
условиях», – отметил Г. Лунд, главный исполнительный директор StatoilHydro.
СОКРАЩЕНИЕ ДОБЫЧИ
В НИГЕРИИ
В соответствии с предварительной оценкой
Nigerian National Petroleum Corporation (NNPC) добыча нефти в Нигерии сократится на 600 тыс. до
1 млн брл/сут. Сокращение добычи произошло
вследствие активизации террористических группировок в дельте р. Нигер. По сообщению специалистов убытки компании составили 90 млн долл/сут.
РАСТОРЖЕНИЕ ДОГОВОРА
В ЭКВАДОРЕ
Как сообщил представитель администрации страны Х. Гарайко, Эквадор расторг договор с бразильской компанией Petrobras по причине выявления
нелегальных операций с добываемой на участке 18
(месторождение Пало Азул) нефтью. Компании при
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
дется декларировать незаконные операции. По сообщению Х. Гарайко, Petrobras скрывала от правительства примерно 40 % добычи.
ДОГОВОР МЕЖДУ GAZPROM
И БОЛИВИЙСКОЙ КОМПАНИЕЙ
В середине марта 2008 г. Gasprom подписала соглашение с боливийской компаний YPFB на реализацию проекта разведки и разработки месторождения
природного газа в Боливии. Контроль реализации
проекта будет осуществлять компания YPFB. Компании будут осуществлять операции на участке Сансал
в богатой газовой провинции Тариха на юге Боливии.
Президент YPFB С. Рамирес заявил, что по предварительным данным запасы месторождения составляют
48 трлн фут3 газа.
ПЕРЕНОС СРОКА ВВОДА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ
ТРУБОПРОВОДА БАКУ–КЕЙХАН
Компания Tengizchevroil, первый проект Chevron
в Казахстане, вновь отложила ввод в эксплуатацию
нефтепровода Баку – Кейхан (Baku – Ceyhan). Этот
шаг был предпринят из-за того, что не были точно определены размеры доли компании и других проблем.
Трубопровод Baku – Ceyhan с пропускной способностью 1 млн брл/сут, построенный компанией ВР,
транспортирует нефть с месторождения Азери (Каспийское море) в средиземноморский порт Турции
Кейхан. «Окончательные соглашения не достигнуты
по ряду проблем, в основном коммерческих, за исключением срока ввода трубопровода в эксплуатацию (2008 г.). В настоящее время активно ведутся переговоры, и мы надеемся приступить к эксплуатации
трубопровода уже в 2008 г.», – отметил представитель государственной нефтяной компании Азербайджана Socar.
ДОГОВОР МЕЖДУ STATOILHYDRO
И ANADARKO
В начале марта 2008 г. StatoilHydro и Anadarko подписали соглашение об участии в реализации проекта Peregrino, в соответствии с которым StatoilHydro
будет владеть значительной долей активов (свыше
50 %). Компания StatoilHydro выступит оператором
проекта. Кроме того, StatoilHydro приобрела долю
активов (25 %) компании Anadarko в проекте Каскида (глубоководном месторождении в Мексиканском заливе). Сделка оценивается в 1,8 млрд долл.
плюс доналоговые выплаты в размере 300 тыс. долл.,
за разработку месторождения Перегрино до 2020 г.
Месторождение Перегрино расположено на шельфе
Бразилии в басс. Кампус. По данным специалистов
запасы месторождения составляют 500 млн брл тяжелой нефти. В соответствии с проектом реализации начало добычи на месторождении намечено на
2010 г.
ДОГОВОР МЕЖДУ ЮЖНОЙ КОРЕЕЙ
И УЗБЕКИСТАНОМ
В конце февраля 2008 г. консорциум из Южной
Кореи подписал соглашение с узбекским правительством о совместной разработке в Узбекистане
месторождения природного газа. В соответствии с
соглашением стороны (Korea Gas и Uzbekneftegas)
будут владеть по 50 % активов. Обе стороны будут
осуществлять совместную разработку участка Сургил на западе Узбекистана около Аральского моря.
Запасы месторождения природного газа оцениваются в 96 млн т.
РЕАЛИЗАЦИЯ ПРОЕКТА В ИРАКЕ
Компании Dana Gas и Crescent Petroleum реализовали большую часть (более 70 %) проекта разведки,
разработки и добычи природного газа с целью его поставок на электростанцию, построенную в Курдистане (Ирак). Окончательное завершение реализации
этого проекта намечено на вторую половину 2008 г.
Представитель Dana Gas заявил, что в рамках проекта
обе компании осуществляют техническое обеспечение, поставки и заключение контракта с региональной администрацией Курдистана. В настоящее время компании строят необходимую инфраструктуру.
Специалисты Dana Gas полагают, что первоначальная
добыча газа составит 150 млн фут3/сут. В 2009 г. планируется повысить добычу газа до 300 млн фут3/сут.
Этот проект станет стимулом для строительства
на севере Ирака новых электростанций Sulymaniya
и Erbil. В соответствии с договором добываемый газ
будет использоваться для обеспечения региональных нужд.
ШТРАФ В 15 МЛН ДОЛЛ.
Суд Казахстана присудил компании Karachanak
Petroleum Operating (KPO), консорциуму, управляющему месторождением Карачанак (Казахстан),
выплатить штраф в размере 15 млн долл. за нанесение вреда окружающей среде. Генеральный
прокурор Казахстана заявил, что в процессе осуществления КРО операций в 2007 г. произошел выброс в атмосферу больших объемов загрязняющих
веществ. Это произошло в результате сжигания
газа на факеле. Карачанак является одним из крупнейших в мире месторождений газоконденсата.
Его запасы оцениваются в 15,8 млрд брл нефти и
47,67 трлн фут3 природного газа. Активами месторождения владеют компаннии BG Group (32,5 %),
Eni (32,5 %), Chevron и КРО (20 % – совместно) и
Lukoil (15 %).
РАЗРАБОТКА АЛЯСКИ
Компания ExxonMobil объявила о начале реализации нового проекта добычи углеводородов на
месторождении Поинт Томпсон на Северном склоне Аляски. Проект включает оценку, оконтуривание и разработку запасов. Начало добычи на месторождении намечено на 2014 г. Инвестирование в
разработку проекта составит 1,3 млрд долл. Проект
включает разработку и бурение месторождения
на протяжении зимних сезонов 2008–2009 гг., сооружение добывающих мощностей, строительство
трубопроводов и необходимой инфраструктуры.
По оценкам специалистов добыча на месторождении Поинт Томпсон составит 200 млн фут3/сут
природного газа, жидкого газоконденсата – 10 тыс.
№8 • август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
брл/сут. Добытый продукт будет транспортироваться по новому и уже построенному трубопроводам.
Часть газа будет нагнетаться в песчаники Томпсон
для поддержания пластового давления и стимулирования добычи.
РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
В ИРАНЕ
В конце февраля 2008 г. был подписан договор
между Ираном и китайской государственной компанией China National Offshore Oil Corporation
(CNOOC) на разработку месторождения природного газа Северный Парс. По предварительным оценкам договор оценивается в 16 млрд долл. запасы
месторождения составляют 48 трлн фут3 природного газа. Это второе из наиболее крупных месторождений газа Ирана. Соглашение между компаниями
включает разработку и добычу 4,8 млрд фут3/сут
природного газа. Инвестиции CNOOC в реализацию проекта составили 5 млрд долл. в разработку и 11 млрд долл. в строительство мощностей по
сжижению газа. Вопрос участия в разработке трех
участков на месторождении природного газа Южный Парс решался также и российской компанией
Gasprom. В середине февраля 2008 г. этот вопрос
обсуждался между главой Gasprom А. Миллером
и министром нефтяной промышленности Ирана
Х. Нозари.
СДЕЛКА PDVSA С ENI
Компания PDVSA заключила соглашение о выплате Eni 700 млн долл. в качестве компенсации за
национализацию месторождения нефти Дасион.
Венесуэла национализировала месторождение в апреле 2006 г. после отказа компании Eni принять условия новой политики национализации. Компания
Eni обратилась в Международный арбитражный
суд, который вынес это решение. Министр нефтяной промышленности Венесуэлы Р. Рамирес заявил,
что государство выплатит компании установленную
сумму в течение семи лет.
НОВАЯ ЭКОНОМИЧЕСКАЯ СТРАТЕГИЯ ПЕКИНА
Китай заявил, что с целью разработки национальной энергетической стратегии создает Энергетическую Комиссию (Energy Commission) и Энергетическое бюро (Energy Bureau – EB) для контроля
операций сектора. Обе организации будут находиться в подчинении Национальной комиссии по разработкам и реформам (National Development and
Reform Commission). Это решение было принято в
рамках разработки программы, утвержденной министерством охраны природы. Новые организации
займутся изучением и разработкой национальной
энергетической стратегии. EB будет заниматься изучением и утверждением планов сектора, разработкой энергетической политики и стандартов и другими вопросами.
СОГЛАШЕНИЕ МЕЖДУ НОРВЕГИЕЙ
И БЛИЖНИМ ВОСТОКОМ
Саудовская Аравия и Норвегия подписали соглашение о разработке нового метода уловления и хранения углерода (Carbon Capture and Storage – CSS).
На встрече в Рийяде министр нефтяной промышленности Норвегии А. Хага обратился с просьбой к своему коллеге из Саудовской Аравии А. Наими поддержать разработку и реализацию проекта CSS. «Обе
наши страны обеспокоены состоянием окружающей среды и намерены работать в направлении снижения эмиссии. Улавливание и хранение СО2 является превосходным методом сокращения эмиссии»,
– заявил на встрече г-н Наими. Норвегия планирует
реализовать проект, включая разработку механизма
«чистой добычи» (Clean Development Mechanism –
CDM). Это позволит инвесторам из развитых стран
в значительной степени сократить эмиссию парниковых газов.
НОВОСТИ РАЗВЕДКИ
A. Berman, редактор-консультант WO
ОЦЕНКА
СПЕЦИАЛИСТАМИ EXXONMOBIL
ПЕРСПЕКТИВ РАЗВЕДКИ
Вполне возможно, что 2007 г. стал наихудшим
для компании ExxonMobil с точки зрения
пополнения доказанных запасов. В настоящее время
специалисты компании обращаются к стратегии
разработки нетрадиционных ресурсов. В январе
2008 г. президент ExxonMobil Exploration Т. Сейка
заявил, что его компания планирует фокусировать
внимание на разработке запасов тяжелой нефти и
мощностях СПГ.
На
совещании
Геологического
общества
Хьюстона (Houston Geological Society – HGS)
К. Рудольф, руководитель геологического отдела
ExxonMobil описал перспективы проведения
разведочных работ. Несмотря на высокие цены
№8 • август 2008
на нефть, проведение разведочных операций в
настоящее время недостаточно выгодно из-за
высокой конкуренции и ограничений. Как отметил
г-н Рудольф, не только высокая конкуренция,
но и значительная доля добычи, которую
необходимо отдавать государствам – владельцам
месторождений, увеличение затрат на добычу
и сервисное обслуживание мощностей, а также
другие факторы влияют на снижение активности
разведки.
Учитывая эти факторы, активность разведки в
мире в целом сравнительно невысока, поскольку
многие участки находятся на второй или третьей
фазе оценки и недостаточно перспективны с
точки зрения запасов. Г-н Рудольф отметил,
что в настоящее время перспективные участки
вставляются только на лицензионных раундах, но
это, опять-таки связано с высокими затратами на
приобретение лицензии.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Всего, %
0
0,25
0,5
0,75
1,0
1,25
1,5
1,75
2,0
Число скважин, периодичность бурения
Что следует предпринимать
сравнительно высокую стоимость
Скважины ExxonMobil Mesaverde,
пробуренные с 2004 г.
компаниям, которые не могут
этих технологий, они достаточно
16
приобрести такой участок на
эффективны.
100
14
раунде?
Специалисты
ExxonНа предыдущей презентации,
12
80
Mobil считают, что необходимо
проводившейся
в
сентябре
10
повышать отдачу продукта на уже
2007 г., вице-президент компании
60
8
приобретенных месторождениях и
Л. Бразерс также упоминал
6
Периодичность 40
где это рентабельно. По словам го басс. Пайсенс. Доказанные
Всего,
%
4
20
на Рудольфа, для этого необходимо
запасы этого бассейна составляют
2
проводить повторные исследования
35 трлн фут3 газа. Однако это не
0
0
и моделирование регионов. В
окончательный показатель. По
настоящее время новые концепции,
оценкам различных аналитиков
Метод гиперболического
снижения, млрд фут3
базы
данных
и
технологии
в бассейне насчитывается еще
позволяют максимально снижать
примерно 8,2 трлн фут3 газа на
График изменения показателя суммарной добычи в басс. Пайсенс на участках
риски и затраты и повышать
различных участках.
Грик и Лав-Ранч (Колорадо, США)
рентабельность. Компания планиНаиболее серьезной проблемой,
рует фокусироваться на иннопрепятствующей
реализации
вационных технологиях и использовать накопленный
проектов, является то, что еще не определена их
опыт разработки и добычи.
рентабельность. Специалисты провели оценку
Автор статьи призывает также обратиться к
57 скважин, пробуренных в 2006–2007 гг. на
различным международным проектам разведки
участках Пайсенс Грик и Лав-Ранч и законченных
с целью поделиться опытом с компаниями,
с использованием новых технологий. История
применяющими данные технологии или уже
добычи на этих скважинах еще достаточно коротка,
чтобы можно сделать определенные выводы, но на
получившими необходимый результат. В этом
отдельных скважинах добыча начинает снижаться.
контексте следует упомянуть о басс. Пайсенс
Среднее снижение добычи составляет 15 % в год.
– крупном газовом месторождении, на котором
На основании этого анализа показатель суммарной
компания ExxonMobil применила технологию
отдачи (estimated ultimate recovery – EOR) будет
повышения отдачи продукта. Опыт этой работы
ниже 1 млрд фут3/сут для 86 % скважин и менее
отражен в «Opportunity Portfolio» и внимательно
1,5 млрд фут3/сут для 95 % скважин. Кроме того, ни
изучается аналитиками различных компаний.
Специалистами компании была разработана
одной скважине не будет достигнута добыча в 2 млрд
фут3/сут (см. рис.).
широко применяемая в настоящее время технология
Специалисты компании сказали, что для
разрыва пласта. Технологии стимуляции нескольких
достижения добычи на скважине в 1 млрд фут3/сут
интервалов (Multi-Zone Stimulation Technology –
затраты на реализацию метода стимуляции добычи
MZST) и заканчивания скважин с использованием
на глубине 6500 фут (1 фут = 0,3048 м) составили
гибких труб также являются эффективными
1,25 млн долл. Глубина скважин, пробуренных в этом
методами повышения отдачи продукта. Применение
бассейне, в среднем составляет 12 760 фут (1 фут =
этих технологий позволило компании увеличить
0,3048 м). Следовательно, если применить этот метод
добычу на участке Пайсенс Грик-Лав (Piceance
на глубине почти вдвое больше, то отдача может
Creek-Love Ranch – PCLR) до 1 млрд фут3/сут. На
презентации г-н Рудольф отметил, что, несмотря на
увеличиться до 1,0–1,5 млрд фут3/сут.
НОВЫЕ ОТКРЫТИЯ
A. Berman, редактор-консультант WO
АФРИКА
Компания Kosmos Energy открыла второе крупное
месторождение нефти в Гвинейском заливе (Гана),
пробурив разведочную скважину Odum-1 в 32 милях
(1 миля = 1,609 км) от участка Уэст Кейп Фри Поинтс.
Запасы были открыты после проведения скважинного
каротажа и исследования проб, взятых из мощного
197-футового нефтеносного пласта. Скважина
глубиной 11 109 фут пробурена в водах глубиной
3151 фут.
АЗИЯ
Компания
Eni
объявила
об
открытии
месторождения нефти на участке JPDA06-105 в
Тиморском море (Восточный Тимор). Скважина
глубиной 11 707 фут была пробурена в 31 милях от
побережья Австралии. Продуктивный пласт залегает
на глубине 6100 фут. Оператором месторождения
вступает компания Eni (40 %). Партнерами Eni
является компания Inpex (35 %) и Talisman Resources
(25 %).
Reliance Industries, пробурив скважины KGV-D3-A1
и KG-DWN-2003/1, открыла два месторождения
газа в Бенгальском заливе (Индия). Скважины
были пробурена в басс. Кришна Годавари.
Никаких дополнительных данных компании не
предоставили.
Обнародовали данные о запасах месторождения
природного газа басс. Дхирубай, расположенного на
участке 6, составляющих 11 трлн фут3. Партнером
№8 • август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Reliance Industries (90 %) выступает компания Hardy
Exploration & Production (10 %).
Еще одним значительным открытием компании
Reliance Industries стало морское месторождение
газа в басс. Маханади, расположенном недалеко от
Бенгальского залива. Месторождение было открыто
скважиной NEC25-J1. запасы были найдены в
песчаниках миоценового возраста на глубине
8150–8170 фут. Скважина глубиной 9600 фут была
пробурена в водах глубиной 1568 фут. Партнером
Reliance Industries (90 %) выступает компания Niko
(10 %).
ЕВРОПА
Компания StatoilHydro открыла месторождение
нефти и газа на шельфе Норвегии в Баренцевом
море на участке 7222/6. Скважина Obesum глубиной 9269 фут была пробурена в водах глубиной
1194 фут на продуктивный пласт третичного возраста.
Компании StatoilHydro принадлежит 100 % активов
месторождения.
Компания Oilexco подтвердила перспективность
месторождения нефти и газа Бегл, открытого в
1997 г. разведочной скважиной на участке 15/23d,
расположенном в английском секторе Северного
моря. Оценочная добыча составила 7400 брл/сут
нефти и 9,06 млн фут3/сут природного газа. Скважина
была пробурена на 282-футовый продуктивный
интервал дик сэнд. Оператором месторождения
выступает компания Nexen (41 %), партнером
которой являются Oilexco (41 %) и Eni (18 %).
Компания StatoilHydro, пробурив разведочную
скважину 25/11-25 S, открыла месторождение нефти
в норвежском секторе Северного моря на участке
25/11. Скважина глубиной 5919 фут была пробурена
в водах глубиной 410 фут. Компания StatoilHydro
выступает оператором месторождения и владеет
57 % активов.
В норвежском секторе Северного моря на участке
Афродита компания Eni открыла месторождение
природного газа. Компания выступает оператором
месторождения и владеет 45 % активов. Партнерами
компании являются StatoilHydro (40 %) и Idemitsu Kosan (15 %).
Пробурив оценочную скважину 7/4-2 в
норвежской части Северного моря, компания Lundim Petroleum открыла месторождение нефти.
Скважина глубиной 11 208 фут была пробурена
на продуктивный пласт пермиан зештейн. В
соответствии с оценкой запасы месторождения
составляют 20–30 млн брл.
Oilexco,
пробурив
оценочную
скважину
22/14b-8, открыла в центральной части Северного
моря месторождение нефти. Скважина была
пробурена на продуктивный пласт юрского возраста
толщиной 452 фут. Пробная добыча показала наличие
нефти 39 °API и составила 4624 брл/сут нефти и
1,6 млн фут3/сут природного газа. Компания Oilexco
управляет месторождением и владеет 40 % активов.
Компания DONG E&P, пробурив скважину
Norge 1/3-10A, открыла месторождение нефти и
газа. Скважина глубиной 11916 фут была пробурена
№8 • август 2008
на продуктивный пласт нижнего палеоценового
возраста. В соответствии с оценкой запасы
месторождения составили 12,5–37,7 брл (в нефтяном
эквиваленте) и 70,6–141,3 млрд фут3 газа. Компания
DONG E&P выступает оператором месторождения
(55 %). Партнерами DONG E&P являются Revus
Energy (30 %) и Noreco (15 %).
БЛИЖНИЙ ВОСТОК
Компания PDO, пробурив скважину Budor NE-2,
открыла на месторождении Будор (на шельфе
Омана) значительные запасы нефти. Скважина была
пробурена как доразведочная (подтверждающая
запасы). После исследования было подтверждено
наличие нефти с добычей 5800 брл/сут. Компания
PDO владеет 60 % активов, 34 % активов принадлежит
компании Royal Dutch Shell, 4 % – Total и 2 % –
Partex.
СЕВЕРНАЯ АМЕРИКА
Компания
PetroQuest
Energy
открыла
месторождение природного газа на участке Пеликан
Поинт (на юго-востоке Луизианы). Первоначальная
добыча из скважины, пробуренной на продуктивный
пласт толщиной 147 фут, составила 20 млн фут3/сут
газа. Глубина скважины составила 18 970 фут.
Компания
Redcliffe
Exploration
открыла
месторождение нефти в Западной Канаде в
осадочном бассейне Альберты. Первоначальная
добыча из скважины Wapiti составила 750 брл/сут
нефти (48 °API) и 2,6 млн фут3/сут высокосернистого газа, добываемого при пластовом давлении
1900 psi. Компания Redcliffe Exploration владеет
72 % активов.
ЮЖНАЯ АМЕРИКА
Компания Petrominerals открыла месторождение
нефти на участке Корсел (Колумбия). Первоначальная
добыча составила 240 брл/сут нефти 22,2 °API и
62 брл/сут воды. Добыча из продуктивных пластов
мирадор и гваделупе составила 760 брл/сут нефти и
198 брл/сут воды. Глубина пробуренной скважины
достигает 13 050 фут.
Компания
Anadarko
объявила
о
начале
реализации программы разведочного бурения в
басс. Кампос и Эспириту Санту. Anadarko выступит
оператором проекта (30 %). Партнерами Anadarko
станут компании EnCana (25 %), Devon Oil (25 %),
SK Energy (20 %). Компания Petrobras (40 %) выступит
оператором месторождения, расположенного на
участке BM-ES-24, партнерами Petrobras станут
Anadarko (30 %) и EnCana (30 %).
А. Berman (А. Берман), консультант WO в области
геологии, специализирующийся на исследованиях
газовых и нефтяных месторождений, сейсмической
интерпретации и создании базы данных. М-р Берман
свыше 20 лет работал в нефтяных компаниях. Кроме
того, он был редактором Bulletin, издаваемого
геологическим обществом Хьюстона (Houston Geological Society – HGS). М-р Берман имеет степень
магистра в области геологии, полученную в Colorado School of Mines. Связаться с м-ром Берманом можно по адресу:
bermanae@gmail.com.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВОСТИ БУРЕНИЯ
L. Skinner, редактор-консультант WO
НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
Новые сотрудники, изобретения, инновации
– я все это приветствую. Они помогают опытному
нефтянику разобраться в новых технологиях и
инновационных идеях.
К настоящему времени многим из нас приходилось
слышать о новом самоуплотняющем цементе,
который используют для ликвидации утечек при
возникновении микротрещин. Очевидно, этот
цемент содержит волшебные компоненты, которые
проникают в трещины и заполняют свободное
пространство. Это напомнило мне технологию
разбухания, при условии, что эти компоненты
добавлены в цемент. При использовании этой
технологии
герметизация
старых
скважин,
пробуренных в соляном куполе на месторождении
около Бьюмонта, была практически достигнута. До
этого добиться полной герметизации отдельных
интервалов не удавалось.
У меня возникла замечательная идея закачивать в
стеклянные шарики цементный и другие наполнители.
Часть шариков будет иметь цементно-каучуковый
наполнитель, часть цементно-эпоксидный. Даже
при условии, что цемент может растрескаться под
воздействием нагрузки, эти шарики заполнят пустое
пространство, выполнив две функции: склеивания и
герметизации. Другими словами, такой цементный
раствор обеспечит и полную герметизацию и
монолитность. Не так ли?
Меня спрашивают, какой объем компонентов
следует добавлять в микрошарики? Я выполнил
расчеты и получил результат: достаточно одной части.
Для того чтобы герметизировать трещину в 1 мкм в 7дюймовой обсадной трубе, необходимо взять состав
в пропорции 1:20. Итак, для герметизации трещины
в 1 мкм потребуется всего сорок микроскопических
шариков, взятых в правильной пропорции. Это
означает, что твердая фаза цементного раствора
будет в основном состоять из каучуковых и
закрепляющих материалов, что недостаточно
практично и экономично.
Кроме того, я не представляю, как каучук и
закрепляющий материал попадает внутрь оболочки
микрошариков.
Мне
представляется
группа
людей со шприцами, которыми они протыкают
оболочку микросфер и заполняют их необходимым
материалом. Затем эти микросферы добавляют в
цементный раствор. Опять получается недостаточно
практично.
Приведем пример еще одного инновационного
решения. Ученые университетов недавно объявили,
что нашли способ извлекать двуокись углерода из
топлив. Если это действительно так, то нам скоро
не придется секвестрировать СО2. Loker Hydrocarbon Research Institute разработал технологию
преобразования СО2 в метанол и эфиры – два
«чистых» альтернативных компонента. Для этого
необходимо скорректировать процесс с целью его
использования его в процессе переработки. Вопрос
заключается в том, что же получится в результате
вторичного сжигания С2О4? В настоящее время
эта технология готовится к промышленному использованию.
Инновационные
решения
необходимы,
я
приветствую новые разработки и специалистов,
занимающихся этими технологиями. Однако
необходимо продумывать их целесообразность и
практичность.
L. Skinner (Л. Скиннер), редактор-консультант WO.
После окончания техасского университета получил
диплом инженера-химика. В нефтяной отрасли работает свыше 32 лет. М-р Скиннер занимается вопросами модернизации технологий бурения и управления
скважиной. За время работы м-р Скиннер сотрудничал с рядом независимых компаний. Связаться с м-ром
Скиннером можно по адресу: lskinner@sbcglobal.net.
Перевел Г. Кочетков
НОВЫЕ НАЗНАЧЕНИЯ В ОТРАСЛИ
Компания Petris объявила о назначении на должность John Archer
(Дж. Арчера) на должность менеджера PetrisWINDSEntreprise. До
сотрудничества с Petris г-н Арчер
занимал должность главного системного инженера в ВЕА, где занимался
вопросами разработки сервисных
операций для энергетической отрасли, сектора производства и высоких
технологий.
Компания Terra Tehnolologies
Inc. объявила о назначении Phillip
N. Longorio (Ф. Н. Лонгорио) вице-
президентом. Г-н Лонгорио работает в отрасли свыше 28 лет. До сотрудничества с Terra Tehnolologies
Inc. г-н Лонгорио работал в Halliburton и ее филиалах.
Компания Facts Global Energy
(FGE) объявила о назначении Herman
Frassen (Г. Фрассена) на должность
аналитика и советника по вопросам
разработки энергетической политики в представительство компании в
Сингапуре. Компания фокусирует
внимание на операциях на Ближнем
Востоке и в Атлантическом бассей-
не. С 1996 г. и до перехода в FGE г-н
Фрассен работал в должности советника с несколькими энергетическими компаниями. Г-н Фрассен имеет
ряд публикаций в США, Канаде и
Европе.
Компания InterMoor Inc. объявила о назначении Joao Carlos Ruiz
de Oliveira (Д. К. Р. Де Оливейра) на
должность менеджера. До этого назначения г-н Оливейра занимал ряд
руководящих постов и принимал
участие в реализации ряда морских
проектов компании Petrobras.
№8 • август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
ТЕСТИРОВАНИЕ
ПОДВОДНЫХ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
В МЕКСИКАНСКОМ ЗАЛИВЕ
A. F. Harun, BP America
Комбинирование нескольких операций способствует предотвращению снижения добычи на месторождениях Кинг и Кинг Уэст
3
Топлив. газ
Обезвоживание
Нефтяные месторождения Кинг и Кинг Уэст на- ту платформы позволяют направить поток продукта
ходятся в Мексиканском заливе; их 100%-ным опе- из любой скважины в любой сепаратор, если это не
ратором является компания ВР. На месторождениях приводит к нарушению технологического процесса,
эксплуатируются три подводных скважины King D5 главным образом, процесса обработки промысловых
и D6 и King West D3, которые находятся на глубинах
от 5200 до 5400 фут (1 фут = 0,3048 м). От скважины к платформе с растянутыми опорами (tension leg
Платформа Marlin TLP
platform – TLP) Marlin, установленной на глубине
3200 фут, подведены трубопроводы.
Двойной трубопровод
Скважины D3 и D5 соединены трубопровоCкв. D5 (King)
с активным подогревом
дом типа «труба в трубе» размером 6х10” и длиной
(труба в трубе 8 х12")
Шлангокабель
2,3 мили (1 миля =1,609 км). Скважины D5 и D6 соедиКлапан в узле очистки Скв. D6
Расходомер
трубопроводов
(King)
нены c TLP двойными линиями трубопроводов типа
MPFM
скребками
«труба в трубе» с активным подогревом, западной и
Трубопровод
(труба в трубе
восточной соответственно, размером 8х12”и длиной
6 х10")
17 миль (рис. 1). Нормально открытый дистанционCкважина D3
(King
West)
но-управляемый клапан в подводном узле для внутренней очистки трубопроводов скребками находится
около скважины D6.
Рис. 1. Расположение месторождений Кинг и Кинг Уэст
Скважины D5 и D6 пробурены в одном продуктивном коллекторе, а скважина D3 в другом. Для управления коллектором скважина D3 оснащена подводным многофазным
Линия В
Коллекторы
расходомером (subsea multiphase
flowmeter – SS MPFM), установГаз на
продажу
ленным на перемычке между усФунт/
HP-cепаратор
млн
тьем скважины и трубопроводом.
фут
Линия А
TLP Marlin обрабатывает потоФакел из HP-сепар.
ки флюидов, поступающих из трех
Факел из
скважин с «сухой» надводной фонLP-сепаратора
танной арматурой (двух нефтяных и
4-я ступень
Сепаратор для
одной газовой) и из пяти подводных
тестирования
Генератор
скважин (трех нефтяных и двух газовых). Жидкости подаются в три
трехфазных сепаратора (HP, Test
Откр., Нефть на
и IP), работающих при одинаковом
22 % продажу
IP-сепаратор
давлении (рис. 2). Потоки нефти
проходят через LP-сепаратор, а газ
через систему сжатия перед поступлением в транспортную систему.
Открытие, %
Дегазатор
Попутно добываемая вода обрабаLP-сепаратор
тывается и сбрасывается за борт.
Блок обработки
Потоки жидкости из скважин
и очистки
Нефть, брл/сут
Отводное устройство
D3, D5 и D6 обычно поступают в
IP-сепаратор. Однако системы тру- Рис. 2. Схема технологического процесса на платформе Marlin TLP
бопроводов и манифольдов на бор№8 • август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
вод. Добываемые в скважинах D5 и D6 нефть и газ
направляются для измерений в IP-сепаратор после
вычитания добываемого в скважине D3 продукта, измеряемого расходомером SS MPFM.
Затем определенное содержание каждой фазы в
добываемой жидкости, полученное посредством моделирования продуктивного коллектора, используется для разделения количества добываемой нефти
и газа в скважинах D5 и D6. Поскольку они добываются из одного и того же месторождения, точность
разделения не имеет большого значения. Когда добыча уменьшается, в сепаратор поступает добываемая
жидкость только из скважины D3, и это дает возможность проверить работу SS MPFM и сравнить его измерения с измерениями на борту платформы.
Оператор зафиксировал, что время от времени из
IP-сепаратора сбрасывалось небольшое количество
воды (около 50 брл/сут, что соответствует обводненности менее 1 %). Это дало основания предполагать,
что такое количество воды образовывалось за счет
конденсации. Однако с начала 2005 г. более часто
сбрасывалась вода в количестве 100 брл/сут.
Специалисты по скважинным исследованиям на
основании геологической модели предположили, что
вода содержится в пластовой жидкости, выходящей
из скважины D5. Поскольку план освоения месторождений Кинг и Кинг Уэст, включая вновь пробуренную скважину, требовал лучшего понимания
характеристик продуктивного коллектора, поэтому
стало необходимо провести больший объем исследований для подтверждения этого предположения.
ТЕСТИРОВАНИЕ СКВАЖИН
Для определения обводненной скважины нужно
было испытать скважины отдельно. Это можно было
сделать путем закрытия клапана в узле внутренней
очистки трубопроводов скребками и использования
двух сепараторов для приема жидкости из каждого
трубопровода. Однако это также означает замедление добычи и уменьшение подачи добываемой нефти и газа на платформу, в частности, потому что из
этих трех скважин на платформу TLP поступает более
80 % всей обрабатываемой на ней нефти. Для проверки правильности программы тестирования скважин
нужно было получить ответы на следующие вопросы.
• Удастся ли установить обводненную скважину?
• Можно ли обнаружить небольшое количество
воды в короткий временной промежуток?
• Как долго должно выполняться тестирование
скважин?
• Какое должно быть время задержки воды в трубопроводе для увеличения ее количества и стабилизации?
• Как отсрочка добычи продукта и уменьшение
его подачи на платформу повлияет на стоимость тестирования?
• Будут ли образовываться водяные пробки и местные скопления воды в трубопроводе, приводящие
к выключению оборудования на платформе или к
нестабильным измерениям?
Чтобы получить ответ на эти вопросы, нужно было
выполнить моделирование переходных процессов
для определения времени стабилизации течения в
10
трубопроводе и установления склонности к образованию водяных пробок из-за уменьшения расхода и
длительности достижения равновесия при задержке
воды в трубопроводе. Для получения большего количества ценной информации при проведении программы тестирования скважин ее задачи были расширены и стали включать следующее.
• Точное определение обводненной скважины.
• Оценку рабочих характеристик SS MPFM-расходомера.
• Проверку целостности клапана в подводном узле
очистки трубопроводов скребками.
• Взятие проб нефти, газа и воды.
• Подтверждение правильности используемой модели сети, включающей ствол скважины и выкидной
трубопровод.
ПЛАНИРОВАНИЕ
Чтобы ценность полученной информации позволила оправдать отсрочку добычи и уменьшение подачи
добываемой жидкости на платформу во время проведения программы тестирования скважин, для оценки
технической осуществимости этой программы был
разработан подробный план работ. Была создана рабочая группа, включающая специалистов по строительству скважин, химии скважинных жидкостей и
разработке месторождений, для оценки различных
аспектов программы. Для лучшего понимания реальных процессов, которое необходимо для управления,
моделирования переходных процессов, планирования отбора проб на месторождениях, был разработан
план тестирования характеристик SS MPFM-расходомера и оценки его работоспособности.
Моделирование переходных процессов. Изза большой протяженности трубопроводов между
скважинами и платформой в процессе тестирования
скважин в большинстве операций рассматривался
неустановившийся режим течения в трубах. Кроме
того, уменьшение расхода жидкости, транспортируемой по каждому трубопроводу, из-за подключения
к ним по одной скважине, могло привести к образованию водяной пробки. Поэтому стало необходимо
выполнить моделирование переходных процессов
для прогнозирования гидравлических характеристик
трубопроводов при разработке программы и для получения ответа на следующие вопросы.
• Через сколько времени наступает стабилизация
течения жидкости в трубопроводе после закрытия
или открытия скважины?
• Будет ли образовываться водяная пробка в трубопроводе из-за уменьшения расхода?
• Какое должно быть время задержки воды в трубопроводе для стабилизации и достижения равновесия?
• Какой расход добываемой жидкости поступает в
трубопроводы из каждой скважины?
Отбор проб жидкости. Поскольку не всегда есть
возможность отбора проб жидкости из каждой скважины, то отбор проб производится редко, поэтому
была запланирована полная программа отбора проб,
которая включала:
• регистрацию количества основного осадка и
воды (basic sediment and water – BS&W) каждые
№8 • август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
4 часа путем взятия проб нефти на выходе
из сепаратора и из манифольдов на палубе
платформы;
• проверка
и
документирование
расходов
впрыскиваемых реагентов каждые 6 ч, включая
метанол, деэмульгаторы, пеногасители и
ингибиторы коррозии;
• получение данных об остатках ингибиторов
коррозии в начале, в середине и конце
испытаний;
• отбор пятнадцати проб нефти объемом 1 галл с
выхода сепаратора в конце испытаний;
• отбор двух проб газа объемом 1 галл в конце
испытаний;
• отбор двух проб нефти по 500 см3 в конце
испытаний;
• отбор одной пробы воды, равной 500 см3 в конце
испытаний;
• сохранение двух проб нефти по 6 унций (1 унция
= 29,6 см3) для исследования следов в конце
испытаний;
• проведение анализа воды из HP-сепаратора
непосредственно перед подачей в него
добываемой жидкости из скважины D6 и
регистрация той скважины, из которой в
сепаратор HP поступала добываемая жидкость;
• определение содержания СО2 и H2S c помощью
трубки Draeger.
Характеристики SS MPFM-расходомера. Надежность SS MPFM-расходомера имеет большое значение не только для определения количества добываемой жидкости поступающей в трубопровод из
скважины D3, но также для определения начала поступления воды с целью контроля образования гидратов. Трубопровод от скважины D3 не является частью
используемых на месторождении Кинг трубопроводов с активным подогревом. К несчастью, расходомер имел две серьезные проблемы: в последние два
года он давал неправильные показания о количестве
воды и вышел из строя входящий в него денсиметр.
Первую проблему удалось решить путем впрыска
1 галл/мин метанола. Для решения второй проблемы
вручную вводилось значение фиксированной плотности на основании последнего показания работающего денсиметра. Однако это значение должно
корректироваться при изменении рабочих условий.
Для параллельного вычисления плотности компанияизготовитель расходомера предложила использовать
режим работы без коррекции показаний с использованием гамма распределения.
Поскольку при тестировании скважины D3 добываемая жидкость будет подаваться в специально
выделенный для нее сепаратор, поэтому появляется
возможность проверить характеристики расходомера для варианта с фиксированной плотностью и варианта без гамма-коррекции показаний и сравнить их с
измерениями, выполненными на борту платформы.
Оценка технической осуществимости программы
тестирования скважин. Были проведены масштабные
дискуссии, чтобы гарантировать, что программа тестирования может быть безопасно выполнена и задачи
решены. Клапан в подводном узле очистки трубопро№8 • август 2008
водов скребками обычно открыт и конструкция его такова, что он будет оставаться открытым, если произойдет его механическое повреждение. Для минимизации
эрозии внутри клапана стандартная процедура очистки требует, чтобы было равновесие давлений с обеих
сторон клапана при его открытии или закрытии.
План добычи включает закрытие клапана в подводном узле очистки трубопроводов для смягчения
влияния замедления течения из-за забивания трубопроводов в конце срока разработки месторождения. Точность измерений также зависит от полной
изоляции западной линии трубопровода от восточной. Поэтому требуется дистанционно-управляемый
подводный аппарат (ROV), чтобы засвидетельствовать выполнение операции закрытия клапана. Чтобы
избежать дополнительных затрат, связанных с использованием ROV, программа должна выполняться
одновременно с другими работами с помощью ROV,
которые будут выполняться в этой зоне.
Точное измерение содержания воды в добываемой
из скважины жидкости при обводненности коллектора менее 1 % является сложной задачей. Турбинный
расходомер, установленный на выходе воды из сепаратора, не позволяет измерять такие малые количества воды. Поэтому во время тестирования скважины
расход воды можно было измерить только вручную в
процессе ее сброса. Для обеспечения точности измерений первоначальное положение указателя уровня
воды должно быть отмечено перед тестированием
скважины. В конце испытаний вода должна сбрасываться, пока указатель уровня воды не опустится до
первоначальной отметки.
Была также взята проба нефти для получения
BS&W. Впрыскиваемый расход деэмульгатора регулировался, поэтому было получено правильное значение BS&W и, в то же время, обеспечена стабильность процесса обработки и очистки воды. Объемы
сбрасываемой воды и воды, перемешанной с нефтью
в потоке, складывались для получения суммарного количества воды, содержащейся в добываемой жидкости. Из-за 17-мильного расстояния между скважиной
и сепаратором было интересно провести измерения
объемов воды в случае, когда в трубопровод поступает добываемая жидкость только из одной скважины.
Объем воды в трубопроводе будет продолжать увеличиваться, поэтому никогда не удастся получить правильные измерения на палубе платформы. Единственный способ получить ответ это прогнозировать
время, требующееся для стабилизации количества
задерживаемой в трубопроводе воды.
Поскольку для выполнения программы тестирования скважин требуется два специально выделенных
для этого на палубе платформы сепаратора, добываемая жидкость из остальных скважин должна направляться в один сепаратор. Следует учесть, что смешение попутной воды и конденсата из других скважин
может привести к разделению фаз и необходимости
дополнительной обработки и очистки воды. Эту проблему можно решить путем регулирования доз нагнетаемых реагентов.
Основная забота при этом связана с имеющейся
тенденцией к образованию водяных пробок в тру11
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
бопроводах. Хотя при этом нет необходимости выключать оборудование на борту платформы, тем не
менее, образование пробок и замедление течения
флюидов в трубопроводах может усложнить задачу
оператору, поскольку ему нужно будет постоянно
контролировать работу систем и управлять некоторыми процессами вручную.
МОДЕЛИРОВАНИЕ ПЕРЕХОДНЫХ ПРОЦЕССОВ
Моделирование переходных процессов выполнялось с использованием программы OLGA 2000. Во
всех случаях выполнялось моделирование трехфазного течения, а попутно добываемая вода моделировалась как отдельная водная фаза. При этом могло
быть небольшое проскальзывание углеводородной и
водной фазы относительно друг друга особенной при
небольших скоростях течения; трехфазное моделирование показало, что задержка транспортируемой
жидкости в трубопроводе будет больше по сравнению с двухфазным моделированием [1, 2].
Моделирующая программа рассчитала время необходимое для стабилизации давлений, скоростей и
задержек транспортируемой жидкости в трубопроводе после открытия или остановки скважины. Это
позволило определить время стабилизации для транспортного трубопровода. Программа также позволила
рассчитать время, которое требуется, чтобы задержка воды в трубопроводе стабилизировалась и достигла установившегося состояния. Это указывает на то,
что количество воды в трубопроводе больше не увеличивается, поэтому измерения количества воды на
борту платформы могут считаться репрезентативными и правильными. Моделирование также позволило
прогнозировать склонность к образованию пробок и
замедлению течения в трубопроводе при открытии
или остановке скважины.
Модель сети, включающей ствол скважины и
линии трубопроводов, показана на рис. 3. Из-за
присущих программе ограничений, восточный трубопровод моделировался в обратном направлении,
поэтому модель сети должна сходиться в одной узловой точке.
В этой модели пластовое давление и давление в
системе на палубе платформы принимались в качестве граничных условий. Для выполнения моделирования также требовался PVT-файл для каждой ветви
сети. Приток жидкостей из коллектора в ствол скважины регулировался с использованием постоянных
значений коэффициента продуктивности скважины. Программа рассчитывала давления, температуры, скорости и задержки жидкостей во всей сети в
виде временных функций. По пульсациям давлений
и колебаниям расходов жидкостей, поступающих в
системы на палубе платформы, и характеру течения
и структуре потока в каждой ветви трубопроводов
можно было судить об имеющейся тенденции к образованию водяных пробок и замедлению течения в
них. Поэтому необходимо было подтвердить эту тенденцию с помощью входящего в эту программу модуля отслеживания образования пробок и местных
скоплений воды в трубопроводе. Было выполнено
исследование и в качестве эталонных (при сравне12
нии с фактическими данным) приняты полученные
расчетные данные, когда о склонности к образованию водяных пробок и замедлению течения судили
по измерениям на палубе платформы. Для каждого
моделируемого случая сначала выполнялся прогон
программы без модуля отслеживания образования
пробок, пока не достигалось установившееся состояние. Затем тот же самый случай исследовался с
прогоном программы с этим модулем в течение 2 ч.
Результаты затем сравнивались с данными измерений.
В мае 2006 г. все скважины месторождений Кинг
и Кинг Уэст в среднем давали 33 000 брл/сут нефти,
54 млн фут3 газа и 100 брл/сут воды. При нормальной эксплуатации все штуцеры в эксплуатационных
трубопроводах под водой и на палубе платформы
полностью открыты, а давление поступающей на палубу платформы добываемой жидкости равно около
400 фунт/дюйм2 (1 фунт/дюйм2 = 6900 Па). Моделирование на протяжении 24 час без модуля отслеживания образования водяных пробок показало, что
отношения расходов добываемой нефти и газа, транспортируемых по трубопроводам западной и восточной
линий, равны 45/55 для нефти и 65/35 для газа.
В тот же самый месяц некоторые рабочие проблемы заставили остановить скважину D6 на несколько
дней и из-за снижения добычи оператору пришлось
прикрыть штуцеры на палубе платформы в трубопроводах западной и восточной линий, соответственно
на 23 и 61 % для управления процессом образования
водяных пробок и замедления течения.
В результате давление поступающей на платформу жидкости в трубопроводах западной и восточной линий стало равняться 900 и 400 фунт/дюйм2.
На рис. 4 приведен суммарный расход жидкости,
поступающей из каждой линии и суммарный расход при нормальной эксплуатации. Сравнение этих
данных показывает, что нет заметного различия
между двумя случаями и это подтверждает возможность управления процессом образования водяных
пробок.
Было также выполнено моделирование случая без
прикрытия штуцеров при остановке скважины D6
(рис. 5). Сравнение расходов в восточной линии показывает, что в ней в этом случае изменение расходов жидкости имеет более пульсирующий характер и
Коллектор скв. D3
Выкид. линия от скв. D3
Ствол скв. D3
Коллектор скв. D5
Устье
скв. D5
Западная линия
Оборудование на палубе
платформы
Коллектор скв. D6
Связь западной и
восточной линий
Восточная линия
Оборудование на палубе Устье скв. D6
платформы
Рис. 3. Модель сети, включающей ствол скважины и линии
эксплуатационных трубопроводов
№8 • август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Прикрытие штуцера
из-за остановки
скв. D6
Базовая
линия
Суммарный расход жидкости, тыс. брл/сут
Суммарный расход жидкости, тыс. брл/сут
: БУРЕНИЕ
Базовая
линия
Без прикрытия штуцера при остановке скв. D6
Время, ч
Время, ч
Рис. 4. Сравнение суммарного расхода жидкости, поступающего на борт платформы из восточной линии при прикрытом
штуцере из-за остановки скважины D6, с суммарным расходом при нормальной эксплуатации (исходная линия)
Суммарный расход жидкости, тыс. брл/сут
Без прикрытия штуцера при остановке скв. D6
Рис. 5. Сравнение суммарного расхода жидкости, поступающего на борт платформы из восточной линии при остановке
скважины D6 без прикрытия штуцера на борту, с суммарным
расходом при нормальной эксплуатации (исходная линия)
Итоговые результаты моделирования
Скважины
D3, D5, D6
D5, D6
Состояние клапана в узле очистки
Открыт Закрыт Закрыт Закрыт
Суммарный расход нефти, брл/сут
33100 33100 25600 28200
53,7
48,6
45,8
31,1
Суммарный расход газа, млн фут3/сут
Образование пробок
Нет
Нет
Нет
Нет
Уменьшение добычи нефти, брл/сут
0
0
7500 4900
0
5,10
7,9
22,6
Уменьшение добычи газа, млн фут3/сут
Время стабилизации, ч
0
8
7
5
Базовая
линия
Время, ч
Рис. 6. Сравнение суммарного расхода жидкости, поступающего
на борт платформы из западной линии при остановке скважины
D6, но без прикрытия штуцера, с суммарным расходом при
нормальной эксплуатации (исходная линия)
это может свидетельствовать о неуправляемом процессе образования пробок и замедлении течения. В
то же время сравнение с западной линией (рис. 6) показывает, что нет заметных различий; это свидетельствует об отсутствии образования пробок в западной
линии.
Сравнение со случаем прикрытия штуцеров
(см. рис. 4) позволяет сделать вывод, что процессом
образования водяных пробок, связанным с остановкой скважины D6 (восточная линия), можно управлять за счет перераспределения большего количества
добываемой жидкости в трубопровод восточной линии путем прикрытия штуцера на палубе в трубопроводе западной линии. Эта операция приводит к некоторому уменьшению добычи. Однако это лучше, чем
иметь нестабильные рабочие условия и требующее
больших затрат труда управление работой всей системы.
№8 • август 2008
Специалисты продолжили исследовать сценарии,
которые могли иметь место в процессе тестирования
скважины. В исследования были включены ситуации
с закрытым клапаном в узле очистки трубопроводов,
с поступлением в западную линию жидкости, добываемой только из одной скважины, или поступлением только в одну линию жидкости, добываемой из
двух скважин, при закрытии одного из штуцеров на
палубе.
Время стабилизации суммарного расхода жидкости может использоваться для прогнозирования времени стабилизации течения в трубопроводе после
изменения рабочих условий. Если начать со случая,
когда эксплуатируются все три скважины, то после
закрытия клапана в узле очистки трубопроводов время стабилизации течения в восточной и западной линиях составило около 8 и 5 ч, соответственно.
Другим параметром для оценки времени стабилизации течения в трубопроводе является время задержки жидкости в трубопроводе для достижения установившегося состояния после изменения рабочих
условий. На рис. 7 показано, что для западной линии
время до стабилизации течения после закрытия клапана в узле очистки трубопроводов скребками и остановки скважины D3 составляет около 7 ч, поскольку
в нее поступает добываемая жидкость из скважины
D5. Из рис. 7 также видно, что имеет место суммарное уменьшение добычи около 7500 брл/сут нефти
из-за остановки скважины D3 и увеличения расхода
13
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Суммарный объем жидкости
Время, ч
Рис. 7. Суммарная задержка жидкости после закрытия
клапана в узле очистки трубопроводов скребками и остановки
скважины D3
из скважины D5, когда в линию поступает добываемая жидкость из одной этой скважины. Поскольку в
модели существующего коллектора предполагалось,
что скважина D5 будет давать некоторое количество
воды, поэтому был смоделирован вариант с содержанием воды в жидкости, добываемой из скважины D5,
в количестве 100 брл/сут.
На рис. 8 показано, что задержка воды в трубопроводе достигает равновесного состояния через 6 ч.
Таким образом, через 6 ч измерения воды на выходе
из сепаратора на борту платформы будут показывать
фактическое количество воды, содержащейся в жидкости, добываемой из скважины D5, даже при остановке скважины D3, поскольку вода в трубопроводе
больше не будет накапливаться. Из рис. 8 видно, что
задержка воды в западной линии достигает нового
равновесного состояния при значении около 10,4 брл
после равновесного состояния при 6,3 брл после остановки скважины D3.
После завершения моделирования переходных
процессов и длительного обсуждения результатов
со всеми членами рабочей группы программа тестирования скважины была закончена. Результаты
моделирования переходных процессов убедили руководство, что программа технически осуществима,
следовательно, задачи и цели тестирования скважины могут быть решены. Отсрочка и уменьшение добычи в процессе проведения тестирования скважины были приемлемыми.
Цели и задачи тестирования скважин включали
определение обводненной среди всех скважин месторождений Кинг и Кинг Уэст, проверку рабочих характеристик SSMPFM-расходомера и тестирование
режима работы с использованием алгоритма расчета
не на основе гамма распределения, отбор проб нефти, воды и газа из каждой скважины и подтверждение целостности клапана в узле внутренней очистки
трубопроводов скребками.
Для тестирования скважин была разработана
окончательная детальная программа.
День 1
– Переключение всех скважин с HP-сепаратора на
сепаратор для тестирования.
14
Суммарное содержание воды, брл
Суммарный расход
жидкости
Суммарный объем жидкости, брл
Суммарный расход жидкости, тыс. брл/сут
: БУРЕНИЕ
Время, ч
Рис. 8. Увеличение задержки воды в западной линии после
остановки скважины D3
– Переключение восточной линии, чтобы добывае мая из скважины D6 жидкость могла поступать в
НР-сепаратор.
– Закрытие клапана в подводном узле очистки тру бопроводов скребками.
– Остановка скважины D5, чтобы добываемая из
скважины D3 жидкость сама поступала в IР-сепа ратор.
– Оценка рабочих характеристик SSMPFM-расхо домера путем нагнетания метанола в скважину D3.
– Тестирование рабочих характеристик SSMPFM-рас ходомера в режиме без гамма коррекции показа ний.
День 2
– Открытие скважины D5, закрытие скважины D3,
переключение скважины D6 на НР-сепаратор.
День 3
– Открытие клапана в подводном узле очистки тру бопроводов скребками.
– Переключение скважины D6 на НР-сепаратор,
скважин D5 и D3 на IP-сепаратор
День 4
– Возвращение на обычный режим эксплуатации
скважин путем переключения западной линии на
IP-сепаратор
– Отбор проб нефти, газа и воды в течение испыта ний
Программа тестирования скважин была проведена за 5 дней со следующим уменьшением расхода добываемых нефти и газа: день 1 – 4900 брл /сут нефти
и 22,6 млн фут3/сут газа; день 2 – 7500 брл/сут нефти
и 7,9 млн фут3/сут газа; день 3 – 0 нефти и 0 газа; день
4 – 0 нефти и 0 газа.
ВЫПОЛНЕНИЕ ПРОГРАММЫ
Выполнение программы началось с совещания для
оценки всех аспектов, связанных с экологией и безопасностью, чтобы гарантировать, что весь персонал
в полной мере осознает проблемы обеспечения безопасности и охраны окружающей среды. Программа
выполнялась, как было запланировано, и началась с пе№8 • август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
реключения оставшихся скважин на сепаратор (для тестирования), чтобы можно было использовать два других
сепаратора специально для выполнения программы.
Задвижки на палубе платформы были переключены
так, чтобы на платформу поступала добываемая жидкость из восточной линии и жидкость, добываемая из
скважины D6, сама по себе поступала в НР-сепаратор.
Западная линия была переключена на IP-сепаратор. На
выходе газа из каждого сепаратора была установлена
мерная диафрагма с точно подобранными размерами,
чтобы гарантировать проведение измерений в рекомендованном диапазоне. Был также налажен контакт
с группой, выполняющей подводные работы, чтобы
обеспечить присутствие ROV в этой зоне перед закрытием клапана в подводном узле очистки трубопроводов
скребками. С учетом прогнозируемого образования
водяных пробок и местных скоплений воды штуцеры в
трубопроводах восточной и западной линий были прикрыты на 20 и 50 % соответственно.
После получения подтверждения о выравнивании
давлений перед и позади клапана узла очистки было
выполнено три цикла срабатывания клапана, когда
ROV находился в этой зоне. Давления в устьях скважин D5 и D6 реагировали на срабатывание клапана
соответствующим образом. После того как ROV покинул эту зону клапан узла очистки остался закрытым. Эти процедуры подтвердили целостность клапана узла очистки и возможность использования его
для изоляции западной линии от восточной. Таким
образом, можно было продолжить выполнение программы в соответствии с планом.
Тестирование скважины D3 в составе западной
линии. Выполнение программы продолжили, была остановлена скважины D5, чтобы жидкость, добываемая
из скважины D3, могла поступать в западную линию. В
течение одного часа дебит скважины D3 медленно увеличился за счет открытия штуцера на палубе платформы с 50 до 100 %. Моделирование прогнозировало, что
время стабилизации составляет около 5 час. Разница
могла возникнуть из-за того, что моделировался случай
с полностью открытым штуцером на борту платформы
перед остановкой скважины D5, а в этом случае штуцер
был открыт на 50 %. Это показывает, что прикрытие
штуцера на палубе в предвидении образования пробки
и замедления течения привело к уменьшению времени
стабилизации течения в трубопроводе. Отметка уровня
воды в IP-сепараторе была зафиксирована для проведения 24-часового тестирования.
Тестирование скважины D6 в составе восточной
линии. Скважина D6 фонтанирует и жидкость из нее
уже сама по себе поступает по восточной линии в НРсепаратор, поскольку клапан в узле очистки закрыт.
Дебит скважины D6 медленно увеличился за счет открытия штуцера на борту платформы с 20 до 40 % за
8-часовой период. Затем штуцер был приоткрыт еще
до 55 % в течение двух часов. Суммарное время оказалось намного больше расчетного 5-часового времени
стабилизации.
Одной из причин этого может быть то, что моделирование проводилось с полностью открытым штуцером на палубе перед закрытием клапана в узле
очистки, а в реальных испытаниях штуцеры на палу№8 • август 2008
бе платформы были открыты только на 20 %, однако,
как будет показано дальше, штуцер на палубе был
прикрыт до 22 % для уменьшения колебаний расхода
жидкости, подходящей к штуцерам. Это показывает, что рабочие условия были хуже, чем прогнозировалось. Одной из причин этого может быть более
низкое пластовое давление, поскольку программа
тестирования выполнялась через два месяца после
моделирования.
Тестирование рабочих характеристик SSMPFMрасходомера. Настройка SSMPFM-расходомера производилась в режиме постоянной плотности. Раз скважина D3 фонтанировала, жидкость из нее сама по себе
поступала в трубопровод западной линии. Метанол
нагнетался в скважину D3 со скоростью 1 галл/мин,
если показания расходомера, свидетельствующие об
аномальном содержании воды, не падали до нуля. После этого производилось нагнетание метанола со скоростью 3 галл/мин и показания падали до нуля. Через
час расходомер обеспечивал стабильные измерения
нефти и газа при дебите скважины 15 622 брл/сут и
17,3 млн фут3/сут газа. После прекращения нагнетания метанола расходомер переключили на режим работы без использования гамма коррекции показаний.
Образование пробок в трубопроводе восточной
линии. Измерения расходов нефти и газа на выходе
HP-сепаратора при фонтанировании скважины D6
были неустойчивыми. Штуцер на борту платформы
прикрывали с 55 до 22 % в течение 8 ч. Измерения
расходов нефти и газа на выходе HP-сепаратора в
результате стали более устойчивыми, но прикрытие
штуцера на 22 % привело к появлению противодавления, равного 725 фунт/ дюйм2, в скважине D6. Это
свидетельствовало об образовании водяной пробки в
трубопроводе восточной линии и замедлении в ней
течения, но этим процессом можно было управлять.
Поскольку при моделировании подобного не происходило, были необходимы дальнейшие исследования.
Отметка уровня воды в HP-сепараторе была зафиксирована для проведения 24-часового тестирования
скважины D6.
Тестирование скважины D3. После завершения
24-часового тестирования скважины D3 измерения
потоков нефти и газа на выходе НР-сепаратора дали
следующие результаты: нефть 14 900 брл/сут, газ
22,8 млн фут3/сут и вода 0 брл/ сут. Это подтвердило,
что скважина D3 не обводнена. Отбор проб жидкости
в скважине D3 производился, как было запланировано. Расчетный дебит скважины D3 по результатам
моделирования был равен 16 600 брл/сут нефти и
18,3 млн фут3/сут газа. Поскольку при моделировании
использовались данные мая 2006 г., а тестирование
скважины проводилось в июле 2006 г. различие дебитов могло свидетельствовать об уменьшении пластового давления и увеличении газового фактора (gasoil-ratio – GOR). После этого была открыта скважина
D5, а скважина D3 остановлена. Отметка уровня воды
в IP-сепараторе была зафиксирована для проведения
24-часового тестирования скважины D5.
Тестирование скважины D6. Первый 24-часовой период тестирования скважины D6 был завершен; измерения дали следующие результаты: нефть 7700 брл/сут,
15
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
газ 14,9 млн фут3/сут и вода 271 брл/сут (обводненность
3,6 %). Этот результат оказался неожиданным, поскольку модель коллектора не предполагала поступления
воды из скважины. Дальнейшее подтвердило результаты тестирования. Тестирование скважины D6 было
продолжено еще в течение 24 ч. Отбор проб производился, как было запланировано. Расчетный дебит скважины D6 по результатам моделирования был равен
11 500 брл/сут нефти и 12,8 млн фут3/сут газа. Различие
дебитов скважины могло быть из-за более низкого пластового давления и более высокого GOR.
Тестирование скважины D5. После завершения
24-часового тестирования скважины D5 измерения
потоков нефти и газа на выходе сепаратора дали
следующие результаты: нефть 15 800 брл/сут, газ
24,3 млн фут3/сут и вода 0 брл/сут. Эти результаты подтвердили, что скважина D5 не обводнена, что
вступает в противоречие с моделью коллектора. Был
произведен отбор проб.
Расчетный дебит скважины D5 по результатам
моделирования был равен 15 200 брл/сут нефти и
27,1 млн фут3/сут газа. Пластовое давление должно
было быть значительно меньшим.
Второй 24-часовой период тестирования скважины D6 был завершен и измерения дали следующие результаты: нефть 7700 брл/сут, газ 15,1 млн
фут3/сут вода 219 брл/сут (обводненность 2,8 %). Количество воды было немного меньше, чем при первом
тестировании. Причина может заключаться в более
коротком перерыве перед вводом в сепаратор деэмульгатора, что могло привести к попаданию некоторого количества воды в поток нефти. Это подтвердило, что обводнена скважина D6, а не D5.
Окончание тестирования скважин. Клапан в подводном узле очистки трубопроводов был открыт, в то
время когда трубопроводы восточной и западной линии еще были подключены к сепараторам НР и IP. Поскольку теперь по восточной линии транспортировалось
больше жидкости, сброс воды из сепаратора НР увеличился на 83 брл. Этот результат предполагали, поскольку в трубопроводе восточной линии должно было
установиться новое равновесие по задержке воды из-за
увеличения расходов газа и нефти, транспортируемых
по этой линии. Для случая с открытым клапаном в узле
очистки измерения в НР-сепараторе дали следующие
результаты: нефть 15 500 брл/сут, газ 24,7 млн фут3/сут
и вода 123 брл/сут, а измерения в IP-сепараторе: нефть
16 900 брл/сут, газ 25,1 млн фут3/сут и вода 0 брл/сут.
Можно видеть, что измеренное количество воды было
много ниже по сравнению с предыдущими результатами. Причина в том, что после открытия клапана в узле
очистки, на скважину D6, как самую неустойчивую,
больше влияет противодавление по сравнению с двумя
другими скважинами. Это объясняет причину, почему из скважины D6 поступает вода. При тестировании
скважин потоки добываемой нефти и газа были разделены между западной и восточной линиями в отношении 52/48 для нефти и 50/50 для газа. Эти значения не
соответствовали расчетным, поэтому этот аспект требует дальнейших исследований. Когда все скважины
были подключены обратно к IP-сепаратору, измерения на выходе сепаратора дали следующие результа16
ты: нефть 31 700 брл/сут, газ 51,1 млн фут3/сут и вода
166 брл/сут. Это подтверждает, что при моделировании
использовались более высокие расходы нефти и газа.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Программа тестирования скважин выполнялась
плавно без задержек, все ее задачи были решены.
Ключом успешной реализации стала разработка детального плана работы групп различных специалистов. Моделирование переходных процессов сыграло
важную роль для прогнозирования влияния работ,
приводящих к неустановившимся режимам течения
в трубопроводах, и это помогло оценить техническую
осуществимость программы тестирования. Помимо
этого следует принять меры предосторожности изза возможности образования водяных пробок в трубопроводах и замедления в них течения, поскольку
моделирование не всегда базируется на правильной
исходной информации и допущениях. Тестирование
скважин позволило получить бесценную информацию о поведении скважин, а отбор проб жидкостей
для контроля поведения флюилов в пласте-коллекторе и создания плана разработки месторождения с
учетом максимального отбора его запасов. Отсрочка
и уменьшение добычи были большими по сравнению
с прогнозируемыми результатами моделирования
из-за некоторых дополнительных мер предосторожности, принятых операторами месторождений, чтобы избежать нарушений в работе всей системы при
переходных процессах.
Помимо использования лучших исходных данных требовалось уточнение и доработка модели сети,
включающая ствол скважины и трубопроводы, для
лучшего прогнозирования возможности образования пробок и замедления течения в трубопроводах и
более точного разделения расхода жидкости между
линиями трубопроводов. Наконец, прикрытие штуцеров на борту платформы в предвидении образования водяных пробок и замедление потока укорачивает время стабилизации течения в трубопроводе и
является хорошим практическим методом управления местными скоплениями воды и пробками
Перевел В. Клепинин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. K. H. Bendiksen, D. Malnes, R. Moe and S. Nuland, «The dynamic two-fluid
model OLGA: Theory and application», SPEPE, May 1991, pp. 171–180.
2. J. Nossen, R. H. Shea and J. Rasmussen, «New development in flow
modelling and field data verification», BHR Group 2000 Multiphase
Technology, pp. 209–222.
Amrin F. Harun (Э. Ф. Харун), старший инженер-нефтяник в компании ВР Egypt. Он имеет 15-летний
опыт работы по области проектирования и эксплуатации систем добычи. До компании ВР он работал старшим инженером, специализирующимся на проблемах
обеспечения течения жидкостей в трубопроводах, в
компании Intec Engineering, где занимался концептуальными исследованиями и разработкой эскизных
технических проектов. Д-р Харум получил степень
бакалавра по технологии добычи газа в университете
Индонезии, а также степень магистра в университете шт. Оклахома и
степень доктора в университете Талса (обе по технологии добычи нефти). Г-н Харун работает научным редактором в онлайновом журнале
SPE Projects, Facilities & Construction и является лицензированным специалистом в данной области, зарегистрированным в шт. Техас. С ним
можно связаться по адресу: amrin.harun@bp.com.
№8 • август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ГЕОЛОГИЯ
УЛУЧШЕНИЕ ОЦЕНКИ БЛАГОДАРЯ
4С-СЕСМИЧЕСКИМ ДАННЫМ
R. Sarmiento, EOG Resources, Inc.; T. Johns, C. Vito, WesternGeco
Возникают различные ситуации, при которых ОВС-данные могут отличаться: газопоглощение, искажение волн и другие
sources Inc. приобрела в Тринидад
и Тобаго 20 % активов. Все участки
расположены в басс. Колумбус на
юго-востоке Тринидада.
Исследуемая площадь представляла собой мощную последовательность песчаников и сланцев
плиоценового и плейстоценового
возраста. В процессе исследований был собран полный комплект
данных об условиях отложения
пород от речного до периферийного шельфа. Результаты показали, что на интервале выше 10 тыс.
фут (1 фут = 0,3048 м) доминировали обломочные породы и песчаники с высокой концентрацией сланцевых пород, залегающих
ниже. На мелководный шельф
песчаники были намыты из дельты Ориноко. Первоначальной
целью исследования были плейстоценовые
песчаники/сланцы, залегающие на глубине 10–
17 тыс. фут, что эквивалентно
времени 2,5–3,8 с TWT Р-сейсмической волны. Исследования
более глубоких или более мелких
пластов связано с геологическим
риском. Карбонаты миоценового
и мелового возраста залегают на
глубине 30 000 фут.
Характеристика бурового раствора из скважины Pamberi-1 и
соседних с ней показала, что
ПРЕДПОСЫЛКИ
Исследование проводилось на
месторождении Памбери, расположенном в 50 км к юго-востоку от Галеота Поинт, Тринидад
(рис. 1). Это месторождение входит в участок LRL. НА этом участке пробурено шесть скважин. В
процессе исследований в месте
расположения скважины Pamberi-1 была проведена 16-километровая сейсмическая разведка. В
настоящее время месторождение
Памбери не эксплуатируется. Оно
расположено в 15 км к юго-западу
от газового месторождения Кискади, входящего в консорциум South
East Coast Consortium (SECC).
Кискади управляется совместно
ВР и EOG. В конце 2006 г. EOG Re-
Тринидад
ая
Залив Фариа нтральн
Це зона
бет
Хре
н
ие
Дар
Эль Диабло
Саман
Тринидад
Тобаго
Ист
Галеота
Оспри
Тик
Мора
Слэриш
Махогани
Галеота
Поинт
Поуи
Пеликан
Ибис
Басс.
Колумбус
Кискади
NEQB
Оилбед
Лантана
Фламбойант
Иммортель
Кассиа
Рис. 1. Участки проведения 4С-исследований на месторождении Памбери
№8 • август 2008
ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЕ
СЕЙСМИЧЕСКИЕ
ИССЛЕДОВАНИЯ
В 2003 г. на месторождении Памбери были проведены
3D-сейсмические
исследования при помощи буксировочных
кос. К буксиру были закреплены
шесть сейсмоприемных кос, каждая длиной 5200 м. В результате
был получен комплект данных на
площади 25х30 м, включающий
изображение отражающей поверхности, разломов, ловушек и
был определен механизм их образования. Однако изображение
песчаников верхних интервалов
оказалось недостаточно четким
из-за проблем, связанных с экранирующим эффектом (рис. 3).
Этот эффект не позволял получить четкую литологию разломов
шельфа. В результате проявления
подобного эффекта скорость прохождения сигнала в более глубоких пластах заметно снижалась.
Буровой раствор, фунт/галл
r/w –1
Pemberi –1
r/e –1
kb –1
|r| –1
Сауф Сэг
Памбери 4С
Пьедестал 189
первоначально давление в перекрывающих породах на глубине
10 000 фут было нормальным для
песчаников, но затем повышалось (рис. 2).
Глубина, тыс. фут
Высококачественные
многокомпонентные (4С) сейсмические
данные могут обеспечить прекрасное изображение структуры и подтвердить свойства породы. Однако
получение 4С-набора данных и
выполнение анализа является достаточно трудоемким процессом.
В этой статье описан пример получения и обработки 4С-данных,
что включает определение и компенсацию для анизотропии и получение ценной дополнительной
информации.
Капок
Рис. 2. Характеристики бурового раствора скважины Pamberi-1
17
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ГЕОЛОГИЯ
длительность сигнала составила
12 с.
Рис. 3. Изображение верхних интервалов песчаников
ИССЛЕДОВАНИЕ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПАМБЕРИ
В ноябре 2004 г. компаниями
EOG и WesternGeco были проведены 4С (ОВС) исследования
скважины Pamberi-1. Основная
цель этих исследований заключалась в оценке многокомпонентных
данных для улучшения стратиграфической интерпретации геологической структуры региона. В
частности, специалисты ставили
задачу идентифицировать литологию на глубине 10–14 тыс. фут,
используя Р- и РS-сейсмические
сигналы.
Специалисты полагали, что
улучшенное структурное изображение при помощи проведения анализа вновь полученных
данных обеспечит более четкую
литологию. Для проведения этого анализа было
необходимо
интегрировать и регулировать
сравнительные амплитуды и фазы полученных
данных.
АКУСТИЧЕСКИЕ
ИССЛЕДОВАНИЯ
Параметры для проведения 4С-исследований были основаны на
скважинных данных и
результатах
предварительной
сейсмической
съемки. После прострела было получено изображение участка длиной 16 км и шириной
750 м (рис. 4). Хотя «окно»
было недостаточным для
18
проведения полномасштабного
3D-исследования, получение, обработка и анализ 3D-данных был
проведен.
На дне океана на расстоянии
400 м друг от друга было проложено два параллельных кабеля
длиной 16 км. Глубина океана в
это районе колеблется от 65 до
70 м. Расстояние между сейсмоприемниками составляло 25 м.
при исследовании использовалось 12 источников сигналов,
размещенных параллельно линии прострела на расстоянии
100 м. Источники сигналов разместили вдали от сейсмоприемников, чтобы обеспечить широкую расстановку и значительную
дистанцию для исследования
зоны выше 10 000 м. Рекордная
ПРЕДВАРИТЕЛЬНАЯ
ОБРАБОТКА СИГНАЛОВ
После разгона по скоростям необработанные данные из каждой
группы, включающей три сейсмоприемника (geophone accelerometer – GAC), раскладывались
в трех плоскостях: вертикальной
(Z), горизонтальной (X) и перпендикулярной (Y) при помощи
инклинометра. После контроля
качества (quality control – QC)
навигации данные распределялись по отдельным компонентам
для проведения следующего этапа
исследований. Данные гидрофона
(Р) и вертикального гидрофона (Z)
извлекались и после прохождения
Р и Z фильтров объединялись при
помощи нелинейного суммирования. В результате формировалась
PZ-база данных со сравнительно
традиционной схемой обработки
Р-данных.
Затем X и Y-сейсмические волны совмещались с обработанными
PS-обратными волнами. Вектор
воспроизведения и параметры
уравнения сопоставились с данными, полученными ранее с целью
проведения анализа азимутальной
анизотропии.
Обработка PZ и PS-данных
включает линейное ослабление
помех и корректировку поверхностных условий и амплитуды
(рис. 5).
Скв. Pamberi-1
Рис. 4. Карта проведения 4С-исследований месторождения
Памбери
ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ
СБОР ДАННЫХ
При помощи проведения анализа на начальном
этапе обработка PZ и PSданных завершалась при
помощи проведения анализа
криволинейности
волн Кирхгофа PreStack
Time Migration (PrSTM).
Был также выполнен
анализ Residual Moveout
(RMO) для определения
плотности PZ-сигналов и
разработки окончательной модели скорости.
Впоследствии эта модель
может служить основой
для определения поля
скоростей для PrSTM и
PS-данных.
№8 • август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ГЕОЛОГИЯ
PS radial
PS transverse
Рис. 5. Данные помех и корректировки амплитуды
PZ PrSTM
Сейсмопр. коса
Рис. 6. Данные 3D, полученные при помощи сейсмоприемной косы
PZ PrSTM
PZ PrSTM
Рис. 7. Данные VTI-анизотерапии
Средний вертикальный параметр Vp/Vs (γ0) выводится из случайной корреляции и регистрации помех интерпретации PZ- и
PS-начальных асимптотических
данных. Параметры η и γ0 объединенные с полем скоростей и
вертикальной Vs скоростью, полученной из частичной инверсии
первоначальных значений V(PS)
и V(P), использовались для первой итерации PrSTM. Перед выполнением 3D-исследований для
оптимизации PZ-данных окончательный набор PS 3D-данных
PrSTM был скорректирован в соответствии с РР-временем.
ПОЛУЧЕНИЕ
РЕЗУЛЬТАТА
Качество данных и интерпретации были в значительной степени улучшены по сравнению с
3D-данными (как РZ, так и PS),
полученными при помощи сейсмоприемной косы (рис. 6). РZ-
№8 • август 2008
данные, зарегистрированные при
проведении морских исследований, имеют широкий диапазон и
значительно лучшее соотношение «сигнал/шум» и обеспечивает более эффективное затухание
сигнала.
Несмотря на ограниченную
перпендикулярную апертуру участка 3D-подход обработки сигналов
обеспечит улучшение соотношения S/N. Поля скоростей получают из сейсмических данных (геологических, порового давления и
других). VTI-анизотропия для PSданных тесно связана с геологией и промежуточным интервалом
сланцев, несмотря на ограниченный набор скважинных данных
(рис. 7).
ОБРАБОТКА
ДАННЫХ
Обработка 4С-данных имеет
различные теоретические преимущества, особенно с точки зрения облегчения регистрации Р- и
PS-сигналов в общей модели, объединение анизотропии и калибровки скважинных данных.
Перед получением анизотропии PrSTM было представлено
исследование HTI-анизотропии,
включая первоначальные данные.
Пропластки пород, которые определены при помощи анизотропии, могут повлиять на скорость
прохождения волн: либо ускорение (S1), либо замедление (S2). В
зависимости от разницы между
S1 и S2 и важности азимутальной
анизотропии может произойти
снижение разрешающей способности радиального PS-сигнала.
Для определения направления поляризации был выполнен анализ
вдоль центра участка на расстоянии 1 км.
В результате ограниченной
перпендикулярной длины сейсмическая трасса была ограничена 500
м. Анализ обеспечил расширение
с 10 до 360°. Исследование вдоль
южной границы участка связано
с последовательным ускорением
S1 до 150–360° с ортогональным
S2-направлением 60/240°. Быстрая
ориентация поляризации параллельна региональным нормальным
помехам и согласована с доминирующими полями между антиклинальными хребтами, являющими19
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ГЕОЛОГИЯ
Radial
Transverse
Б
М
Сентрал
иен
Дар
М
ж
Рид
Б
Ранжу
Б
М
М
лум
М
Б
М
Б
М
Б
М
Б
Б – быстро
М – медленно
Б
Ко
бус
пл. Petta Amacuro
Сдвиг
Разлом
Антиклиналь
Тринидад
ла
Венесуэ
Рис. 8. Результаты анализа поляризации PS-данных
ся преградой для возникновения
помех, колебания скоростей прохождения сигнала, снижения когерентной энергии и т.д. (рис. 8).
PS PrSTM
PZ PrSTM
PZ PrSTM
PS PrSTM
Рис. 9. Изображение PZ и PS PrSTM-интервалов
PZ PrSTM с V(P)
ms-1
PS PrSTM с Vp / Vs
Vp / Vs
Рис. 10. Изменение литологии порового давления и примесей
20
км
ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ
СБОР ДАННЫХ
В качестве вводных PS-данных
использовались предварительно
обработанные веерные компоненты. Для получения изображения
PS-волн с анизотропией и построения ОВС-геометрии использовался алгоритм Кирхгофа. Ключевые
проблемы построения выявляются при помощи построения модели
скоростей и корреляции данных
PZ- и PS-интервалов.
Анализ скоростей помогает
оценить RMO. Предварительно
собранные данные были скорректированы в соответствии с
моделью и RMO-оценкой. Перед
выполнением томографии PS-данных была построена модель V(P) и
выполнен анализ скоростей, включающий следующие шаги.
• Определен сейсмический снос
искажения PZ-данных с изотропным полем скоростей.
• Улучшение изотропной скорости V(P) с использованием томографии.
• Улучшение V(P) с анизотропией с целью увязки сейсмических
данных искажения параметров σ и
ε скважины Pamberi-1.
• Объединенная VTI-модель
отражает анизотропию ниже и
выше исследуемого интервала
№8 • август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ГЕОЛОГИЯ
скважины. В рассматриваемом
примере параметр σ принят постоянным, ε – изменяющимся в
пространстве.
• Изменение PZ-параметров
происходит в соответствии с анизотропией V(P)-модели.
Перед исследованием более
глубоких интервалов эта методика
использовалась на более мелких
глубинах. В процессе выполнения
томографии проводилась корректировка искажения сигналов и
исследовалось изменение скоростей.
влияет на снижение соотношения Vp/Vs. На участках с низким
соотношением Vp/Vs (когда помехи возникают на верхней границе
исследуемого интервала) Vp имеет низкий показатель, отражающий избыточное давление газоносных песчаников (рис. 10). На
участках с низким соотношением
Vp/Vs, если помехи возникают на
верхней границе исследуемого
интервала, имеет место высокий
показатель Vp, что говорит о нормальном давлении в газоносных
песчаниках.
ПОЛУЧЕННЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ
Окончательные PZ- и PS-исследования показали дальнейшие
улучшения изображения структурных деталей и корреляции двух
баз данных (рис. 9). Включение
анизотропных параметров, полученных после обработки данных,
в значительной степени улучшат
PS-изображение. Анализ PrSTM
наиболее важен для определения
в будущем AVO/инверсии.
При совмещении с другими
данными соотношение Vp/Vs может помочь определить разницу
в литологии, поровом давлении
и содержании примесей. Газонаполнение пласта, как правило,
ВЫВОДЫ
На месторождении Памбьери, басс. Колумбус, был проведен
анализ анизотропии PrSTM при
помощи 4С-многокомпонентных
данных. Результаты этих исследований оказались значительно
лучше по сравнению с результатами проводимых до этого 3D-сейсмической разведки. Дальнейшие
улучшения были достигнуты благодаря применению PZ- и PS-сейсмических исследований и томографии.
Измерение интервалов изменения скоростей и соотношения
Vp/Vs обеспечило точное определение литологии и содержания
флюидов. Проведенная работа
обеспечила ожидаемые преимущества корреляции анизотропии,
контроль состояния скважины,
литологию, определение свойств
породы и многие другие.
Перевел Г. Кочетков
R. Sarmiento (Р. Сармиенто)
работает в отрасли свыше
25 лет и 11 лет в компании EOG
Resources, Inc., занимаясь реализацией национальных и международных проектов разведки. Его опыт включает оценку,
переработку и интерпретацию
2D- и 3D-сейсмических данных.
После окончания в 1980 г. Национального университета Колумбии м-р Сармиенто
получил степень бакалавра в области инженерной
механики и магистра по геофизике в 1987 г. в университете Хьюстона.
T. Johns (Т. Джонс) работает
в WesternGeco на должности
ведущего геофизика. После
окончания в 1977 г. университета в Хьюстоне он получил степень бакалавра по математике
и физике. М-р Джонс работает
в области проведения 2D-, 3D- и
4D-сейсмических исследований.
Последние 12 лет м-р Джонс фокусирует внимание на разработке технологий сбора
многокомпонентных данных.
C. Vito (С. Вито) после окончания в 1997 г. университета Penn State он получил степень бакалавра по
геологии. Свою карьеру м-р Вито начал в компании
WesternGeco. Последние восемь лет м-р Вито занимается проблемами разработки 4С-технологий.
НОВЫЕ НАЗНАЧЕНИЯ В ОТРАСЛИ
Компания Sondex Oilfield Technology назначила на
должность бизнес-менеджера по европейскому и африканскому регионам Goran Kolaric (Г. Коларика). До
сотрудничества с Sondex Oilfield Technology м-р Коларик работал в PathFinder Energy и Schlumberger.
New Industries назначила Greg Risher (Г. Ришера)
руководителем Министерства Human Resource, Risk
Management and HS&E Department. Последние три
года г-н Ришер занимал должность руководителя отдела Risk Management в Орлеанской Paris School System. Г-н Ришер свыше 30 лет работает в нефтегазовой
отрасли.
Компания Aker Kvaerner отделение по подводным
разработкам Subsea, объявила о назначении Dave
Hutchinson (Д. Хатчинсона) на должность вице-президента по рыночным операциям. Г-н Хатчинсон более
20 лет работает в отрасли в секторах бурения, проведения морских операций, оказания сервисных услуг
и менеджмента. До сотрудничества с Aker Kvaerner
№8 • август 2008
г-н Хатчинсон занимал должность вице-президента в
отделении компании Surface Products&Services.
Компания Air Liquide объявила о назначении
Michael J. Graff (М. Граффа) на должность председателя правления. До этого назначения г-н Граф занимал
пост президента и председателя правления в дочерней
компании Air Liquide USA LLC. Г-н Граф более 30 лет
работает в отрасли в секторе переработки.
Foster Marketing Communication объявила о назначении Desire Reyes (Д. Рейес) руководителем отдела
маркетинга. Г-жа Рейес будет заниматься вопросами
бизнес-разработок, интегрирования и планирования.
Компания IDM объявила о назначении Byron Dunn
(Б. Дана) председателем. До этого назначения г-н Данн
занимал пост вице-президента Harvest Natural Resources. На протяжении нескольких лет г-н Данн работал в
отделениях компании в России и Китае.
21
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ГЕОЛОГИЯ
ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ
ГЛУБОКОВОДНОГО БАССЕЙНА
D. McConnell, J. Gharib, J. Henderson, H.-W. Anderson Danque, A. Digby, AOA Geophysics Inc.;
D. Orange, Black Gold Energy
Мультиволновой эхолот и сейсмические данные помогают осуществлять разведку углеводородов
В основном крупные нефтяные
месторождения были открыты в
самом начале развития сектора
разведки на нефть и газ. Вечный
огонь древних зороастрийцев
был, вероятно, газопрявлением
гденибудь недалеко от Баку в
Каспийском море. Первая нефтяная скважина полковника Дрейка была расположена недалеко
от естественного выхода нефти
в районе Ойл Грик (Пенсильвания). Знаменитая компания Royal
Dutch/Shell начала свои операции
в 1880 г. на достаточно известных
нефтяных участках на Суматре. Месторождение Спайндлтоп
было открыто учителем воскресной школы, который поджег газ,
выходивший на поверхность в зарослях камыша, чтобы развести
костер для своих студентов. Этот
список может быть достаточно
длинным. В него можно внести
много месторождений в Калифорнии, Оклахоме, Мексике, Иране,
Ираке, Индонезии и многих других.
Естественный выход углеводородов происходит и на морских
месторождениях. В 1976 г. мексиканский рыболовецкий сейнер Rudisento Cantarell зарегистрировал
естественный выход нефти, благодаря которому было открыто гигантское месторождение Кантарелл,
названное так в честь сейнера.
С этим явлением в отрасли часто
сталкиваются, например, глубоководный регион Мексиканского залива представляет собой систему,
характеризующуюся более чем
тысячью местами выхода углеводородов.
Разработка граничных глубоководных бассейнов связана с
высокими затратами и риском,
но отдача значительна. Специалистам, осуществляющим оценку
глубоководных бассейнов, необ22
ходимо знать, какие концессии
будут разрабатывать месторождения. Современная карта дна залива и точность геомеханических
проб в значительной степени может помочь специалистам. Метод,
описанный в статье, недорогой
и эффективный. Затраты на его
реализацию составят примерно
100 долл/км2, что почти в 100 раз
дешевле 3Dсейсмических исследований. При помощи мультиволновых эхолотов недорогое исследование глубоководных регионов
обеспечит 100процентное изображение структуры дна благодаря
обратному отражению. Высокая
разрешающая способность изображения морского дна обеспечивает интерпретацию полученных
при помощи современных мультиволновых эхолотов данных непосредственно в море. Это может
обеспечить быстрое определение
естественного выхода углеводородов. Идентифицировать выход
углеводородов также можно при
помощи отбора проб. Результаты
геохимического анализа могут помочь ответить на вопросы, связанные с разведкой глубоководных
месторождений.
НЕОБХОДИМОСТЬ
ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЫХОДА
Карта структуры морского дна,
дополненная в течение последних
нескольких лет, обеспечивает значительные преимущества по сравнению с первыми исследованиями
при помощи таких эхолотов как
FS Meteor. Современные мультиволновые эхолоты, обеспечивают
точность до 5 м на глубине свыше
2000 м. Исследование на такой
глубине каждого аспекта системы
сбора информации и батиметрических данных выполняется с погрешностью в 0,5 %, что составляет
10 м. Точное определение потен-
циальных выбросов может быть
уточнено при помощи отбора проб
с такой же погрешностью.
Основной целью определения местонахождения донного
ила поблизости от мест потенциального выхода углеводородов
является оценка потенциальных
месторождений в осваиваемых
бассейнах. Однако идентификация потенциальных выходов при
помощи мультиволновых эхолотов и данные о профиле твердого
дна существенно содействуют получению характеристики грунта
для последующей прокладки трубопровода. В месте выхода углеводородов твердый грунт взаимодействует с хемосинтетической
общностью, что создает значительные технические ограничения
для реализации какихлибо операций. Это происходит, поскольку
общности изменчивы как в горизонтальном, так и вертикальном
направлении и характеризуются
высокой изменчивостью свойств
грунта. Обычные аутигенные карбонаты могут иметь чрезмерную
протяженность, больше предполагаемой. Это может воспрепятствовать эффективному использованию традиционных технологий
глубоководного размещения мощностей, таких как всасывающиеся
сваи.
Гидраты газа, если они присутствуют, могут повлиять на увеличение прочности грунта. Однако
диссоциация гидратов газа в процессе разработки (когда горячие
флюиды продвигаются по скважине, гидраты газа могут раствориться) может в значительной степени
повлиять на ситуацию и стать причиной катастрофического снижения прочности грунта. Любые
разработки на участках с хемосинтетической общностью связаны с
достаточной сложностью.
№8 • август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ГЕОЛОГИЯ
Хемосинтетическая
Пузырьки нефти и природного газа
общность (Vestimentiferan)
Кораллы, живущие
в холодной воде
Хемосинтет.
Аутигенные
моллюски
карбонаты
Каналы
Покрытие
Бактерии
(Beggiatoa)
Мощные донные
гидраты газа
Граница окисления
Смесь флюидов ниже солей
и углеводородов (H2S + CH4)
Рис. 1. Схематическое изображение холодной хемосинтетической общности с симбионтами (а) общность Vestimentiferan (в)
С
3 км
С
Обратное
рассеивание,
дБ
С
м
Высокие
Низкие
Рис. 2. Изображение, полученное при помощи многолучевого эхолота поблизости
от исследуемой хемосинтетической общности Буш Хилл в Мексиканском заливе
ЧТО ТАКОЕ
ВЫХОД
УГЛЕВОДОРОДОВ
Выход углеводородов происходит, когда грунтовая вода
вперемешку с морской водой
поднимается к поверхности дна
и выбрасывается в море. Эта исчерпывающая
формулировка
включает такой феномен как разнообразное движение флюидов
при избыточном давлении, создаваемом тектоническими силами, высокими температурами в
выходных каналах, изменением
флюидов в результате реакции
серпентинизации, подводного нагнетания грунтовых вод и флюидов, которые модифицировались
при контакте с углеводородами.
Большая часть морских грунтовых вод модифицируется, включая
флюиды, преобразованные химически или физически во время
протекания их на небольшом удалении от морского дна. Часто зоны
смешения отражают химическое
отклонение между выходящими
флюидами и окисленной морской
водой. Это химическое отклонение необходимо для образования
хемосинтеза.
ХЕМОСИНТЕТИЧЕСКАЯ
ОБЩНОСТЬ
Хемосинтез состоит из нескольких групп археев и бактерий, поглощающих энергию,
вырабатываемую в результате
окисления простых компонентов,
№8 • август 2008
таких как метан и сероводород.
В зонах выхода углеводородов метан и сероводород из более глубоких углеводородных залежей
обеспечивают необходимые условия на участках, расположенных
в непосредственной близости от
морского дна, между поднимающимися из глубины поровыми
флюидами и окисленной морской
водой. Идентификация сейсмических данных выхода углеводородов стала отчасти возможна
благодаря морским донным организмам (рис. 1).
Хемоаутотрофные
организмы – бактерии и археи – растут и размножаются при помощи
энергии, получаемой в результате преобразования электронов из доноров в акцепторы [1].
Хемосинтетические
общности
формируются тогда, когда хемоаутотрофные бактерии и археи производят необходимый
первичный продукт для поддержания гетеротрофов, включая
макрофауну. Хемоаутотрофные
организмы формируют основу
для хемосинтетической общности (метанпродуцирующие бактерии и поглотители серы).
ИДЕНТИФИКАЦИЯ
ВЫХОДА
УГЛЕВОДОРОДОВ
Для проведения разведки осваиваемых участков рекомендуется два метода. Если специалисты
располагают 2Dсейсмическими
данными и местонахождение
участка не уточнено, использование исследований при помощи мультиволнового эхолота может помочь в изучении профиля
участка и возможного выхода углеводородов. Если специалисты
располагают 3Dсейсмическими
данными, можно построить трехмерное изображение подводной
структуры и определить места
возможного выхода флюидов.
Точность геохимических данных
во втором случае может помочь
ответить на такие вопросы как
возраст, качество и источник
возникновения углеводородной
залежи.
Получение данных. Этот вид
данных считается более эффективным для определения местоположения глубоководных выходов
23
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ГЕОЛОГИЯ
Посылающие зонды
След
переданных лучей
Рис. 3. Расстановка посылающих и принимающих зондов
углеводородов и хемосинтетических общностей, поскольку обеспечивает получение выборки
и обратное рассеивание пучка
волн. Обратное рассеивание отражает функцию импеданса и
неровностей донной системы и
волюмометрическое рассеивание
ниже донных отложений. Данные
батиметрии и обратного рассеивания могут быть преобразованы
при помощи программного обеспечения GIF-style непосредственно в море, что обеспечивает их
онлайн-обработку. Погрешность
обратного рассеивания может
быть проверена и интерпретирована в соответствии с географической морфологией. На рис. 2
показано обратное рассеивание
мультиволнового эхолота в непосредственной близости от исследуемой
хемосинтетической
общности Буш Хилл в Мексиканском заливе. Эти данные были получены компаниями TDI-Brooks
Intl. AOA Geophysics Inc.
Большинство мультиволновых
систем, осуществляют исследования глубоководных участков на
глубине свыше 200 м. Мультиволновые системы снабжены двумя
акустическими антеннами, одна
из которых играет роль передатчика, вторая – приемника пучка
акустических волн, отраженных
от дна моря (рис. 3). Пересечение
лучей, посылаемых передатчиком и принимаемых приемным
устройством, называется следом. След луча – функция размера пучка волн, глубины воды и
наклонная дальность. Площадь,
исследуемая за день, зависит от
глубины воды, скорости судна и
следа пучка волн. На глубине бо24
туды и склонов.
Полученная
интерпретация
м
Шельф
используется
для определения
м
мест отбора проб
(рис. 4).
Аномалии, свям
занные с чрезмерным скоплением
донных осадков и
аутигенных кар3,000 м
3D-сейсмическая амплитуда
бонатов, определяются при помо2D-сейсмическое изображение
щи спутниковых и
поверхности
3Dсейсмических
Рис. 4. Батиметрическое изображение, полученное при помоданных с высощи 3Dсейсмических данных
кой амплитудой.
лее 2500 м можно получить бати- Источником высоких амплитуд
метрические данные (размер об- 3Dсейсмических данных, как пращей глубинной площадки 25 м) и вило, являются аутигенные карбонаобратное изображение. При про- ты [3].
Различные методы исследоваведении исследований необходимо установить надежную прове- ний. В 3Dсейсмических данных амрочную систему и осуществлять плитуда лучей одинакова и обычно
регулярные измерения профиля составляет 12,5–20 м, в отличие от
отраженных лучей, длина которых
скорости волн в воде.
3Dсейсмические данные. Если колеблется от 5 до 25 м. Оптимизана осваиваемом участке можно ция отраженных лучей при проведепроводить 3Dсейсмические иссле- нии мультволнового исследования
дования, четкое геометрическое очень важна, поскольку является
построение может дать важные ре- ключом к определению места выхозультаты о наличии углеводородов да углеводородов (рис. 5).
В процессе проведения исслеи выполнить оценку перспективности бассейна. Для определения дований при помощи пучка волн
места отбора проб используются профиль поддонных пород моданные о структуре дна и ампли- жет быть более точным, чем при
туде, а также трехмерное изобра- 3Dсейсмических исследованиях,
жение подлежащих пластов [2]. особенно на участках, где резульПервые результаты исследования таты операций при помощи сейсморского дна могут быть обрабо- моприемных кос могут быть искатаны при помощи программного жены изза буев и косяков рыбы.
обеспечения GIF-style с последу- Кроме того, следует учесть и более
ющей разработкой батиметричес- низкую стоимость. Затраты на иской карты, определения ампли- следования при помощи мультиволр. Вольта
Рис. 5. Вертикальный интервал (слева), 3Dкарта дна (в центре), амплитуда дна (справа)
№8 • август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ГЕОЛОГИЯ
Линия профиля
Расстояние между
окружностями 10 м
Центр является
первоначальной задачей
Расположение судна
Отбор проб
Chirp x
Судно
Chirp y
Керн
Рис. 6. Дифрагированный профиль морского дна
Данные предоставлены UNOCAL и AOA Geophysics Inc.
нового эхолота составляют примерно 100 долл/км2 – это значительно
дешевле, чем 3Dсейсмические операции. Конечно, при проведении
3Dсейсмических операций может
быть не только определено местонахождение выхода углеводородов,
но и получено изображение залежи. Однако мультиволновые исследования помогают определить место проведения 3Dсейсмических
операций.
Существуют и другие преимущества проведения таких исследований, одно из них – получение
данных батиметрии морского дна.
Сбор данных необходим для планирования строительства мощностей. Геотехническую оценку можно начать с разведочных операций.
Для определения продуктивных
участков могут быть использованы данные двух видов, и проведены геотехнические исследования.
Кроме того, могут быть собраны
данные гравитации и магнитометрические. В процессе проведения
мультиволнового
исследования
могут быть собраны и другие данные.
ОТБОР ПРОБ
Чтобы оптимизировать затраты
на аренду судна, перед выполнением операций следует отдать предпочтение отбору керна. Чтобы отрегулировать в реальном времени
местоположение отбора проб (рис.
7) следует использовать навигацию
Ultra Short BASE Line (USBL). В этом
случае оптимальна акустическая
навигация, поскольку акустическое
позиционирование в реальном
времени обеспечит точность.
Это в значительной степени повлияет на коэффициент успеха
Рис. 7. USBL и GIS используются для навигации в реальном
и оценку первремени (а); вкрапление газовых капель в керне (b); образцы
хемосинтетического сообщества (с)
спектив
доказанных запасов
углеводородов. Отобранные пробы
Изучение отдельных слоев хеоцениваются непосредственно на
мосинтетической общности моместе. Эта информация наряду с
жет быть в значительной степени
данными о дне (3D и мультиволноупрощено. Существует два метода
вые) и продуктивных пластах (2D,
описания проб. Первый – более
3D и вибросейсмические) позволят
длительный и дорогой – компьюпровести оценку местоположения
терная томография пробы. Менее
отбора проб в море. После проведорогой и менее длительный –
дения первой оценки пробы отисследование материала свойств
правляются на борт судна для прохемосинтетической
общности
ведения геохимического анализа.
по частям и описание проб после
Затраты на программу проведения
проведения геохимического анаэтого анализа невысоки, площадь
лиза. Исследование проб может
лаборатории небольшая, что наибообеспечить различную информалее важно, анализ выполняется в
цию об истории образования общпроцессе проведения операций и
ности и разнообразия свойств отдостаточно быстро. Эти операции
ложений.
помогут прогнозировать потенциОбычно составляют программу
ал хемосинтетических и богатых
геохимического анализа морских
метаном и серой общностей.
проб. Для исследования пробы
Геохимический анализ морских
разделяют на части и доставляют
отложений для проведения развена борт судна. Пробы осадочных
дочных работ достаточно прост.
пород пропускают в центрифуге
Отбор проб для выполнения этого
для отделения поровой воды.
анализа требует установки на борту
Углеводородные газы обычно
судна специального оборудования
исследуются при помощи газовой
вместо устаревших резервуаров.
хроматографии (Gas ChromatoИсследования включают описание
graph – GC) с ионизационным
проб. Кроме того, необходимо надетектором и термопроводным
брать специалистов, изучающих
детектором. Пробы донных отхемосинтетическую фауну.
ложений собираются, нагрева-
№8 • август 2008
25
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ГЕОЛОГИЯ
ются и смешиваются с газом при
помощи прямой закачки в сепаратор. Анализ переработанного
газа включает NaOH или простые
компоненты, чтобы выделить из
донных отложений сорбированный газ перед нагнетанием его в
сепаратор. В определении происхождения углеводородов (термогенные или биогенные) могут помочь изотопные измерения.
Однако этот спектрометрический анализ достаточно сложен
для выполнения его на судне, поэтому исследователи выполняют
его в стационарных лабораториях.
В случае необходимости все
пробы могут быть сохранены без
использования сложной лабораторной техники с целью выполнения исследований на берегу. Геохимический анализ может также
выполняться на берегу, но это чревато геохимическими изменениями свойств отложений.
Анализ на наличие метана проводится достаточно быстро, затраты на его осуществление невысоки и он может проводиться в море.
Однако определение происхождения углеводородов требует тщательного изучения геохимических
и геологических параметров системы.
ВЫВОДЫ
В этой статье авторы затронули вопросы разработки методики и осуществления разведочных
операций осваиваемых нефтяных газовых участков и отбора
проб донных отложений. Исследования проводились на площади 400 тыс. км2, на которой было
отобрано более 1500 проб. В процессе проведения исследований
использовались
мультиволновые эхолоты и 2Dсейсмические
данные. Авторы составили карту
структуры дна и выполнили геохимическую гравитацию. Эти исследования были выполнены на
шельфе Индии, Индонезии, Бразилии, Тринидада, Барбадоса, западной части Средиземного моря,
северовосточном шельфе Африки, басс. Поркьюпайн, шельфе
Ирландии, в Чили регион Хуан де
Фука (северозапад Тихого океана), ИзуБонинМариана и Гавайи.
В процессе проведения исследова26
ний были выполнены следующие
операции.
• Мультиволновая батиметрия
и исследование отраженных волн.
• USBLнавигация кернов в реальном времени и исследование
проб на предмет наличия аномалий.
• Получение данных о местах
потенциального выхода продукта.
• Определение числа хемосинтетических общностей различных
видов макрофауны.
• Определение взаимосвязи
между аномалиями и местами потенциального выхода.
• Определение содержания хемосинтетических биологических
сообществ в кернах.
Операторы, осуществляющие
работы в глубоководных регионах,
начинают оценивать преимущества современных технологий благодаря возможности оценки рисков
стратегии. В настоящее время эти
технологии обеспечивают возможность исследования и описания
формирования регионов и донной
топографии.
Перевел Г. Кочетков
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. MacDonald, I. R., ed., «Stability and change in
Gulf of Mexico chemosynthetic communities»,
Volume II Technical Report, OCS Study MMS
2002-036, US Department of the Interior, New Orleans, La., 2002.
2. Sager, W. W., MacDonald, I. R. and R. Hou,
«Geophysical signatures of mud mounds at hydrocarbon seeps on the Louisiana continental slope,
northern Gulf of Mexico», Marine Geology, 198,
2003, pp. 97–132.
3. Roberts, H. H., «Surface amplitude data: 3-D
seismic for interpretation of seafloor geology
(Louisiana Slope)», Transactions of the Gulf Coast
Association of Geological Societies, 46, 1996, pp.
353–362.
4. Decker, J., Teas, P. A., Curiale, J. A., Johnson,
E. A. E. and D. L. Orange, «Multibeam exploration
in the Makassar Strait», Indonesia Petroleum Association paper, DFE04-0R-043, 2004.
5. Orange, D. L., Yun, J., Maher, N., Barry, J. and
H. G. Greene, «Tracking California seafloor seeps
with bathymetry, backscatter and ROV», Continental Shelf Research, 22, 2002, pp. 2273–2290.
6. Brooks, J. M., Kennicutt II, M. C., Fay, R. R., McDonald, T. J. and R. Sassen, «Thermogenic gas hydrates in the Gulf of Mexico», Science, 223, 1984,
pp. 696–698.
7. Brooks, J. M., Kennicutt II, M. C., Fisher, C. R.,
Macko, S. A., Cole, K., Childress, J. J., Bidigare,
R. R. and R. D. Vetter, «Deep-sea hydrocarbon
seep communities: evidence for energy and nutritional carbon sources», Science, 238, 1987, pp.
1138–1142.
8. Manheim, F. T. and F. L. Sayles, «Composition
and origin of interstitial waters of marine sediments, based on deep sea drill cores», in Goldberg,
E., ed., The Sea, 2nd ed., 1974, pp. 527–568.
9. Gieskes, J. M., Gamo, T. and H. Brumsack,
«Chemical methods for interstitial water analysis
aboard JOIDES Resolution», ODP Tech. Note,
15, 1991, http://www-odp.tamu.edu/publica-
tions/tnotes/tn15/INDEX.HTM, accessed Jan.
23, 2002.
10. Mottl, M. J., Wheat, C. G., Fryer, P., Gharib,
J. and J. B. Martin, «Chemistry of springs across
the Mariana forearc shows progressive devolatilization of the subducting slab», Geochim. Cosmochim. Acta, 68, 2004, pp. 4915–4933.
11. Kvenvolden, K. A., and T. J. McDonald, «Organic geochemistry on the JOIDES Resolution: an
essay», Ocean Drilling Program Technical Note, 6,
1986.
12. Iversen, N. and B. B. Jшrgensen, «Anaerobic
methane oxidation rates at the sulfate–methane
transition in marine sediments from Kattegat and
Skagerrak (Denmark)», Limnology and Oceanography, 30, 1985, pp. 944–955.
13. Gharib, J., Sansone, F. J, Resing, J. A., Baker,
E. T., Lupton, J. E. and G. J. Massoth, «Methane
dynamics in hydrothermal plumes over a superfast
spreading center: East Pacific Rise, 27.5-32.3°S»,
Journal of Geophysical Research, 110, 2005,
DOI:10.1029/2004JB003531.
D. McConnell (Д. Макконелл)
вице-президент AOA Geophysics Inc. Гн Макконелл
получил диплом геолога по
морским разработкам в университете Остина (Техас). В
настоящее время гн Макконелл работает советником при
Министерстве энергетике.
J. Gharib (Дж. Хариб) сотрудник AOA Geophysics Inc., получил диплом геохимика в
области морских разработок.
В 1994 г. гн Хариб получил
степень бакалавра в области
геологии в университете Остина (Техас), степень магистра по океанографии в 2000 г.
и доктора геологии в 2006 г.
Его исследования охватывают область океанографии, геохимии и другие.
J. Henderson (Дж. Хендерсон) сотрудник AOA
Geophysics Inc. Мр Хендерсон получил степень бакалавра в университете Миссисипи в
2001 г. Мр Хендерсон работает в области морских разработок по геохимии.
H. W. Anderson Danque (Г. Андерсон Данко)
сотрудник AOA Geophysics Inc.,имеет степень
бакалавра по геохимии, полученную в 2003 г.
в университете Остина (Техас). После начала
работы в AOA Geophysics Inc. мр Андерсон
Данко работает в области мультиволновых исследований.
A. Digby (А. Дигби) руководитель отдела разработок AOA Geophysics Inc. Мр Дигби имеет
диплом инженера и геолога, он получил степень бакалавра по геологии в ноттингемском
университете в 1994 г. На протяжении 10 лет
мр Дигби занимается вопросами разработок
морских исследовательских проектов.
№8 • август 2008
D. Orange (Д. Оранж) вице
президент Black Gold Energy
отдела реализации морских
проектов. Гн Оранж получил
степень бакалавра и магистра в 1985 г. и доктора в 1991 г.
Гн Оранж работает в области
2Dсейсмических исследований и интерпретации данных
по глубоководным регионам.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ДОБЫЧА
ОБЗОР МАТЕРИАЛОВ КОНФЕРЕНЦИИ
ОТС 2008
K. H. Kuhl, научный редактор WO
На конференции обсуждались различные темы – от разработки инновационных технологий глубоководного бурения до проектов строительства мощностей СПГ
James Ray, президент Oceanic Environmental Solutions (слева), Gordon Sterling, Techip
(в центре) и Pierre-Armand Thomas, Shell Oil Company (справа)
На конференции было представлено большое число докладов,
но основными темами стало глобальное расширение и улучшение
бурения, разведки, добычи, а также охрана окружающей среды.
Тема этого года была сформулирована так: «Пути изменения», что в
полной мере отражает современные тенденции развития нефтегазовой отрасли.
БЕГЛЫЙ ОБЗОР
В 2008 г. как и в предыдущие
годы, конференция проводилась
в Хьюстоне в выставочном комплексе Reliant Park. Число посетителей в 2007 г. превысило 67 тыс.
человек, что на 13 % больше, чем в
2006 г. В 2007 г. на ОТС были представлены продукты 2400 компаний
из более чем 30 стран. Площадь
выставочного комплекса составила примерно 530 фут2. В 2008 г.
организаторы планировали значительное увеличение площади,
поскольку число заявок компаний,
желающих принять участие в выставке, превысило все прогнозируемые показатели.
ПРОВЕДЕНИЕ БРИФИНГОВ
На организацию брифингов
было подано несколько заявок.
Дж. Рэй, бывший сотрудник Shell,
а на сегодняшний день президент
Oceanic Environmental Solutions
(г. Спринг, Техас, США) подал заявку на проведение Distinguished
Achievement Award for Individuals.
Компания StatoilHydro провела
Distinguished Achievement Award
for Organizations.
На своем брифинге Дж. Рэй
отметил эффективное действие
отраслевых компаний и специалистов в направлении охраны
окружающей среды и осуществлении безопасных для экологии
морских нефтегазовых разработок.
Представитель
StatoilHydro
присудил награды компаниям,
принимающим участие в организации разработки проекта Ормен
Лэнж. В частности, были отмечены разработчики инновационной
подводной транспортной системы, которая на сегодняшний день
является первой глубоководной
транспортной системой Норвегии.
Наградами были отмечены
П. А. Томас – за разработку инновационной технологии управления рисками для компании Techip
и Г. Стерлинг, сотрудник Shell Oil
Company, на протяжении 35 лет
занимающийся различными разработками в области оказания сервисных услуг для морских нефтегазовых сооружений.
№8 • август 2008
ОСНОВНЫЕ ТЕМЫ ДОКЛАДОВ
На конференции были затронуты различные проблемы отрасли,
касающиеся добычи продуктов,
эксплуатации мощностей, исследований, инновационных технологий и другие. Много докладов было
посвящено морским разработкам
и повышению активности бурения глубоководных регионов, в
частности, Мексиканского залива.
Были подготовлены интересные
доклады на тему развития отрасли
в Китае, перспектив и совместных
разработок и разработки морских
газовых месторождений Канады.
Особое внимание представителей компаний привлекла тема
разработки стратегии подготовки квалифицированных кадров.
Представители компаний США
подготовили доклады о создании
отраслевой модели проведения исследований сверхглубоководных
регионов и разработке метода исследований залежей нижнего третичного Мексиканского залива.
Несколько докладов были посвящены теме производства гидратов метана, развития сектора
производства СПГ и усовершенствования энергетической политики США.
СООБЩЕНИЯ ПО РЕГИОНАМ
Чтобы организовать сообщения
по этой теме организаторы ОТС
объединились со специалистами
Department of Commerce. В 2008 г.
особое внимание уделялось Китаю,
Катару и Индонезии. Представители Китая осветили вопрос о развитии морского нефтегазодобывающего сектора страны и политики
инвестирования.
Особый интерес вызвало сообщение индонезийских представителей о разведке новых морских
нефтегазовых месторождений и повышения активности разведочных
27
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ДОБЫЧА
Рис. 1. Инструмент
нагнетания ResInject
для
контроля
работ в этом регионе. Индонезийские представители также фокусировали внимание на инвестициях.
Представители Катара подготовили доклад на тему развития
нефтегазовой отрасли страны и, в
частности, сектора СПГ.
ГЕНЕРАЛЬНЫЕ СЕССИИ
Было проведено две генеральные сессии. Первая на тему: «Нефть
– энергоресурс будущего». На
сессии обсуждался вопрос баланса
спроса и поставок энергоресурсов,
пика добычи нефти, увеличения
числа национальных нефтяных
компаний, разработки инновационных технологий, охраны окружающей среды и другие. Особое
внимание уделялось производству
биотоплив, качеству воздуха, климатически изменениям, развитию
отрасли в странах Азии и т.д.
Вторая сессия была посвящена
теме «Перспектив развития глобальной энергетики». На этой сессии обсуждались вопросы разработки инновационных технологий
повышения отдачи продукта, снижения производственных затрат
и затрат на реализацию проектов,
снижения рисков, сокращения
числа квалифицированных кадров, повышения уровня выбросов
СО2 и другие.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ПРОГРАММЫ
Участниками сессий были подготовлены и представлены различные программы. Среди них можно
отметить.
• Дыхательные аппараты сжатого воздуха для подводной эвакуации.
• Технология контроля выноса
песка в скважины.
28
Рис. 2. Инновационная система RAM Rotatable Self-Aligning Multilateral System
• Исследование эластомеров,
разбухающих под действием масла.
• Контроль состояния подводных скважин.
• Управление рисками в подводной инфраструктуре.
• Регулирование свойств гидратов.
• Оценка отложений гидратов
метана.
ОБЗОР НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ
На конференции было отмечено 14 новых технологий, разработанных 11 компаниями (ABB AS,
Baker Hughes Inc., Cubility, Delmar
Systems, Inc., Expro, FMC Technologies, Inc. Schlumberger, Versabar,
Inc. Weatherford, Welltec и Yantai
Raffles Shipyard Ltd.).
Технологии компаний выбирались по нескольким критериям.
Технологии должны были быть
новыми и инновационными, разработанными не более двух лет назад. Необходимым условием было
– отсутствие аналога. Особое внимание уделялось эффективности
технологий.
Инновационная технология цементирования. Компания Schlumberger предложила на рассмотрение две технологии. Одна из них
FUTUR – технология цементирования скважин. Эта технология эффективно применяется для
ликвидации утечек углеводородов
через микроскопические трещины скважины, возникающие в результате воздействия чрезмерных
нагрузок уже после заканчивания
или даже оставления. Причиной
возникновения таких трещин может стать и чрезмерное давление,
и высокая температура, и нарушение гидравлической целостности
цемента. В случае обработки скважины новой системой возможность возникновения таких трещин полностью исключается.
Инструмент контроля нагнетания. Компания Schlumberger также предложила еще одну технологию – инструмент для контроля
нагнетания ResInject, в котором
использован принцип динамики
флюидов. Новая система обеспечивает дистанционный контроль
потока флюидов, определение вязкости и т.д. При помощи специального керамического наконечника
можно регулировать давление в
исследуемом интервале. В результате интервалы с низкой проницаемостью получают большие объемы нагнетаемых флюидов, что в
значительной степени влияет на
повышение нефтеотдачи (рис. 1).
Бурение скважин с боковыми
стволами. Baker Oil Tools представила инновационную систему RAM
Rotatable Self-Aligning Multilateral
System. Система обеспечивает эффективное бурение скважин большой протяженности с несколькими боковыми стволами. RAM
Rotatable Self-Aligning Multilateral
System обеспечивает продолжительное бурение бокового ствола.
С целью повышения эффективности система может совмещаться с
Level-3 и Level-5, это обеспечивает
№8 • август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ДОБЫЧА
Рис. 5. Камера View-Max
Рис. 6. Якорь OMNI-Max Anchor
Рис.3. Инструмент для проведения LWD
Рис. 7. Уникальный якорь OMNI-Max Anchor для позиционирование в сложных
условиях
Рис. 4. Хвостовик единого диаметра
механическую поддержку бурения
боковых стволов, обсаживание, цементирование и другие операции в
боковых стволах.
Система успешно прошла промышленные испытания на месторождениях Северного склона
(Аляска) в 2007 г. и на Северном
море в 2008 г. В дальнейшем эту
технологию планируется использовать на Ближнем Востоке (рис. 2).
Инструмент для проведения каротажных измерений. Компания
Inteq, отделение Baker Hughes Inc.
представила свою технологию Mag
Trak. Эта технология представляет
собой инструмент для проведения
каротажных измерений в процессе
бурения (log while drilling – LWD).
Инструмент обеспечивает широкий
диапазон магниторезонансных исследований. С помощью этой системы можно измерять пористость,
Объем флюидов, проницаемость и
спектральное определение углеводородов Т1 и Т2. Прибор совместим с
бурильными компоновками диаметром 8 3/8–9 7/8" (рис. 3).
Оптимизация бурения. Система Mag Trak осуществляет операции в реальном времени, что позволяет своевременно определять
потенциальные проблемы, оптимизировать операции, поддерживать безопасность и надежность
бурения. Новая система в значительной степени влияет на снижение возможных рисков.
Хвостовик единого диаметра.
Компания Weatherford в 2008 г.
представила инновационную систему MetalSkin –хвостовик единого диаметра для необсаженных
стволов. Система способствует
снижению рисков установки, сокращению производственных затрат и т.д. Благодаря этой системе
исключено изменение диаметра
скважины в процессе установки
хвостовика, что в значительной
степени повышает эффективность
проведения операций (рис. 4).
Режущий инструмент с механической подачей. Вторая технология
– режущий инструмент с механической подачей (motorized cutting
tool – MCT). Этот инструмент обеспечивает эффективные срез труб.
Благодаря новой системе исключается применение вредных химических реагентов или организация дорогостоящих ловильных работ.
Камера, оптимизирующая обзор. Компания Expro представила
№8 • август 2008
Рис. 8. Буровое долото Well Miller Circulating Bit
View-Max – камеру повышенной
маневренности с подсветкой. Что
в значительной степени влияет на
улучшение визуализации. Повышенная маневренность обеспечивает обзор в 360°. При помощи
этой системы оператор может получить исчерпывающую информацию о повреждениях труб, потоке
флюидов или состоянии скважины (рис. 5).
Уникальный якорь. Компания
Delmar Systems, Inc. разработала
уникальную конструкцию якоря
OMNI-Max Anchor. Система относится к классу вертикально позиционируемых (vertically loaded
anchor – VLA) для заякоривания
MODU. Конструкцией якоря предусмотрено позиционирование в
глубоководных регионах со сложной структурой дна благодаря возможности вращения на 360°. При
воздействии экстремальных или
боковых нагрузок якорь глубже
погружается в грунт (рис. 6). Конструкцией инновационной системы
также предусмотрено снижение
риска повреждения подводной инфраструктуры (рис. 7).
Инновационное буровое долото. Компания Welltec представила
Well Miller Circulating Bit (CB). Это
долото можно использовать практически при любых скважинных
условиях. Уникальное свойство
29
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ДОБЫЧА
Рис. 11. Вакуумный сепаратор
Рис. 9. Система спуска/подъема Bottom
Feeder
Рис. 10. Датчики вибрации компании
ABB AS
Рис. 13. Кран Yantai Raffles Shipyard Ltd.
Рис. 12. Система заканчивания подводных скважин
долота заключается в возможности бурения и одновременного удаления отбуренной породы. Система совместима с Well Tractor.
Инструмент состоит из основного
вращающегося узла (basic rotational unit – BRU), включая электронный узел, компенсатор давления и
электродвигатель (рис. 8).
Система спуска/подъема. Компания Versabar, Inc. Представила
инновационную систему Bottom
Feeder. При помощи этой системы в 2007 г. было поднято шесть
платформ, затопленных в Мексиканском заливе во время сезона
ураганов. Каждая из восьмиопорных секций снабжена системой
спуска/подъема, способной перемещать груз весом свыше 1600 т.
Опоры системы установлены на
палубы барж. Это решение позволяет быстро, эффективно и с
30
незначительными затратами выполнять операции подъема сверхтяжелых узлов или систем (рис. 9).
Система снабжена четырьмя независимыми подъемными блоками.
Датчики вибрации. ABB AS
представила эффективный высококачественный датчик вибрации,
передающий данные при помощи
радиосигналов. Небольшой автоматический датчик закрепляется
на двигателе и соединяется с акселерометром и датчиком температуры. Компоновка спускается в
скважину на тросе, измерения передаются при помощи радиосвязи.
Вся система подсоединена к компьютеру. Данные выводятся на экран монитора в виде специальных
таблиц и диаграмм (рис. 10). Диаметр датчика составляет 1,5–4”.
Частота передачи сигналов –
1,5 кГц.
Вакуумный сепаратор. Компания Cubility разработала систему
Mudcube Vacuum, использующуюся для очистки буровых растворов (рис. 11). Система снабжена
постоянно вращающимся фильтром, благодаря которому флюиды
эффективно очищаются.
Буровые флюиды обрабатываются ультразвуком, что разрывает
соединение флюидов с твердыми
примесями. Обработанный буровой раствор пропускается через
фильтр и систему циркуляции. Отсепарированные частицы поступают на специальный транспортер
и перед выходом из системы перемалываются в сухую массу.
Система заканчивания подводных скважин. FMC Technologies, Inc. разработала систему заканчивания подводных скважин
(enhanced vertical deepwater tree
– EVDT). Система предназначена
для выполнения операций с 7-дюймовыми трубами и выдерживает
давление свыше 15 тыс. psi (1 psi =
6,85 кПа). Узел ВОР имеет специальную конфигурацию, что влияет
на повышение экономичности и
эффективности работы.
EVDT обеспечивает заканчивание скважин в сверхглубоких водах с использованием небольших
буровых установок с узлом ВОР
на поверхности. Это исключает
использование дорогих мощных
буровых установок. Свечи устанавливаются при помощи трубной
головки или могут просто спускаться в устье (рис. 12).
Инновационный кран. Компания Yantai Raffles Shipyard Ltd. разработала систему Taisun – подъемный кран с подъемной мощностью
20 тыс. т. Taisun – уникальная
система, занимающая площадь
380 х 120 м. система состоит из
двух фиксированных опор, размещенных горизонтально поперек
палубы дока на четырех колоннах.
Подъемная мощность каждой опоры составляет 10 тыс. т. опорные
колонны могут раздвигаться на
ширину от 89 до 119 м (рис. 13).
Перевел Д. Баранаев
№8 • август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
ОБЗОР ЕВРОПЕЙСКИХ ТЕХНОЛОГИЙ
ФРАНЦИЯ
ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ НАСОСА РСР
J-L. Beauquin, F. Ndinemenu, Total SA; G. Chalier, Total E&P Canada;
K. Lemay, L. Seince, PCM и S. Jahn, Kudu Industries Inc.
При использовании насосов с длительным сроком службы растет добыча тяжелой нефти тепловыми методами на месторождении Жослин в Канаде
Поиск надежного способа механизированной эксплуатации скважин для добычи тяжелой нефти с
использованием тепловых методов
оказался сложной задачей из-за высоких рабочих температур (более
150 °С). Штанговые насосы, погружные электронасосы и насосы с
непрерывным заполнением полости (progressive cavity pump – PCP) с
эластомерным статором имеют свои
пределы добычи тепловыми методами. Благодаря исследованиям компаниями PCM и Total был разработан патентованный насос РСР для
высоких температур без использования эластомера (PCM Vulcain),
удовлетворяющий
требованиям
добычи с использованием тепловых методов. В статье представлены
результаты первого промыслового
испытания этого насоса при использовании метода парогравитационного дренажа (steam assisted gravity
drainage – SAGD), проведенного на
месторождении Жослин в Канаде.
Благодаря высоким ценам на
нефть растет добыча сверхтяжелой нефти при использовании тепловых методов из нефтеносных
песчаников Канады и Венесуэлы.
Главной проблемой при откачке
горячей нефти является высокая
температура – до 260 °С в методе
SAGD и 350 °С при пароциклическом воздействии на пласт. В связи
с высокой плотностью и вязкостью
нефти и низким пластовым давлением необходима механизированная эксплуатация скважин.
Насосный способ эксплуатации
применяется ввиду более высокого
КПД и возможности создавать более высокое давление на устье, по
сравнению с газлифтным способом.
У штанговых, погружных электронасосов и насосов РСР с эластомер-
ческим статором (metal progressive
cavity pump – МРСР), отвечающий
требованиям выдерживать высокие
температуры метода SAGD и других
тепловых методов добычи.
Рис. 1. В традиционном насосе РСР
статор из эластомера приклеивается к
наружной металлической трубе
Металлический
статор
Рис. 2. Металлический винтовой статор
изготавливается по фирменной технологии
ным статором имеются свои ограничения для тепловых методов добычи.
Штанговые насосы могут работать
при высоких температурах, но имеют ограниченную производительность. Погружные электронасосы
имеют ограничения по максимальной рабочей температуре. У насосов РСР ограничивающим фактором является максимальная рабочая
температура эластомера (150 °С).
Благодаря исследованиям компаний PCM и Total и применению
фирменного способа изготовления
был разработан насос с металли-
№8 • август 2008
НАСОС МРСР
Насосы РСР отличаются простотой конструкции и работы. Насос
состоит из статора с двухвинтовым
профилем и ротора с одновинтовым
профилем, сопряженным с профилем статора. Вращение ротора
создает непрерывные полости для
перемещения жидкости с постоянной подачей при данной частоте
вращения. В традиционном насосе
РСР-статор изготовлен из эластомера, приклеенного к наружной
металлической трубе (рис. 1). Ротор
входит в статор с натягом.
В насосе МРСР-статор изготовлен из металла, выдерживающего
очень высокие температуры, так
же как и металлический винтовой
профиль (рис. 2.). Статор состоит
из трех девятифутовых элементов,
сваренных в единую деталь. Ротор
входит в статор с зазором. И ротор,
и статор имеют термостойкое и износостойкое покрытие.
Достоинствами насоса МРСР
являются:
• легкое регулирование производительности;
• простая установка;
• большой диапазон рабочих
температур (до 350 °С);
• откачка как маловязких, так и
высоковязких жидкостей;
• небольшая высота всасывания;
• исключениеобразованияводонефтяных эмульсий;
• легкий пуск при повышенной
вязкости жидкости.
На сегодняшний день насос
МРСР имеет расчетный срок служ31
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
бы 8000 ч (как минимум,
один год эксплуатации) и
может перемещать песок
в добываемой нефти.
Зависимость общего КПД от изменения давления
зано с износом, вибрацией
или снижением уровня до
приема насоса.
Вязкость, сП
Общий КПД, %
ПРОМЫСЛОВЫЕ
РАЗРАБОТКА НАСОСА
ИСПЫТАНИЯ
Компании PCM и Total
Месторождение Жосприступили к научно-ислин, залегающее на очень
следовательским разработнебольшой глубине (менее
92°C-320 cpo @ 300rpm
92°C-320 cpo @ 200rpm
кам насоса МРСР в середи100 м), является месторож92°C-320 cpo @ 100rpm
не 90-х гг. С целью поиска
дением с низким пласто200°C-17 cpo @ 400rpm
overall =
200°C-17 cpo @ 300rpm
эффективности с точки
вым давлением, представ200°C-17 cpo @ 200rpm
зрения изготовления, покаленным битуминозными
зателей и стоимости было
песчаниками
атабаска
∆Р, бар
исследовано
несколько
(пров. Альберта, Канада).
процессов. К 2005 г. было
При начальных пластоРис. 3. Стендовые испытания насоса модели 400МЕТ1000
изготовлено два опытных
вых условиях плотность
показали, что общий КПД достигает 65 %
образца и в исследовабитума равна 8 °API, вязтельских центрах CERT
кость составляет примерно
компании Total в Гонфре1,7 млн сП (рис. 4). На спевилле (Франция) проведециально выделенном учасны стендовые испытания.
тке метод SAGD применяКроме того, были проведеется для добычи битума
ны многочисленные эксчерез пару горизонтальплуатационные
испытаных скважин. В сентябре
ния при частоте вращения
2004 г. приступили к реали400 мин-1, давлении 135 бар
зации первого этапа работ
(1 бар = 1х105 Па) и темпес бурением пары пробных
ратуре 200 °С, а также шесскважин, первоначально
тинедельное испытание на
оборудованных штанговывыносливость при частоте
ми насосами, которые изТемпература,°С
вращения 400 мин-1, давлеза небольшой производиРис. 4. Плотность битума месторождения Жослин при
нии 130 бар и температуре
тельности через несколько
начальных пластовых условиях равна 8 °AРI, вязкость
составляет примерно 1,7 млн сП
150 °С.
месяцев заменили погружДаже при первых стенными электронасосами.
довых испытаниях опытные об- нанесения покрытия нужной толВ 2006 г. в рамках второго этапа
разцы показали обнадеживающие щины был усовершенствован, что пробурили еще 17 скважин. Перрезультаты [1], причем общий КПД обеспечило превосходные качества вые три скважины, введенные в
насоса достигал 65 % (рис. 3). Испы- и стойкость к истиранию.
эксплуатацию в сентябре 2006 г.,
тания также подтвердили одно из
С 2006 г. выпускаются три моде- были оборудованы погружными
достоинств насоса – способность ли насоса (400МЕТ1000, 550МЕТ750 электронасосами. В этом же месяце
перемещать жидкости в широком и 1100МЕТ500), которые охваты- перевели на эксплуатацию первым
диапазоне вязкости. Общий КПД вают широкий диапазон произво- насосом МРСР четвертую скважинасоса в незначительной степени дительности для добычи тяжелой ну (скважину А). Через несколько
зависит от ∆Р, но возрастает с уве- нефти. Первая цифра показывает месяцев, после выхода из строя
личением частоты вращения. При максимальную производительность погружного электронасоса, устаменьшей вязкости жидкости (высо- в м3/сут при нулевом напоре и час- новили второй насос МРСР (сквакой температуре) общий КПД сни- тоте вращения 500 мин-1, а вторая жина В). На сегодняшний день из
жается с увеличением ∆Р по причи- цифра показывает номинальный двенадцати действующих скважин
не проскальзывания жидкости, но напор в метрах для воды. Насосы одиннадцать эксплуатируются назначительно возрастает с увеличе- рассчитаны на температуру 350 °С.
сосами МРСР, а одна скважина
нием частоты вращения. ИспытаНа сегодняшний день в Канаде оборудована погружным электния на устойчивость к истиранию после успешных промысловых ис- ронасосом (рис. 5). Все насосные
различных покрытий ротора и ста- пытаний компанией Total двух сква- скважины оснащены наземными
тора проводились в CETIM в Нанте, жин, в SAGD-скважинах было уста- и скважинными контрольно-измечто позволило выбрать оптималь- новлено 18 насосов МРСР. В первом рительными приборами для регисный вариант покрытия. Сделать промысловом испытании достигнут трации данных в режиме реального
это оказалось достаточно сложной 12-месячный срок эксплуатации без времени.
задачей, так как металлическое пок- поломок до замены насоса. Замена
рытие длинной внутренней винто- насоса была вызвана естественным СКВАЖИНА А
вой поверхности насоса наносится снижением КПД. Преждевременно
Первым установленным насосом
нечасто. Процесс изготовления и вышли из строя три насоса, что свя- стал насос модели 550МЕТ750, тео32
№8 • август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
КПД насоса, %
ми. Этим вторым насосом
ретическая производительстала модель 400МЕТ1000
ность которого составляет
с теоретической произво1,1 м3/сут на один оборот
дительностью 0,8 м3/сут
в минуту. Насос установиВода
ли на замеренной глубине
на один оборот в минуту.
327 м в 4 1/2-дюймовой эксНасос установили на заплуатационной колонне с угмеренной глубине 308 м в
лом наклона 86°. Для враще4 1/2-дюймовой эксплуатания 1,9-дюймовой колонны
ционной колонне с углом
пустотелых штанг использонаклона 88°. Для вращения
вался верхний привод.
1,9-дюймовой
колонны
В середине октября
пустотелых штанг исполь2006 г. насос начали эксзовался верхний привод.
Производительность
плуатировать с частотой
Насос МРСР начали
вращения 150 мин-1. Наэксплуатировать в середиРис. 5. Типичная характеристика погружного электронасоса
показывает сильное влияние вязкости на КПД
чальный объемный КПД
не февраля 2007 г.; частоту
насоса составил около
вращения ротора быстро
55 %. На этапе ввода в эксплуата- тельным. Дифференциальный износ увеличили до 155, а затем постецию скважин (методом SAGD), совпадал с длинами трех составных пенно до 210 мин-1. Объемный КПД
забойная температура не превы- элементов статора. Это указыва- насоса был стабильно высоким и
шала 120 °С; вязкость битума со- ло на то, что большая часть добычи составлял около 80 %. Производиздавала определенное сопротив- ближе к концу работы насоса обес- тельность достигла 150 м3/сут при
ление течению. Именно в этот печивалась средней частью ротора. забойной температуре 145 °С и давпериод отмечалось самое низкое Это свидетельствовало о хорошей лении на приеме насоса 800 кПа.
давление на приеме насоса – надежности данной конструкции.
Примерно через два месяца пос440 кПа. По мере улучшения сообле пуска КПД насоса упал до 45–
щаемости между нагнетательной и СКВАЖИНА В
50 %. Однако скважина продолдобывающей скважиной на приеме
Скважина В с самого начала экс- жала нагреваться до температуры
насоса давление постепенно росло, плуатировалась погружным элек- 164 °С в месте установки насоса. В
и параллельно увеличивалась час- тронасосом. Она проработала око- настоящий момент насос работает
тота вращения ротора, со 150 до ло 2,5 мес, пока не вышел из строя с частотой вращения 350 мин-1 с
340 мин-1. Забойная температура насос. В течение этого начального объемным КПД равным 52 %. Наувеличилась до 160 °С. Объемный периода трудно было поддерживать сос работает уже почти 10 месяцев
КПД насоса оставался более или бесперебойную работу насоса, и не практически без простоев.
менее постоянным в пределах 45– удавалось увеличить общую про50 %, но стал быстро реагировать на изводительность выше 50 м3/сут. ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ
температуру выше 160 °С.
Производительность насоса была НАСОСОВ
Через пять с половиной месяцев велика по сравнению с производиРезультаты промыслового испыпосле пуска КПД насоса снизился тельностью скважины, поэтому на- тания первого насоса МРСР в методо 40 %. Затем, чтобы компенсиро- сос работал в очень незначительном де парогравитационного дренажа с
вать снижение КПД увеличили час- диапазоне своей характеристики. низким давлением показывают, что
тоту вращения до 350, а затем и до Специалисты считают, что основ- данный насос может успешно при360 мин-1. Данную частоту враще- ными причинами неудовлетвори- меняться в паре скважин с самого
ния считали оптимальной для сни- тельной работы насоса стали резкий начала даже при довольно низкой
жения износа и вибрации. Однако контраст вязкости добываемого би- забойной температуре. В отличие от
в течение последнего месяца рабо- тума и недостаточная способность других проектов SAGD, скважины
ты насоса, когда его КПД составлял насоса работать с неустойчивым месторождения Жослин сразу пере36 %, с целью сохранения произво- притоком. Однако такие скважин- водятся на насосную эксплуатацию
дительности максимальная частота ные условия являются типичными после стадии циркуляции пара.
На рис. 5 приведена типичная хавращения достигла 420 мин-1.
в начале добычи. А условия на месНасос проработал 12 месяцев, торождении Жослин еще более рактеристика погружного электропрежде чем был заменен в октябре неблагоприятны из-за неполного насоса, показывающая сильное вли2007 г. Показатели его работы пре- прогрева пласта до начала добычи яние вязкости на КПД. При вязкости
взошли ожидания. Увеличение час- и неизбежного охлаждения ствола 250 сП общий КПД насоса снижаеттоты вращения достигло 420 мин-1, во время установки насоса. На двух ся в 4–5 раз (с 65 до 15 %), а произэто дало возможность специалистам других скважинах с погружными водительность с наибольшим КПД
установить максимальные пределы электронасосами были зарегистри- снижается вдвое от расчетного знаэтого параметра с точки зрения из- рованы аналогичные проблемы.
чения для воды. Даже при меньшем
носа и срока службы. Осмотр насоКогда погружной электронасос значении вязкости КПД снижается
са показал значительный износ вер- вышел из строя, решили испытать с 65 до 35 %. Производительность
хней и нижней трети ротора; износ еще один насос МРСР и посмотреть, с наибольшим КПД и наибольший
средней трети оказался незначи- справится ли он с этими проблема- КПД могут сократиться в два раза
№8 • август 2008
33
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
по сравнению с расчетным
два месяца КПД неожизначением (для воды).
данно снизился и сейчас
Дебит скв. А
Переход на
На
месторождении
остается постоянным.
Дебит скв. С
насос МРСР
Жослин вязкость битума
Необходимо отметить,
Дебит скв. D
Дебит скв. F
равна 250 сП при темпечто дебит скважин с первыратуре 85 °С, 50 сП при
ми двумя насосами МРСР
125 °С и 15 сП при 160 °С,
превысил дебит скважин с
когда вязкость воды опускапогружными электронасоется ниже 0,5 сП. Поэтому
сами. В связи с обнадеживадаже при установившейся
ющими результатами было
добыче откачиваемая жидустановлено еще 18 насосов
кость может быть все еще
МРСР, четыре из которых
довольно вязкой и склонвместо погружных электроной к образованию вязкой
насосов. Дебит скважины с
эмульсии. Иногда на вход
насосом МРСР в среднем
насоса поступает холодная
на 60 % выше дебита той
порция битума, которая може скважины с погружным
Рис. 6. Дебит скважины А превышает дебит скважин с
жет стекать из затрубного
электронасосом и более
погружным насосом, а скважины C, D и F демонстрируют
пространства, где динамипостоянен. Насос МРСР явувеличение дебита после перехода с погружного насоса на
ческий уровень жидкости
ляется предпочтительным
насос МРСР
возвращается к равновесвариантом для SAGD-скваному. Поэтому не вызыважин с низким давлением.
Добыча погружным
Добыча насосом РСР
электронасосом (ESP) Ремонт
ет удивления тот факт, что
На рис. 6 приведен график
добычи по скважинам при
применение погружного
работе с погружным наэлектронасоса не позволясосом и после перевода
ет добывающим скважинам достичь наибольшей
на насос МРСР. На рис. 7
производительности.
приведен аналогичный график добычи для скважины
Однако может слоВ. Практика показала, что
житься еще более худшая
ситуация, если мы примем
срок службы насоса МРСР
в расчет неустановившиев настоящее время состався условия, которые встреляет 10–12 месяцев.
чаются при эксплуатации
ПРОБЛЕМЫ
SAGD-скважин, например,
Из 18 установленных
при повторном пуске скванасосов МРСР три прежины, снижении добычи
Рис. 7. График добычи по скважине В показывает увеличение
ждевременно вышли из
или добыче на поздней стадобычи после перехода с погружного электронасоса на
насос МРСР
строя. Анализ показал издии. В этих условиях принос ротора и растрескиваему насоса, вероятно, приходится пропускать пробки вязкого изменяя частоту вращения штанг ние статора под действием местных
приво- усталостных напряжений в резульбитума, плавающие в горячей воде. частотно-регулируемым
Помимо значительного снижения дом. Это позволяет очень точно тате вибрации. По сравнению с траэффективности работы лопаток и управлять поведением скважины, диционными насосами РСР с эласнарушения режима течения, такие и делает возможным оптимиза- томерным статором насосы МСРС
пробки могут вызывать поврежде- цию. Благодаря этому добыча би- обладают лучшими характеристикания насоса из-за воздействия виб- тума максимально возрастает. На ми, не зависящими от температуры,
рации, толчков и гидравлических месторождении Жослин насосы и не вступают в химическое взаимоМРСР продемонстрировали очень действие с добываемым флюидом.
ударов на шпиндель насоса.
При использовании насосов РСР хорошие результаты. Однако объ- Но с другой стороны, отсутствует
поддержание высокой температуры емный КПД таких насосов остает- поглощение энергии эластомером
в скважине не будет иметь такого ся нерешенной проблемой. Из-за (неуравновешенность пропорцисущественного значения. Скважи- положительного зазора ротора и ональна массе ротора и квадрату
на может остывать без ущерба для его увеличения по мере износа частоты вращения ротора для обоих
пуска. На месторождении Жослин давление столба жидкости на на- насосов, но у насоса МРСР гашение
при переходе на насос МРСР отпала сос отрицательно сказывается на вибраций хуже). Кроме того, насонеобходимость в проведении опера- объемном КПД. Насос в скважине сы МРСР чувствительны к фрикциций в действующей скважине, что А показал постепенное снижение онному износу металла.
общего КПД с течением времени,
Для устранения этих недостатэкономит время и снижает риски.
Кроме того, насосами МРСР что согласуется с нормальным из- ков насос и система были дорабоочень легко управлять и произ- носом. Насос в скважине В показал таны, с этой целью были выполневодительность можно задавать, высокий начальный КПД, но через ны следующие операции.
34
№8 • август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
• Усилено соединение статора
с наружным кожухом с целью минимизации перемещения и оптимизации передачи энергии наружной обмотке.
• Установка тангенциальной
секции для снижения нагрузки на
оборудование.
• Использование предотвращающего вибрацию переводника,
чтобы обсадная колонна гасила
любую неуравновешенность.
• Для сохранения натяжения колонны штанг и предотвращения их
скручивания было установлено довольно высокое давление на устье.
• В состав покрытия ротора и
статора введены добавки.
Эти доработки были сделаны по
результатам тщательного анализа
аварий, динамического моделирования насоса и системы с использованием метода быстрого преобразования
Фурье и численного моделирования.
Расчеты динамического поведения
были подтверждены измерениями
на испытательном стенде.
Эксплуатация усовершенствованных насосов началась в октябре
2007 г. Насосы показывают хорошие
результаты. Для повышения КПД
насоса и увеличения срока службы
статора проводится дальнейшее совершенствование конструкции.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Результаты промысловых испытаний показывают, что насос МРСР
является перспективной технологией для добычи нефти тепловыми ме-
тодами. В настоящее время в Канаде
с применением метода парогравитационного дренажа работает 14 насосов МРСР, и в 2008 г. планируется
установить еще несколько насосов.
Ведется дальнейшая работа по увеличению общей производительности, КПД и срока службы насоса.
Насос МРСР позволяет решать
ряд актуальных задач, в том числе:
• эксплуатация при высокой
температуре;
• низкое давление на приеме;
• образование эмульсии;
• надежность и незначительная
зависимость от высокой или
меняющейся вязкости;
• низкое энергопотребление;
• простота эксплуатации.
И, наконец, насос МРСР не только удовлетворяет требованиям выдерживать высокие температуры
при тепловых методах добычи, но к
тому же хорошо подходит для метода парогравитационного дренажа с
низким давлением, когда серьезной проблемой зачастую является
неустойчивый приток и высокая
или меняющаяся вязкость.
J.-L. Beauquin (Ж.-Л. Бокен) получил степень
магистра по механике в школе ENSAIS
(Страсбург) и степень магистра по технологии
добычи нефти в школе ENSPM (Париж). Имеет
6-летний опыт работы на наземных и морских
месторождениях в Европе и Африке. В 1992 г.
начал работать в группе Well Performance,
занимаясь исследованиями и разработками. В
настоящее время – старший советник в Total в
департаменте Well Productivity Engineering.
F. Ndinemenu (Ф. Ндинемену) получил степень
бакалавра по технологии добычи нефти
в университете Порт Харворт и степень
магистра в университете Delta State. Имеет
18-летний опыт работы в разведке и добыче в
области бурения, заканчивания, и стимуляции
скважин и добычи. В настоящее время является
координатором исследований и разработок по
бурению и добыче тяжело нефти компании Total SA в г. По (Франция).
G. Chalier (Ж. Шалье) получил инженерную
степень в Парижской школе горного дела и
начал свою карьеру в Total в 1993 г. Поработав
инженером-разработчиком и инженеромбуровиком в Северном море и на Ближнем
Востоке, он принял участие в проекте SINCOR в
Венесуэле по механизированной эксплуатации
и добыче сверхтяжелой нефти. В 2004 г. его
перевели в пров. Альберта (Канада) для работы
в проектах SAGD и менеджером в Total E&P
Canada.
J. K. Lemay (Л. Лемме) получил степень по
механике в CNAM. Начал свою карьеру с
того, что проработал пять лет руководителем
отдела испытаний в Graco France. С 1987 г.
в компании РСМ, занимаясь разработкой
новых промышленных насосов, с 1994 г. был
руководителем программы исследований
и разработок департамента нефтегазовых
инноваций. Г-н Леме является руководителем
разработки PCM Vulcain, и он же разработал
патенты для этой новой технологии.
L. Seince (Л. Сенсе) получил степень магистра
по механике в Ecole Nationale Supйrieure de
Mйcanique et des Microtechniques. Проработал
семь лет механиком-инженером и менеджером
проекта в отделе гидромеханики в Alstom
прежде чем перейти в 1996 г. в компанию РСМ
для разработки новых решений в области
механизированной эксплуатации. В компании
работает руководителем исследований и
разработок в отделе нефти и газа.
S. Jahn (Ш. Жан) получил степень по технологии
добычи нефти в S.A.I.T. в 1995 г. Имеет 14-летний
опыт работы с насосами РСР в самых разных
пластовых условиях и условиях эксплуатации
в 13 странах. Свою карьеру в Kudu Industries
Inc. начал с должности промыслового техника,
затем занимался техническим сбытом, занимал
должность менеджера по международным
операциям. В настоящее время работает в
отделе развития новых технологий.
НОРВЕГИЯ
КОМПАНИЯ STATOILHYDRO
ПЛАНИРУЕТ УВЕЛИЧИТЬ ДОБЫЧУ НА ШЕЛЬФЕ
Т . Т о р в у н д ,
вице-президент по
E&P-разработкам
компании StatoilHydro. После слияния Statoil и Norsk
Hydro компания
стала самым крупT. Torvund,
ным оператором
вице-президент н а н о р в е ж с к о м
StatoilHydro
континентальном
шельфе (Norwegian Continental
Shelf – NCS) с 60 % суммарной добычи на шельфе. Амбициозные пла-
ны компании заключаются в увеличении прибыльности за счет повышения международной активности.
Вопрос. Как слияние компаний
повлияло на E&P-операции?
Ответ. Процесс интеграции активности Statoil и Norsk Hydro начался всего год назад. Слияние компаний
официально было зарегистрировано
1 октября 2007 г. Мы гордимся тем,
что стали одной из крупнейших E&Pморских компаний в мире, обладающих богатейшим опытом проведения операций на шельфе. И Statoil и
№8 • август 2008
Norsk Hydro более 30 лет осуществляли операции на шельфе. Наша
компания управляет 39 месторождениями с суммарной добычей на NCS
3 млн брл/сут.
Основная цель нашей компании
заключается в повышении активности, качества разведки, надежности
и эффективности операций с минимальным влиянием на окружающую
среду. Процесс интеграции операций
на шельфе, береговых терминалов и
перерабатывающих мощностей продолжается и в 2008 г.
35
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
Вопрос. Как Вы оцениваете
добычу нефти и природного газа
в Норвегии в настоящее время и в
ближайшие три года?
Ответ. Суммарная добыча в Норвегии нефти и природного газа в
2007 г. оказалась рекордной. Основной причиной этого стал экспорт газа,
достигший рекордных объемов. Целью компании является увеличение
добычи на NCS с 1,4 млн до 1,55 млн
брл/сут к 2012 г. чтобы достигнуть
такого уровня придется увеличить
добычу на уже эксплуатирующихся и
недавно открытых месторождениях.
Вопрос. Тенденция снижения
добычи в Норвегии на 9 % в 2007 г.
будет характерна и для 2008 г. Какие основные технические и экономические решения могут поддержать добычу в стране?
Ответ. В то время как старые месторождения NCS находятся на этапе
снижения добычи, StatoilHydro ставит цель повысить добычу к 2012 г.
Специалисты компании стремятся
улучшать повседневные операции
и расширять потенциал NCS путем
реализации новых проектов и повышения активности разведки.
В 2008 г. на NCS будет пробурено 80 эксплуатационных и 35 разведочных скважин. Это доказывает
наше внимание к разработкам NCS
и важности повышения эффективности операций.
Вопрос. Какие технологии разрабатывает StatoilHydro для повышения добычи?
Ответ. Мы разработали ряд технологий повышения отдачи продукта.
На месторождениях, таких как Статфьорд, Гуллфакс и Осберг технология
нагнетания в скважины воды и газа
способствовала повышению нефтеот-
дачи. На нескольких месторождениях
бурение уплотненной сетки скважин
стало ключевым решением проблемы
снижения добычи.
Специалисты компании занимаются разработкой новых технологий и планируют бурение горизонтальных скважин с большим
числом боковых стволов. В 2008 г.
запланировано бурение еще 80
скважин, что, как мы ожидаем, повлияет на повышение добычи.
Волв, операции на котором начались
в феврале 2008 г. Пик добычи на этом
месторождении, в соответствии с прогнозом аналитиков, достигнет 30 тыс.
брл/сут. Другим проектом стали месторождения Тириханс и Алве, начало
эксплуатации которых намечено на
2009 г. Пик добычи на этих месторождениях составит 56 и 21 тыс. брл/сут
соответственно. Месторождение Гоа
начнет эксплуатироваться в 2010 г.,
пик добычи составит 49 тыс. брл/сут.
Вопрос. Что Вы можете сказать
о последних разработках на месторождении Ормен Лэнж и норвежско-британском трубопроводе
Langeled?
Ответ. Ормен Лэнж – первое глубоководное месторождение на NCS, с
которого по трубопроводу протяженностью 120 км газ будет транспортируется на берег. Переработка газа
осуществляется на берегу перед его
транспортировкой по морскому трубопроводу большой протяженности
(1200 км) в Великобританию. В Великобритании объем транспортируемого из Норвегии газа составляет 20 %
суммарных поставок.
Экспорт газа с месторождения
Ормен Лэнж начался в октябре 2007 г.
Оператором проекта совместно с
StatoilHydro выступит компания Shell.
Проект Ормен Лэнж внес значительный вклад в портфолио добычи газа
компании. Этот проект стал значительным достижением с точки зрения
применения инновационных технологий и достигнутых результатов.
Вопрос. Что Вы можете сказать
о перспективах StatoilHydro за рубежом?
Ответ. За последние годы компетентность специалистов компании в
значительной степени выросла, это
доказывается инновационными технологиями. В настоящее время наша
компания фокусирует внимание на
глубоководных разработках и добыче. Компания осуществляет добычу в
глубоководных регионах, транспортировку продукта по протяженным
трубопроводам, разработку месторождений тяжелой нефти. Кроме
того, специалисты компании занимаются разработкой инновационных
технологий бурения и стратегии повышения активности разведочных
операций. StatoilHydro примет участие в разработке морского газового
месторождения Штокман (Россия),
месторождения тяжелой нефти Перегрино (Бразилия) и ряда месторождений на шельфе Британии.
Вопрос. Какие важные проекты на NCS реализует компания
StatoilHydro в настоящее время?
Ответ. На NCS компания реализует несколько проектов. Один из
них – разработка месторождения
T. Torvund (Т. Торвунд) после окончания норвежского университета кафедры нефтяных технологий начал работать в компании Hydro в 1977 г.
Г-н Торвунд проработал в компании более
30 лет. Г-н Торвунд принимал участие в разработке проекта Ормен Лэнж С 2000 г. г-н Торвунд
занимается вопросами повышения разведочной
активности NCS, занимая пост вице-президента
компании по разведочным операциям.
КОМПАКТНАЯ СЕПАРАЦИЯ НЕФТИ
M. Chiesa, Aibel Technology and Products, Норвегия
Установка в сепараторе коалесцирующих устройств улучшает процесс сепарации
Типичная технологическая линия для разделения нефти, воды и
газа состоит из гравитационного
сепаратора первой ступени, гравитационного сепаратора второй
ступени и установки электрокоалесценции с неизолированны36
ми электродами. Свободный газ
и большая часть воды отделяются на первой и второй ступенях,
так что в установку коалесценции
поступает нефть с небольшим содержанием воды. Чтобы добиться
удовлетворительного процесса се-
парации, необходимо тщательно
регулировать содержание воды,
время пребывания, температуру и
концентрацию деэмульгаторов. В
случае тяжелой нефти процесс усложняется и зачастую становится
неустойчивым.
№8 • август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
В статье описана конструкция одноступенчатого
сепаратора норвежской
компании Aibel Technology
и приводятся результаты
самых последних экспериментов. Новые данные
свидетельствуют о том,
что обсуждаемая технология улучшает сепарацию
тяжелой нефти и качество воды. Для устранения
узких мест и решения
проблем, связанных с образованием гидратов в
процессе сепарации, возможно применение сепаратора. За счет внедрения
одноступенчатой сепарации значительно уменьшится площадь и вес палубного сепарационного
оборудования, кроме того,
могут снизиться эксплуатационные расходы, поскольку значительно сокращается потребность в
деэмульгаторах.
LOWACC
улучшает
качество нефти и является необходимым там, где
нефть чрезвычайно тяжелая или условия добычи
диктуют строгие требования к содержанию воды
во избежание образования гидратов. В настоящее время реализуется
масштабная
программа
DEMO2000, целью которой
является пробный монтаж
LOWACC в море в 2008 г.
ТЕОРИЯ
Основной отличительной особенностью коалесцирующего
устройства
является воздействие напряженности электрического поля на проводящую
капельку (воды) в изолирующей среде (нефти).
Капельки воды в нефти ведут себя как диполи с положительно и отрицательно
Рис. 9. Тестовый сепаратор с установленными внутри коалесцизаряженными концами.
рующими устройствами
Электрическое поле, соТЕХНОЛОГИЯ
здаваемое высоким наБолее эффективный процесс
• пониженного расхода деэмуль- пряжением между электродами,
сепарации достигается благодаря
гатора;
действует на капельки с силой, коустановке в сепараторе первой
• повышенной
устойчивости торая прижимает их друг к другу и
ступени электрокоалесцирующек значительным нагрузкам способствует вытеснению между
го устройства с изолированнына входе (стойкая эмульсия и ними пленки, что ускоряет их слиями электродами. Это подтвержмаленькие капельки воды).
ние в более крупные капельки.
дается применением устройств
Даже при особых требованиях
Хорошо известно, что опредеVIEC (vessel internal electrostatic к эксплуатационному режиму ка- ляющим фактором при отделении
coalescer) и LOWACC (low water чество нефти и воды остается вы- воды от нефти является размер
content coalescer).
соким (содержание воды в нефти капелек воды. Используя как приВ VIEC размещены изолиро- менее 5 %, содержание нефти в ближение закон Стокса, получаем,
ванные электроды, что позволяет воде менее 200 мг/л, в зависимос- что конечная скорость падения каустройству работать в различных ти от эксплуатационных парамет- пельки пропорциональна квадрату
жидкостях без закорочения, и ров и свойств сырой нефти).
ее диаметра. То есть чем больше
LOWACC является дополни- капелька, тем быстрее идет сепатрансформатор, который обеспечивает создание электрического тельным устройством, предна- рирование.
поля высокого напряжения между значенным для работы на выходе
Поэтому на входе в сепаратор
электродами (рис. 8). Со стороны VIEC. Оно спроектировано на выгодно иметь распределение каэлектропитания требуется лишь тех принципах, что и VIEC, име- пелек по размерам с преобладает изолированные электроды и нием крупных. Распределение каподвод низкого напряжения.
VIEC ранее был опробован на встроенный трансформатор, что пелек по размерам определяется
среднетяжелой нефти (плотностью позволяет устройству работать путем попадания водонефтяной
20–32 °API) и показал хорошие в различных жидкостях без за- смеси в сепаратор, поэтому его
результаты. Улучшение процесса корочения. Однако форма конс- трудно регулировать. Введение
сепарации сделало возможным до- трукции отличается от VIEC. В электрического поля внутрь сепастижение новых эксплуатацион- нем имеются вертикально ориен- ратора является возможным ретированные электроды и создает- шением этой проблемы.
ных режимов:
• пониженной рабочей темпе- ся сложное неоднородное электДиэлектрофоретическая сила
рическое поле, притягивающее напрямую не зависит от присутсратуры;
• меньшего времени пребыва- друг к другу маленькие капельки твия соседних капелек и пропорциния (или повышенной произ- воды для слияния в более круп- ональна градиенту электрического
ные.
водительности);
поля. Ряд экспериментов показал,
Рис. 8. Элемент VIEC (размеры: 450 х 450 х 190 мм)
№8 • август 2008
37
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
что диэлектрофоретической силой можно управлять, и посредством этого
обеспечить движение капелек в предпочтительном
направлении.
сий, что часто происходит
в море.
Затем смесь нефти,
воды и газа пропускается
через клапан (имитирующий штуцер), после которого выходят стойкие
эмульсии и маленькие капельки воды перед входом
в передвижной тестовый
сепаратор. В сепараторе
электрокоалесцирующие
элементы
увеличивают
диаметр капелек и разбивают слой эмульсии. С
выхода сепаратора смесь
вновь возвращается в резервуар. Резервуар отделяет нефть, воду и газ,
использованные в испытании, и подает чистые
флюиды (нефть, воду и
газ) в питающие насосы и
компрессоры.
Имея такую испытательную установку, можно добиться реальных условий испытания, однако
результаты могут быть заниженными, так как флюид циркулирует в контуре,
и очень стойкие сложные
эмульсии могут накапливаться.
ПЕРЕДВИЖНОЙ
СЕПАРАТОР
Разработка
элементов коалесцирующих устройств проводилась в
собственной лаборатории
компании Aibel. Проверка
эскизных и опытных об- Рис. 10. Передвижной тестовый сепаратор
разцов и окончательной
конструкции
проводиFT
лась с помощью тестового
PT
TT
трехфазного сепаратора
WC FT
Газ
(рис. 9). Сепаратор изгоРезервуар
товлен из дуплекс-стали,
Нефть
смонтирован на переFT
движных салазках, оснащен всеми необходимыми
Место отбора проб
Вода
контрольно-измерительными приборами и регулирующими
клапанами
FT
и имеет несколько точек
Газ
LP
LP PT TT LP
для отбора проб жидкости
PT
WC FT
(рис. 10).
Сепаратор
предТестовый сепаратор
Нефть
FT
ставляет
собой
длинный, вытянутый резерВода
вуар общей длиной 5 м
Место отбора проб
внутренним
диаметром
630 мм и отношением длиРЕЗУЛЬТАТЫ
Рис. 11. Упрощенная схема испытательного контура компании
ны к диаметру, равным
И КОММЕНТАРИИ
Norsk Hydro
примерно 8. Расчетная проВ сепарации тяжеизводительностьпожидкости
лой нефти существен10 000 брл/сут. Расчетная темпе- установка состоит из резервуара, ным фактором является вязратура 125 °С, расчетное давле- питающих насосов, компрессоров, кость. Для удаления воды из
ние 100 бар, что делает сепаратор насоса для многофазной перекач- эмульсии тяжелой нефти необконтрольно-измерительных ходим нагрев (обычно до 100–
пригодным для подводных усло- ки,
вий работы. Вход сепаратора осна- приборов и тестового сепаратора 120 °С), чтобы снизить вязкость до
щен распределителем потока. Для с установленными в нем VIEC и 10–15 сП. При использовании в
улучшения процесса сепарации LOWACC (рис. 11). Испытатель- трехфазном сепараторе активных
установлены VIEC и LOWACC. ный контур забирает флюиды из коалесцирующих элементов можДо и после элемента VIEC были резервуара, откуда нефть, вода и но добиться удаления воды при
установлены двойные перфориро- газ раздельно направляются в пи- значительно меньших температуванные перегородки, создающие тающие насосы и компрессоры. рах.
в сепараторе три камеры (вход- Насосы и компрессоры подают
В контуре проводить испытания
ная камера, камера VIEC и камера флюиды согласно установленным с тяжелой нефтью трудно, прежде
значениям, исходя из требуемых всего, из-за того, что рабочие реLOWACC).
Передвижной тестовый сепа- газовых факторов, обводненности жимы усложняются при высоких
ратор был установлен на берегу в и расходов.
расходах, значительных усилиях
Затем отдельные флюиды по- и высокой вязкости. Чтобы контг. Порсгрунн (Норвегия) в составе
многофазной испытательной ус- даются на вход смешивающих ролировать вход в испытательную
тановки компании Norsk Hydro, устройств, которые имитируют линию, в резервуаре был установчто обеспечило возможность про- добычу с одной, двумя или тремя лен VIEC.
ведения испытаний в реальных скважинами для создания наибоБыло проведено большое число
условиях с реальными многофаз- лее реальных режимов добычи, то испытаний с нефтью плотностью
ными смесями. Испытательная есть образования сложных эмуль- 17 °API. Без подачи напряжения
38
№8 • август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
Содержание воды на выходе сепаратора, %
на коалесцирующие элевозможна при установке
менты сепарация почти
в трехфазном сепараторе
не наблюдалась. Пока поэтих элементов.
давалось напряжение, изВ испытаниях, как с ис∆Р = 0 бар
менение вязкости нефти
пользованием легкой, так
∆Р = 5 бар
∆Р = 10 бар
в широких пределах лишь
и тяжелой нефти показаНет напряж.
частично влияло на качесно, что эффективная сепатво сепарации.
рация может происходить
Эффективная
сепас очень незначительным
рация достигалась при
объемом деэмульгатора
вязкости, в три-четыре
или без него, что выгодраза превышающей ту,
но с экономической и
что наблюдалась в проэкологической точки зреВязкость нефти, сП
мысловых
операциях.
ния. Применение VIEC и
Рис. 12. Качество нефти при различных показателях давления
На рис. 12 приводятся
LOWACC положительно
и вязкости
результаты серии иссказывается на качестве
пытаний, показывающие влия- в сторону меньших диаметров. воды, которое улучшается с увение противоположных усилий Поэтому результаты испытаний в личением времени пребывания в
в клапане-штуцере. Полностью контуре являются заниженными, LOWACC. В большинстве случаоткрытый клапан-штуцер обес- абсолютные показатели качест- ев качество воды улучшалось на
печивает наилучшую сепара- ва нефти могут возрасти в про- несколько порядков при подаче
цию, поскольку позволяет под- мысловых установках, которые напряжения на коалесцирующие
готовить нефть с содержанием эмульсия проходит лишь один элементы. В промысловых уставоды менее 5 % с временем пре- раз.
новках можно достичь улучшений
бывания в сепараторе не более
благодаря снижению концентра4 минут при вязкости нефти до ЗАКЛЮЧЕНИЕ
ции деэмульгатора. Кроме того,
80 сП. Падение давления в штуцеИспытания обеспечили воз- наличие резкой границы раздела
ре на 10 бар в некоторой степени можность значительного улучше- улучшает регулирование уровня
снижает качество нефти. Следу- ния сепарации с помощью коалес- и может обеспечить более постоет отметить, что использование в цирующих элементов. Подготовка янные расходы на выходе гидроэтих испытаниях насоса для мно- нефти при более низкой темпе- циклонов.
гофазной смеси было связано с ратуре (более высокой вязкости)
M. Chiesa (М. Чиеза) пронеобходимостью устранения па- в сепараторах с VIEC и LOWACC
фессор института науки и
дения давления на штуцере, ко- может помочь преодолеть трудтехнологии Масдар (MIST)
торое отрицательно сказывается ности и решить проблему недов Абу-Даби. Ранее работал
в массачусетском технолона стойкости эмульсии, посколь- статочной мощности нагревателя.
гическом институте, занику нагрузки в насосе приводят к Применение VIEC и LOWACC
маясь изучением свойств
изолирующих материалов,
образованию очень маленьких при сепарации более легкой неразработанных совместно с
капелек. Часть этих капелек мо- фти плотностью 29 °API оказалось
компанией Aibel. Он также
жет попасть в испытательную эффективным даже без использо- работал в SINTEF Petroleum and Energy, ралинию и резервуар, в результате вания деэмульгаторов, когда эк- ботая в проектах, связанных с транспортом и
газа. В 2001 г. д-р Чиеза получил
чего в распределении капелек по спериментально
подтверждено, подготовкой
степень доктора в прикладной механике в Норразмерам происходит смещение что одноступенчатая сепарация вежском университете науки и технологии
ПРИМЕНЕНИЕ МОКРЫХ ГАЗОВЫХ СЧЕТЧИКОВ
ДЛЯ ОПТИМИЗАЦИИ ДОБЫЧИ
A. Houdusse, Roxar, Норвегия
Непрерывные точные замеры пластовой воды с использованием мокрых газовых счетчиков,
способных работать в глубоких водах, обеспечивают течение и оптимизацию добычи в проекте,
связанном с разработкой нескольких месторождений
В условиях, когда в течение
следующих 23 лет [1] прогнозируется рост спроса на нефть
на 42 %, на газ на 67 %, а более
70 % мировой добычи нефти и газа
будет поступать из месторождений, разрабатываемых более 30 лет.
Компании-операторы, как никогда прежде, вынуждены принимать
меры по обеспечению течения и
№8 • август 2008
оптимизации добычи из имеющихся месторождений.
Однако многие подводные
объекты по-прежнему не могут в
реальном времени выдавать ин39
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
Восточный участок
Центр
Independence
Центральный
участок
Рис. 13. Местоположение центра Independence
формацию о скважинах, которые
необходимы операторам. Часто на
одной и той же площади, у одного и того же оператора добыча из
скважины с подводным устьем может быть на 15 % ниже, чем из аналогичной скважины с палубным
устьевым оборудованием.
Слишком часто мониторинг
подводной добычи основан на
приближениях и использовании
неудовлетворительных или очень
рискованных методов, например,
тестирование снижения добычи,
когда существует опасность, что
скважина может никогда не выйти
на прежний режим, дорогие подводные замерные линии или замерные сепараторы, скважинные
приборы для измерения расхода,
перепада давления и распределения температуры.
ГЛУБОКОВОДНЫЕ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
ЖИРНОГО ГАЗА
В настоящее время растет число морских глубоководных месторождений жирного газа – к ним
относятся месторождения с газофильтрующим фактором (gas void
fracture – GVF) 98 – 100 %.
Согласно оценкам 2006 г World
Deepwater Market Forecast, к 2010 г.
ежегодные расходы на глубоководную разработку возрастут выше
20 млрд долл., при этом добыча газа
из глубоководных месторождений возрастет с 2,12 трлн фут3/сут
в 2005 г. до 3,8 трлн фут3/сут
в 2010 г. [2].
40
Такой рост числа глубоководных месторождений жирного газа
затрагивает и проблему обеспечения течения в процессе добычи. Чтобы не допустить быстрого
образования твердых отложений
в результате реакции пластовой воды с моноэтиленгликолем
(monoethylene glycol – MEG), коррозии оборудования и остановок
скважин, крайне важно точно замерять количество поступающей
воды.
Вода, особенно соленая, может
стать причиной появления на пути
движения газа гидратов, которые
образуются из воды и легких углеводородов. Гидраты, образующиеся в стволе скважины, выкидной
линии, задвижках и счетчиках, могут перекрыть поток и привести к
быстрому образованию твердых
отложений в виде карбоната кальция в результате реакции пластовой воды с MEG.
Транспортировка многофазной продукции. Еще одной проблемой является рост объема
транспортировки многофазной
продукции и смешение неподготовленной продукции скважин.
При этом возникает вопрос о
совместном использовании инфраструктуры партнерами совместного предприятия, а также
вопросы обеспечения течения,
например, опасность несовместимости флюидов.
Согласно Institute for Energy
Technology, «пока с достаточной
надежностью не просчитано ди-
намическое поведение потока,
нельзя безопасно и в контролируемом режиме эксплуатировать
трубопровод для транспортировки
многофазной продукции» [3].
Подводные трубопроводы. Регулирование себестоимости добычи
и отказ от строительства эксплуатационных платформ привели к
увеличению числа подводных трубопроводов, которые транспортируют неподготовленную продукцию скважин на значительные
расстояния, позволяя обойтись
без строительства дорогих морских надводных объектов.
Без замеров поступающей воды
в реальном масштабе времени требуется больше времени на то, чтобы обнаружить прорыв воды или
поступление песка в скважину, что
может привести к серьезным последствиям и повреждению трубопровода. Информация о поступлении воды позволяет предпринять
исправительные меры с момента
обнаружения воды.
Многофазные счетчики сразу же зафиксируют увеличение
содержания воды, например, по
изменению состава смеси на устье подводной скважины. Анализируя в реальном масштабе
времени данные, поступающие
от скважинных манометров и термометров, оператор может получить более точное представление
о том, где возникла проблема и
быстро принять меры по исправлению ситуации.
В прошлом, к многофазным
счетчикам относились с некоторым недоверием, но сейчас в них
видят основной инструмент для
обеспечения процесса добычи. В
последнем отчете [4] прогнозируется размещение к 2015 г. еще
1000 многофазных счетчиков.
Однако традиционные многофазные счетчики, при всех своих
достоинствах, не способны обнаруживать воду с точностью и чувствительностью при требуемых
расходах газа, поскольку их характеристики постепенно ухудшаются, если расходы газа превышают
98 % GVF.
Обнаружение
поступления
воды на месторождениях жирного газа имеет первостепенное
значение, поскольку небольшое
количество пластовой воды может
№8 • август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
привести к проблемам, связанным
с быстрым образованием твердых
отложений. Например, требуемая
чувствительность
обнаружения
воды для месторождения Ормен
Ленж составляет 0,005 % объема
– точность регистрирования
9 галл/ч воды в скважине с дебитом газа 100 млн фут3/сут. Вот это
точность!
ПРОЕКТ INDEPENDENCE
Проект Independence, реализация которого началась в 2007 г.,
является примером объекта, на
котором возникают все описанные выше проблемы. Этот объект
– совместное предприятие компаний Anadarko Petroleum Corp. (которая эксплуатирует платформу),
Eni, StatoilHydro и Devon Energy
Corp., расположен в 185 милях
(1 миля = 1,609 км) к юго-востоку
от Нью-Орлеана на участке 920
Миссисипи каньон (рис. 13) в водах глубиной от 8000 до 8950 фут
(1 фут = 0,3048 м). Одной из самых
серьезных проблем этого проекта
является подводный трубопровод
протяженностью 45 миль.
Объект представляет собой
очень сложное сооружение для
осуществления добычи из 15 скважин месторождений Спайдермен,
Сан-Джакинто, Джубили, Вортекс,
Шейенн, Мергансер, Атлас, Атлас
Северо-Западный, Мондо СевероЗападный и Ку.
Измерение поступающей воды
и обнаружение песка. В глубоководных газовых скважинах с высокими давлениями и дебитами
точное измерение поступающей в
скважины воды имеет первостепенное значение для оптимизации
добычи, предупреждения образования гидратов и твердых отложений в трубопроводах, а также обеспечения надежности поставок.
Боб Бак, старший инженер по
международным глубоководным
операциям компании Anadarko, говорит: «Эксплуатация скважин, из
которых добывается жирный газ,
при таких глубинах моря требует
использовать самые передовые
методы мониторинга отдельных
месторождений и скважин, чтобы
не допустить снижения добычи изза образования гидратов».
Обнаружение песка в скважинах и потоке газа также имеет
большое значение. Песок может
засорять эксплуатационное оборудование, размывать элементы
заканчивания скважин, затруднять доступ в ствол, мешать работе скважинного оборудования
и приводить к преждевременной
остановке или ликвидации скважин.
Критерии принятия решения.
Компания-оператор хотела провести замеры на скважинах без
их остановки. Учитывая, что дебит каждой скважины составляет
25–125 млн фут3/сут, их остановка могла стать катастрофой и негативно сказаться на добыче газа и
привести к неизбежным затратам
сил и средств.
Можно было установить мокрый газовый счетчик на выкидной линии, длина которой должна
была составить 10–14 миль. Однако оператор отказался от такого
варианта ввиду высокой стоимости и необходимости остановки добычи. Рассматривался также вариант установки манифольдов с
переключением потоков, однако
посчитали, что помимо высокой
стоимости, они не дают полной информации по скважинам.
Мокрые газовые счетчики.
Оператор выбрал мокрые газовые
счетчики компании Roxar по целому ряду причин.
Во-первых, мокрые газовые
счетчики могут вести замер непрерывно. Счетчики обеспечивают
оперативное, прямое и точное измерение количества воды в потоке
жирного газа. Такая способность
позволяет проводить замеры воды
на ранней стадии, как только вода
начинает поступать из скважины.
Рис. 14. Мокрый газовый счетчик
№8 • август 2008
Счетчики также могут регистрировать поступление в поток жирного газа соленой воды, что позволяет различать конденсированную
и пластовую воду.
Существенное значение имеет
также точность измерения. В счетчиках используется современный
микроволновый способ измерения
диэлектрической проницаемости
флюидов для регистрации точных
расходов газа и конденсата на основе стандартных датчиков перепада давления.
Счетчик, длина которого обычно не превышает одного метра, регистрирует в микроволновой резонансной полости резонансную
частоту, значение которой зависит
от диэлектрических свойств смеси
флюидов, находящихся в этой полости. Поскольку диэлектрическая проницаемость воды (60–20)
намного больше диэлектрической
проницаемости газа (около 1) и
конденсата (около 2), диэлектрические свойства жирного газа в
значительной степени зависят от
содержания воды.
Эксплуатационные испытания
показывают, что счетчик может
регистрировать изменение содержания воды с чувствительностью
+0,005 % по объему, а при высоких GVF (более 99 %) абсолютная
точность равна +0,1 % по объему.
Кроме того, наличие подводного трубопровода протяженностью
45 миль требовало проводить замеры воды в реальном масштабе
времени, чтобы исправительные
меры могли быть приняты до того,
как скважина остановится или
произойдет повреждение трубопровода.
Счетчики в работе. Счетчики
были установлены в вертикальном
положении на соединительных
секциях (длиной 50–60 фут) после
глухого тройника. Сами соединительные секции располагались на
глубине 7500–8000 фут.
На такой глубине прочность и
стойкость конструкции счетчика имеет существенное значение.
Наружная часть счетчика, датчика перепада давления и датчика
давления изготовлены из нержавеющей дуплекс-стали, у которой
превосходное сочетание механических и коррозионностойких
свойств (рис. 14).
41
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
Счетчик способен работать на
глубине 10 000 фут при температуре – 40–150 °С, давлении 0–
700 бар и максимальном давлении
в трубопроводе 690 бар.
Оператор установил на платформе систему регенерации MEG,
в которой расход регулируется в
зависимости от количества поступающей воды. На сегодняшний
день, ввиду небольшого количества поступающей воды, подача
MEG очень небольшая.
Чтобы отрегулировать подачу
MEG, необходимо было добиться точного измерения количества
воды. Первые замеры показали
расход 150 брл/сут воды при расходе газа 60 тыс. фут3/сут, в то время как показания замерного сепаратора оказались намного ниже.
После тарирования счетчиков расход воды составил 12 брл/сут, что
было намного ближе к показаниям
сепаратора. Общая подача MEG
для предотвращения гидратообразования составляет 50 брл/сут.
Непрерывные точные замеры
воды в реальном масштабе времени имели большое значение.
Теперь, замеряя количество поступающей воды в реальном масштабе времени, оператор может
принимать
профилактические
или исправительные меры. К таким мерам можно отнести регулировку уровня рН смеси MEG и
воды, оптимизируя подачу MEG
в каждую скважину для подавления гидратообразования, вводя
нужное количество ингибитора
коррозии или, в самых экстремальных ситуациях, дросселируя
поток из скважины с помощью
штуцера, либо проводя изоляцию
зон притока воды.
Нихил Джоши, который устанавливал счетчики Roxar для компании Anadarko, говорит: «Проводя непрерывные замеры пластовой
воды, поступающей из каждой
скважины, компания Anadarko
может эксплуатировать скважины
наилучшим образом и не допускать
образования гидратов подачей необходимого количества MEG. В
результате, значительно сокращается число остановок скважин и
время простоев, своевременно обнаруживаются изменения в работе скважин для возможного принятия исправительных мер».
42
Рис. 15. Индикатор песка
Движение продукции скважин
осложняется тем, что трубопровод
от месторождения Вортекс длиной
25 миль соединяется непосредственно с трубопроводом Джубили
– Шейенн, а трубопровод от месторождения Сан-Джасинто длиной
22 мили соединяется с трубопроводом месторождения Спайдермен.
Результатом отсутствия информации о содержании пластовой воды
в длинных трубопроводах может
стать возможная потеря контроля
над трубопроводной системой.
Проблема распределения платежей. Мокрые газовые счетчики
в будущем могут решить проблему
распределения платежей (арендной платы) за право пользования
недрами.
На Управление природных
ресурсов (Minerals Management
Service – MMS), которое контролирует проведение замеров, возложена обязанность следить за тем,
чтобы процедуры замеров и распределения платежей были справедливыми и точными. Хотя MMS обычно просит операторов проводить
замеры на палубе платформы, оно
сделало исключение для компании
Anadarko ввиду наличия мокрых газовых счетчиков на каждой скважине. Сейчас MMS проверяет замеры
по скважинам ежемесячно.
Когда дело касается распределения платежей, партнеры проводят расчеты каждый день или
каждые полтора дня. Счетчики
компании Roxar, которые могут
проводить замеры непрерывно,
оказались единственным пригодным инструментом.
При наличии 10 месторождений, многие из которых имеют
разные доли собственности и став-
ки платежей, необходима точность
для того, чтобы обеспечить правильное распределение прибыли
между партнерами.
Контроль поступления песка.
В центре Independence ключевую
роль также играют новейшие средства контроля поступления песка.
В прошлом, контроль поступления
песка, как правило, был достаточно
примитивен и не всегда направлен
именно на определение выноса песка. Сведения о дебите, содержании
воды, падении давления и распределении температуры часто рассматривались как возможные средства
измерения количества поступающего песка. К ним же относилось и
регулирование депрессии на пласт,
то есть разницы между средним
пластовым и динамическим забойным давлением, а также регулирование темпа добычи.
При таких неточных измерениях возникали неизбежные риски,
в том числе игнорирование увеличения содержания песка, что могло приводить к потере скважины,
или слишком острая реакция на
наличие песка и последующее неоправданное снижение или прекращение добычи.
Новые
средства
контроля поступления песка в центре
Independence способны выступать
в роли системы раннего предупреждения, которая немедленно
реагирует на присутствие песка и
способна контролировать целостность противопесочных фильтров,
устанавливаемых в скважинах для
предотвращения поступления песка в эксплуатационную колонну.
Одним из самых значительных
технических достижений в области контроля поступления песка
стало удобство установки индикаторов. Индикаторы песка – либо
устройства,
устанавливаемые
внутри трубы на пути потока флюида, либо устройства, устанавливаемые в зажиме снаружи трубы.
Эти индикаторы сверхкомпактны
и могут монтироваться в стационарных, заранее установленных
зажимах на наружной поверхности трубопровода, что очень удобно,
принимая во внимание глубокие
воды и суровые условия Мексиканского залива (рис. 15).
Сверхчувствительная акустика
и методы контроля способны опре-
№8 • август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
делять как количество песка в продукции скважин, так и допустимый
темп поступления песка, которые
производственные объекты могут
выдержать. Получая точные данные о количестве песка в трубопроводе, инженеры-производственники в центре Independence могут
свести к минимуму повреждения
вследствие эрозии, оптимизировать темпы добычи и предупредить
засорение оборудования, а также,
при необходимости, предпринять
исправительные меры, например,
очистку скважин от песка.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В центре Independence мокрые
газовые счетчики непрерывно выдают точные данные. Прогнозируется также прорыв воды, при этом
оператор обеспечивается информацией о периоде, когда может
произойти прорыв воды. Пока никаких угроз добыче не было.
Таким образом, оператор может интенсивно эксплуатировать
каждую скважину на пределе поступления воды. Результатом этого
станет снижение количества скважин, необходимых для разработки
залежи, повышение производительности уже имеющихся скважин и увеличение добычи.
Добыча из морских месторождений на мелководье снижается,
многие последние открытия были
сделаны в глубоких водах. При таких глубинах, высоких давлениях
и дебитах, когда скважины и трубопроводы очень уязвимы к поступлению песка и воды, мокрые
газовые счетчики и контроль поступления песка будут, вероятно,
играть ключевую роль в будущем.
Нихил Джоши говорит: «Дости-
жения в этих областях гарантируют, что информационный разрыв
между платформой и дном моря
сокращается, и что глубоководная
эксплуатация, например, в центре Independence, может осуществляться с максимальными возможностями. Мы готовы решать
задачи обеспечения течения на
протяжении многих предстоящих
лет».
A. Houdusse (А. Удусс)
является заместителем коммерческого директора по
подводным газовым залежам в компании Roxar
(г. Ставангер, Норвегия).
Работает в проекте Independence. В компании Roxar с
сентября 2006 г., до этого
работал в своей родной
Франции в морском и промышленном секторе.
Г-н Удусс закончил французскую школу
бизнеса ESDES с отличием.
КИПР
НОВАЯ ПЛАТФОРМА ДЛЯ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
G. Salerno, Remedial Offshore
Гибридная платформа совмещает в себе самое лучшее от подъемных судов, самоподъемных
буровых установок и подъемных барж
Гибридные платформы, выполненные по технологии Elevating
Support Vessel (ESV), обеспечивают повышение надежности платформ и возможности проведения
морских операций, решая проблемы материально-технического
обеспечения, которые на протяжении нескольких лет осложняют
обслуживание морских скважин.
Благодаря высокой рабочей платформе с большой допустимой нагрузкой на палубу, новый подход
делает возможным проведение
сложных скважинных операций
и ремонтов скважин в безопасных
эксплуатационных условиях. Инновационный подход компании
Remedial Offshore отвечает всем
эксплуатационным требованиям
(ветер, волнение моря) и нацелен
на проведение ремонтных работ
на морских нефтяных и газовых
месторождениях.
Хотя немногое в технологии являются новым, инновация
проявляется в схеме построения
платформы. Специалисты нефтегазовой отрасли понимают, что
самоподъемные установки стоят
дорого, но при этом располагают
большими возможностями для
проведения тяжелых скважинных операций, чем подъемные
суда, рабочие суда или баржи. Новая платформа обладает универсальными возможностями: комплект оборудования для ремонта
скважин (c вышкой грузоподъемностью 227 т), большая открытая палуба (площадью 1300 м2) и
кран большой грузоподъемности
(280 т), монтируемый на передвижном основании.
Технология ESV принципиально меняет экономическую картину при проведении скважинных
операций и ремонтных работ в
море. Гибрид самоподъемной установки и судна повышает безопасность персонала, расширяет
«погодное окно» и оптимально
№8 • август 2008
использует грузоподъемность крана. К операциям, осуществляемым
с платформы ESV, относятся все
виды скважинных операций, ремонты скважин, забуривание нового ствола, ликвидация скважин,
модернизация производственных
объектов, работы по «омоложению» устаревающих месторождений и обустройство небольших
месторождений.
ЧТО ТАКОЕ ESV?
Гибридная платформа представляет собой комбинацию самоподъемной буровой установки
с океанским судном. С нее можно
проводить операции в скважинах
всеми современными методами.
Платформа облегчает проведение
работ по «омоложению» месторождений. Каждая платформа обладает следующими параметрами.
• Самоходность (скорость 7 узлов, система динамического позиционирования DP-1).
43
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
• Может транспортиплатформе максимально
ровать различные грузы
увеличена площадь открывесом до 2722 т.
той палубы за счет разме• Имеет кран большой
щения главного крана на
грузоподъемности.
возвышенном передвиж• Имеет установку для
ном основании, что сводит
ремонта скважин (грузок минимуму или исключаподъемность 227 т).
ет любые препятствия.
Гибридные
платфорНаличие большой отмы – новые конструкции,
крытой палубы и подпроектируемые и строящипалубного
хранилища
еся по особому заказу для
ускоряет монтаж и увелипроведения скважинных
чивает эксплуатационную
операций. На них использудолговечность. К тому же,
ются современные морские
подпалубное хранилище
технологии, например, сосамоподъемной установнары для сканирования угки является усовершенслублений от опор и других
твованием по сравнению
опасных мест под водой,
с танками корпуса подъпрограммируемое распреемного судна.
делительное
устройство
В Мексиканском зали(напряжение 4160 В), обесве и у побережья Западпечивающее работу двиганой Африки подъемные
телей, современных средств
суда после длительной
защиты и коммуникационстоянки часто оставляют
ных линий.
после себя понтоны опор,
Рич Альтман, главный
поскольку они глубоко
исполнительный дирекпогружаются в мягкий
тор компании Remedial
грунт дна моря. НебольOffshore, имеет богатый
шие размеры скважинРис. 16. Самоходная гибридная самоподъемная платформа
опыт проведения работ на
ных конструкций часто
ESV может позиционироваться с помощью системы DP-1.
Передвижной кран может поднимать грузы весом 100-272 т в
гибких трубах с использоне выдерживают нагрузрадиусе 48 м. Вышку для ремонта скважин можно разместить
ванием подъемных судов,
ки при подъеме буровой
на консоли либо на балках платформы
выполнения скважинных
установки и требуют исопераций с компаниями BJ
пользовать буровые устаServices, Superior Energy Services и как колонну НКТ поднимают из новки с опорой на консоль. Опыт
Halliburton. Во время этих работ он скважины.
использования таких установок
Платформа нового типа решает и их недостатки привели к разрастолкнулся с различием технологий, которые можно применять на эти проблемы. Каждая платформа ботке новых платформ на самоберегу и на море по причине огра- ESV сама поднимает себя для об- подъемном «основании», в котоничения площади размещения, на- служивания площадки устьев сква- рых предусмотрена возможность
грузки и материально-техническо- жин. Это упрощает перевод персо- работы установки для ремонта
го обеспечения имеющихся судов нала, и предоставляет операторам скважин как в режиме самоподъкрана линию прямой видимости ема, так и в режиме с опорой на
или скважинных конструкций.
Для применения гибких труб для повышенной безопасности. консоль. Сверхбольшие понтоны
необходимо место для монтажа и Кроме того, высокое положение опор (диаметром 15 м) повышают
кран. Безопасно проводить опера- платформы сводит к минимуму устойчивость конструкции в мягции с колонной гибких труб непос- влияние состояния моря и пого- ких грунтах морского дна.
редственно с баржи весьма про- ды. Наличие главного крана больНовые буровые установки с
блематично. У подъемных судов шой грузоподъемности позволяет системой DP-1 не требуют привлеесть ограничения по площади па- объединить безопасность линии чения буксиров или судов для усталубы и грузоподъемности, и их не- прямой видимости самоподъем- новки якорей. Это экономит время,
льзя расширить, чтобы выполнить ной установки с большой грузо- упрощая логистику и календарное
эксплуатационные требования на подъемностью подъемной баржи, планирование. Главный кран не
международных рынках. Неболь- поскольку 300-тонный кран редко подвержен воздействию волн, так
шие скважинные конструкции ог- можно встретить на подъемном что подъемные операции могут
раничивают проведение тяжелых судне или буровой установке.
продолжаться в любых погодных
Большая открытая палуба редко условиях, когда другие суда должработ, при этом имеет место значительное различие в операциях, встречается на самоподъемных ус- ны приостанавливать проведение
которые могут быть выполнены в тановках, поэтому монтаж обору- работ. Блочная установка для рескважине через НКТ и операциях, дования сторонних компаний мо- монта скважин может перемекоторые выполняются после того, жет быть затруднен. На гибридной щаться на балках, либо ее размеща44
№8 • август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
ют на зафиксированной консоли.
Мощный резервированный электрогенератор обеспечивает параллельное проведение скважинных
операций и может обеспечивать
электроэнергией всю платформу
во время строительства.
ГИБКОСТЬ
ОБСЛУЖИВАНИЯ СКВАЖИН
Новые платформы дают возможность операторам более эффективно выполнять специализированное
обслуживание скважин. На каждой
платформе располагается экипаж
моряков, своя собственная группа
по проведению скважинных операций, персонал заказчика и сторонние подрядчики. Это позволяет
проводить широкий спектр работ с
одной ESV-платформы.
• Скважинные операции – на
гибких трубах, электрокабеле,
гладком канате, операции по интенсификации притока, цементирование, забуривание нового
ствола, тампонаж и ликвидация
скважин.
• Модернизация оборудования
– расширение системы водоочистки и модернизация компрессоров.
• Текущий ремонт – пескоструйная обработка, покраска, ремонт
устьевого оборудования и модернизация пневматических систем.
• Строительство – установка
платформы, ввод в эксплуатацию,
вывод из эксплуатации, ремонт,
очистка, подсоединение трубопровода, обустройство устаревающих
месторождений.
Разработчиками новой конструкции платформы, стали Р. Альтман и М. Браун, вице-президент
по вопросам проектирования компании Remedial Offshore. Г-н Браун
много лет занимается совершенствованием самоподъемных буровых установок и строительством
консольных буровых вышек. Вместе они пришли к заключению, что
наилучшим способом проведения
ремонтных работ и сложных скважинных операций в море стало бы
объединение концепции подъемного судна с более широкими воз-
можностями самоподъемной установки класса 300.
В настоящее время в Китае ведется строительство двух платформ
ESV (рассчитанных на номинальную
глубину воды 100 м), первая строится на верфях Yantai Raffles Shipyard
Ltd., вторая – в COSCO (Nantong)
Shipyard. Испытания в море намечены на конец лета 2008 г.
Головной
офис
компании
Remedial Offshore, основанной
в 2006 г., находится в Лимассоле
(Кипр); а в Хьюстоне (Техас) расположен офис по проектированию
и комплектации.
G. Salerno (Г. Салерно) занимает пост вице-президента в
компании Remedial Offshore.
Имеет 25-летний опыт работы в средствах массовой
информации (технические
и деловые издания). До прихода в Remedial Offshore руководил отделом рекламы и
связи с общественностью в
BJ Services. М-р Салерно закончил факультет
журналистики университета Миссури, до прихода в нефтегазовую отрасль работал репортером и редактором производственного журнала
ДАНИЯ
ОПТИМИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
ЗА СЧЕТ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПРИТОКА
B. Schwanitz, Welltec и H. L. Jorgensen, StatoilHydro
Спускаемый на канате трактор обладает большими возможностями, чем традиционные инструменты
Одна из самых значительных
проблем, с которыми сталкивается
нефтегазодобывающая промышленность, заключается в том, что
на большинстве скважин мира
зарегистрировано просачивание
воды. Согласно оценкам, в настоящее время объемы попутной воды
в мире в целом составляют 250 млн
брл/сут [1]. Добыча воды возрастает по мере старения скважин, и
сейчас из скважин старше 10 лет в
среднем добывается 9,5 брл воды
на 1 брл нефти.
За последние 10 лет мировая
обводненность увеличилась с 70 до
75 % – и эта цифра по-прежнему
растет из-за старения месторождений. Оптимизация методов разработки имеющихся залежей и
ввод новых месторождений может
повлиять на снижение этого показателя. В ситуации, когда большая
часть мировой добычи нефти и
газа поступает из месторождений
старше 30 лет [2], новые решения
пользуются большим спросом.
Увеличение числа старых месторождений повлияло на рост числа
технических приемов, обеспечивающих стабильную добычу.
По
оценкам
компании
StatoilHydro, на очень старых месторождениях Северного моря обводненность некоторых скважин
достигает 99 %, что серьезно ограничивает доходы и заставляет
операторов рассматривать вопрос
о ликвидации скважин. Если операторы выбирают этот вариант, то
затраты на ликвидацию и охрану
окружающей среды часто превы-
№8 • август 2008
шают затраты на капитальный ремонт и оптимизацию работы скважины.
ПРОБЛЕМЫ ЭКОЛОГИИ
На остаточную нефть в попутно добываемой воде приходится
около 90 % всей нефти, сбрасываемой нефтяными компаниями
в Северное море [1]. Ежегодный
сброс нефти в море достиг 3000 т,
а водонефтяной фактор за два года
(2004–2006 гг.) увеличилось с 0,93
до 1,2 [2]. Норвежский нефтяной
директорат (Norwegian Petroleum
Directorate – NPD) ожидает, что
водонефтяной фактор в будущем
возрастет.
Недавно были введены экологические правила, обязывающие
точно замерять количество нефти
45
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
в сбрасываемой воде, в том числе Осло-Парижская конвенция
2000/2001 (OSPAR), которая установила норматив на содержание
нефти в сбрасываемой воде. Содержание диспергированной нефти в воде, сбрасываемой в море
любой морской установкой, не может превышать 30 мг/л. Более того,
норвежское государственное управление по контролю за сбросом
загрязняющих веществ требует
нулевого сброса опасных веществ
в море. Более строгие законодательные инициативы, касающиеся
очистки и/или сброса попутно добываемой воды, возможно приведут к существенному росту затрат
на очистку воды.
Нефтяные компании стремятся
ограничить расход энергии на подготовку операций на поверхности
(снижая свои эксплуатационные
расходы) с сохранением добычи
нефти и газа. Это повышает зависимость добычи от вторичных
методов по увеличению дебитов
нефти и газа и снижению притока
воды. Очевидным средством решения проблемы является перекрытие поступающей воды в скважине и ограничение расхода энергии
на поверхности.
НОВАЯ «ЧИСТАЯ» ТЕХНОЛОГИЯ
Новая технология позволила увеличить дебиты и одновременно оптимизировать расход
энергии. Компания Welltec разработала и применила дистанционно-управляемые инструменты,
объединив «чистую» технологию
с экологическим подходом в проведении операций в нефтяных и
газовых скважинах. Данная технология позволяет эффективно изолировать водопроявляющие зоны
и улучшить работу имеющихся
скважин, а не ликвидировать их.
Наилучшим способом определения источника поступления воды
является проведение геофизических исследований в действующих
скважинах. После проведения таких исследований инженеры могут выработать и реализовать подходящее решение для перекрытия
воды.
Сейчас появляется возможность диагностировать и решать
проблемы поступления воды при
помощи проведения одной опера46
ции с использованием спускаемого на канате трактора. Он может
транспортировать и приводить в
действие изолирующие системы
для предотвращения поступления
воды в горизонтальные или сильно отклоненные скважины, в которых операции традиционными
способами затруднительны.
Спускаемый на канате трактор
позволяет проводить в горизонтальных скважинах подъемные,
посадочные,
перемещающие,
фрезеровочные операции, чистку
скважин. Используя гидравлический толкающий инструмент Well
Stroker, пакеры и сдвоенные пакеры, можно проводить селективную изоляцию водопроявляющих
интервалов. В результате, уменьшается поступление воды, регулируется система очистки воды,
продлевается срок эксплуатации
скважин.
Например, в эксплуатируемой с 1995 г. скважине компании
StatoilHydro в связи с просачиванием воды из-за утечки в колонне
НКТ снизилась добыча нефти, что
привело к временной ликвидации
скважины. Спускаемый на канате
трактор помог перекрыть воду и
ликвидировать утечку, установив
два сдвоенных пакера на интервале 26 и 72 фута соответственно.
Обводненность снизилась с 85 до
5 %, а дебит нефти увеличился в девять раз.
«ТОЧЕЧНАЯ ХИРУРГИЯ»
Если скважинный предохранительный клапан уже неработоспособен, или им нельзя управлять
из-за образования твердых отложений, справиться с проблемой
может фрезерный инструмент.
«Точечная хирургия» показывает, что инструмент может «оперировать» с высокой степенью
точности. Фрезерный инструмент
является важным методом борьбы
с водопроявлениями, поскольку
операторы могут проводить точно контролируемые действия в
небольших, конкретных местах
скважины. При таком локальном
подходе к скважинным операциям снижается риск повреждения
ствола и ухудшения коллекторских свойств пласта и при этом
одновременно
обеспечивается
повышенная эффективность и
надежность, значительно реже
прекращается добыча из-за проведения операций. Такие операции
можно проводить без глушения
скважины.
«Точечная хирургия» продлевает экономический срок эксплуатации скважин и залежей. Такие
операции увеличивают конечную
нефтеотдачу, они более безопасны, чем традиционные методы, которые могут повреждать системы.
Данная технология может выгодно изменить срок эксплуатации и
экономику скважин и позволяет
непрерывно проводить скважинные операции и оптимизацию
производительности скважин, как
это делается на гладком канате в
вертикальных скважинах.
ТИПИЧНЫЕ ПРИМЕРЫ
В качестве доказательства этих
утверждений ниже приводятся
три типичных примера скважин
Северного моря.
Пример 1. Наклонная скважина
диаметром 5 1/2" эксплуатируется
с 1995 г. Нефть добывается из двух
перфорированных интервалов. В
2003 г. в скважине провели геофизические исследования; анализ показал, что обводненность достигла
80 %, газовый фактор составил
2100, а дебит нефти снизился до
629 брл/сут.
Конструкция
заканчивания
скважины предусматривала изоляцию песка двумя механическими
втулками. Была проведена операция по закрытию двух раздвижных
боковых дверец (sliding side door –
SSD). Однако закрыли только верхнюю дверцу. Выше нижней дверцы при помощи каната установили
сдвоенный пакер, однако никакого
изменения добычи не зафиксировали. Исследование каротажным
прибором показало утечку в колонне НКТ. В 2006 г. сдвоенный пакер
сняли, после чего скважину временно затампонировали. Геофизические исследования подтвердили
прежние результаты в отношении
нижней дверцы и выявили еще
несколько утечек через колонну
НКТ выше втулки. Общая длина
интервала утечки увеличилась до
92 фут.
Оператор решил перекрыть
нижнюю дверцу SSD 65-футовым
многосекционным сдвоенным па-
№8 • август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
Рис. 17. Спускаемый на канате трактор перед сборкой
Утечка в соединении
НКТ
Одинарный сдвоенный
пакер, 5 1/2"
Утечки в НКТ
Нижняя раздвижная
боковая дверца
Четырехсекционный сдвоенный
пакер «Lego», 5 1/2"
Рис. 18. Комбинация трактора с инструментом Well Stroker
кером и предотвратить утечки в
колонне НКТ одинарным 32-футовым сдвоенным пакером. Самой
серьезной проблемой стало число
секций пакера, уплотнительных
гнезд и трубных секций, которые
ограничивали длину сдвоенного
пакера. Поскольку длина интервала была слишком велика для
традиционной высоты буровой
установки и веса, чтобы вместить
соответствующую сборку пакера,
была спроектирована изолирующая система для многократной установки на канате.
Для проведения операции оператор выбрал спускаемую на канате комбинацию из трактора и инструмента Well Stroker (рис. 17 и
18). Такая комбинация позволила
бы достичь намеченной глубины
и обеспечить необходимое усилие
для установки элементов.
Из-за большого угла наклона
скважины (68°) в месте расположения втулки вес трактора и комплекта инструментов не обеспечил
бы создание достаточного усилия
для зацепления двух элементов,
поэтому в состав комплекта инструментов включили Well Stroker
(рис. 19). Этот инструмент со-
Рис. 19. Из-за большого наклона скважины (68°) в месте
расположения втулки в комплект инструментов включили Well
Stroker
здает усилие 10 000–30 000 фунт
(1 фунт = 0,435 кг). Двунаправленнным перемещением управляют с поверхности.
Операция началась с закачки в
скважину порции дизельного топлива с последующей установкой
секции сдвоенного пакера. Операция проводилась на 5/16-дюймовом одножильном кабеле. Всего
потребовалось пять рейсов. В первом рейсе традиционным способом установили нижний пакер. Во
втором и третьем рейсе инструмент вдавил элементы сдвоенного
пакера друг в друга, создав усилие для механической стыковки и
качественного уплотнения. Было
выполнено два хода на элемент.
Первый ход продолжался семь секунд до достижения цели, второй
ход привел к достижению цели.
Обычная продолжительность хода
составляет 25 с.
В четвертом рейсе спустили
верхнюю секцию пакера вместе с
посадочным инструментом, трактором и Well Stroker. Затем проверили защелку верхнего пакера.
В пятом рейсе установили сдвоенный пакер в интервале 12 290–
12 310 фут.
№8 • август 2008
Операция заняла 32,5 ч и привела к увеличению добычи. Обводненность снизилась с 85 до 5 %, газовый фактор уменьшился с 2000
до 200, а дебит нефти увеличился
с 629 до 5661 брл/сут. Комбинация трактора с инструментом Well
Stroker оказалась верным решением и обернулась экономией сил и
средств.
Пример 2. В морской скважине у северо-западного побережья
Норвегии для изоляции нескольких интервалов в сильно искривленной части ствола, а именно в
«носке», необходимо было установить изготовленную по особому
заказу сборку пакера. Скважина
была закончена 7-дюймовой колонной НКТ и 7-дюймовым перфорированным хвостовиком (рис. 20).
Задача заключалась в том, чтобы
изолировать отдельные интервалы
в «носочной» части ствола с углом
наклона 130°. Было решено установить сборку пакера с помощью
трактора, спускаемого на гибких
трубах.
По результатам компьютерного моделирования стало ясно, что
с помощью гибких труб и только
традиционных методов достичь
47
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
требуемой глубины неДля установки пакера
возможно. Компьютерное
задействовали электроФонтанная арматура
моделирование,
провеприводной
гидростатигоризонтального типа
денное с использованием
ческий посадочный инсДно моря – 1181 фут
Подвеска колонны НКТ
заниженных
коэффитрумент. Впервые такую
циентов трения и/или
необычную комбинацию
измененной
плотности
инструментов
успешно
жидкости, помогло только
разместили в действуюБашмак обсадной колонны, 30"
частично и показало, что
щей скважине для устаПредохранительный клапан, 7"
2-дюймовые гибкие труновки сдвоенного пакера
Переводник обсадной колонны 10 3/4"х 9 5/8"
бы
(оптимизированной
на интервале 260 фут.
Башмак обсадной колонны, 18 5/8"
конусности) остановятся
Результаты операции
Колонна НКТ, 7"
в 570 фут от намеченной
оказались впечатляющиВерхняя граница
глубины. Чтобы достичь
ми: газовый фактор сницементного кольца
намеченной
глубины,
зился с 3000 до 1600, а дебыло рекомендовано исбит нефти увеличился до
Обсадная колонна, 9 5/8"
пользовать спускаемый
9434 брл/сут. Благодаря
на гибких трубах трактор
увеличению добычи опеВерхнее приемное гнездо пакера
(рис. 20).
ратор возместил свои заИле
Трактор, спускаемый
траты через 35 дней.
Ниппель AOF
на гибких трубах, имеет
Пример 3. В июле
Башмак
Рор
гидравлический привод.
2007
г. было отмечено
Подвеска
хвостовика,
7"
Башмак обсадной
хвостовика, 7"
Турбина, приводимая в
значительное снижение
колонны, 9 5/8"
Приемное гнездо
действие рабочей жиддобычи воды на одной из
Тилье
пакера
Перфорация
костью, продвигает инсскважин у берегов Нор«носка»
Перфорация «пятки»
трумент вперед. В отличие
вегии. В горизонтальной
от каната, турбина позвоскважине,
перфорироОре
Хвостовик,
ляет создавать большие
ванной в нескольких инусилия.
тервалах,
необходимо
Компьютерное
мобыло установить мостоРис. 20. Нефтяная скважина была закончена колонной НКТ, 7"
и перфорированным хвостовиком, 7"
делирование, в котором
вую пробку. Из-за больприложенное к пакерной
шой разницы в пластовых
сборке тянущее усилие 15 кН со- мента с локатором муфт обсадной давлениях в скважине происходил
четалось с толкающим усилием колонны. В стандартных инстру- интенсивный переток, который до
гибких труб, показало, что достичь ментах это довольно слабое соеди- минимума снизил производительзабоя скважины можно. Впервые нение; оно предназначено для инс- ность скважины. Интенсивный
электроприводные инструменты трументов, спускаемых на канате. переток делал почти невозможиспользовались совместно с гид- Чтобы не допустить случайной ным установку пробки. Гидродипотери инструментов в скважи- намическое моделирование пороприводным трактором.
Потребовался новый перевод- не, резьбу верхнего переводника казало, что в процессе установки
ник. За основу взяли готовую конс- посадочного инструмента замени- существует большой риск смещетрукцию канатного замка с допол- ли на соединение CAL-B, которое ния вверх комплекта инструменнительными возможностями, чтобы больше по размеру и лучше про- тов с пробкой, что свело бы на нет
обеспечить повышенный расход тивостоит изгибающим усилиям. преимущества изоляции нижнего
через секцию аварийного отсоеди- Наружный диаметр пакеров был интервала.
нения вместо обычной циркуляции равен 5,5", чтобы обеспечить проРешение состояло в том, чтобы
по кольцевому пространству меж- ход через 5,75-дюймовый ниппель заякорить посадочные инструменду гибкими трубами и колонной AOF и участки ствола с резким из- ты на нужной глубине с помощью
НКТ. Чтобы проверить характерис- менением направления.
Well Stroker, посадив пробку обычПри проходе пакерной сборкой ным способом. Транспортировать
тики течения, функциональность
отсоединения, работу трактора «носочной» части ствола на изме- инструмент в намеченную зону
и электрическую цепь, на берегу ренной глубине 13 650 фут (наклон должен был трактор. Во время
провели испытание нового пере- 113°) произошла остановка – в со- операции он использовался бы в
водника вместе с трактором. Пара- ответствие с результатами модели- качестве якоря, обеспечивающего
метры, замеренные во время ис- рования. Привели в действие трак- удержание мостовой пробки в тепытания, позже использовали при тор, нагнетая рабочую жидкость чение времени, достаточного для
подготовке инструментов и тракто- с расходом 140 л/мин и успешно ее установки.
ра к операции. Была также измене- продвигая пакерную сборку далее
Перед началом операции прона конструкция верхнего соедини- по стволу до глубины 14 150 фут вели испытание на работоспособ(наклон 130°). Затем сборку не- ность. Испытание прошло успештеля трактора и компенсатора.
Особое внимание уделили со- много подтянули назад до интер- но, но выявило необходимость
единению посадочного инстру- вала посадки.
доработки. Инструмент необходи48
№8 • август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
Переток 1887 брл/сут
До операции
80�
Ness
(250 bar)
Etive
(260 bar)
Oseberg 2.13
(280 bar)
9,872�9,945 ft
9,997�10,007 ft
10,237�10,368 ft
Oseberg 2.12
(290 bar)
10,391�10,409 ft
Рейс 1
После операции
80�
Ness
(250 bar)
Установлена мостовая пробка
Etive
(260 bar)
Oseberg 2.13
(280 bar)
Oseberg 2.12
(290 bar)
Рейс 2
После операции
80�
Рис. 21. Чтобы достичь намеченной глубины, было рекомендовано
использовать спускаемый на гибких трубах трактор
мо было ограничить на максимальное толкающее усилие в семь тонн
с помощью гидравлического предохранительного клапана, чтобы
обеспечить движение вверх инструмента для спуска. Это было сделано для того, чтобы освободиться
от пробки во время установки.
Well Stroker использовался в качестве якоря для установки пробки
в интенсивном перетоке. Пробку
установили в 5-дюймовом хвостовике на глубине 10 384 фут на пути
перетока 1887 брл/сут с перепадом давления 30 бар. После этого
при помощи спущенного на канате трактора успешно установили
(в интервале 9990–10 013 фут)
сдвоенный пакер с целью изоляции
10-футового
водопроявляющего
интервала (рис. 21).
Результаты испытания скважины после закрытия воды показали,
что дебит воды снизился с 13 523
до 943 брл/сут. Дебит нефти сохранился на уровне 1258 брл/сут,
а обводненность снизилась с 90 до
45 %
Последние два года недостаточные мощности по водоочистке
сдерживали освоение месторождения, а влияние давления в замкнутых зонах было недостаточным. Ожидается, что операция
Ness
(250 bar)
Etive
(260 bar)
Oseberg 2.13
(280 bar)
Oseberg 2.12
(290 bar)
Рис. 22. После установки мостовой пробки спущенный на
канате трактор установил сдвоенный пакер с целью изоляции
10-футового водопроявляющего интервала
увеличит общую добычу нефти на
месторождении. Кроме того, операция снизила воздействие на окружающую среду за счет улучшения системы водоочистки.
Это первая подобная операция в
мире и она не могла быть выполнена без спускаемых на канате трактора и инструмента Well Stroker,
который обеспечил необходимое
усилие для установки мостовой
пробки в интенсивном перетоке.
Компания StatoilHydro считает эту
операцию поворотным пунктом в
истории предотвращения обводненности скважин.
ВЫВОДЫ
Каждый день в скважинах мира
добывается 250 млн брл попутной
воды, эти большие объемы приносят с собой большие затраты и высокие экологические риски. Учитывая старение месторождений,
эта проблема не становится проще.
Готовность операторов применять новые подходы имеет большое значение. Инновационные
методы могут сначала казаться
рискованными, но также могут
превратиться и в полезные решения. Приведенные в статье примеры показывают, что операции при
помощи спускаемого на канате
№8 • август 2008
Установлен
сдвоенный пакер
трактора могут обеспечить экономически эффективные решения
для скважинных работ и защитить
инвестиции. В настоящее время
появилась возможность проводить
на канате скважинные операции,
которые экономически выгодны и
расширяют возможности по проведению ремонтов и других работ в новых и давно пробуренных
скважинах
B. Schwanitz (Брайен Шваниц) получил степень бакалавра по прикладной горной
геофизике в мичиганском
технологическом университете. До прихода в 2002 г. в
компанию Welltec на протяжении 25 лет работал в
Shlumberger на различных
инженерных должностях. Является членом Международного совета IcoTA,
автор многочисленных работ и статей. Г-н Шваниц недавно назначен руководителем Global
Sales and Marketing.
H. L. Jorgensen (П. Л. Йоргенсен) получил диплом инженера в Bergen Ingeniшr
Hшgskole в 1996 г. В компании StatoilHydro с 2004 г. Работал инженером по добыче
и заканчиванию скважин
на Veslefrikk/Gullfaks в Северном море. Г-н Йоргенсен
является менеджером отдела
Well Plan на месторождении Визунд, где отвечает за планирование всех скважинных операций на этом месторождении, расположенном в
северной части Северного моря.
49
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
ВЕЛИКОБРИТАНИЯ
РЕОРГАНИЗАЦИЯ МИНИСТЕРСТВА ЭНЕРГЕТИКИ
М. Викс – член
британского Парламента, министр
энергетики и руководитель нового Министерства
по бизнесу, предпринимательству
и
регулируюM. Wicks,
министр
щим реформам
энергетики UK
(Department for
Business, Enterprise and Regulatory
Reform – BERR). Последнее время
м-р Викс работал над разработкой новой экономической политики, надежности и безопасности энергопоставок, повышению
конкурентоспособности отрасли
и регулированием независимости
энергетических рынков.
ми и предприятиями при помощи
форума «Pilot».
Нефтегазовая отрасль остается
ключевым экономическим сектором страны. Наше министерство
планирует и в дальнейшем инвестировать перспективные отраслевые
проекты и оказывать поддержку
компаниям, реализующим их.
Вопрос. Какие функции DTI выполняет в настоящее время BERR?
Ответ. Наше министерство
выполняет практически все функции DTI, включая оптимизацию
разработку регулирующих норм.
Нам приходится работать в тесном контакте с Отделом науки и
инноваций,
реорганизованным
в Министерство по инновациям,
университетам и квалификации
– еще одним новым министерством, образованном в 2007 г. Мы
стремимся к интеграции и совместному регулированию вопросов,
касающихся бизнеса, экономики
и энергоресурсов.
тельно. В целом в Великобритании добыча нефти и природного
газа будет снижаться до 2013 г.
примерно на 6 % в год. Однако существуют и менее пессимистичные прогнозы.
Коэффициент сокращения добычи оказался значительно ниже,
чем мы предполагали после достижения пика добычи в 1999–2000 гг.
Но мы не можем радоваться этому
факту. Наше министерство должно
работать в тесной связи с отраслью
с целью инвестирования перспективных проектов разведки, в частности, в Северном море и использования максимальных возможностей
для увеличения запасов.
Вопрос. Насколько увеличится
импорт в Великобританию нефти
и природного газа в следующие
пять лет?
Ответ. Великобритания заключила договора с сетью импортеров
энергоресурсов. Наша зависимость
от импортируемой нефти и газа
растет, поскольку добыча в стране
снижается. К 2013 г. импорт нефти
составит одну треть потребляемых
объемов, природного газа – половину потребляемого объема. Уже
построены новые приемные терминалы для импортных углеводородов. Следует отметить, что нашим
основным импортером, как нефти,
так и природного газа остается Норвегия.
Вопрос. С тех пор как в июне
2007 г. Министерство по торговле и промышленности Великобритании (Department of Trade and
Industry – DTI) было реорганизовано в Министерство по бизнесу,
предпринимательству и регулируВопрос. Насколько серьезен
ющим реформам (BERR) изменилась ли роль нового министерства прогноз снижения добычи углев развитии нефтегазовой отрасли водородов в следующие пять лет,
и какую стратегию разрабатывает
страны?
Ответ. Роль BERR заключается министерство в связи с этим?
Ответ. В 2007 г. добыча на крупв помощи развития нефтегазового
бизнеса и повышении конкурен- нейшем месторождении нефтоспособности. Наше внимание фо- ти Буззард повысилась незначикусируется на повышении
активности отрасли, создании условий для развития
отраслевых компаний, соблюдении законов предпринимательства и энергетического рынка, изыскании
возможностей увеличения
энергопоставок, а также
эффективности использования чистых и безопасных
энергоресурсов.
Министерство
занимается вопросами инвестирования проектов в
Северном море и других
проектов увеличения запасов нефти и газа страны. Крупнейшее в Северном море месторождение Буззард.
Мы поддерживаем тесные Фото предоставлено Nexen, Inc.
с отраслевыми компания-
50
Вопрос. Какое повышение добычи нефти вы
планируете в связи с реализацией инновационных
технологий повышения отдачи?
Ответ. Мы еще не проводили такую оценку, но
работа в этом направлении ведется, поскольку
эти данные необходимы
для разработки долгосрочных перспектив развития
отрасли. Могу сказать, что
в этом направлении ведется масштабная работа.
Инвестируются новые и
№8 • август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
перспективные проекты разведки
новых месторождений, внедряются инновационные технологии,
разрабатывается финансовая стратегия для компаний, осуществляющих в Северном море и т.д.
Вопрос. Каким образом правительство инвестирует исследования и разведочные операции E&Pотрасли?
Ответ. Активность разведочного и оценочного бурения неуклон-
но растет. В 2007 г. было пробурено рекордное число разведочных и
оценочных скважин (111) это максимальный показатель с 1996 г., когда было пробурено 112 разведочных и оценочных скважин. 2006 г.
тоже стал знаменательным с точки
зрения объемов открытых запасов
нефти и газа, которые ставили почти половину миллиона баррелей –
40 % разведочных скважин показали наличие промышленных
запасов. В 2007 г. были открыты
запасы объемом примерно 300–
400 млн брл.
Эти данные стимулируют повышать активность разведки континентального шельфа и исследовать новые горизонты.
M. Wicks (М. Викс) министр BERR. Г-н Викс был
назначен на должность министра энергетики
в 2003 г. До этого он занимал ряд руководящих
должностей в различных подразделениях министерства. В 1974–1977 гг. г-н Викс преподавал
в университете. Г-н Викс – автор нескольких
книг.
УСКОРЕННАЯ ПОСТАВКА СЕКЦИЙ ТРУБОПРОВОДА
R. Broughton, Corus Tubes, Великобритания; M. Richardson, Apache North Sea Ltd.
Изготовленный в достаточно жесткие сроки стальной трубопровод обеспечил высококачественную,
экономически эффективную замену корродированного участка трубопровода в Северном море
Компаниям, приобретающим
стареющие активы в Северном
море, необходимо проводить
оценку сохранности объектов
инфраструктуры. Там, где эти
активы обнаруживают признаки
разрушения, в срочном порядке
проводится модернизация объектов, чтобы обеспечить максимальный доступ к оставшимся запасам.
Компания Apache заключила контракт с компанией Corus
Tubes на поставку в достаточно
жесткие сроки высококачественного, экономически эффективного трубопровода для замены корродированного участка
трубопровода в Северном море.
Компания Corus Tubes поставила стальной трубопровод из труб,
изготовленных сваркой токами
высокой частоты (high-frequency
induction – HFI). Это стало инновационным решением, которое
может положительно повлиять
на будущие проекты в Северном
море.
ОБЕСПЕЧЕНИЕ
НАДЕЖНОСТИ
Месторождение Фортис расположено на участке 21/10 в центральной части Северного моря
на континентальном шельфе Великобритании примерно в 178 км
к северо-востоку от Абердина.
Месторождение было открыто
и эксплуатировалось компанией
ВР. Компания Apache приобрела
месторождение в 2003 г. и с тех
пор увеличила добычу в два раза.
Промысловые трубопроводы являются важными активами для
экспорта добываемой на месторождении нефти. В рамках программы обеспечения надежности
компания провела проверки с целью оценки состояния трубопроводной сети.
Трубопровод
Forties
Bravo
– Forties Charlie был проложен в
1975 г. и использовался для транспортировки подготовленной нефти до декабря 2006 г., после чего
использовался для транспортировки многофазной смеси углеводородов и воды. Внутренний осмотр
трубопровода не проводился 17 лет
и, хотя общее состояние оказалось
удовлетворительным, проведенная проверка показала обширную
коррозию.
Хотя все выявленные признаки коррозии оценивались как
безопасные при действующем
максимально допустимом рабочем давлении, предполагаемый
оставшийся срок эксплуатации
трубопровода составлял 2,5 года.
Поскольку трубопровод эксплуатировался при установленном
минимальном пределе текучести стали не более 30 %, наиболее
вероятным видом повреждения
была утечка из-за будущей корро-
№8 • август 2008
зии в самых глубоких корродированных местах.
С целью увеличения добычи,
защиты окружающей среды и
повышения работоспособности
компания Apache заключила контракт с компанией Corus Tubes
(Хартлпул, Великобритания) на
изготовление, нанесение покрытия и поставку 5,25 км стальных
труб, сваренных токами высокой
частоты. Контракт должен был
выполнен в очень жесткие сроки
(всего девять недель) чтобы уложиться в благоприятное «окно»
погодных условий для судна-трубоукладчика.
В результате, трубопровод не
только был поставлен на три дня
раньше срока, но по своим механическим свойствам и размерным
допускам превысил контрактные
технические условия.
КОМПЛЕКСНЫЙ
ПОДХОД
Компания-изготовитель тесно
работала с подрядчиком JP Kenny
Caledonia Ltd. (подводное проектирование и менеджмент), которая в
соответствии с нормами проектирования трубопроводов PD8010,
часть 2 создала трубопровод с
расчетным сроком эксплуатации
20 лет. Компания Corus Tube изготовила, нанесла покрытие и
поставила 5400 м труб наружным
диаметром 355,6 мм и толщиной
51
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
стенки 16 мм. Использоженное в том же месте, что
Разматыватель Концевые ножницы
Накопитель полосы
валась сталь марки Х52 по
и трубопрокатный завод в
стандарту API 5L.
Хартлпуле) и доставили на
Трубы были изготовлебазу в Эвантоне на севере
Устр. для соед. концов полос
ны в соответствии со слеШотландии для подготовдующими требованиями:
ки к наматыванию на ба• толщина стенки +/-5 %
рабан судна-трубоукладФрезеровщик кромок
(сварной шов +8 %)
чика.
примерно 0,1 мм;
База приняла, прове• овальность
менее
рила секции и изготови0,75 % номинального
ла шесть плетей длиной
Сварка токами
Подравнивание сварных швов по
высокой частоты
внутреннему и наружному диаметру
наружного диаметра;
976 м из 77–80 секций
Обжимные валки
• отступлениеотнаружтруб и одну плеть длиной
Формовочный стан
ного диаметра не бо183 м из 15 секций труб.
лее 0,5 %;
Монтажные стыки покры• п р я м о л и н е й н о с т ь
ли трехслойной полипроНеразрушающий
Неразрушающий
1:1000;
пиленовой лентой, а на
контроль
контроль
• длина – до 100 м.
все ремонтные сварные
Калибрование трубы Отжиг лин. сплавления
Маркировка
Отрезной
труб
станок
В связи со срочным
швы, фланцы и соединихарактером проекта и оптельные сварные швы поределенным химическим
липропилен нанесли насоставом стали на заводе
пылением. Прием секций
Термическая печь
Strip Products компании
труб продолжался шесть
Отпущенная труба
Corus в г. Порт-Талбот в
дней, а изготовление плеЮжном Уэльсе был оттей завершили через день
лит стальной сляб весом
после приема последних
Воздушное охлаждение
более 1000 т, а затем госекций.
Ультразвуковой контроль
Гидростатическое испытание
сварного шва и тела трубы
рячей прокаткой изгоГрафик проведения ратовлен рулон. Затем рубот
выглядел следующим
Обработка и
Отправка
на
скашивание
лон по железной дороге
образом.
погрузку
торцов
перевезли на трубопро• День 1. Размещен заПрием заказчиком
катный стан компании в
каз
на изготовление изоМеханическое испытание в соответствии
Окончательный
с требованиями заказчика
Хартлпуле.
лированного трубопровоконтроль
Сварка токами высо- Рис. 23. Изготовление труб предусматривает «возбуждение» да.
кой частоты, которую тока в кромках стальной полосы с помощью индукционной
• День 35. На заводе в
считают новой техно- катушки. Непосредственный электрический контакт в процессе Порт-Талбот завершено
логией, применяется на отсутствует
производство стали.
рынке более 20 лет. Труба
• День 36. Сталь в рулов холодном состоянии формуется
не поступила на 20-дюймовый труиз стальной полосы, а процесс
бопрокатный стан в Хартлпуле.
• День 37. Началось изготовлеизготовления предусматривает
ние труб на стане.
«возбуждение» тока в кромках
• День 42. Завершено изготовполосы с помощью индукциление труб и они отправлены для
онной катушки (рис. 23). Сварнанесения покрытия.
ной шов создается без использо• День 57. Завершено нанесение
вания наплавочного материала.
покрытия на все секции труб.
Непосредственный электричес• День 64. Секции труб доставкий контакт в процессе отсутслены на базу в Эвантоне для натвует.
Рис. 24. Жесткие размерные допуски
матывания на барабан судна CSO
Инновационное
применетрубопровода делают его весьма
Apache.
ние высокочастотной индукции
пригодным для наматывания
• День 69. Судно приступило
в этом контракте принесло сук наматыванию трубопровода
щественную пользу. Однозначно
сократился срок поставки и был
Чтобы обеспечить надежность (рис. 24).
Смелый проект начинался при
обеспечен более точный допуск и целостность, изделие проходило
на овальность и толщину стенки, строгий контроль до того, как его отсутствии персонала, материачем для бесшовных труб, что зна- разрезали на секции требуемой лов и контрактов, но лишь за три
чительно сократило затраты как длины. По завершении изготов- месяца было подписано 12 новых
на стадии проектирования, так и ления секции труб покрыли тре- контрактов и соглашений, подгона стадии монтажа при сохране- мя слоями полипропилена (BSR товлено 108 технических условий
нии исключительной целостности Pipeline Services, совместное пред- и положений. Кроме того, было заизделия.
приятие Corus и Ramco, располо- фрахтовано 31 судно.
52
№8 • август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
УСПЕХ
УСКОРЕННОГО
ПРОЕКТА
Несмотря на сверхускоренный
характер проекта, трубопровод
уложили за один день до окончания первоначального срока.
Окончательное
подсоединение
трубопровода завершилось в апреле 2008 г., когда была намечена плановая остановка добычи из
месторождения. Скорость выполнения проекта является главным
достижением, чего нельзя сказать
о последнем трубопроводе, подлежащем замене в 1994 г.; его заме-
на заняла более двух лет и превысила смету.
Данный проект иллюстрирует совместную работу всех
участ-ников по всей цепочке, что
привело к появлению инновационного и эффективного решения. Такой совместный подход
станет ключом к будущему освоению запасов нефти и газа на
стареющих
месторождениях.
Он показывает, что безопасность, качество и инновационные технологии не обязательно
являются противоречивыми факторами.
R. Broughton (Р. Бротон) менеджер отдела европейских
продаж компании Corus
Tubes. Работает в компании
с 1993 г. Получил высший национальный диплом в бизнесе и финансах, в настоящее
время заканчивает обучение
на получение степени магистра в университете Уорвик.
M. Richardson (М. Ричардсон) менеджер отдела подводных проектов компании
Apache North Sea Ltd. Работает в компании с тех пор,
когда она получила контроль
над месторождением Фортис
в 2004 г. Получил степень магистра по морскому проектированию и степень магистра
в Абердинской школе бизнеса.
ПЛАТФОРМА
НА КОЛОННЫХ
ОПОРАХ
G. Morrison, Aquaterra Energy
Платформы, устанавливаемые с помощью обычных самоподъемных буровых установок
Недавно у берегов Западной
Африки для крупного оператора
была установлена новая платформа с минимальным набором оборудования. Это первое применение
новой платформы концепции Sea
Swift (Морской стриж) компании
Aquaterra Energy.
Конструкцию спроектировали
и установили сотрудники компании, а изготовили ее в Великобритании. В Великобритании также
изготовлена вторая, почти идентичная конструкция, которую установят для того же оператора у
берегов Анголы в 2008 г. В новой
поддерживаемой колоннами платформе используется проверенное
в промысловых условиях техническое решение для снижения затрат при разработке мелководных
месторождений путем объединения преимуществ платформы с
буровой установкой.
ВВЕДЕНИЕ
Новую конструкцию, расположенную в водах глубиной 27 м,
установили с помощью обычной
буровой установки. Платформа
состоит из подводного «опорного
миниблока» весом 45 т и верхнего строения общим весом около
110 т, включая все оборудование.
Конструкцию поддерживают три
30-дюймовые колонны, которые
заглублены, а затем залиты цементным раствором в пределах
опорного блока. Подводные конструкции и верхнее строение установили в начале ноября 2007 г.;
сейчас идет монтаж и ввод в эксплуатацию оборудования верхнего строения.
МАЛОРЕНТАБЕЛЬНЫЕ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Традиционные подходы к проектированию и установке платформ предоставляют ограниченные возможности для нового
оборудования и технологий, поэтому существенной разницы в
стоимости проектов нет. Применение инновационной платформы позволяет операторам шире
взглянуть на стоимость разработки.
Особенности нового подхода
дают операторам возможность
решать такие проблемы на пути
реализации проекта, как пла-
№8 • август 2008
нирование работы судов, капитальные затраты и эффективные
затраты на проект, которые затягивают начало добычи. Выигрыш
в стоимости разработки может
превратить нерентабельные месторождения в малорентабельные, а малорентабельные месторождения в более выгодные
объекты.
НОВАЯ
ПЛАТФОРМА
Новая платформа – апробированная, универсальная и рентабельная конструкция с возможностью размещения с помощью
обычных самоподъемных буровых
установок.
Скважинные направляющие
обсадные колонны, поддерживающие верхнее строение платформы, использовались и раньше. Но
если раньше такие конструктивные решения разрабатывались
операторами время от времени
под конкретные нужды, то новая
платформа представляет собой
оптимизированную
конструкцию с широкой областью применения.
53
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
Это могут быть и простые
платформы, на которые выведены устья скважин, и автономные
конструкции с минимальным
комплектом оборудования, и довольно крупные модульные конструкции для более ответственных
решений. На рис. 25 и 26 показана простая платформа-спутник с
минимальным комплектом оборудования, которая пригодна для
использования в водах глубиной около 30 м в относительно
благоприятных природных условиях.
ОСНОВНЫЕ
ПРЕИМУЩЕСТВА
Первое преимущество заключается в упрощении критического
пути проекта, что может привести
в экономии затрат.
Для разработки любого морского месторождения требуется буровая установка и судно
снабжения. Концепция новой
платформы исходит из того, что
заказчик не хочет подряжать
дополнительные суда, поэтому платформа спроектирована
с возможностью ее размещения с помощью только буровой
установки и судна снабжения.
Отсутствие необходимости согласовывать графики буровой
установки и другого специализированного судна существенно упрощает проект, при
этом исключаются расходы на
фрахт и аренду мощного судна
и транспортных барж. В упомянутом проекте в Западной Африке суммарные затраты на установку двух новых платформ, согласно расчетам, оказалась ниже
стоимости привлечения мощного судна для размещения традиционной платформы.
Размеры конструкции. Использование
традиционного
опорного блока в водах глубиной
30 м приводит к тому, что общая
высота конструкции превышает
40 м. В новой платформе с использованием колонн для большей части пролета аналогичной
глубине вод может соответствовать основная подводная опорная
конструкция высотой не более
10 м. Такое сокращение размеров
позволяет изготавливать конструкции на самых различных
54
Новая платформа может обеспечить выигрыш в сроках благодаря своей конструкции, которая
требует простого изготовления
и ограниченного количества
деталей. Срок поставки составляет примерно шесть месяцев
после утверждения проекта и
выгодно отличается от времени
поставки подводного оборудования.
Рис. 25. Поддерживаемая колоннами
платформа установлена на мелководье
Рис. 26. Вид платформы ниже буровой
установки
строительных площадках, часто
открывая возможности для расширения участия местных компаний и снижения потребностей
в материалах, времени и стоимости изготовления. Возможность разместить конструкцию
на судне снабжения сокращает
транспортные расходы и снижает сложность. Новую платформу
можно перевозить в любое место,
пользуясь обычными грузовыми
маршрутами.
Альтернатива подводному размещению. Новая платформа сравнима с подводным сооружением
на опорах. Она выгодно отличается от подводного размещения доступностью фонтанной арматуры
и другого оборудования. Ремонтные работы или плановое техническое обслуживание может проводить небольшое рабочее судно
или вертолет.
ОБЛАСТЬ
ПРИМЕНЕНИЯ
Некоторые операторы рассматривают новую платформу как
недорогое средство, позволяющее бурить скважины там, где все
буровые вырезы на платформах
заняты. Установка рядом с имеющейся инфраструктурой платформы, размещаемой с помощью
буровой установки, оказалось выгодным вариантом.
Другие операторы использовали новую платформу как дополнение к опережающему бурению с
опорной плиты. Платформу можно использовать для опережающего бурения и заканчивания
скважин, для установки водоотделяющих колонн и трубопроводов. Это позволяет начать добычу
раньше, чем при бурении с платформы или традиционном опережающем бурении, поскольку не
требуется проводить операции по
подсоединению скважин после
установки платформы.
В некоторых поисково-разведочных проектах для подтверждения промышленного значения необходимо проводить расширенное опробование скважины. В случае малорентабельного
месторождения привлечение буровой установки на длительный
срок или необходимость подсоединения скважины к другому
объекту для проведения опробования может перевесить чашу
весов в сторону нерентабельности. Новая платформа может эксплуатироваться повторно, поскольку не требует подсоединения
к другому объекту. Она также
дает возможность закрыть скважину, которая подтвердила свое
промышленное значение, а затем
легко подсоединить ее к инфраструктуре по завершении опробования.
№8 • август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
Точно так же, другие малорентабельные проекты показали, что
минимизированные расходы на
ликвидацию и демонтаж конструкции являются определяющими факторами в смете проекта.
Ликвидацию и демонтаж конструкции можно провести с помощью буровой установки и судна
снабжения без привлечения дополнительных судов. Выгода от
такого простого демонтажа и повторного использования представ-
ляет большой интерес для группы
разработки
малорентабельного
месторождения.
В районах, где имеется несколько примерно одинаковых перспективных месторождений с небольшим сроком разработки, каждое
из которых малорентабельно,
возможность последовательного
использования платформы может
сделать разработку каждого месторождения оправданной. В таких
случаях аренда платформы может
изменить затраты на разработку в
сторону сокращения.
G. Morrison (Д. Моррисон)
управляющий
директор
компании Aquaterra Energy.
После окончания Абердинского университета и получения степени бакалавра по
гражданскому и капитальному строительству работал в
Nowsco, BJ Services и инженерной фирме Norwich.
ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ
СКВАЖИННЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ
ПРИ ПОМОЩИ ЗАЩИТНЫХ ПОДУШЕК
L. Kowalski, Furmanite
В новом методе защиты используется полиуретановая смола c PVC-прорезиненным нейлоновым
чехлом
В рамках программы подводного ремонта на платформе Oseberg
S∅r компании StatoilHydro в Северном море для защиты скважинных колонн от повреждения
были установлены новые защитные подушки. Это одна из самых
последних разработок в этой области.
Проблемы
конструктивной
целостности при эксплуатации
стареющих морских скважин в
Северном море, включая направляющие колонны скважин (основная наружная трубная конструкция) стимулировали растущий
спрос на подводные системы поддержки как один из методов защиты от усталостного воздействия поперечного движения волн.
Повреждение колонн – широко
распространенная проблема, связанная с морскими платформами
и давно является темой для дебатов по мере того, как приводятся
различные причины ее возникновения и опробуются новые технологии. Многие технические решения, такие как установка хомутов,
устраняют симптомы, а не причину. Другие решения, в том числе
предлагаемая технология, прежде
ограничивались верхним строени-
ем платформы, но самые последние разработки применяются под
водой.
ВВЕДЕНИЕ
Различные исследования, включая динамический расчет переходных процессов в типичной выкидной линии и колонне, позволили
сделать вывод, что наблюдаемые
на морских платформах трещины и вибрации вызываются усталостным воздействием движения
колонны и, в частности, поперечными силами движения волн, которые вызывают высокочастотную
реакцию колонны на стук или дребезжание внутри направляющих
втулок.
В дальнейших исследованиях,
выполненных компанией Amec,
использовалась модель Sesam
(разработанная DNV структурная модель с применением метода конечных элементов) для
моделирования воздействия волновой нагрузки на колонну и
выкидную линию и получения
временных зависимостей нагрузки для нестабильного состояния моря, которые показывают,
как нагрузка проявляется в
виде напряженного состояния
№8 • август 2008
с соответствующим смещением
устья.
РЕЗУЛЬТАТЫ
РАЗРАБОТОК
Чтобы снизить остроту проблемы
усталости,
компания
Furmante объединила усилия с
компанией Amec для выработки
решения. Такие традиционные
решения, как установка деревянных клиньев, резиновых или
пластмассовых блоков, могут вызвать дополнительные проблемы,
так как они слишком твердые или
слишком жестко держат колонну.
Подушки SmartShim состоят из
DNV-нейлоновых чехлов, заполненных полиуретановой смолой,
разработанной
специалистами
Furmanite (нефтегазоводостойкая, обычная твердость по Шору
– 80°). Такие подушки достаточно крепко удерживают колонну
в пределах направляющих для
предотвращения
повреждения
и одновременно обеспечивают
необходимую упругость для поглощения энергии волнового воздействия (рис. 27).
Материал обладает хорошей
стойкостью к истиранию и допускает вертикальное переме55
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
щение колонны, происходящее
в результате температурных изменений в объеме водоотделяющей колонны. После затвердевания смола образует упругий эластомер, стойкий к воздействию
большинства жидких и газообразных углеводородов, морской
воды и ультрафиолетового света
и не требующий ухода. Затвердевшая смола выдерживает температуры в интервале от -10 до
+80 °С.
Поскольку зазор между колонной и направляющими колеблется от 0,75 до 8” (и может быть
значительно больше), а колонна
не всегда центрирована в пределах направляющих, смолу приготавливают на месте, закачивают
и выжидают примерно сутки до
достижения полной прочности.
Заливка смолы на месте означает,
что подушка принимает форму,
точно соответствующую зазору,
какими бы ни были его размеры,
и независимо от того, центрирована колонна или нет в пределах направляющих.
С момента первой разработки
данной технологии шло дальнейшее ее развитие, например, появился новый модуль с насосом,
который полностью автоматизирует процесс приготовления и перекачивания смолы с максимальной точностью и контролем. Был
также разработан ассортимент
смол с разными значениями твердости и плотности, отвечающими
различным требованиям для случаев, где могут присутствовать
влага или масло, и случаев, которые требуют небольшого веса или
большей чем обычно степени движения.
ОБЛАСТЬ
ПРИМЕНЕНИЯ
Последним достижением стало применение новой технологии
на платформе Oseberg Sшr компании StatoilHydro.Среди преимуществ, выделенных специалистами, отмечается минимизация
вибрации в любых направлениях.
Проведение работ потребовало
дальнейших исследований и расчетов для учета таких дополнительных факторов, как внешнее
давление воды; увеличенные расстояния, на которые необходимо
56
при установке водолазами, поэтому при небольшой доработке их
можно устанавливать с помощью
дистанционно управляемого аппарата.
Последнее применение новой
технологии (рис. 28) имело место
на платформе Oseberg Sшr компании StatoilHydro в норвежском
секторе Северного моря, где у
оператора возникали проблемы,
связанные с колоннами, вызванные их перемещением в направляющих в результате воздействия
волн. В рамках программы подводного ремонта были установлены подушки для защиты колонн
от дальнейшего повреждения.
Месторождение Осеберг разрабатывается два десятка лет, и компания StatoilHydro ставит своей
целью обеспечить его разработку
и после 2030 г.
Новые подушки установили в
27 вырезах на глубине 15 м. Всего
было задействовано 4 км рукавов,
9 т смолы и 30 т оборудования,
размещенных с помощью судна
водолазной поддержки компании
Asergy.
Рис.
27.
Подушки
SmartShim
обеспечивают необходимую упругость
для поглощения энергии волнового
воздействия
Рис. 28. Подводное применение новой
подушки на платформе Oseberg Sшr
компании StatoilHydro в Северном море
перекачивать смолу; адаптация
подводных нагнетательных манифольдов и вентилирующих
устройств. Перед первым подводным применением были проведены всесторонние испытания,
которые проходили на платформе Nelson компании Shell в
британском секторе Северного
моря. Они подтвердили правильность выбора давлений, которые
позволили прокачать смолу на
расстояние 125 м по высоконапорным рукавам и противостоять влиянию внешнего давления
воды на глубине 15 м. Испытания
также подтвердили, что полностью обеспечивается заполнение
новых чехлов смолой, и что колонна будет надежно стабилизирована.
С участием водолазов также
проведено испытание оборудования, например, поддерживающих
стоек, разработанных для того,
чтобы удерживать на месте чехлы
при их заполнении смолой. Они
располагаются в кассете и удобны
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Предлагается
эффективный
способ борьбы с усталостными
повреждениями, возникающими
в результате чрезмерного перемещения на устье. Данный способ
позволяет получить значительную
экономию. Неотъемлемой частью
работы является расчет конструкции колонн для прогноза усталости и разработки мер по предотвращению проблем.
Перевели С. Сорокин, Д. Баранаев
L. Kowalski (Л. Ковальски) менеджер отдела
сбыта в Furmanite Norway. Работает в компании
три года, имеет 30-летний стаж работы в
нефтяной, газовой и перерабатывающей
промышленности.
№8 • август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: НТНР–СКВАЖИНЫ
ОПЫТ БУРЕНИЯ НТНР-СКВАЖИН
В СЕВЕРНОМ МОРЕ
J. Downs, Сabot Specialty Fluids
Компания Statoil пробурила 13 и закончила 20 эксплуатационных скважин (в условиях высоких
температур и давлений) с помощью соляных растворов формиата цезия без единого инцидента, связанного с управлением. Пробуренные с использованием такой рабочей жидкости скважины
имели высокую производительность с малым объемом некондиционного газа в начале добычи.
Характерной особенностью всех выполненных буровых работ оказалась низкая эквивалентная
плотность циркулирующего бурового раствора
Формиатные соляные растворы на протяжении
многих лет характеризуются успешным использованием их при строительстве скважин в условиях высоких
давлений и температур (high pressure, high temperature
– HPHT) в качестве буровых растворов и рабочих
жидкостей для вскрытия продуктивного коллектора, заканчивания и ремонта скважин и закачивания
временно оставляемых скважин. Опыт применения
включал около 120 случаев, в которых высокие давления в забое скважин заставляли использовать соляные
растворы формиата цезия для управления скважинами. Поскольку формиат цезия имеет отличный HSEпрофиль и низкую коррозионную активность, было
доказано, что они могут быть отличной заменой традиционно используемому соляному раствору бромистого цинка. Теперь это единственный чистый соляной
раствор высокой плотности (т.е. с относительной плотностью больше 1,72), используемый в качестве рабочей
жидкости для заканчивания при строительстве HPHTскважин в Северном море.
Компания Statoil (в настоящее время StatoilHydro)
широко использовала соляные растворы формиата цезия в качестве рабочих жидкостей при строительстве
57 HPHT-скважин в Северном море c начала 2001 г.,
включая бурение и заканчивание коллекторных участков 13 HPHT-эксплуатационных скважин с большими
углами отклонения стволов от вертикали на месторождениях Хулдра и Квитебьорн. Компания Statoil выбрала
и стала первой использовать соляные растворы формиата цезия в качестве комбинированных рабочих жидкостей для бурения и заканчивания, после того как опыт
строительства НPHT-скважин показал, что использование стандартных рабочих жидкостей было связано с
риском для безопасности и забиванием сеточных фильтров. Анализ рабочих характеристик соляных растворов
формиата цезия за прошедшие семь лет применения их
на месторождениях Хулдра и Квитебьорн дал основания
предположить, что с их помощью удалось найти эффективное решение для рабочей жидкости, позволяющее
минимизировать проблемы, связанные с управлением
HPHT-скважинами, а также обеспечить максимальную
их производительность. Оценка параметров продуктивного коллектора в HPHT-скважинах, пробуренных с
использованием соляного раствора формиата цезия, заставила оператора месторождений разработать новый
способ расшифровки каротажных диаграмм, полученных с помощью зондов LWD (logging-while drilling) для
№8 • август 2008
плотностного каротажа при бурении скважин, поскольку на них в значительной степени влияет исключительно большой фотоэлектрический эффект обогащенного
цезием фильтрата. Применение этого способа расшифровки данных каротажа с помощью LWD-зондов при
бурении скважин и их разбуривании на следующий
диаметр позволило получить очень надежную и согласованную информацию, полностью определяющую параметры продуктивного коллектора.
ОСВОЕНИЕ НРНТ-МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Компания управляет несколькими сложными месторождениями на морском шельфе Норвегии, включая
такие давно осваиваемые месторождения, как Гуллфакс, и полностью неосвоенные HPHT-месторождения – Хулдра и Квитебьорн. Проекты, реализуемые в
течение последних семи лет, являются особенно важными и требуют от оператора этих месторождений использования самых современных технологий [1].
Месторождение Хулдра. Хулдра это наполовину
НРНТ-газоконденсатное месторождение, находящееся в
море на глубине 125 м к северу от Осеберга [2]. Продуктивный коллектор находится на глубине 3500–3900 м и состоит
из юрских песчаников группы брента. Этот коллектор классифицируется как высокотемпературный (150 °С/302 °F) и
находящийся на границе коллекторов высокого давления
(9700 фунт/дюйм2) (1 фунт/дюйм2 = 6900 Па). В этом коллекторе разница между начальным поровым давлением и
градиентом давления гидроразрыва очень мала (относительная плотность 0,12–0,14). Газ месторождения Хулдра
включает 3–4 % СО2 и 9–14 млн-1 Н2S. Бурение первых
шести эксплуатационных скважин на платформе было начато в 2001 г. Скважины были пробурены с углом отклонения от вертикали 45–55° и закончены в пласте-коллекторе без обсадной трубы с использованием 6 5/8-дюймовых
песочных фильтров с однослойной проволочной обмоткой
(с ячейками 300 мкм). Схематическое изображение типичного узла заканчивания скважин на месторождении Хулдра показано на рис. 1.
Квитебьорн. Это газоконденсатное НРНТ-месторождение, разрабатываемое на участке 34/11, находящееся
в море на глубине 190 м в юго-западной части области
Тампен Спур [3]. Месторождение располагается на повернутом, сброшенном вниз тектоническом блоке, примыкающем к краю Гуллфакс Сер и к краям Гуллфакс
ограниченных сбросами блоков на западе и к грабену
Северный Викинг на юге, востоке и северо-востоке.
57
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: НТНР–СКВАЖИНЫ
Подвеска колонны
Обсадная труба (10 3/4”)
до глубины 350 м
Предохранительный клапан в стволе
скважины с диаметром проходного
сечения 7”, рассчитанный на давление
10 000 фунт/дюйм2
Эксплуатационная колонна, 7”
Манометр в забое скважины
Эксплуатационный пакер
Профиль ниппеля
Барьерный пакер
Спускаемое устройство (4 1/2”)
с ловушкой обломочной породы
Обсадная труба (9 5/8”)
Песочный фильтр (6 5/8”)
с однослойной проволочной
обмоткой с ячейками 300 мкм
в стволе (8 1/2”) без обсадной трубы
Рис. 1. Схематическое изображение типичного узла заканчивания скважин на месторождении Хулдра
Группа брент это дельтовые отложения, состоящие
из чередующихся слоев песка, сланца и угля. На месторождении Квитебьорн гетерогенная последовательность пластов группы брента имеет толщину около
160–190 м. Продуктивный коллектор располагается
на глубине около 4000 м и классифицируется как месторождение с высокой температурой (155 °С/311 °F)
и высоким давлением (11 700 фунт/дюйм2). Газ этого
месторождения содержит 2–3 % СО2 и до 10 млн-1 Н2S.
Бурение первых одиннадцати эксплуатационных
скважин было начато в июне 2004 г. К настоящему времени пробурили и закончили семь эксплуатационных
скважин, при этом угол наклона всех скважин изменялся от 20 до 45°. Пять из семи скважин были закончены с песочными сетчатыми фильтрами без обсадных
труб (см. рис.1), а две с зацементированными эксплуатационными хвостовиками. Добыча была начата после
того, как были пробурены первые две скважины. Программа строительства оставшихся скважин реализуется в среде прогрессивно падающего давления по мере
истощения запасов в коллекторе.
ПРОБЛЕМА ВЫБОРА БУРОВОГО РАСТВОРА
И РАБОЧЕЙ ЖИДКОСТИ
Главной задачей процесса бурения и заканчивания
является безопасное строительство скважин высокого
качества, оптимизированных с точки зрения величин,
определяющих их ценность для акционеров компанийоператоров. Выбор рабочих жидкостей для бурения и
заканчивания при строительстве скважин имеет огромное значение и влияет на то, в какой степени эта задача
может быть решена. Характеристики буровых растворов и рабочих жидкостей играют важную роль при оп-
58
ределении того, смогут ли операторы месторождений
обеспечить требуемый Индикатор ключевых параметров (key parameter indicator – KPI) или превысить его.
Если буровой раствор должен использоваться для
бурения участков продуктивного коллектора без дальнейшего вмешательства в него, то он должен приводить
к минимальному изменению естественной проницаемости пород пласта-коллектора в зоне около скважины.
Фильтрат бурового раствора также должен быть совместимым с другими фильтратами, которые могут появиться
в результате утечек рабочих жидкостей, используемых
при последующем цементировании и заканчивании. Рабочая жидкость для заканчивания должна иметь такие
же свойства как у рабочей жидкости, используемой для
вскрытия продуктивного пласта-коллектора; в идеальном случае это должна быть та же самая рабочая жидкость без твердых частиц выбуренной породы.
Как оказалось, экстремальные условия на месторождениях Хулдра и Квитебьорн создают проблемы
для использования стандартных буровых растворов и
рабочих жидкостей для заканчивания. Высокие температуры в забое могут привести к ухудшению проходимости стандартных буровых растворов на баритовой
основе, привести к выделению барита в виде осадка
в статических и динамических условиях, а также увеличить риск при управлении скважинами, с большими
углами отклонения от вертикали. Буровые растворы на
нефтяной основе (oil based mud – OBM) могут поглощать большие объемы газа, что может также привести
к проблемам с управлением скважинами, если буровые растворы будут оставаться «неподвижными» длительное время в горизонтальных скважинах большой
протяженности. Кроме того, приток газообразного углеводорода и поглощение его ОВМ может дестабилизировать состав ОВМ и привести к осаждению барита.
В ОВМ может раствориться в несколько раз больше
газа, чем в буровых растворах на водной основе.
Лабораторные испытания обратной проницаемости, проведенные с использованием проб стандартных
утяжеленных баритовых буровых растворов, взятых
непосредственно на месторождениях, показали, что такие буровые растворы могут привести к значительному
ухудшению эксплуатационных качеств пласта-коллектора [4]. Содержание очень большого количества барита в утяжеленных буровых растворах, разработанных
для бурения скважин в условиях высоких давлений, не
решает проблемы. Песчаные сетчатые фильтры в необсаженных стволах, используемые в узлах заканчивания скважин на месторождениях Хулдра и Квитебьорн,
очень чувствительны к забиванию содержащейся в буровом растворе твердой фазой, такой как барит с размерами, удовлетворяющими API требованиям. Известно,
что утяжеленные буровые растворы, содержащие большое количество твердой фазы, уменьшают механическую скорость бурения в твердых абразивных песчаниках и могут способствовать увеличению износа долота.
Использование коррозионно-стойких сплавов
(CRA) в HPHT-скважинах приводит к значительному
ухудшению характеристик стандартных рабочих жидкостей для заканчивания на основе хлоридов и бромидов. Для этих скважин документально подтверждено,
что серьезная локальная коррозия и растрескивание
от коррозии под напряжением трубных колонн и конструкций из СRA будет происходить в НРНТ-скважинах
№8 • август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: НТНР–СКВАЖИНЫ
при использовании в них буровых растворов на основе
хлоридов и бромидов, содержащих кислород, СО2 или
Н2S [5–11]. Кроме того, содержащие серу ингибиторы
коррозии, обычно используемые в галоидных солевых
растворах, приводят к разложению Н2S при высоких
температурах и создают другой источник растрескивания от коррозии под напряжением [12].
ОПЫТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
СОЛЯНОГО РАСТВОРА ФОРМИАТА ЦЕЗИЯ
В ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЯХ
Компания Statoil использовала соляные растворы
формиата цезия в качестве рабочих жидкостей для
строительства скважин в Северном море и установила
рекорды бурения и заканчивания при строительстве
пятидесяти семи НРНТ-скважин в Северном море. В
ходе этих работ не было зарегистрировано ни одного
инцидента, связанного с управлением скважинами.
Информация об использовании таких рабочих жидкостей в промысловых условиях за семь лет суммирована в опубликованных работах [2, 3].
Хулдра. На месторождении Хулдра в течение 2001
и 2002 гг. соляной раствор формиата цезия с относительной плотностью 1,91 был использован при бурении
и заканчивании участков шести скважин в продуктивном коллекторе. Средняя длина участка составляла
212 м и полные потери солевого раствора в среднем
были 160–190 брл на скважину.
Операции бурения характеризовались хорошей устойчивостью ствола скважины, низкой величиной эквивалентной плотности циркуляции (equivalent circulation
density – ECD) и хорошей очисткой ствола. Отличная
реологическая и термическая стойкость используемого
бурового раствора и промывочной жидкости позволила
уменьшить время работы буровой установки за счет более
высоких скоростей выполнения спускоподъемных операций, меньшего регулирования свойств бурового раствора
и снижения числа спускоподъемных рейсов приспособления для чистки бурильных труб. Считается, что механическая скорость проходки (rate of penetration – ROP) при
бурении была хорошей и доходила до 10 м/ч.
Циркулирующий буровой раствор проходил через
комбинацию вибросит с ячейками 250, 300 и 400 меш
(меш – число отверстий на линейный дюйм) перед проходом через сетчатые фильтры в узле заканчивания. После промывки этих фильтров буровой раствор заменили
на фильтрованный соляной раствор формиата цезия для
заканчивания скважины. Использование одной и той же
системы подачи рабочих жидкостей для бурения и заканчивания позволило получить дополнительные преимущества за счет упрощения рабочих операций, уменьше-
ния отходов и потерь и исключения проблем, связанных
с несовместимостью рабочих жидкостей.
Квитебьорн. На месторождении Квитебьорн в течение 2004 и 2007 гг. соляной раствор формиата цезия
с относительной плотностью 2,02 был использован при
бурении, взятии кернов, заканчивании и каротаже
8 1/2-дюймовых участков шести скважин в продуктивном коллекторе (табл. 1). Протяженность этих участков
равнялась 279–583 м (угол наклона скважин – 24–
40°). Полные потери соляного раствора на этапе бурения обычно оценивались в 410 брл на скважину. Потери при спускоподъемных операциях составляли около
6,3 брл за операцию. От платформы Квитебьорн была
также пробурена разведочно-эксплуатационная скважина большой протяженности (7340 м) к структуре Валемон с использованием соляного раствора формиата
цезия. Угол наклона этой скважины составил 69°.
Обычно характеристики бурения были очень хорошими: низкая ЕCD, ROP от умеренной до высокой,
хорошие гидравлические параметры, отсутствие инцидентов, связанных с прихватом труб и инструмента, малый вращающий момент и сопротивление и отличная
очистка ствола скважины. На рис. 2 показаны данные
измерений кавернометром и гамма-каротажа участка
разведочно-эксплуатационной скважины в структуре
Валемон, проходящей через покровные отложения из
сланцев драпне. Ствол скважины оставался чистым в
течение 30 дней между спуском скважинного LWDзонда для плотностного каротажа и последующим
спуском в скважину зонда на тросе.
Также быстро, без простоев, безопасно и надежно
были выполнены операции заканчивания и обеспечена высокая производительность скважин с малым
количеством некондиционного газа в начале добычи.
Был установлен рекорд самого быстрого заканчивания
НРНТ-скважины в Северном море (12,7 сут).
Полная оценка параметров пласта-коллектора месторождения Квитебьорн выполнена с помощью LWDскважинных зондов в заканчивающемся в пласте стволе скважины без обсадной трубы. Оценка проводилась
с целью разработки нового способа расшифровки
каротажных диаграмм, полученных с помощью LWDзондов для плотностного каротажа при бурении скважин, поскольку на них в значительной степени влияет
исключительно большой фотоэлектрический эффект
обогащенного цезием фильтрата. Использование фотоэлектрического показателя и информации об объемной плотности вместе с измерениями удельных сопротивлений при каротаже LWD-зондов при бурении
скважин и их разбуривании на следующий диаметр
позволило получить очень надежную и согласованную
Таблица 1. Скважины, пробуренные и законченные с платформы Квитебьорн с использованием с соляного раствора формиата цезия
Обозначение скважины
А-14
Дата бурения/заканчивания
Тип скважины
MD, м
Длина участка, м
Угол наклона, градус
Тип заканчивания
Число суток бурения/заканчивания
Отбор кернов
Число спусков инструмента на тросе
А-4
А-5
А-11
А-15
А-10
А-6
5S Валемон
Сент./Окт. Янв. 2005 г. Июнь 2005 г. Сент. 2005 г. Ноябрь 2005 г. Май 2006 г.
Февраль 2005 г. Июнь/Июль
2004 г.
2004 г.
Экспл.
Экспл.
Экспл.
Экспл.
Экспл.
Экспл.
Экспл.
Развед.
4785
4532
4339
4484
5568
5125
5255
7380
350
290
302
279
376
513
583
705
28
24
30
23
40
40
23
69
Хвост.
Фильтр.
Фильтр.
Хвост.
Фильтр.
Фильтр.
Фильтр.
–
8,1/31,3
13,5/17,5 11,5/17,8 15,8/26,3
14,5/14,8
13,9/15,9
35,1/15,7
33/–
Нет
Да
Нет
Да
Нет
Нет
Нет
Нет
2
2
2
4
5
3
6
3
№8 • август 2008
59
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: НТНР–СКВАЖИНЫ
Автоматическая
отметка о наличии
угольного пласта
нах с большими углами отклонения, обеспечения низкой
ECD и минимизации нарушения эксплуатационных качеств коллектора и забивания сетчатых фильтров. Оценка того, как формиатные соляные растворы позволили
выполнить работы на месторождении Хулдра и следовательно на любом другом НРНТ-месторождении, дают основания говорить реализации всех замыслов, связанных
с их использованием (см. табл. 2).
Другими словами, операции бурения, отбора кернов,
заканчивания и каротажа на месторождениях Хулдра и
Квитебьорн прошли хорошо и способствовали сокращению времени работы буровой. Солевые растворы
позволили бурить скважины с устойчивыми стволами
и размерами, близким к заданным. Качество расшифровки каротажных диаграмм существенно улучшилось
после разработки нового способа их расшифровки.
Перевел В. Клепинин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Рис. 2. Полученная механическим кавернометром кавернограмма, (CALI_WL), разведочно-эксплуатационной скважины в
структуре Валемон через 30 дней после снятия кавернограммы
с помощью LWD-ультразвукового кавернометра, (CALI_LWD), в
стволе, проходящем через горячие покровные сланцы группы
викинг, и в части ствола меньшего диаметра (6683 м). Наклон
скважины 63°
Таблица 2. Оценка использования формиатных соляных растворов
при освоении месторождений Хулдра и Квитебьорн
Показатель
Хулдра
Квитебьорн
Управление скважиной
Гидравлические характеристики (ECD)
Очистка ствола
Устойчивость ствола в сланцах
Ход буровых работ
Вращающий момент при бурении
Экономия времени работы буровой
Каротаж
Расшифровка каротажных данных
Хорошее
Хорошие
Хорошая
Хорошая
Хороший
Приемлемый*
Хорошая
Хороший
Приемлемая
Хорошее
Хорошие
Хорошая
Хорошая
Хороший
Приемлемый*
Хорошая
Хороший
Хорошая
информацию, полностью определяющую параметры
продуктивного коллектора. Окончательно расшифрованные данные согласуются с пористостью кернов пород из различных литологий в трех различных скважинах. Использование соляного раствора формиата цезия
для бурения дало возможность получить высококачественные профили удельных сопротивлений (табл. 2).
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Первоначальные и основные стимулы для использования соляных растворов формиата цезия в качестве рабочих жидкостей для вскрытия продуктивного коллектора
на месторождении Хулдра, обусловлены необходимостью устранения проблем управления скважинами из-за
осаждения барита из бурового раствора в HPHT-скважи-
60
1. Hsieh, L., «Evolving frontiers—Change is coming and Statoil wants to be an
implementer, not a follower», Drilling Contractor, July/August2007, pp. 21–27.
2. Saasen, A. et al., «Drilling HT/HP wells using a cesium formate based
drilling fluid», SPE 74541 presented at the IADC/SPE Drilling Conference,
Dallas, Feb. 26–28, 2002.
3 Berg, P. C. et al., «Drilling, completion and openhole formation evaluation
of high-angle wells in high density cesium formate brine: the Kvitebjorn
experience, 2004–2006», SPE 105733 presented at the SPE/IADC Drilling
Conference, Amsterdam, Feb. 20–22, 2007.
4. Francis, P. A., Eigner, M. R. P., Patey, I. T. M. and I. S. C. Spark, «Visualization
of drilling-induced formation damage mechanisms using reservoir conditions
core flood testing», SPE 30088 presented at the SPE European Formation
Damage Conference, The Hague, May 15–16, 1995.
5. Sutanto, H. and C. A. W. Semerad, «Annulus corrosion in high temperature
gas wells», SPE Production Engineering, August 1990, pp. 295–298.
6. Ibrahim, M. Z. et al., «Corrosion behavior of S13Cr martensitic stainless steel
in completion fluid», Corrosion/2003 03097 presented at NACE International,
Houston, 2003.
7. Silverman, S. A., Bhavsar, R., Edwards, C., Virally, S. and W. Foxenberg,
«Use of high strength alloys and elastomers in heavy completion brines»,
SPE 84515 presented at the SPE Annual Technical Conference & Exhibition,
Denver, Colorado, Oct. 5–8, 2003.
8. Stevens, R., Ke, M., Javora, P. H. and Q. Qu, «Oilfield environment-induced
stress corrosion cracking of corrosion resistant alloys in completion brine»,
SPE 90188 presented at the SPE Annual Technical Conference & Exhibition,
Houston, Sept. 26–29, 2004.
9. Craig, B. D. and C. M. Webre, «Stress corrosion cracking of corrosion
resistant alloys in brine packer fluids», SPE 93785 presented at the 2005 SPE
Production and Operations Symposium, Oklahoma City, April 17–19, 2005.
10. Leth-Olsen, H., «CO2 corrosion in bromide and formate well completion
brines» SPE 95072 presented at the SPE 2nd International Symposium on
Oilfield Corrosion, Aberdeen, May 13, 2005.
11. Downs, J. D. and H. Leth-Olsen, «Effect of environmental contamination
on susceptibility of corrosion resistant alloys to stress corrosion cracking
in high-density completion brines», SPE 100438 presented at the SPE 2006
Oilfield Corrosion Symposium, Aberdeen, May 30, 2006.
12. Mack, R., Williams C., Lester, S. and J. Casassa, «Stress corrosion cracking
of cold worked 22Cr duplex stainless steel production tubing in high density
clear brine CaCl2 packer fluids», Corrosion/2002 02067 presented at NACE
International, Houston, 2002.
John Downs (Дж. Даунс) технический директор по
продажам компании Сabot Specialty Fluids. Г-н Даунс
связан с компанией Shell с 1973 г. На протяжении
22 лет г-н Даунс занимается разработкой и продажей
большого спектра новых химических реагентов,
используемых при строительстве скважин, включая
формиатные соляные растворы и гликоли для
создания обволакивающего эффекта. В 1995 г.
г-н Даунс был назначен управляющим директором
компании Forbrico, первой сервисной компании,
поставляющей формиатные соляные растворы, до того как начал
работать в компании NоrskHydro в качестве директора по бизнесу,
ответственного за обеспечение и поставку формиатных соляных
растворов на месторождения компании. С 2004 г. он работает в компании
Сabot Specialty Fluids, которая занимается изготовлением и поставкой
соляных растворов формиата цезия высокой плотности для проектов
строительства НРНТ-скважин. Г-н Даунс получил степень бакалавра по
микробиологии в университете г. Baт и является автором и соавтором
15 технических статей по формиатным соляным растворам
№8 • август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ОТРАСЛЕВАЯ СТАТИСТИКА
На встрече ОПЕК, состоявшейся 5 марта 2008 г.,
министры договорились сохранить цены на нефть на
прежнем уровне. В своем интервью президент ОПЕК
Ш. Кели отметил, что «если цены взлетят слишком высоко, спрос на сырую нефть может упасть». В феврале
2008 г. поставки ОПЕК снизились до 37,09 млн брл/сут.
Мировые поставки сырой нефти в феврале 2008 г.
повысились на 190 тыс. брл/сут до 86,94 млн брл/
сут. Это произошло благодаря повышению добычи в
Мексике, Канаде и Каспийском регионе. По данным
прогнозов спрос на сырую нефть в этот период вырос
до 87,5 млн брл/сут.
Добыча нефти в США****, тыс. брл/сут
Добыча нефти и конденсата в мире, млн брл/сут
Штат, регион
Средняя дневная добыча за месяц
Февраль 2008 г.* Февраль 2007 г.**
Алабама
Аляска
Арканзас
Калифорния
Колорадо
Флорида
Иллинойс
Канзас
Кентукки
Луизиана
Мичиган
Миссисипи
Монтана
Небраска
Нью Мексико
Северная Дакота
Огайо
Оклахома
Техас
Юта
Вайоминг
Другие***
Всего
48 нижних штатов
19,0
745,0
16,0
669,0
52,0
6,0
26,0
106,0
8,0
1298,0
16,0
55,0
90,0
7,0
160,0
125,0
15,0
169,0
1233,0
54,0
148,0
26,0
5043,0
4298,0
Разница, %
19,0
753,0
17,0
659,0
52,0
6,0
23,0
95,0
5,0
1313,0
16,0
55,0
94,0
6,0
161,0
116,0
13,0
174,0
1333,0
53,0
152,0
26,0
5141,0
4388,0
Страна, регион
0,0
–1,1
–5,9
1,5
0,0
0,0
13,0
11,6
60,0
–1,1
0,0
0,0
–4,3
16,7
–0,6
7,8
15,4
–2,9
–7,5
1,9
–2,6
0,0
–1,9
–2,1
20,0
744,0
16,0
655,0
52,0
6,0
26,0
105,0
8,0
1319,0
16,0
56,0
90,0
7,0
158,0
126,0
15,0
170,0
1245,0
51,0
145,0
26,0
5056,0
4312,0
* Оценка API.
** Данные DOE за 10 месяцев.
*** Включая Аризону, Индиану Миссури, Неваду, Нью Йорк, Пенсильванию, Южную Дакоту, Теннеси, Виргинию и Западную Виргинию.
**** Включая добычу конденсата.
Число буровых установок для капитального ремонта в США*
Регион
Февраль
2008 г.
Январь,
2008 г.
Декабрь,
2007 г.
Техас, Мексиканский залив
Арклатекс
Восточный регион США
Южная Луизиана
Центральная часть США
Западный Техас/Пермский басс.
Скалистые горы
Западное побережье Аляски
Всего в США
Канада
194
192
81
56
455
769
338
370
2455
718
197
194
83
67
449
776
334
376
2476
729
190
189
81
62
418
766
334
380
2420
617
Изменение, %
Февраль,
2007 г. По месяцам По годам
205
168
80
49
454
738
356
351
2401
825
3,7
2,6
2,5
8,1
7,4
1,3
–4,3
–1,1
–0,8
–1,5
–3,9
15,5
3,8
36,7
–1,1
5,1
–6,2
7,1
2,2
–13,0
Источник: Baker Hughes Inc.
* Включая работы по извлечению труб из скважин, за исключением скважин глубиной менее 1500 фут.
Цены на природный газ, долл/тыс. фут3
13.0
11.5
10.0
8.5
12 месяцев
Действительные данные
Источник: The Gas Price Report
7.0
5.5
4.0
2.5
1.0
M A M J J A S O N D J F M A M J J A S O N D J F S
2006
2007
2008
№8 • август 2008
Февраль 2008 г. Январь 2008 г.
Страны ОПЕК*
Январь 2008 г.*
Саудовская Аравия
Иран
Ирак
ОАЭ
Кувейт
Нейтральная зона
Катар
Ангола
Нигерия
Ливия
Алжир
Эквадор
Венесуэла
Индонезия
Природный газоконденсат и конденсат
Всего в ОПЕК
8,81
3,93
2,37
2,59
2,28
0,58
0,83
1,76
2,01
1,76
1,40
0,50
2,44
0,87
4,95
37,09
8,86
4,05
2,22
2,62
2,28
0,58
0,85
1,80
2,06
1,77
1,40
0,50
2,44
0,83
4,96
37,22
Август 2007 г.
8,48
3,97
2,09
2,51
2,16
0,56
0,80
1,61
2,14
1,71
1,36
0,50
2,39
0,84
4,82
35,94
Август 2006 г.
8,93
3,91
1,90
2,62
2,21
0,58
0,82
1,37
2,24
1,71
1,35
0,54
2,56
0,89
4,63
36,26
Страны, входящие в организацию экономического содружества**
США
Мексика
Канада
Великобритания
Норвегия
Европа – другие
Австралия
Страны тихоокеанского бассейна
Всего
7,40
3,46
3,50
1,65
2,44
0,73
0,58
0,11
19,87
7,45
3,32
3,33
1,66
2,56
0,72
0,57
0,11
19,72
7,48
3,48
3,31
1,66
2,56
0,73
0,54
0,08
19,84
7,34
3,68
3,19
1,66
2,78
0,74
0,53
0,05
19,97
12,77
3,73
0,76
0,81
1,11
0,13
2,14
0,76
0,54
0,42
0,71
0,39
0,34
0,63
0,23
1,88
27,35
2,07
85,20
12,25
3,67
0,75
0,79
1,17
0,15
2,10
0,77
0,53
0,45
0,75
0,42
0,38
0,67
0,23
1,82
26,90
2,04
85,17
Страны, не входящие в ОПЕК*
Страны бывшего СССР
Китай
Малайзия
Индия
Азия – другие
Европа
Бразилия
Аргентина
Колумбия
Латинская Америка  другие
Оман
Сирия
Йемен
Египет
Габон
Африка/Ближний Восток – другие
Всего
Прирост***
Итого
12,93
3,82
0,78
0,81
1,13
0,13
2,27
0,75
0,58
0,43
0,70
0,38
0,32
0,63
0,24
1,97
27,87
2,11
86,94
12,79
3,80
0,78
0,81
1,13
0,13
2,26
0,75
0,58
0,42
0,70
0,38
0,32
0,63
0,23
1,99
27,70
2,11
86,75
Источник: International Energy Agency.
* Данные по Анголе должны быть в страны ОПЕК.
** Включая сырую нефть, конденсат, природный конденсат и нетрадиционные ресурсы.
*** За исключением стран бывшего СССР, Китая и европейских стран, не входящих в организацию экономического содружества.
Цены на сырую нефть, долл/брл
100
95
90
85
80
75
70
65
60
55
50
Западно-техасская
Смесь Брент
Арабская легкая
Источник:DOE
F M A M J
J A S O N D J
2006
F M A M J
2007
J A S O N D J
2008
F
61
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Число буровых установок для капитального Число буровых установок вращательного
ремонта
бурения в мире в целом
2,600
1,850
Число буровых установок вращательного
бурения в США
1,900
2008
2008
1,750
2,450
2008
1,800
1,650
2007
1,700
1,550
2007
2,300
2007
1,600
1,450
1,500
1,350
2,150
1,400
1,250
2,000
J
F
M
A
M
J
J
A
S
O
N
1,300
1,150
D
J
F
M
A
M
Число буровых установок вращательного бурения в мире в целом
Канада
Европа
Германия
Италия
Нидерланды
Норвегия
Польша
Великобритания
Другие
Ближний Восток*
АбуДаби
Иран
Оман
Саудовская Аравия
Сирия
Турция
Другие
Африка
Алжир
Египет
Ливия
Нигерия
Судан
Другие
Латинская Америка
Аргентина
Бразилия
Колумбия
Мексика
Венесуэла
Другие
Дальний Восток
Австралия
Китай, шельф
Индия
Индонезия
Малайзия
Мьянма
Пакистан
Таиланд
Вьетнам
Другие
Всего
Февраль 2008 г.
Наземные
Морские
492
41
6
5
0
0
2
1
27
245
9
59
53
69
21
5
29
113
22
43
13
2
28
5
299
85
21
42
65
67
19
146
11
0
54
43
0
7
19
2
0
10
1336
Январь 2008 г.
Наземные Морские
2
35
1
0
3
11
0
15
5
28
2
7
0
10
0
0
9
24
0
8
1
4
0
11
74
0
25
0
29
16
4
121
13
22
31
24
10
1
0
7
6
7
284
492
43
6
5
0
0
2
1
29
243
9
57
55
66
19
5
32
122
27
40
14
3
30
8
291
82
20
37
69
65
18
150
13
0
55
42
0
7
20
3
0
10
1341
2
45
1
1
2
17
0
19
5
28
3
6
0
11
0
0
8
28
0
12
0
8
0
8
74
0
25
0
28
16
5
122
12
21
30
22
12
1
0
9
6
9
299
Февраль 2007 г.
Наземные
Морские
633
23
4
4
2
0
2
1
10
228
8
47
44
68
26
4
31
107
24
29
12
2
26
14
276
87
18
28
58
58
27
134
10
0
53
31
0
8
17
4
0
11
1401
2
94
0
0
4
17
0
24
49
27
4
8
0
6
0
0
9
22
0
10
1
4
0
7
84
0
23
0
37
18
6
114
81
18
32
17
16
3
0
7
7
6
343
Источник: Baker Hughes Inc.
* Нет данных по Ираку.
Морские буровые установки в мире в целом
Февраль 2008 г.
Всего буровых установок
2007 г.
Аренда по контракту
2007 г.
Коэффициент использования
буровых установок, %
2007 г.
Мексиканский залив Европа/Средиземное море
В мире в целом
Мобильные Платформы Мобильные Платформы* Мобильные Платформы*
126
138
94
114
54
56
29
24
101
101
101
100
107
108
107
107
681
657
604
595
295
283
242
233
74,7
53,7
100,0
82,8
42,9
99,0
100,0
88,8
82,0
99,1
902,5
82,3
Источник: ODC-Petrodata Weekly Mobile Offshore Rig Count.
* Корректированные данные.
Скалистые горы
Центральный район
Югозапад
Мексиканский залив
Морские участки
Другие
Всего
Источник: IHS Energy.
62
A
S
O
N
J
D
F
M
A
M
J
J
A
S
O
N
D
Число буровых установок вращательного бурения в США
Штат, регион
Алабама, всего
Наземные
Внутренние
Морские
Аляска, всего
Наземные
Морские
Арканзас
Калифорния, всего
Наземные
Морские
Колорадо
Флорида
Канзас
Кентукки
Луизиана, всего
Наземные – север
Внутренние воды  юг
Наземные – юг
Морские
Мичиган
Миссисипи
Монтана
Небраска
Невада
Нью Мексико
Нью-Йорк
Северная Дакота
Огайо
Оклахома
Пенсильвания
Южная Дакота
Теннеси
Техас, всего
Морские
Наземные
Район 1
Район 2
Район 3
Район 4
Район 5
Район 6
Район 7В
Район 7С
Район 8
Район 8А
Район 9
Район 10
Юта
Западная Виргиния
Вайоминг
Другие
Всего в США
Всего в мире
Март 2008
7
25
12
7
15
8
74
Февраль 2008 г.
11
25
10
8
16
6
76
Март 2007 г.
7
23
12
10
7
8
67
Февраль
2008 г.
2007 г.
Январь
2008 г.
3
3
0
0
9
9
0
41
33
32
1
115
0
10
9
143
47
19
28
49
1
11
11
0
4
68
6
54
12
196
19
1
6
866
7
3
22
33
64
91
180
124
31
46
128
18
44
76
42
29
73
4
57
1765
3
3
0
0
7
7
0
45
41
39
2
100
0
14
8
149
52
22
27
48
1
10
12
0
4
70
1
48
11
192
20
1
6
858
10
3
16
33
68
89
184
116
33
52
120
20
46
70
38
31
74
6
60
1749
5
4
0
1
6
6
0
28
36
32
4
88
0
11
10
194
56
20
46
71
2
15
18
0
1
92
11
33
8
181
15
0
2
780
10
3
17
25
59
95
137
121
41
43
102
25
38
64
47
27
93
5
87
1713
Разница, %,
Февраль 2008 г. Февраль 2007 г.
–40,0
–25,0
–
–100,0
50,0
50,0
–
46,4
–8,3
0,0
–75,0
30,7
–
–9,1
–10,0
–26,3
–16,1
–5,0
–39,1
–30,1
–50,0
–26,7
–38,9
–
300,0
–26,1
–45,5
63,6
50,0
8,3
26,7
–
200,0
11,0
–30,0
0,0
29,4
32,0
8,5
–4,2
31,4
2,5
–24,4
7,0
25,5
–28,0
15,8
18,8
–10,6
7,4
–21,5
–20,0
–34,5
3,0
Источник: Baker Hughes Inc.
Геофизическая активность в мире в целом
Регионы
Геофизическая активность в США
Регионы
J
Источник: Baker Hughes Inc. и M-I-SWACO.
Источник: Weatherford.
Страна, регион
J
Африка
Канада
Страны бывшего СССР
Европа
Дальний Восток*
Ближний Восток
Латинская Америка
США
Всего
Март 2008 г.
60
28
49
21
58
23
32
74
345
Источник: IHS Energy.
* Включая Китай.
№8 • август 2008
Февраль 2008 г.
58
25
48
21
58
23
32
76
341
Март 2007
52
25
40
14
38
17
28
67
281
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING, Vol. 87, № 4 – 2008
T. K. Swift, M. Gilchrist Moore,
American Chemistry Council, Arlington, Virginia
WHAT IS THE OUTLOOK FOR
THE GLOBAL CHEMISTRY INDUSTRY?
J. Jordan, Jim Jordan and Associates,
LLP, Houston, Texas
WORLD METHANOL OVERWIEV:
2007 AND BEYOND
M. Jensen, J. Hain, A. Myers, A. Hummel,
Grace Davison, Columbia, Maryland
WHAT IS DRIVING CHANGES
IN POLYOLEFIN CATALYSTS
AND CATALYST TECHNOLOGY?
M. J. Talman, C. Eng,
KBR, Houston, Texas
CONSIDER NEW CATALYTIC ROUTES
FOR OLEFINS PRODUCTION
P. L. Nezami,
Jacobs Engineering, Houston, Texas
DISTILLATION COLUMN
RELIEF LOADS – PART 1
G. Alevizos,
Proconsul Services Ltd., Beaconsfield, UK
EMPLOYING CHEMICAL ENGINEERS
TO MAKE MONEY IN REFINERIES
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
HYDROCARBON PROCESSING
КОРОТКО О РАЗНОМ
W. Weirauch, главный редактор НР
СОСТОЯНИЕ ПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ОТРАСЛИ США
В недавнем интервью журналу Hydrocarbon
Processing Л. Вестфол, главный экономист Tesoro
Corp., упоминая о проблемах, с которыми сталкивается нефтеперерабатывающая промышленность США,
отметил, что в последние три-четыре года снизилась
надежность НПЗ, которые эксплуатировались ранее
с 92–93%-ной загрузкой производственных мощностей, а теперь едва дотягивают до 85 % из-за новых ограничений по содержанию серы в нефтепродуктах.
Нефтеперерабатывающая промышленность переживает период низкой прибыльности. «Прибыльность
кажется низкой, потому что не учитываются прошлогодние результаты. Прошлый 2007 г. был удачным для
нефтепереработки, хотя результаты за первый квартал не предвещали ничего хорошего. Существует старое эмпирическое правило: «Неси убытки в январе,
добивайся безубыточности в феврале и наращивай
прибыльность в остальные месяцы года».
Г-н Вестфол сказал, что «компания стремится
к вложениям в сырье и снижение эксплуатационных затрат – два аспекта, приносящих высокие проценты на вложенный капитал, несмотря на общее
состояние прибыльности. Что касается расширения
ассортимента и увеличения объема производства, то
в настоящее время единственной перспективной областью является производство дизельного топлива,
рост потребления которого в два-три раза превышает темпы роста потребления бензина».
Он также полагает, что на внутреннем рынке сохранится напряженность, связанная с нехваткой
производственных мощностей, что меры, предложенные администрацией Буша, вряд ли приведут
к снижению зависимости страны от импорта нефтепродуктов, потому что спецификации на бензин очень
затрудняют расширение мощностей. «Расширяя
мощность одной технологической установки, не модифицируя другие установки в схеме НПЗ, вы рискуете выпуском продукции, не отвечающей требованиям спецификаций», – заключает г-н Вестфол.
ПРОГНОЗ ПОЛОЖИТЕЛЬНОЙ ДИНАМИКИ
РАСШИРЕНИЯ РЫНКА СПГ
В гонке за удовлетворением растущих энергетических потребностей мира природный газ остается
фаворитом», – утверждает Л. Кук, исполнительный директор Royal Dutch Shell, выступая на семинаре энергетиков в рамках CERAWeek в Хьюстоне.
Ближний Восток, который принято считать экспортером природного газа, теперь становится растущим
центром его потребления. Потребление природного
газа в этом регионе к 2015 г. приблизится к европейскому уровню. Анализируя ситуацию в других регионах мира, г-жа Кук отмечает два новых явления в
мировой энергетике: многие страны впервые заговорили об импорте СПГ (среди них такие традиционные экспортеры природного газа, как Мексика,
Канада и Индонезия); разработчиков СПГ-проектов
64
в Египте, Тринидаде, Нигерии, Австралии и других
странах просят оставлять некий процент природного газа для внутреннего потребления в этих странах
в будущем.
ПАКИСТАНСКИЕ НПЗ НУЖДАЮТСЯ
В ЗНАЧИТЕЛЬНЫХ ИНВЕСТИЦИЯХ
Для снабжения страны продуктами, приносящими добавленную стоимость, повышения эффективности и удовлетворения требованиям нормативных
актов по производству экологически чистых топлив
необходимы значительные инвестиции. На пяти НПЗ
осуществляется модернизация с целью выпуска дизельного топлива, отвечающего требованиям спецификации Евро 2. Сроки реализации этих проектов –
2010 г. при сметных затратах 700 млн долл. – говорит
М. Азам, руководитель Министерства нефти и природных ресурсов Пакистана. Он и делегация руководящих деятелей пакистанских НПЗ недавно выступали на конференции «круглого стола» в Хьюстоне перед нефтеперерабатывающими компаниями. Страна
активно стремится к получению иностранных инвестиций, так как рост потребления нефтепродуктов
в стране опережает рост производства.
ЗАМЕДЛЕНИЕ ТЕМПОВ ЭКОНОМИЧЕСКОГО РОСТА
В США
Замедление темпов экономического роста в сочетании с высокими ценами на нефть приведут к ограничению роста потребления жидких топлив и других
нефтепродуктов до максимум 40 тыс. брл/сут в 2008 г.
(как было спрогнозировано Администрацией по информации в области энергетики США в недавно пересмотренном краткосрочном энергетическом прогнозе).
С дополнительной информацией можно ознакомиться на сайте: www.eia.dov.gov. На ближайшие два года
правительственные источники прогнозируют «некоторое ослабление» баланса на нефтяном рынке благодаря увеличению добычи нефти за пределами ОПЕК и
планируемым расширением нефтедобывающих мощностей в странах ОПЕК. Между тем, в соответствии
с Henry Hub спотовая цена на природный газ будет расти (7,15 долл/тыс. фут3 – 2007 г.; 8,18 долл/тыс. фут3 –
2008 г. и 7,95 долл/тыс. фут3 – 2009 г. Суммарные товарные запасы бензина в апреле 2008 г., в начале пика
автомобильного сезона в США, были на 22,3 млн брл
выше прошлогодних и на 18,6 млн брл выше среднего
показателя за минувшие пять лет.
NPRA ОЗАБОЧЕНА ПОЛОЖЕНИЯМИ НОВОГО
СТАНДАРТА НА ВОЗОБНОВЛЯЕМЫЕ ТОПЛИВА
Ч. Древна, президент Национальной Ассоциации
нефтехимиков и нефтепереработчиков, давая показания в Сенатском комитете по энергетике и природным ресурсам о положениях Закона об энергетической независимости и безопасности и стандарте на
возобновляемые топлива, процитировал новый меморандум исследователей университета И.С. Berkely,
направленный Калифорнийскому управлению материально-технического снабжения ВВС (CARB), в ко№8 август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
тором авторы утверждают, что «косвенные» выбросы СО2 в результате повышения плодородия почвы
выше, чем от сжигания ископаемых топлив. Кроме
того, большие объемы возобновляемых топлив, предписанные к производству новым законодательным
актом, приведут к существенному повышению доли
Е-10 в бензиновом балансе США к 2010 г. На таких
топливных смесях смогут эксплуатироваться только автомобили, рассчитанные на Е-85. «Несмотря на
проблемы, которые я обсуждал в Сенате, в конечном
счете, нефтепереработчики и предприятия, производящие смешение компонентов бензина, будут нести
ответственность за недостаточное снабжение биотопливами», – эмоционально закончил он.
ВЫСОКИЕ ЦЕНЫ НА НЕФТЕХИМИЧЕСКОЕ СЫРЬЕ –
НИЗКАЯ ПРИБЫЛЬНОСТЬ
«Компании, занятые в нефтехимическом секторе, страдают двумя «недугами» – высокими ценами
на сырье и низкой прибыльностью производства.
Поэтому требуется осторожная реакция на быстро
изменяющуюся экономическую цепочку для принятия ключевых решений в будущем», – утверждают
аналитики из CMAI (www.cmaiglobal.com).
Глобальные рынки вступили в 2008 г. с нарастающей тревогой по поводу способности потребителей
выдержать гипервысокие цены на энергию и отрицательные экономические показатели. Будет ли
нефтяной рынок держать цену на нефть на уровне
100 долл/брл и выше, еще более увеличивая затратный прессинг на промышленность, препятствуя (и,
возможно, полностью останавливая) рост потребительского спроса?
Трудные условия сложились на рынке некоторых
базовых химикатов и пластиков, снижая или полностью исключая прибыль. Другие нефтехимические
рынки страдают от перепроизводства, несмотря на
отсрочки в реализации некоторых проектов, связанных со строительством новых мощностей. В недавно
опубликованном анализе CMAI рассматривается динамика предложения/спроса, свидетельствующая о
нарастании общей избыточности производства, что
сигнализирует о начале перенасыщения рынка со
всеми вытекающими отсюда последствиями.
Глобальные доходы, за вычетом процентов на вложенный капитал и налогов по базовым химическим
продуктам и пластикам, также достигли пика. По
оценкам аналитиков CMAI глобальная доходность
по этим продуктам в 2008 г. снизится на 25 % (до
87 долл/т). «Это ниже среднего уровня за последние
четыре года, и этот год станет переходным к надвигающемуся спаду производства» – полагают авторы
этого аналитического исследования.
Состояние рынка ПВХ. Поливинилхлориды пользуются репутацией долговечных прочных материалов. Основным потребителем ПВХ является строительная индустрия. Движущей силой роста потребления ПВХ является рост экономики, однако, во всех
основных сегментах потребления ПВХ наблюдается
низкая прибыльность. На рис. 1 показано глобальное
потребление ПВХ по отдельным сегментам. Темп прироста потребления в период с 2007 по 2012 гг. прогно№8 август 2008
Провода и кабели,
7%
5,6 %
Все прочие
изделия,
17 %
2,7 %
Пленка и листовой
материал,
17 %
5,8 %
Бутылки,
2%
6,2 %
Трубы и арматура,
39 %
5,6 %
Профили и трубы,
18 %
5,5 %
Источник: CMAI
Рис. 1. Глобальное потребление ПВХ по секторам конечного
потребления
зируется на уровне 4,8 % в год. В 2007 г. потребление
ПВХ в США составило 35 млн т. На рис. 2 показано
мировое потребление ПВХ по отдельным регионам
в 1992 г. и прогнозируемое потребление в 2012 г.
Китай. Анализируя роль Китая в азиатском «куске пирога», С. Брайен, глобальный бизнес-директор
CMAI по хлорщелочным и виниловым продуктам,
выделяет четыре фактора, влияющие на рост потребления ПВХ в этой стране.
Китай – развивающаяся страна, а ПВХ прочный
и сравнительно недорогой строительный материал.
Строительный сектор в этой многонаселенной
стране огромен, и темпы роста ВВП велики.
Стремление Китая к самодостаточности привело к неуклонному снижению импорта ПВХ.
В соответствии с прогнозом Китай к 2011–2012 гг.
будет вполне независимым в отношении предложения/спроса на ПВХ.
Олимпийские игры в Пекине в августе 2008 г.
Северная Америка. Перспективы этого региона
менее радужны. Рост потребления ПВХ полимеров
замедлится из-за снижения активности строительной индустрии. Коэффициент использования производственных мощностей ПВХ в Северной Америке
в 2008 и 2009 гг. будет очень низким.
Однако, даже при низком коэффициенте использования мощностей, цены на ПВХ не станут такими
низкими, какими они были в предыдущем периоде
слабой загрузки мощностей, из-за намного более высоких капитальных затрат», – заключает г-н Брайен.
ПРОГНОЗ МАСШТАБНОГО РАСШИРЕНИЯ
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ МИРА
«Глобальные мощности нефтепереработки по
темпам роста отстают от растущего спроса на нефтепродукты. Поэтому многие нефтеперерабатывающие компании планируют расширение мощностей
первичной и конверсионной (деструктивной) переработки нефти. Попадание на рынок, опережая конкурентов, с оптимальной конфигурацией и учетом
65
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Прочие регионы
(15 %)
Северная
Америка
(28 %)
Северная
Америка
(19 %)
Прочие
регионы
(10 %)
Южная
Америка
(4 %)
Азия
(27 %)
Западная Европа
(26 %)
Южная Африка
(4 %)
Суммарная мощность – 22 млн т
Западная
Европа
(14 %)
Азия
(53 %)
Суммарная мощность – 49 млн. т
Источник: CMAI
Рис. 2. Глобальные мощности по производству ПВХ по регионам за период 1992–2012 гг.
Тыс. брл/сут
рынков завтрашнего дня, очевидно, является ключом
к будущим успехам», – полагает Р.Б. Уайт, главный
консультант КВС Advanced Technologies, Inc.
Рост потребления нефтепродуктов (главным образом, бензина, реактивного и дизельного топлив)
является движущей силой крупного расширения
мощностей по переработке нефти во всех регионах
мира. Одним из способов увеличения производства
нефтепродуктов является строительство дополнительных мощностей первичной переработки (рис. 3).
Другим способом является увеличение объемов переработки тяжелых нефтяных фракций путем расширения мощностей вторичной (конверсионной) переработки. Основным процессом облагораживания
сырья является крекинг. В ближайшие годы планируются крупные приращения мощностей по обоим
направлениям.
Такая активность, несомненно, ведет к повышению затрат на проектирование и производство сырья. Затраты на услуги и материалы не только спекулятивно быстро растут, но и приводят к снижеАзиатско-Тихоокеанский (прогноз)
Ближний Восток (прогноз)
Атлантика (прогноз)
Азиатско-Тихоокеанский регион
Ближний Восток
Атлантический бассейн
Источник: КВС Market Seevices
Рис. 3. Нетто-изменения в мощностях первичной переработки
прирост и возможный прогноз)
66
нию доступности этих услуг и материалов, что ведет
к значительной затяжке календарных сроков выполнения проектов. Нехватка проектно-конструкторских и производственных мощностей приводит к отказу или снижению масштабов некоторых из этих
возможных проектов.
Для уже завершенных проектов это, вероятно,
будет означать увеличение затрат, изменение календарных сроков ввода объектов в эксплуатацию
и меньший процент на вложенный капитал.
«Фактором, который будет влиять на возможное
расширение НПЗ в США, является Закон об энергетической независимости и безопасности, подписанный президентом Бушем в декабре 2007 г.», – отмечает г-н Уайт. Два требования этого нового закона
будут оказывать значительное влияние на нефтеперерабатывающую промышленность США. Вопервых, повышение экономичности (снижение расхода топлива) легковыми автомобилями и грузовыми автомобилями малой грузоподъемности с 27,5 до
35 миль/галл к 2020 г. Во-вторых, повышение ежегодного производства биотоплив
(этанола) до 36 млрд галл к 2022 г.
«Достижение этих целей
приведет к снижению спроса на
бензин нефтяного происхождения, хотя потребление автомобильных топлив в США, вероятно, и впредь будет превышать предложение со стороны
нефтепереработчиков США без
расширения мощностей. При
крупном расширении нефтеперерабатывающих мощностей и
необъявленных
расширениях
НПЗ в США может образоваться избыток бензина к 2020 г.», –
констатирует г-н Уайт.
Разрыв между общим ми(вероятный годовой
ровым потреблением нефти
№8 август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Млн брл/сут
Коэффициент использования
мощностей, %
пасности» (www.usenergysecurity.
shell.com).
«Выслушав многие мнения и
идеи, компания “встретила очень
мало людей, готовых отказаться от образа жизни с комфортной заправкой своих автомобилей», – заявил Дж. Хофмайстер,
президент Shell Oil Co.
Неувязки. В ходе поездок
и дискуссий компания сталкивалась с тем, что на пути реальных
и правильных решений в некоторых регионах страны отмечено
Мощности НПЗ, включая возможные расширения
ошибочное восприятие действиМощности НПЗ
Коэффициент использования мощностей
тельности. Были выявлены мифы
Общее потребление нефти
в области энергетики, имеющие
Коэффициент использования мощностей, включая возможный
широкое хождение среди общественности.
Источник: КВС Market Services
Миф. Цены на нефть искусственно
раздуты. Так считают отдеРис. 4. Производство нефтепродуктов; мировое потребление и мощности НПЗ за пельные собеседники и правительсриод с 1995–2015 гг.
твенные чиновники, с которыми
и нефтеперерабатывающими мощностями посмы встречались. «Существует мнение, что энергетиледние 20 лет постепенно уменьшается (рис. 4).
ческие компании могут устанавливать цены на нефть,
Неспособность нефтеперерабатывающей промышили даже манипулировать ими произвольно в сторону
ленности создать запас «на черный день» превыповышения или понижения. Это приводит либо к ожишающий уровень мирового потребления привела
данию, что нефтяные компании, действующие незавик острой необходимости наращивания мощностей,
симо, могут разрешить энергетическую проблему, либо
поскольку из-за переноса реализации крупных
к развенчанию слухов о том, что нефтяные компании
проектов на более поздние календарные сроки
участвуют в принятии решений», – полагают авторы
происходит сокращение мощностей по переработупомянутого доклада.
ке нефти.
Реальность. По мнению Shell реальность заключа«Перспектива прибыльности нефтепереработется в том, что нефтью торгуют на мировом рынке.
ки зависит от упорядоченности роста мощностей
На цену влияют условия поставки, спрос, страхи, опаи потребления. Нефтепереработчики, способные
сения и спекуляция, а также прочие рыночные мехабыстро выполнить оценку и составить план модернизмы. Цена очень прозрачна. Крупные нефтяные
низации и, затем быстро обеспечить приобретение
компании (включая Shell), несмотря на свои размеры,
лицензий на технологию, проектирование и закупимеют сравнительно малые доли в глобальных запаку оборудования, имеют значительные преимущессах и добыче нефти. Приблизительно 77 % доказантва перед их конкурентами», – заключает г-н Уайт.
ных мировых запасов нефти находится под контролем
национальных нефтяных компаний без участия крупЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ: ВСТРЕЧА SHELL
ных иностранных нефтяных компаний в активах.
С ГРАЖДАНАМИ США И ПОЛИТИКАМИ
Миф. Теория «пик нефтяных запасов» появляАналогично многим другим индустриальным комлась почти на каждом рынке. Это приводило к тому,
паниям, инвестирующим капитал, Shell Oil Co. столчто люди переставали считать нефть и газ составкнулась со срывом своих планов из-за дезинформаной частью будущего энергетического потенциации и недоверия на рынке. Эта крупная нефтяная
ла. Кроме того, очень немногие знали о масштабах
компания признает, что нефтегазовая промышленнетронутых отечественных запасов на Внешнем
ность оказалась неэффективной с точки зрения расКонтинентальном шельфе США, или об огромных
пространения правдивой информации о роли, котонеосвоенных нетрадиционных запасах таких углеворую эта отрасль играет в мировой экономике. Решив
дородных энергоносителей как нефтеносные сланпринять меры по исправлению ситуации, предстацы, битуминозные пески и тяжелые нефти.
вители компании в период с июня 2006 по ноябрь
Реальность. Когда люди думают о сокращении не2007 г. посетили 50 крупных городов США.
фтяных запасов после достижения пика, они ассоциОни выступали на 53 собраниях общественности,
ируют это с внезапным падением глобальной добычи
38 заседаниях муниципальных советов и встречах
нефти, которое скоро наступит. Вполне возможно,
с лидерами муниципалитетов, неправительственчто это произойдет в ближайшие несколько десятиными организациями, студентами и преподавателялетий, за которым последует постепенное снижение
ми. Уроки, полученные в результате этого, описаны
добычи традиционной нефти и газа.
в недавно опубликованном докладе под названием
Миф. Альтернативные топлива являются «маги«Национальный диалог по энергетической безоческим средством». Биотоплива рассматривают как
№8 август 2008
67
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
непосредственную панацею, развитию которой мешают «нефтяные киты».
Реальность. «Мы верим в альтернативные топлива,
но не считаем их магическим средством», – говорит
г-н Хофмайстер. По оценкам Международного энергетического агентства (IEA), в «обычном бизнесе» на
долю альтернативных топлив будет приходиться 8 %
энергопотребления за пять лет. IEA допускает, что в
условиях агрессивной политики пролонгирования
альтернативных топлив на потребление в ближайшее время может возрасти до 9,5 %. Shell значительно инвестирует в альтернативные технологии с 1997
г. и полагает, что технологию можно пролонгировать
только в таких пределах.
Решения. По мнению Shell энергетическая безопасность страны может быть обеспечена только под
руководством президента при поддержке двухпартийного Конгресса и фокусирования на решения на
федеральном уровне, а не в расчете на лоскутные
программы отдельных штатов. Shell выдвигает план,
состоящий из 12 пунктов, сосредотачивающий усилия на трех аспектах: предложение, спрос и охрана
окружающей среды. Компания рекомендует следующие ступени реализации этих решений.
Обеспечить больший доступ к добыче нефти и
газа, как составную часть краткосрочного, среднесрочного и долгосрочного решения. Имея доступ к более чем 100 млрд брл технически доказанных запасов
нефти и газа в США, с ответственностью за их разработку с применением экономически безвредной технологии, можно рассчитывать на уменьшение зависимости США от международных источников нефти.
Освоить отечественные нетрадиционные запасы нефти и газа. Канада уже добывает 1 млн брл/сут
нефти из битуминозных песков провинции Альберта
(по данным правительства этой провинции). В США
1 трлн брл нефти залегает в нефтеносных сланцах
штатов Колорадо, Вайоминг и Юта.
Внедрить технологию экологически чистого угля.
США обладают большими запасами угля, но использование традиционного угля в качестве топлива для
генерирования энергии связано с высокими выбросами парниковых газов. Технология «чистого угля», известная также как газификация угля, или технология
интегрированного газового комбинированного цикла
может позволить использование угля для генерирования электроэнергии с улавливанием и секвестрированием диоксида углерода. Однако эта технология изначально требует значительных капиталовложений, по
сравнению с производством электроэнергии с применением традиционного угля в качестве топлива.
Подкрепить снабжение США природным газом импортом сжиженного природного газа (СПГ).
Традиционно природный газ не транспортируют из
одной части света в другую из-за трудности перевозки. Теперь технология позволяет хранить и безопасно
транспортировать газ при экстремально низких (криогенных) температурах в сжиженном состоянии.
Разработать федеральную сеть для измерения
и ограничения образования выбросов парниковых
газов. Закон по энергетике 2007 г. предусматривает
меры по ограничению выбросов парниковых газов
68
путем повышения экономичности легковых автомобилей и грузовых автомобилей малой грузоподъемности, ускорения внедрения технологий, повышающих эффективность использования энергии, и расширение федеральных исследований по улавливанию и секвестрированию СО2.
Shell полагает, что эффективная политика США по
предотвращению изменения климата должна включать в себя работоспособную программу предельно
допустимых уровней и квотирования выбросов СО2
стационарными источниками (электростанциями и
крупными индустриальными объектами) наряду с отдельной программой по ограничению выбросов СО2
автотранспортным сектором, поощрение разработки
и применения возобновляемых источников энергии;
улавливание и хранение выбросов СО2 и работу с существующими международными системами для снижения выбросов парниковых газов во всем мире.
СИСТЕМА ГЛОБАЛЬНОЙ ТОРГОВЛИ СЖИЖЕННЫМ
ПРИРОДНЫМ ГАЗОМ
«Решения об инвестициях, принятые несколько лет назад, гарантируют превращение СПГ в гибкий товар на свободном мировом рынке и приведут
к изменению традиционной системы ценообразования и практики заключения контрактов на глобальном рынке», – полагает М. Стоппард, директор
Cambridge Energy Research Associates (CERA).
Несмотря на значительные отставания в реализации проектов СПГ «армада» уже находится в плавании, преодолевая жесткие условия добычи газа, проблемы совместных предприятий и восходящую спираль цен на газ. Однако современные трудности могут
негативно отразиться на темпах роста после 2010 г.,
так как решения по инвестициям, принятые несколько лет назад, обусловлены временными рамками.
В результате этих инвестиций на ближайшие
24 мес вырисовываются следующие перспективы:
глобальное снабжение СПГ возрастет почти на
одну треть;
поставки гибкого или «товарного» СПГ увеличатся вдвое;
глобальные мощности по перевозкам СПГ увеличатся более чем на половину;
использование мощностей по регазификации
СПГ в странах Атлантического бассейна снизится до уровня ниже 50 %.
Эти факторы являются отправной точкой для создания более гибкого глобального рынка СПГ в ближайшие два года.
Инвестиции. В соответствии с анализом г-на
Стоппарда, в целях поддержки роста глобального
рынка СПГ на краткосрочную перспективу, в обещанном недавно инвестировании нуждаются следующие области.
Поставка природного газа/строительство установок
по сжижению природного газа. Мощности по сжижению
природного газа увеличатся почти на 30 % в ближайшие два года и достигнут 247 млн т или 341 млрд м3.
Около половины инвестиций поступят в Рас Лаффан
в Катаре, Россию, Йемен. Австралия и Индонезия также значительно расширяют мощности.
№8 август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Перевозочные мощности. Глобальные мощности по
перевозкам СПГ возрастут более чем на 50 % к 2010 г.,
когда танкерный флот, насчитывавший 251 единицу,
прирастет на рекордную цифру – 58 судов. «Наряду с
расширением арбитражных возможностей, обильные
транспортные мощности – опережающие рост поставок по темпам развития – позволят принимать новые
рыночные решения, в частности, использование судов
не только для транспортировки СПГ, но и в качестве
плавучих станций регазификации и резервуаров для
хранения», – отмечает г-н Стоппард.
Регазификационные терминалы. Инвестиции в регазификационные терминалы растут быстрее, чем в
установки для сжижения. Ничего удивительного в
этом нет, потому что регазификация газа составляет лишь 10–15 % затрат на всю цепочку снабжения
СПГ и поэтому, всегда должна опережать сжижение
по темпам роста инвестиций.
Для поставщиков избыточные мощности по регазификации СПГ важны для осуществления перевозок между регионами по мере необходимости. Для
покупателей регазификация является необходимостью для того, чтобы удержаться «в кресле игрока»
глобального газоснабжения. В числе стран-участниц,
рассматривающих планы строительства импортных терминалов, находятся Бразилия, Нидерланды,
Пакистан и Новая Зеландия.
Гибкость рынка. «Новая система снабжения
СПГ будет намного более гибкой, чем традиционная
структура торговли СПГ, которая опиралась на долгосрочные контракты с предоплатой и привязанностью к определенным странам-поставщикам и конечным потребителям с фиксированными пунктами отгрузки и доставки – жесткие условия, ранее считавшиеся необходимыми для финансирования производителей СПГ и импортеров, нуждавшихся в крупных
инвестициях», – полагают авторы из CERA.
В последние годы в этой структуре произошли
серьезные перемены, которые не полностью осознаны, потому что большинство поставок СПГ продолжают осуществляться по долгосрочным контрактам.
Условия многих новых контрактов обращены не к
конкретным странам или конечным потребителям,
а к крупному поставщику или покупателю, которые
затем поставят СПГ на рынок по намного более высоким ценам, аналогично другим товарам.
По оценкам CERA, 40 % СПГ-поставок с объектов, находящихся в стадии строительства, не будут
привязаны к конкретными странам-поставщикам
и потребителями и будут находиться в распоряжении гибкого рынка. «Большинство новых контрактов заключено в странах Атлантического Бассейна
и Ближнего Востока, тогда как страны АзиатскоТихоокеанского региона отдают предпочтение
контрактам старого типа. При поддержке расширяющихся поставок, нарастающих мощностей по
перевозкам и регазификации объемы гибкой торговли СПГ к 2010 г. увеличатся вдвое, что, несомненно, изменит порядок мышления в промышленности, несмотря на то, что снабжение будет оставаться в руках сравнительно небольшого числа основных игроков», – заключает г-н Стоппард.
№8 август 2008
ХИМИЧЕСКОЕ ПРОИЗВОДСТВО: НЕОБХОДИМОСТЬ
ИЗУЧЕНИЯ И ЗАИМСТВОВАНИЯ ПЕРЕДОВОГО ОПЫТА
Почти треть профессионалов, занятых в системе снабжения химических продуктов и принявших
участие в исследовании, недавно проведенном консультантской компанией Accenture заявили, что в их
компаниях нет системы изучения и заимствования
передового опыта.
В результате обследования с участием 400 профессионалов-химиков из Европы, Северной и Южной
Америки, Ближнего Востока и Азии было выявлено
растущее значение цепочки снабжения в химической
промышленности. Только 37 % респондентов сказали,
что в их компаниях практикуется изучение передового
опыта, и еще меньше (всего 11 %) заявили, что они документируют передовой опыт, внедряют в стандартные
рабочие методики и измеряют результаты в их компаниях. Еще хуже – только 4 % респондентов заявили,
что их компании заимствуют передовой опыт в одном
месте и делают его доступным для профессионалов по
всей цепочке снабжения в пределах их организации.
«В последние два года заимствование передового
опыта несколько улучшилось, но все еще оставляет
желать лучшего, – говорит К. Ланге, автор исследования. – Если компании традиционно рассматривали цепочку снабжения как способ снижения расходов, то теперь они относят ее к стратегически и финансово важной части бизнеса и способам повышения прибыльности».
Авторы исследования установили, что в настоящее время обучению персонала, занятого в цепочке
снабжения, придают большее значение, чем два года
назад; профессионалы считают это недостаточным.
Число респондентов, говоривших об отсутствии обучения, значительно сократилось за последние годы,
однако только 29 % респондентов заявили, что они
удовлетворены существующим уровнем обучения.
«Обучение важно, потому что оно позволяет профессионалам проверять практику, осуществляемую
их компаниями, и выяснять возможности для ее совершенствования», – заключает г-н Ланге.
ОПЕК НАМЕРЕН СОХРАНИТЬ КВОТУ
НА ДОБЫЧУ НЕФТИ НА УРОВНЕ 29,7 МЛН БРЛ/СУТ
Министры стран ОПЕК согласились сохранить
добычу нефти на прежнем уровне. На недавно состоявшемся совещании в Вене они заявили, что рекордно высокие цены на нефть определяются факторами,
не находящимися под их контролем. По их мнению,
стремительный рост цен на нефть обусловлен слабостью доллара, спекуляцией и политическими играми,
а не дефицитом нефти.
Ответственные государственные деятели США утверждали, что умеренное увеличение добычи нефти
на 300–500 тыс. брл/сут могло бы смягчить цены и
ограничить ущерб, причиняемый экономике. Однако
президент ОПЕК Х. Хелиль заявил, что не ОПЕК, а
США повинны в высоких ценах на нефть. Снижение
темпов роста экономики США привело к снижению
ценности (покупательной способности) доллара и поощряет спекулятивные вторжения в нефть и в другие
товары в сферах долларового доминирования.
69
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
«Беспорядки на нефтяном рынке обусловлены
неадекватным руководством экономикой США, что
вероятно, негативно влияет на экономику остального мира», – заявил министр Хелиль на пресс-конференции. Он также отметил, что замедление экономического роста в странах, ведомых США, приведет
к снижению спроса на нефть во втором квартале и
в остальных месяцах года, и в результате, к накапливанию крупных складских запасов нефти.
Правительство США в начале марта 2008 г. опубликовало данные, показывающие, что запасы бензина достигли рекордной за последние 14 лет величины,
частично в ответ на пониженный спрос, несмотря на
общее резкое снижение товарных запасов нефти.
«Падение товарных запасов, а также диспут, который настроил Эквадор и Венесуэлу (членов ОПЕК)
против Колумбии, способствовали активизации нефтяного рынка», – сообщает агентство Reuters.
ФИНАНСИРОВАНИЕ АЛЬТЕРНАТИВНЫХ
ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ НАТАЛКИВАЕТСЯ
НА ПОЛИТИЧЕСКИЕ ОГРАНИЧЕНИЯ
В то время, когда США увеличивают инвестиции в
возобновляемые источники генерирования электроэнергии, европейские страны намного опережают США
по производству альтернативных источников энергии и
генерированию. Авторы исследования, проведенного
Eguipment Leasing and Finance Association (ELFA), полагают, что это является следствием политических разногласий и правительственных побудительных мотивов.
Мощности по производству альтернативных источников энергии увеличились на 50 % в период между 1990 и 2004 гг. Мощности Европейского Союза за
тот же период возросли на 750 %.
В результате обследования состояния финансирования энергетического оборудования сотрудники
ELFA выявили некоторые бизнес-факторы, благоприятно влияющие на финансирование оборудования для производства альтернативной энергии:
растущие цены на нефть стимулируют разработку альтернативных источников энергии;
нестабильность политического климата усиливает стремление к снижению зависимости от
иностранных источников энергии;
сравнительно низкие процентные ставки означают большую доступность капитала;
превалирует озабоченность по поводу глобального потепления и изменения климата.
Региональные разногласия. Основные разногласия между США и Европой в поддержке финансирования энергетического оборудования находятся
в области, относящейся к «альтернативной энергии».
Европа в основном опирается на стимулирование
тарифов на возобновляемые и альтернативные топлива, тогда как США опираются, главным образом,
на побудительные мотивы, связанные с подоходным
налогом, что представляет собой комбинацию амортизационных отчислений, инвестиций, налоговых
льгот и производственных кредитов.
США отстают от многих европейских стран
по использованию биомассы в генерировании энергии, если исходить из ее доли в общем энергетическом балансе. Финляндия является мировым лидером по использованию топлив на базе биомассы. За
Финляндией следуют Дания и Италия, и эти примеры
иллюстрируют серьезные политические разногласия
между США и Европой в подходе к альтернативным
источникам энергии», – заключают авторы из ELFA.
Связаться с главным редактором НР W. Weirauch (В. Вейрах), можно по адресу: WW@HydrocarbonProcessing.com.
НР В ЕВРОПЕ
T. L. Wright, редактор европейского отдела НР
ПРИНИМАЙТЕ НЕОТЛОЖНЫЕ МЕРЫ!
Цитируя М. Л. Кинга, Дж. Кеннеди и Б. Гитy, председатель Совета директоров Indian Oil Corp. С. Бехуриа
в своем докладе на Лондонской Международной неделе, посвященной нефти, призвал лидеров мировой
нефтяной индустрии к неотложным мерам по изменению образа жизни перед лицом истощающихся запасов нефти, ее локализации и надвигающихся катастроф, связанных с глобальным изменением климата.
В прошлом десятилетии на этом форуме (International
Petroleum Week) выступали ведущие деятели крупнейших нефтяных компаний, раздавались голоса о
том, что, если «корабль еще не затонул, то уже прозвучало серьезное штормовое предупреждение».
В 2006 г. лорд Браун, председатель API, выступая
на банкете в рамках IP Week, привлек внимание гостей своим заявлением об обильных поставках нефти
и серьезных проблемах, связанных с дислокацией
нефтяных запасов, и инвестициями международных нефтяных компаний (International oil companies – IOC) – фактом, приведшим к энергетичес70
кой зависимости мира от поставок нефти из России,
Западной Африки и пяти стран Персидского залива.
В этом году на форуме прозвучала примечательная
речь С. Бехуриа, президента крупнейшей индийской
нефтяной компании, доходы которой в 2007 г. превысили 51 млрд долл. Эта компания возглавляет движение
за избавление Индии от отчаянной нищеты, поразившей большинство населения страны, за создание нового среднего класса и освобождения от острой энергетической зависимости. В настоящее время Индия импортирует 75 % нефти, потребляемой в стране.
Политика. И это звучит из уст представителя
страны, где многие живут менее чем на 1 долл. в день,
и, где прирост ВНП составляет 9 % в год и, тем не менее, озабочены предвзятостью Европы в оценке изменения климата и стабильности энергоснабжения.
Попытайтесь услышать аргументы, выдвигаемые
некоторыми компаниями США, негативно относящихся к Протоколу Киото. Если ExamMobil считает,
что квоты на выбросы СО2 «представляют угрозу для
американского образа жизни», то почему не Индия,
где большинство мечтают приобрести телефон или
впервые в жизни получить отпуск?
№8 август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Сравните это с тревожным заявлением г-на
Бехуриа: «Мы столкнулись со жгучей необходимостью
неотложных мер перед лицом кризиса, связывающего
наше настоящее с будущим. Этим кризисом является
изменение климата. …Политика правительств должна
играть жизненно важную роль в управлении потреблением и регулированием тарифов и налогов для обеспечения плавного перехода от экономики, базирующейся на ископаемых топливах, к режимам, опирающимся
на альтернативные, возобновляемые топлива…».
По его мнению, катастрофы, связанные с изменением климата, представляют серьезную угрозу для
развивающихся стран в настоящее время, а в будущем – угрозу для планеты и человечества. «Так почему же предлагаемую нами экономию энергии многие
воспринимают как политическое самоубийство? –
спрашивает он. – Глобальная экономика сталкивается
с угрожающей перспективой острого энергетического
кризиса и истощением запасов – решающим моментом, влияющим на наше коллективное будущее».
«Глобальный пик в добыче нефти изменит все
в нашем образе жизни. Никакое сочетание систем
альтернативных топлив не позволит нам вести дела в
привычном режиме, в привычной манере или, хотя бы
частично, так, как мы привыкли жить. Нам придется
менять наш образ жизни, умерить наши потребности и практически изменить масштабы всего того, что
мы делаем. …По мере движения по наклонной кривой
“нефтяного пика” Губберта наши неистовые усилия
будут опираться на экономию энергии, альтернативные источники энергии и открытие новых источников традиционных ископаемых топлив», – сказал он.
Меры по ограничению изменения климата. Подобные сантименты звучали на семинаре
Energy Market Consultants, где президент компании
М. Льюис заявил, что время убеждения людей потреблять меньше нефтепродуктов миновало. «Одного
убеждения и поощрений мало, их необходимо заставить потреблять меньше нефти».
Г-н Бехуриа в своем докладе акцентировал внимание на ведущей роли развитых стран в мерах, направленных на снижение выбросов парниковых газов.
«Уровни образования и выбросов СО2 в развитых странах, считая на душу населения, намного выше, чем
в современной Индии и в Индии будущего, – сказал
он. – Преодоление нищеты и экономический рост –
неопровержимые факты для Индии. Однако Индия и
Китай уже сегодня являются двигателями рекордно
высоких цен на уголь, с расширением сети электростанций, работающих на угле, на сотни процентов».
«В то время как развитые страны свидетельствуют об уменьшении своей доли в глобальном ВВП изза агрессивного вторжения развивающихся стран в
предстоящие десятилетия, в наших общих интересах
не допустить соревнования этих стран в стремлении
превзойти наши собственные уровни по выбросам
СО2. Развитый мир должен лидировать в борьбе против глобального потепления», – заявил он.
«Вы лидеры в вашем собственном праве, и мир
готов следовать вашему примеру», – заключил г-н
Бехуриа, обращаясь к уважаемой аудитории, состоявшей из «китов» нефтяного бизнеса.
Tim Lloyd Wright (Т. Л. Райт), редактор европейского отдела НР. Активный организатор форумов европейской нефтеперерабатывающей промышленности с 1997 г. Ранее
работал репортером ВВС и средств массовой информации по нефтяной тематике.
Проживает в Швеции, является инициатором движения по ограничению выбросов парниковых газов
в Швеции. Связаться с г-ном Райтом можно по адресу: tim.
wright@gulfpub.com.
ТОЧКА ЗРЕНИЯ
S. Romanow, научный редактор НР
«НЕУДОБНАЯ ПРАВДА» ОБ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЕ
И ЭНЕРГОСНАБЖЕНИИ
В настоящее время уже не задается риторический
вопрос «что будет, если произойдет изменение климата?» в средствах массовой информации и в специальных научных изданиях. Теперь на слуху вопросы
«Когда? Где? и Как?» правительства будут решать проблемы, связанные с изменением климата. Некоторые
ученые-климатологи связывают изменение климата с
увеличением выбросов парниковых газов (green-house
gases – GHG), особенно выбросов диоксида углерода.
«Неудобная правда» заключается в том, что изменение климата, энергетическая безопасность и экономическое развитие таким же образом связаны: и «невозможно разрешить одну дилемму, не фокусируя внимания на других…». Усилия по снижению GHG будут
также связаны с мерами, направленными на усиление
энергетической безопасности и устойчивое развитие
экономики как развивающихся, так и развитых стран.
Мега-проблема с комплексным решением. Экологи
полагают, что GHG это фактор, вносящий вклад в
№8 август 2008
изменение климата. Но экологи не могут «принять
участие в поедании изготовленного ими торта», когда речь заходит о разработке работоспособных программ, направленных на предотвращение изменения
климата.
Снижение выбросов парниковых газов до уровней, необходимых для эффективной остановки текущих изменений климата, потребует разработки
и осуществления многонациональных программ
сотрудничества. На недавно состоявшемся форуме
Института Бейкера по изменению климата сенатор
Дж. Керри заметил: «для решения проблем изменения климата необходима дифференцированная ответственность, которая, в сущности, является политической проблемой».
Другие неудобные истины. В планах предотвращения глобального потепления учитываются многие
факторы, среди которых можно отметить несколько
тревожных.
Новые электростанции будут работать на
угле. Большинство новых электростанций будут
построены в Китае и Индии. Обе страны обладают
значительными запасами угля, и будут использовать
71
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
его в качестве топлива для генерирования электроэнергии. 60 % мощностей, которые будут находиться
в эксплуатации в 2030 г., еще не построены.
Альтернативные топлива не заменят ископаемые топлива. Альтернативные источники энергии –
атомная, солнечная энергия и энергия ветра – незначительно вытеснят уголь и природный газ для
производства электроэнергии. В США новых атомных электростанций не будет до 2020 г.
Будет развиваться технология для предотвращения изменения климата. Слишком много групп,
включая климатологов, политиков, экологов, специальные группы по интересам и экспертов промышленности, уповают на новые технологии для ограничения выбросов парниковых газов.
В 2007 г. Министр энергетики США С. Бодмэн заявил, что «технология, способная ограничить изменение климата, даже еще не найдена. Потребуются
колоссальные усилия промышленности, правительства и ученых для поиска этих решений».
Новые идеи по снижению или предотвращению
выбросов GHG находятся в стадии исследования, но
прорыва пока не произошло. К сожалению, средства
массовой информации, политики и экологи внушают
уверенность в том, что новые технологии, которые
предотвратят изменение климата, будут найдены в
ближайшее время.
Снижение степени изменения климата и выбросов GHG
– долговременная проблема. Для разрешения пробле-
мы снижения выбросов GHG потребуется больше
времени, усилий и средств, о чем публично заявляют
законодатели. Ни одна компания или страна не может взять на свои плечи бремя изменения климата.
Предотвращение изменения климата это геополитическая, экологическая и политическая проблема.
Необходимость вовлечения промышленности. Выступая на недавно состоявшейся CERA Week
Conference, Дж. Малва, председатель Совета директоров и высшее должностное лицо компании
ConocoPhillips заявил: «До принятия федерального
акта может уйти год или два. Поезд отходит от станции без участия нашей промышленности. Почему
мы (нефтеперерабатывающая промышленность)
находимся в стороне? Нефтеперерабатывающая
промышленность обязана быть в вагонах экспресса,
мчавшегося в сторону решения проблем изменения
климата/выбросов СО2. В противном случае ожида-
ющийся правительственный акт и политика правительственных агентств бросят энергетическую промышленность под колеса этого экспресса».
Политика ограничения выбросов СО2 таит в себе
потенциал образования непреодолимых препятствий на
пути развития энергетики. Национальная и междуна-
родная политика в области ограничения выбросов
СО2 может привести к запрету строительства новых
и расширения существующих НПЗ, нефтехимических предприятий и электростанций. Это возможная
реальность, если не будет проводиться последовательная политика в поддержку свободной торговли и
энергетической безопасности.
Налоги на выбросы СО2. Поскольку добровольные
меры по снижению выбросов СО2 потерпели провал,
в обществе развернута широкая дискуссия по поводу
введения налога на выбросы СО2 или программ установления «верхних пределов и торговли квотами для
проматирования снижения выбросов GHG. Для разработки эффективных программ опять-таки необходим
трезвый, разумный подход со стороны правительств.
Введение индивидуальных национальных налогов
на выбросы СО2 может потенциально ограничить
торговлю и сузить свободные рынки, поставив под угрозу энергетическую безопасность. Альтернативным
решением является установление верхних пределов
и квот, но для этого необходимо проделать большую
работу по созданию многонациональных программ,
стимулирующих участие развивающихся стран.
Нет недостатка идей, направленных на разрешение проблем, связанных с изменением климата,
энергетической безопасностью и развитием экономики. Это уравнение со многими неизвестными.
Справедливо замечание г-на Малва: «Общество не
понимает какие усилия необходимы, что делать или
сколько это будет стоить. Мы не знаем захотят ли
люди платить такую цену до тех пор, пока правительство не разработает план действий и не передаст его
общественности в прозрачной форме».
Stepany Romanov (С. Романов), научный редактор Hydrocarbon Processing. Он имеет
ученую степень бакалавра по химической
технологии от Питсбургского университета
и 24-летний опыт работы в промышленности,
перерабатывающей углеводородное сырье.
Связаться с г-жой Романов можно по адресу:
editorial@HydrocarbonProcessing.com.
НР В ИНТЕГРАЦИОННЫХ СТРАТЕГИЯХ
T. Fiske, внештатный редактор
МОНИТОРИНГ И ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ
КРИТИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ
Критические условия происходят от нарушений
в производственном процессе, которые не были
своевременно устранены. Они приводят к отклонению установки от нормального режима эксплуатации. В зависимости от системы производства возмущения могут быстро нарастать с последствиями
от простой неприятности до катастрофы. Широкое
72
внедрение передовой технологии автоматизации,
отличающейся многогранностью и сложностью, затрудняют принятые решения обслуживающим персоналом в реальном масштабе времени для улучшения качества и эффективности или избегания критических условий, ведущих к неплановым простоям.
Поддающиеся профилактике аномальные условия
процессов являются источником потерь от 3 до 5 % общей мощности установки каждый год. Потери связаны со снижением производительности из-за простоев
оборудования, выпуска некондиционной продукции,
№8 август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
повреждения оборудования, возникновения опасных
ситуаций и причинения вреда окружающей среде.
Трудно обнаружить неисправность без соответствующих средств защиты. Технологическая установка, как правило, имеет несколько защитных слоев.
Первый слой – система управления. Его основная функция заключается в обеспечении безопасной и прогнозируемой работы оборудования. Второй слой – система безопасности, основная функция которой заключается в упорядоченном отключении оборудования, когда
система управления неспособна управлять процессом
в прогнозируемом режиме. В некоторых случаях третьим защитным слоем становится система пожарной
и газовой защиты. Эти системы работают реактивно
и дают операторам мало информации или наводящих
указаний. Функция управления критическим состоянием (critical condition management –ССМ) срабатывает в прогнозируемом режиме во всех этих защитных
слоях, обеспечивая руководящие указания и действия,
направленные на ликвидацию критических ситуаций.
Основные ССМ функции заключаются в дедуктивном аварийном уведомлении, поддержке прогнозируемых решений, руководстве персоналом,
дистанционном уведомлении и руководстве при ликвидации последствий аварий. Главное здесь заключается в обнаружении неисправностей, что усиливает ССМ путем выявления назревающих неполадок
прежде, чем они создают аварийную ситуацию.
Критические условия возникают в сложных ситуациях, вызываемых комбинацией факторов, одновременное свершение которых не ожидается. Число
переменных и их взаимодействие запутывают проблему и затрудняют обнаружение начала возмущений, ведущих к критическим состояниям, обслуживающим персоналом установки.
Для мониторинга процесса имеется много способов; однако, мультивариационные способы анализа
данных (multivariate data analysis – MVA), например,
анализ основных компонентов (principle component
analysis – РСА) и метод частичных наименьших
квадратов (partial least squares – PLS) особенно пригодны для обеспечения раннего распознания состояний, ведущих к неминуемым неполадкам. Основная
особенность РСА заключается в его способности моделировать процесс или набор качественных характеристик с меньшим, упрощенным набором переменных. С помощью имеющихся данных по процессу можно создать контрольную область, представляющую оптимальные условия эксплуатации. Данные
в реальном масштабе времени сравнивают с оптимальной контрольной областью для обнаружения и
прогнозирования потенциальных неполадок. Кроме
того, разложение модели РСА полезно для обеспечения анализа состояния процесса и определения причины неполадок в процессе.
Обнаружение неполадок дает операторам ценную
информацию об истинном состоянии процесса. Без
соответствующих способов обнаружения неполадок,
средств сигнализации и инструктирования операторов трудно справиться с критическими состояниями. В
действительности, человеческий фактор вносит основной вклад в возникновение критических ситуаций. Для
надлежащего предотвращения аномальных состояний
№8 август 2008
процесса еще до их выхода из-под контроля компании
нуждаются в мониторинге и анализе текущих данных в
реальном масштабе времени, средствах реагирования
на тревожные сигналы, диагностике коренных причин
и управлении операторами.
Обнаружение неполадок широко применяется
операторами, инженерами и ремонтно-техническим
персоналом. Оно помогает операторам достигать
лучших ситуационных оценок благодаря раннему
распознанию потенциальных производственных
проблем и позволяет им принимать надлежащие
меры по их предотвращению. Ранее предостерегающее обнаружение неполадок является неоценимым
средством для операторов, перегруженных множеством технологических данных. По мере старения
рабочей силы и ухода высококвалифицированных,
опытных операторов, менее опытным молодым рабочим и инженерно-техническому персоналу труднее
распознавать потенциальные неполадки и возможные сбои в эксплуатации оборудования.
Обнаружение неполадок – не только модное
средство в руках операторов, но и подспорье для
инженеров и ремонтно-технического персонала.
Оно вооружает инженеров структурной методологией определения нормальных рабочих диапазонов,
проведения детального анализа неполадок в процессе и установления более глубокого понимания
и взаимодействия сложных переменных процесса.
Обнаружение неполадок также помогает ремонтнотехническому персоналу осуществлять мониторинг
состояния основного оборудования, которое трудно
поддается обнаружению обычными способами.
Применение технологии обнаружения неисправностей. Внедрение этой технологии связано со значительными затратами времени и средств. Для этого
необходимы достаточный опыт и знания технологии
и знания процесса для успешного применения ССМ.
С учетом затрат времени и средств важно выбрать
способ, позволяющий получать приемлемый процент
на вложенный капитал. Пользователи должны применять эту технологию там, где неполадки трудно поддаются обнаружению, особенно в сложных ситуациях
с большим числом переменных, где неполадки могут
привести к таким серьезным последствиям как дорогостоящие простои или катастрофические эффекты,
где переменные трудно поддаются измерению и интеграции; и, где имеются симптомы, при которых раннее обнаружение неполадок оставляет достаточно
времени для принятия профилактических мер.
Tom Fiske (Т. Фиске), участник консультантской группы ARC Advisory Group,
Дедхем, Массачусетс, по автоматизации.
Г-н Фиске занимается исследование глобальных рынков средств автоматизации. Он автор научных исследований по
моделированию процессов, передовым
средствам управления технологическими процессами
в промышленности, перерабатывающей углеводородное
сырье. Д-р Фиске имеет ученые степени магистра и доктора по химической технологии, а также магистра по
управлению производством. Связаться с г-ном Т. Фиске
можно по адресу: info@arcweb.com.
73
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
НР В АССОЦИАЦИЯХ
с внушительной скоростью, и в настоящее время
в Ассоциации числится 55 членов. Члены CCSA выдвинули 11 предложений по CCS проектам в Англии,
ЦЕЛИ ПОЛИТИКИ И БИЗНЕСА
причем все они рассчитывают на поддержку со стоВ ОБЛАСТИ УПРАВЛЕНИЯ СО2
роны правительства.
Ассоциация по улавливанию и хранению диоксиКак правительство Великобритании, так и ЕС рада углерода (Carbon Capture and Storage Association –
ботают над нормативным документом, который буCCSA) основана в Лондоне. Judith Konigshofer
дет регламентировать хранение СО2 в целях
(Ю. Конигсхофер), ответственная за полиCCS. Это процесс с сильным вовлечением
тику этой ассоциации, дала интервью реCCSA. CCSA настойчиво добивается неотлождактору журнала Hydrocarbon Processing.
ной реализации программы демонстрационОсновные моменты этого интервью приведеных CCS-проектов и приветствует намерение
ны ниже:
Европейского Союза осуществить 10–12 CCSНР. Каковы цели создания CCSA?
проектов к 2015 г. Несмотря на то, что ассоциJ. Konigshofer. CCSA создана для предация испытывает глубокое удовлетворение по
ставления интересов ее членов в бизнесе,
связанном с улавливанием и геологическим J. Konigshofer поводу прогресса в разработке нормативных
документов в Англии, она, к сожалению, подобхранением диоксида углерода как средсных чувств не испытывает по поводу финансотвом борьбы с выбросами СО2 в атмосферу
вых стимулов. CCSA будет продолжать лоббирование
и потенциально как способа увеличения добычи исправительства Великобритании и Европейского Союза
копаемых углеводородов.
в создании долгосрочной структуры стимулирования,
Являясь нетехнической торгово-промышленной аскоторая позволит финансировать ССS-проекты.
социацией, CCSA уникальна по своему фокусированию
Намеченные на будущий год международные пена политических и бизнес-аспектах CCS и стремлению
реговоры будут иметь решающее значение для уск скорейшей разработке и реализации промышленных
тановления временных рамок по политике, связанпроектов, направленных на ограничение выбросов
ной с глобальным изменением климата после 2012 г.
CCS. CCSA выгодно тесное сотрудничество с правиВ 2008 г. в Польше будет проведен конгресс ООН по
тельством Великобритании, Европейской Комиссией
изменению климата, на котором будут согласованы
(ЕС) и международными институтами в поддержке
условия проведения конференции по той же темаусилий по разработке соответствующих нормативных
тике в Копенгагене в 2009 г. Поэтому очень важно,
документов для CCS с целью обеспечения стабильного
чтобы CCS были включены в повестку дня переговои надежного инвестиционного климата.
ров этого года с тем, чтобы CCS смогли играть значиНР. Каковы Ваши отношения с нефтеперерабатытельную роль в рамках предотвращения изменения
вающей промышленностью?
глобального климата после 2012 г.
J. Konigshofer. Членами CCSA является большинсНР. В связи с продолжающимся развитием митво крупных нефтегазовых компаний, поэтому отноровой экономики и внедрением новых форм произшения с нефтеперерабатывающей промышленносводства и добычи нефти как будет развиваться CCSA
тью очень тесные.
с учетом этих изменений?
НР. Почему нефтепереработчики должны расJ. Konigshofer. CCSA является первой в мире
сматривать улавливание СО2 как благоприятный
Ассоциацией своего рода, и она проявляет живой
бизнес, а не препятствие для прибыли?
интерес к разработке новых и прогрессивных вариJ. Konigshofer. Предполагается, что в будущем от
антов в целях дальнейшего совершенствования CCSвсех нефтепереработчиков мира потребуют минипроцесса. По мере роста доверия к CCS в других
мизации выбросов парниковых газов. Это создаст
странах, CCSA поддерживает создание подобных асумеренное игровое поле для CCS, и CCS тогда пресоциаций, что особенно примечательно, в основном в
вратится в благоприятную бизнес-возможность, а не
странах-членах Европейского Союза, а также в США.
источник затрат.
НР. Что Вы могли бы сказать о компании, рассматриЭто станет фактом, потому что нефтеперерабатывающей возможность вступления в Вашу организацию?
вающая промышленность повысит добавленную стоJ. Konigshofer. CCS – массивный глобальный рыимость нефтепродуктов в такой степени, что их можнок, находящийся в стадии развития, и, когда он соно будет включить в категорию экологически чистых
зреет, он будет измеряться триллионами долларов.
продуктов с выбросами, близкими к нулю. Оборот
Вступление в CCS придало бы компании дополнибудет пропорционально увеличиваться, и, соответстельный импульс к разрешению проблем, мешаютвенно, общая прибыль.
щих осуществлению CCS проектов, наряду с вступВ Англии в одном из предлагаемых проектов, свялением в CCS бизнес-сообществ, причем компании
занных с экологически чистой энергией, сконцентполучат шанс на ранней стадии «поймать жар-птирировано несколько технологий, эффективно сницу» участия в этом необъятном рынке.
жающих выбросы СО2 на одной четверти нефтеперерабатывающих мощностей этой страны.
Связаться с редактором раздела «Новости» НР гНР. Назовите некоторые из недавних достижений
ном B. Thinnes (Б. Тиннес) можно по адресу: bt@
и цели на ближайшее будущее?
HydrocarbonProcessing.com.
J. Konigshofer. С момента основания ассоциПеревел Г. Липкин
ации в марте 2006 г. число членов увеличивалось
B. Thinnes, редактор раздела «Новости» НР
74
№8 август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РАЗРАБОТКИ
ПЕРСПЕКТИВЫ
ХИМИЧЕСКОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ МИРА
T.K. Swift, M. Gilchrist Moore, American Chemistry Council, Вирджиния
*
Эффект Пигу (Pigon effekt) – рост потребительского
спроса под влиянием реальной стоимости кассовых остатков,
вызванного понижением цен. – Прим. пер.
№8 август 2008
Африка
и Ближний Восток
Латинская
Америка
Другие
страны АТР
Япония
Западная
Европа
Центральная и
Восточная
Европа
ДИНАМИКА РАЗВИТИЯ ЭКОНОМИКИ
Глобальная экономика находится на гребне волны прошлогоднего подъема (5 % по паритету покупательной способности) в 2007 г. с прогнозируемым
сохранением темпа роста в 2008 и 2009 гг. Многое в
Западной Европе предвещает более высокий прирост, чем в последние годы, и, несмотря на некоторую слабость Японии, рынки Китая, Индии, многих
азиатско-тихоокеанских стран развиваются высокими темпами, опережая США и другие западные страны (рис. 1). По данным Международного Валютного
Фонда глобальный ВВП в 2006 г. возрос на 5,4 %, что
являлось лучшим за четырехлетний период с начала
70-х гг. Невзирая на явное замедление роста в США,
глобальный рост будет продолжаться благодаря высоким темпам экономического роста развивающихся стран. Под мощным влиянием глобализации рост
мировой экономики в 2008–2009 гг. составит 4,6 %
в год (табл. 1 и 2). Рост мировой торговли, очевидно,
достиг пика, но, тем не менее, в предстоящие два года
мировая торговля будет увеличивать объем с темпом
в 1,5 раза выше, чем в 2008 и 2009 гг.
Ситуация в США. Экономика США, несомненно,
утратила прежний темп развития из-за спада в жилищном строительстве. Однако в других сферах экономики (за исключением жилищного строительства)
положение фактически прочное благодаря росту
экспорта и устойчивости потребительских расходов
в результате неуклонного расширения численности
рабочих мест и повышения доходов населения, но
рост замедлится из-за негативных эффектов Пигу*
вследствие падения цен на жилье и повышения стоимости капитала. Любое дополнительное, значитель-
Самый большой прирост ВВП в развивающихся рынках
Северная
Америка
В конце 2007 г. стало ясно, что темпы роста мировой экономики замедляются. Спад в домостроительстве США пагубно отразился на проблемах кредитования, причем эти негативные явления получили
распространение и в других странах. Общий вывод
сводится к тому, что США смогут избежать спада,
но будут переживать замедление темпов роста с более благоприятными перспективами для глобальной
экономики. Для химической промышленности США
устойчивый рост экономики в европейских странах
и слабый доллар обеспечат дополнительный экспортный спрос, что обеспечит активное торговое сальдо
и новый подъем объема производства.
Изменение реального ВВП, %
Многие факторы изменяют облик экономики химической промышленности – не все из них контролируются
производителями
Рис. 1. Валовой внутренний продукт (ВВП) различных регионов
с 2008–2009 гг.
ное ослабление жилищного строительства наряду
с замедлением создания дополнительных рабочих
мест может поставить экономику США в условия,
типичные для рецессии.
Тем не менее, наиболее вероятным сценарием
является развитие экономики США ниже среднего
тренда на протяжении нескольких кварталов.
За пределами США. Сильный экономический
рост ожидается в Азиатско-Тихоокеанском регионе и Восточной Европе. Кроме того, повышение цен
на товары будет способствовать экономическому
росту в Африке, на Ближнем Востоке и Латинской
Америке.
В 2007 г. ежегодный глобальный прирост промышленного производства стал более умеренным, но все
еще на высоком уровне (рис. 2). Загрузка мощностей во многих отраслях промышленности остается сравнительно высокой – вследствие низких
инвестиций на протяжении последних 10 лет.
Производство в Китае и в странах АТР остается на
сильных позициях.
Основные показатели глобального промышленного производства свидетельствуют о том, что текущий
цикл роста достиг пика и начнет снижаться. После
6,2%-ного прироста промышленного производства в
2006 г. активность станет более умеренной в последующие годы до 2009 г. включительно. Крупными центрами роста и впредь будут Китай, Восточная Азия и
некоторые европейские страны.
Высокие риски. Риски все еще довольно высоки, в связи с чем возможна недостаточно радужная
перспектива с точки зрения экономического роста.
75
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Риски в конце экономических циклов усугубляются, а экономические спады более резко выражены.
Проблемы, вероятно, будут обостряться, прежде чем
начнется улучшение.
Ожидается ужесточение условий кредитования, что приведет к застою в производстве в 2008 г.
Последние повышения цен на нефть усиливают
неопределенность. Дальнейшее повышение цен
из-за нарушения поставок может породить глобальный экономический кризис. Экономика Китая
обнаруживает признаки «мыльного пузыря» как
в акционерном капитале, так и в ценах на землю.
Потенциальный кризис в Китае (важном локомотиве мировой экономики) является еще одной угрозой,
Изменения, % в год
HYDROCARBON PROCESSING: РАЗРАБОТКИ
14
CLI+6
12
Мировое производство
10
8
6
4
2
0
–2
’94 ’95 ’96 ’97 ’98 ’99 ’00 ’01 ’02 ’03 ’04 ’05 ’06 ’07
Источник: OECD, various national statistical agencies,
ACC analysis
Рис. 2. Глобальное промышленное производство с 1994–2007 гг.
Таблица 1. Глобальные макроэкономические показатели
Регионы
Процент изменений по годам
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
ВВП
Северная Америка
4,0
0,8
1,6
2,4
3,6
3,1
3,0
2,2
2,5
3,0
Латинская Америка
4,3
0,6
–0,3
3,3
8,5
6,3
7,0
6,9
6,0
5,2
Западная Европа
4,6
2,3
1,3
1,3
2,8
2,0
3,4
3,2
2,6
2,6
Центральная и Восточная
Европа
7,3
4,9
4,3
6,6
7,3
5,7
6,9
6,9
6,1
5,6
Африка и Ближний Восток
4,9
1,5
4,1
5,5
5,6
5,3
5,3
5,2
5,6
5,0
Азиатско-Тихоокеанский
регион
6,5
4,4
5,6
6,5
7,3
7,2
?.?
7,7
7,3
6,8
Суммарный мировой ВВП
4,8
2,5
3,1
4,0
5,3
4,8
5,4
5,0
4,7
4,6
Объем мировой торговли
12,2
0,2
3,5
5,5
10,8
7,5
9,2
6,9
7,3
6,9
Северная Америка
4,8
–3,5
0,1
0,9
4,0
3,0
3,8
1,8
2,2
3,1
Латинская Америка
7,2
–0,3
–0,9
3,0
9,4
5,6
6,8
6,9
6,1
5,4
Западная Европа
5,6
–0,2
–1,0
0,1
1,5
0,7
3,8
3,3
2,5
2,4
Центральная и Восточная
Европа
9,9
4,9
3,9
7,8
8,4
4,5
6,6
7,6
6,3
5,8
Африка и Ближний Восток
5,2
0,2
3,2
3,8
5,1
3,9
4,6
4,4
4,3
4,3
Азиатско-Тихоокеанский
регион
9,0
2,4
6,6
9,4
10,7
9,0
10,1
9,9
9,4
8,5
Суммарное мировое
промышленное
производство
6,8
0,1
2,3
4,2
6,3
4,7
6,2
5,6
5,2
5,0
Северная Америка
3,8
3,1
1,9
2,5
2,8
3,4
3,1
2,8
2,6
2,4
Латинская Америка
8,3
7,1
13,6
15,8
8,3
8,8
7,3
7,2
7,6
7,1
Промышленное производство
Потребительские цены
Западная Европа
2.4
2,7
2,5
2,4
2,3
2,5
2,6
2,3
2,3
2,3
Центральная и Восточная
Европа
21,5
16,9
10,9
9,4
8,7
9,3
7,2
7,0
6,5
5,5
Африка и Ближний Восток
12,3
12,5
12,1
8,9
6,3
6,3
6,5
8,0
7,0
5,9
Азиатско-Тихоокеанский
регион
1,3
2,0
1,3
1,9
3,2
2,8
3,2
3,5
3,3
3,2
Суммарная мировая
инфляция
4,2
4,0
3,3
3,5
3,6
3,7
3,6
4,3
4,1
3,9
Источники: IMF, OECD, различные национальные статистические офисы и АСС анализ
76
№8 август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
130
120
8
7
6
5
4
3
2
1
0
–1
–2
Изменения, % в год
Глобальный индекс объема производства
HYDROCARBON PROCESSING: РАЗРАБОТКИ
110
100
90
80
70
60
’89 ’90 ’91 ’92 ’94 ’95 ’96 ’97 ’98 ’99 ’00 ’01 ’02 ’03 ’04 ’05 ’06 ’07
Изменения по годам, % – 3 ММА
Индекс объема производства глобального химического
бизнеса 3 ММА
Рис. 3. Индекс объема производства глобального химического
бизнеса с 1989–2007 гг.
которая всегда присутствует на рискованных финансовых рынках в условиях глобальной диспропорции. Высокие и постоянно растущие цены на товары
с угрожающе высокими уровнями инфляции, в сочетании с высокими темпами экономического роста
могут привести к более агрессивному ужесточению
денежно-кредитной политики, что таит в себе угрозу ослабления темпов роста экономики после 2008 г.
И, наконец, такие факторы как, птичий грипп, еще
одна террористическая атака или другие непредвиденные обстоятельства могут привести к застою
в мировой экономике. Свидетельств начала кризиса пока нет, но сложившиеся условия вполне могут
способствовать развитию глобальной экономики по
кризисному сценарию.
ГЛОБАЛЬНЫЙ ХИМИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
В 2007 г. глобальный бизнес в химической промышленности следовал общим тенденциям, типичным для промышленности как таковой (рис.
3 и табл. 1). Общая активность глобального химического бизнеса, измеряемого 2,85 трлн долл.,
стала более умеренной. В некоторых странах
(Сингапуре, Тайване и др. странах) активность повысилась. Самый значительный прирост наблюдался в Китае, в странах Азиатско-Тихоокеанского
региона, Африке, Ближнем Востоке, Центральной и
Восточной Европе.
В 2007 г. глобальный бизнес в химическом производстве увеличился на 4,1 % по сравнению с пиковым приростом на 5,3 % в 2004 г. В 2008 г. прогнозируется прирост на 4,3 % и на 4,2 % в 2009 г. В ближайшие два года самый быстрый рост будет иметь место
в Азиатско-Тихоокеанском регионе, Африке и на
Ближнем Востоке, Центральной и Восточной Европе
и Латинской Америке (рис. 4). Наиболее заметные
положительные перспективы прогнозируются для
Китая, Индии и России, неплохие перспективы прогнозируются для Кореи, Сингапура и Тайваня на
2009 г.
Среди развитых стран самый высокий прирост ожидается в Ирландии и Германии. Более
скромны перспективы для других развитых стран.
В США и Японии прирост будет лишь номинальным,
№8 август 2008
а в Италии ожидается снижение с незначительным
оживлением в 2009 г.
Глобальная химическая промышленность в 2006 г.
инвестировала 190,6 млрд долл. в новые производственные мощности и оборудование (рис. 5) с увеличением до 220 млрд долл. в 2007 г. (на 15,5 %).
В 2008 г. глобальные капиталовложения возрастут
на 14,8 % и достигнут 253 млрд долл., затем снизятся в 2009 г. до 12,3 % прироста с абсолютной суммой 284 млрд долл.
Основная масса приращений будет приходиться
на АТР в период с 2006 по 2009 гг., 15 % прироста будут приходиться на Африку и Ближний Восток.
ХИМИЧЕСКАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ США
В химическом бизнесе США, измеряемом
637 млрд долл., в 2007 г. произошло снижение производства вследствие умеренной корректировки товарных запасов, связанных с жилищным строительством и с ипотечным кредитованием. В табл. 2 и 3
приведены данные, характеризующие состояние
экономики США. В третьем квартале 2007 г. спрос
и предложение на рынке снова сбалансировались,
и промышленность переживает подъем. Товарные
запасы на уровне производителя и дистрибьютора
остаются низкими, создавая площадку для повышенных заказов, следовательно, для расширения
производства.
Химический бизнес США наталкивается на противодействие. Крупный риск на данном этапе цикла заключается в неустойчивости цен на природный
газ. Хотя цены ниже, чем в послеураганный период
и ниже по сравнению с ценами на нефть, все еще остаются диспропорции с точки зрения долгосрочного
спроса/предложения. Всестороннее энергоснабжение, включая добычу газа во внешнем капитальном
шельфе и в других новых местах, намного умерила
бы неустойчивость цен на газ и способствовало бы
укреплению позиций промышленности и поддержание добавленной стоимости, которую химия привносит в экономику США.
ТОРГОВЛЯ
В 2007 г. достигнуты крупные успехи в экспорте и в улучшении торгового баланса химической
промышленности США. В 2007 г. экспорт США увеличился на 15 % и достиг 15,8 млрд долл., а импорт
возрос на 8,2 % до 154,3 млрд долл. В результате торговый баланс в химической промышленности изменился (7,8 млрд долл. – дефицита до 0,5 млрд долл.
профицита впервые с 2001 г.). Торговые профициты и дефициты по отдельным сегментам глобальной
химической промышленности представлены в табл.
4 по крупным странам и регионам.
За пределами США потребление будет продолжать расти, а доллар падать, что будет способствовать: дальнейшему увеличению экспорта из США
в 2008 г., импорт подорожает, и положительное
мировое сальдо по химической продукции достигнет 2,1 млрд долл. Ожидаемое усиление доллара в
2009 г. приведет к снижению темпов роста химического экспорта. Следовательно, импорт будет
77
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Рис. 4. Изменения объема производства химической продукции
по крупным регионам: 2006–2009 гг.
Затраты
Изменения по годам
Изменения по годам, %
Капитальные затраты в химической
промышленности, млрд долл.
Африка
и Ближний Восток
Центральная
и Восточная
Европа
Латинская
Америка
Другие
страны
АТР
Япония
Западная
Европа
Северная
Америка
Изменения в объеме производства, %
HYDROCARBON PROCESSING: РАЗРАБОТКИ
Рис. 5. Глобальные капитальные затраты в химической
промышленности с 1989–по 2009 гг.
Таблица 2. Макроэкономические показатели США
Регионы
Процент изменений по годам
2003 2004
2005
2006
2000
2001
2002
3,7
0,8
1,6
2,5
3,6
3,1
Потребительские расходы
4,7
Промышленное производство
4,5
Продажи легковых автомобилей
17,6
Жилищное строительство
1,57
Потребительские цены
3,4
10-летний налоговый сертификат
6,03
казначейства, %
Безработица, %
4,0
Объем конечного потребительского рынка
Горнорудное производство
2,3
Строительство
2,2
Продовольствие, напитки и табачные
1,4
изделия
Текстильное производство
1,6
Предметы одежды
–4,9
Древесные продукты
–1,5
Бумага
–2,1
Печатные издания
0,6
Нефть
0,3
Продукты из каучука и пластиков
1,1
Неметаллические минеральные
0,0
продукты
Железо и сталь
–1,0
Цветные металлы
–7,8
Металлические изделия
4,0
Компьютеры
16,5
Полупроводники и электроника
62,9
Предметы домашнего обихода, приборы
5,9
Автомобили и запчасти
–0,6
Мебель
1,5
Энергетические мощности
2,9
2,5
–3,5
17,0
1,60
2,8
5,02
2,7
0,0
16,8
1,71
1,6
4,61
2,8
1,1
16,6
1,85
2,3
4,02
3,6
2,5
16,8
1,95
2,7
4,27
4,7
5,8
6,0
0,9
–4,4
–0,3
–4,3
–0,5
–0,9
–7,7
–14,3
–6,4
–5,7
–6,1
0,3
–5,8
–3,8
–9,6
–9,7
–7,3
0,8
6,9
–3,6
–8,9
–6,4
–0,5
Макроэкономические показатели
ВВП
2007
2008
2009
2,9
2,1
2,4
3,0
3,2
3,2
17,0
2,07
3,4
4,29
3,1
4,1
16,5
1,80
3,2
4,79
2,9
2,0
16,1
1,36
2,8
4,69
2,1
2,6
16,0
1,16
2,5
4,77
2,8
3,2
16,3
1,41
2,3
5,03
5,5
5,1
4,6
4,6
5,0
4,9
–0,1
–0,2
2,0
–0,6
2,0
0,5
–1,6
4,8
3,6
2,6
3,6
3,3
–0,6
–0,9
3,8
1,2
0,3
1,9
0,9
2,5
1,7
–4,0
–21,4
2,5
1,0
–5,9
1,9
2,6
–0,3
–1,6
–7,7
0,9
–2,7
–3,7
–2,5
0,1
0,9
5,4
–13,9
3,6
0,8
0,7
9,4
1,2
3,1
5,4
–3,4
6,3
0,5
1,9
2,9
1,0
3,9
–2,0
1,5
–3,2
–0,1
4,4
0,9
3,5
4,0
–7,5
–0,3
–8,8
–0,8
0,9
0,4
2,2
–1,1
–4,2
–2,0
–3,0
0,7
1,2
1,9
3,1
1,0
–2,9
–3,6
0,2
1,1
1,2
1,6
2,8
0,9
–0,3
3,8
–3,0
03,7
14,0
–1,3
10,3
4,4
3,1
0,8
–1,3
–1,1
8,2
24,4
3,9
3,5
–1,8
1,9
15,5
2,5
0,2
1,0
20,5
4,9
0,2
2,9
1,4
–5,7
1,9
4,2
21,7
20,7
–1,1
–0,1
3,5
2,0
6.4
0,5
5,4
15,3
36,1
–0,2
–1,4
0,2
–0,3
–2,4
0,7
1,9
18,5
17,5
–2,5
–2,5
–4,2
3,4
2,9
1,5
2,8
8,1
10,7
0,1
0,6
–0,2
2,5
2,1
1,1
2,3
7,7
12,4
1,7
2,0
0,3
2,3
Источники: Бюро по переписи, Бюро по экономическому анализу, Бюро статистики по труду, Федеральный резервный фонд
и АСС анализ.
78
№8 август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РАЗРАБОТКИ
Таблица 3. Торговые балансы США в химической промышленности
Балансы
2005 г. 2006 г. 2007 г.
Суммарные торговые балансы
химической промышленности,
млн долл.
2008 г.
2009 г.
–8,6
–7,3
–0,5
–2,1
–1,8
–14,0
–17,8
–19,3
–20,5
–22,0
По сегментам
Фармацевтические продукты
Суммарно, за исключением:
фармацевтических продуктов
5,6
10,5
19,8
22,6
20,2
–0,9
–0,4
–0,4
0,4
0,2
сельскохозяйственных
химикатов
0,0
0,6
–0,4
0,2
0,0
специальных продуктов
–6,7
–6,2
–4,4
–3,6
–4,0
базовых химических продуктов
13,2
16,5
25,0
25,6
24,0
Канада
1,4
0,8
0,1
0,4
0,4
Мексика
10,5
12,2
9,5
9,1
10,0
5,6
6,8
7,8
8,0
8,2
–31,8
–32,6
–22,8
–20,5
–22,8
Центральная и Восточная
Европа
–2,3
–2,1
–1,5
Африка и Ближний Восток
–1,2
–1,0
–0,2
Япония
–0,6
0,4
0,4
Китай
0,1
–0,1
0,8
Другие страны АТР
9,4
7,9
6,4
продуктов широкого
потребления
По регионам
Латинская Америка
Западная Европа
нарастать, и торговый баланс, вероятно, вернется
в положение дефицита.
ОБЪЕМЫ ПРОИЗВОДСТВА
ПО ОТДЕЛЬНЫМ СЕГМЕНТАМ
Замедление роста производства привело к ослаблению бизнеса в химической промышленности США в конце 2006 г. и продолжалось в 2007 г.,
вследствие чего накопились товарные запасы у потребителей с негативными последствиями для производства. Данные, приведенные в табл. 4, основаны на производственных индексах Федерального
Резервного Совета (Federal Reserve Board), подлежащих пересмотру.
Основные показатели производственной деятельности, однако, свидетельствуют об умеренных успехах в потреблении. Темпы прироста достигнут 2,1 %
в 2008 г. и 2,3 % в 2009 г. На ближайшую перспективу
прогнозируется резкое увеличение экспорта.
Промышленность, однако, чувствительна к нескольким рискам. Высокие неустойчивые цены на
№8 август 2008
энергию относятся к основным
рискам. Замедление экономического развития США и снижение
деловой активности приведут
к снижению потребления внутри
страны, а замедление роста мировой экономики может негативно
отразиться на американском экспорте.
ОБЪЕМЫ ПРОИЗВОДСТВА
ПО РЕГИОНАМ
С точки зрения состояния химического бизнеса по отдельным
регионам США складывается
смешанная ситуация. Многие
регионы в 2007 г. испытывали
трудности. Суммарный рост в
2007 г. составил 2 % благодаря
оживлению в производстве нефтехимической продукции и органики главным образом на побережье Мексиканского Залива.
В 2008 и 2009 гг. прогнозируется
рост производства и потребления
в среднеатлантическом и западном регионах, где фармацевтические продукты являются важными компонентами.
ОТГРУЗКА СЫРЬЯ
И ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ
Высокие затраты на сырье
0,0
0,0
и другие (альтернативные) источники энергии и повышение ко0,5
0,4
эффициента пользования производственных площадей привели
0,6
–1,0
к повышению цен на химическую
5,3
4,8
продукцию и способствовали повышению уровней отгрузок.
В 2006 г. отгрузки возросли на 5,4 % и достигли
637 млрд долл. В 2007 г. прирост был незначительным, и стоимость отправленных грузов составила
639 млрд долл. На 2008 г. прогнозируются отгрузки
на 654 млрд долл., а на 2009 г. – 676 млрд долл.
–1,3
–1,8
ЗАГРУЗКА ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ МОЩНОСТЕЙ
По мере расширения объемов производства
в 2007 г. ощущалась напряженность в общем коэффициенте использования мощностей, составившим
78,6 %, к 2009 г. он достигнет 80 %.
ЗАТРАТЫ НА НИОКР
В 2006 г. химическая промышленность США инвестировала 26,1 млрд долл. в научные исследования
и разработки. Это по заниженным данным National
Science Foundation, в действительности ассигновано
более 33 млрд долл.
В результате низкой прибыльности производства
в начале нынешнего десятилетия нефтехимические
компании снизили свою активность в НИОКР и по
79
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РАЗРАБОТКИ
Таблица 4. Динамика и перспективы развития глобальной химической промышленности
Регионы
Процент изменений по годам
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Химическое производство
США
1,5
–1,8
7,2
1,4
4,3
2,2
2,1
1,3
2,1
2,3
Канада
11,0
3,1
3.5
4,2
4,6
0,9
1,4
–0,3
1,6
2,8
Мексика
3,9
–3,2
–1,0
1,1
2,7
1,7
1,4
1,6
2,3
1,9
Северная Америка
2.1
–1,6
6,7
1,5
4,2
2,1
2,1
1,2
2,1
2,3
Бразилия
1,5
–0,3
1,1
0,7
8,6
5,5
–0,4
1.2
2,5
2,8
Прочие
8,1
3,9
–0,3
7.1
10,3
7,2
6,7
3,9
4,2
4,1
Латинская Америка
5.1
2,1
0,3
4,3
9,5
6,5
3,7
2,7
3,5
3,5
Франция
5.1
2,9
0,9
3,1
3,2
2,5
3,2
3,9
2,
2,4
Германия
3,3
–1,5
2,9
0,6
2,3
5,4
3,9
5,1
3,0
2,6
Италия
2,2
–2,5
2,8
–1,3
1,0
–0,4
3,3
–1,3
1,6
2,0
Великобритания
5,4
6,0
–0,1
0,8
3,5
0,0
3,3
–0,3
1,9
2,6
Бельгия
11,9
–2,4
8,8
6,1
6,6
–4,2
2,1
1,2
1,9
2,5
Ирландия
12,7
25.5
27,0
1,7
–3,2
–4,8
5,7
6,2
4,7
4,1
4,6
11.1
10,3
0,9
6,5
–1,2
4,5
2,8
2,8
3,1
Испания
–0,4
0,6
2,2
4,6
–0,9
0,2
3,6
1,5
2,6
2,9
Швеция
8,6
11,4
7,7
9,8
5,8
0,6
6,7
–8,3
3,1
3,2
Швейцария
9,1
4,8
5,9
8,0
5,3
7,9
10,0
3,7
4,7
3,3
Прочие
7,1
3,6
3,1
1,0
–1,2
5,6
0,9
2,0
2,2
2,1
Западная Европа
4.9
2,7
4,2
2,1
2,5
1,8
4,0
2,3
2,7
2,7
Россия
14,0
6,9
5,9
5,5
7,0
2,8
2,1
7,2
4,5
3,9
Прочие
6,1
2,8
5,0
6,9
6,2
4,0
9,0
6,8
4,8
5,2
Центральная и Восточная
Европа
10,2
5,0
5,5
6,1
6,6
3,3
5,2
7,0
4,6
4,5
Африка и Ближний Восток
5,9
7,1
16,0
7,9
15,6
6,8
7,5
4,7
5,6
5,7
Япония
1,8
0,2
–1.1
1,9
1,7
–0,3
–1,8
0.0
1,0
1,5
АТР (кроме Японии)
13,9
7,4
8,8
10,1
10,3
11,8
11,8
11,1
9,1
8,4
Китай
15,9
10,1
11,5
18,4
13,5
19,0
21,1
19,2
12,4
11,3
Индия
7,4
4,3
6,0
3,4
17,0
10,7
7,4
10,0
7,6
8,0
Австралия
0,7
2,2
4,0
1,5
–3,5
–0,7
–7,9
1,2
3,8
3,6
37,7
23,2
15,0
1,2
5,3
6,9
2,4
4,5
8,2
6,6
Нидерланды
Корея
Сингапур
1.3
1,9
8,2
7,2
7,3
3,9
1,9
4,4
7.3
6,7
Тайвань
9,6
–5,9
1,1
10,0
5,8
–2,1
2,2
4,5
5,5
6,0
Прочие
2,2
–5,1
–2,0
5,6
8,6
9,0
2,6
4,2
5,0
4,9
Азиатско-Тихоокеанский
регион
8,0
4,1
4,4
6,6
6,8
7,1
6,9
6,4
5,7
5,5
Общий объем производства
по странам/регионам
5,1
2,0
5,3
3,6
5,3
4,0
4,5
4,1
4,3
4,2
Прочие показатели химической промышленности
Капиталовложения в
химическое производство,
млрд долл.
Изменение, %
113,5
111,7
117,0
125,0
145,2
166,3
190,6
220,2
252,7
283,8
–4,2
–1,6
4,7
6,8
16,2
14,5
14,6
15,5
14,8
12,3
Источник: АСС
80
№8 август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Затраты
Изменения по годам
Изменения по годам, %
Капитальные затраты химической
промышленности США, млрд. долл.
HYDROCARBON PROCESSING: РАЗРАБОТКИ
Рис. 6. Капитальные затраты химической промышленности
США с 1989–2009 гг.
мере оживления промышленности постепенно увеличивали инвестиции. Данные показывают, что более 14 % прироста доходов компаний-производителей базовых и специальных химических продуктов,
достигается за счет новых продуктов и услуг, разработанных в последние 5 лет.
В 2007 г. затраты на НИОКР составили 27,1 млрд долл.
В 2008 г. они увеличатся на 4,4 % и составят 28,3 млрд
долл., а в 2009 г. повысятся на 4,9 % до 29,7 млрд. долл.
КАПИТАЛЬНЫЕ ЗАТРАТЫ
Расширение мощностей и самые плохие условия
для бизнеса в сочетании с низкой прибыльностью
создали трудную атмосферу для капиталовложений
в период с 2000 по 2003 гг. Гнетущая неопределенность, наряду с неустойчивыми ценами на сырье и
энергию мешали капиталовложения. Устойчивые
капиталовложения, поэтому, играли большую роль в
этом десятилетии.
Циклы капиталовложений, как правило, отстают
от циклов промышленной активности. Повышение
прибылей создало платформу для умеренного увеличения инвестиций в новые процессы и оборудование. Повышение степени загрузки производственных мощностей может пробудить новую волну
инвестиций со стороны промышленности. В 2006 г.
капитальные затраты увеличились на 6,5 % и достигли 22,5 млрд долл., в 2007 г. – 23,8 млрд долл.,
в 2008 г. – 25,3 млрд долл. (на 6,3 %) и 26,8 млрд
долл. (6 %) в 2009 г., в соответствии с краткосрочным прогнозом.
Самая большая доля капитальных затрат приходится на расширение производственных мощностей и замену изношенного и морально устаревшего
оборудования. Кроме того, большинство новых мощностей рассчитано на выпуск существующего ассортимента продуктов. Усиленное капиталовложение
в новые мощности для существующих продуктов характерно для компаний, производящих специальные
химические продукты.
Учитывая зрелость рынка и перемещение отраслей промышленности – потребителей химической продукции за пределы США, химические
компании смещают инвестиции в сторону реги-
№8 август 2008
онов с более низкими затратами на сырье (и рабочую силу), а также в рынки с более высокой
динамикой. Отсутствие всеобъемлющей энергетической политики США, обеспечивающей адекватные и диверсифицированные поставки, будет
сдерживать инвестиции (и последующее создание
дополнительных рабочих мест). Химические компании США намерены снизить свою долю в бюджетах капитальных затрат с 63 % в 2006 г. до 48 %
в 2011 г. Они намерены значительно увеличить
капиталовложения в Африке и Ближнем Востоке
с 2 % в 2006 г. до 15 % в 2011 г.
ЗАНЯТОСТЬ/ОПЛАТА ТРУДА
С 1999 г. химическая промышленность потеряла
более 110 тыс. рабочих мест. Это обусловлено возникновением ряда отраслевых бизнес-проблем на
протяжении нескольких лет. Суммарная занятость
в химической отрасли в 2007 г. составила 872 500 рабочих мест, что на 0,4 % выше уровня 2006 г.
(268 700 мест). Это первый прирост за последние
девять лет. В перспективе ожидается дальнейшее
снижение занятости в связи с тем, что повышение
производительности труда опережает увеличение
объема производства. Фармацевтический сегмент,
на долю которого приходится одна треть занятости
в химической промышленности США, не подвержен
такому воздействию цен на сырье. Поэтому рост занятости в фармацевтическом секторе более чем компенсируется снижением занятости в остальных секторах. В результате занятость в 2008 г. снизится на
2,2 % и на 1,8 % в 2009 г.
Перевел Г. Липкин
Thomas Kevin Swift (Т. К. Свифт), главный экономист American Chemistry Council (ACC) в Арлингтоне
(Вирджиния), ответственный за экономический анализ
и прочие анализы рынков, сырья, торговли, налогообложения, конкуренции и инноваций, а также за мониторинг условий бизнеса и новых тенденций в отечественном
и глобальном химическом бизнесе. До поступления на работу в АСС д-р Свифт занимал ответственные посты в научно-исследовательских и консультационных компаниях.
Д-р Свифт начиная свою карьеру в Dow Chemical USA.
Имеет ученые степени бакалавра, магистра и доктора.
Преподает в University Mary Washington.
Martha Gilchrist Moore (М. Г. Мур), старший экономистконсультант АСС и в этом качестве обеспечивает экономический анализ документов, находящихся на рассмотрении Конгресса по представлению АСС. Она работает над
статистическими программами и публикациями, включая «Руководство по бизнесу в химии». До поступления
в АСС руководила техническими программами в National
Mining Association, совместно с Министерством энергетики США. Г-жа Мур имеет ученую степень магистра от
Индийского университета. Выпускница университета
Северной Каролины. Член Национальной ассоциации
по бизнес-экономике и Ассоциации США по экономике
энергетики.
81
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РАЗРАБОТКИ
ПЕРСПЕКТИВЫ МИРОВОГО ПРОИЗВОДСТВА
МЕТАНОЛА
J. Jordan, Jim Jordan and Associates, LLP, Хьюстон, Техас
ИСТОРИЧЕСКИЙ ЭКСКУРС
На рис. 1 показан ретроспективный обзор глобальных цен на МеОН с 1990 г. по настоящее время. Как видно из рисунка, цены до 2003 г. оказались
бы пределом мечтаний для современных потребителей. И в действительности, спотовые цены на метанол в 1998 г. упали до уровня ниже 20 цент/галл.
В декабре 1998 г. средняя контрактная цена составляла 30 цент/галл (100 долл. за тонну, причем это без
скидок). Среднегодовая контрактная цена для побережья Мексиканского залива США и Европы в
первом квартале 1999 г. составляла 28 цент/галл
(23 долл/т), а среднеквартальная цена в Европе
составляет 102 долл/т. В первом квартале 2002 г.
среднегодовая контрактная цена в США составляла 36 цент/галл, а в Европе – 110 долл/т. С учетом
5%-ной инфляции эти низкие цены выросли бы до
46 цент/галл в США и 140 долл/т в Европе. В декабре 1994 г. самая высокая цена в США составляла
150 цент/галл (499 долл/т). В Европе в I квартале
1995 г. – 542 долл/т.
СОСТОЯНИЕ СОВРЕМЕННОГО РЫНКА МЕОН
В КИТАЕ
Значительная часть данных по поставкам и потреблению МеОН в Китае основана на информации,
опубликованной правительством страны и заимствованной из других источников. Эти данные, к сожалению, не всегда последовательны. По недавно
опубликованным данным в 2007 г. было произведено
10,8 млн т МеОН. Нетто-импорт превысил 1,2 млн т.
Китай способен производить около 12 млн т МеОН
при 90%-ной загрузке производственных мощностей.
Судя по этим данным, Китай традиционно потребляет 9 млн т МеОН по прямому назначению. Остальное
82
Побережье GOM
Роттердам
280 долл/т
269 долл/т
115 долл/т
110 долл/т
Примечание: данные 2007 г. за 8 мес
Среднегодовая контрактная цена
Производство метанола это бизнес, полный благоприятных возможностей и проблем. Так каковы
же эти благоприятные возможности и проблемы,
которые сулят глобальное производство метанола
(MeOH)? Новые технологии переработки, альтернативное сырье, новые продукты, утрата потребительских рынков и растущие издержки производства – вот лишь несколько показателей, влияющих
на облик MeOH-промышленности. Эта отрасль
производства никогда не бывает невостребованной. Автор статьи предлагает рассмотреть, что
в настоящее время изменяет облик глобальной
МеОН-индустрии и каковы перспективы для потребителей и производителей этого базового нефтехимического продукта.
Среднегодовые контрактные
цены на метанол, долл. США/т
Растущие производственные затраты представляют собой проблему, с которой сталкиваются производители
метанола во всем мире
Источник: JJ&A, Хьюстон
Рис. 1. Глобальные контрактные цены на метанол, 1990–2007 гг.
(мы полагаем) идет на производство бензина и демитилэфира (dimethyl ether – DME).
Сегодня сложно точно сказать, сколько МеОН
расходуется на получение этих двух продуктов. По
мнению известного производителя метанола в Китае
только на бензин расходуется 2–2,5 млн т/год МеОН.
Быстро растет потребление DME на его производство расходуется около 1 млн т/год МеОН. Будут
ли высокие цены на МеОН стимулировать Китай
к усилению экспорта или, наоборот, произойдет
возврат прежней тенденции к превращению Китая
в нетто-импортера с ежемесячным импортом более 100 тыс. т МеОН. Если этого не произойдет, то
единственной альтернативой для сбалансирования
рынка станет увеличение производства или снижение потребления (как это произошло в Чили, где
производственные мощности сокращаются со скоростью 3 млн т/год).
На рис. 2 показано мировое производство и потребление МеОН. Данные, приведенные на этом рисунке, основаны на потреблении в Китае примерно
1,8 млн т на топлива и DME, что, как мы выяснили,
занижено приблизительно на 1–2 млн т/год. Рис. 3
отражает более точную картину того, что (по нашему мнению) происходит в ситуации, сложившейся в
предложении и спросе на глобальном МеОН-рынке.
Первое, что бросится в глаза покупателям при
беглом изучении рис. 2, это факт превышения производственных мощностей по сравнению с потреблением. Это справедливое замечание, но оно нуждается в более подробном объяснении. Возьмем за основу 2007 г. На рис. 2 приведена цифра потребления
МеОН – 38 млн т. Но мы уже установили, что Китай,
вероятно, расходует порядка 2 млн т на топлива.
№8 август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РАЗРАБОТКИ
НЕ УЧИТЫВАЯ КИТАЙ
Рассмотрим теперь ситуацию на рынке МеОН,
исключив Китай. На рис. 3 показано потребление
около 29 млн т и поставок около 36 млн т, из которых
исключены порядка 12 млн т, производимых в Китае.
Как упоминалось выше, мы вычли 1 млн т производственных мощностей, утраченных в Чили.
Если бы мы включили всю утраченную продукцию
в 2007 г., то это было бы более 1,5 млн т. Здесь мы
хотели показать влияние утраченных мощностей
в Чили до настоящего времени. В потребление (см.
рис. 3) включена цифра ориентировочного экспорта
1 млн т МеОН в Китай, причем это по нашему мнению, заниженная цифра.
В Чили возникает много проблем, связанных
с производством. В частности, в 2006 г. чилийское
производство МеОН понесло беспрецедентные потери из-за выхода из строя оборудования.
Резюмируя сказанное, следует отметить, что летом 2007 г. рынок развивался в направлении, благоприятном для накапливания товарных запасов и снижения цен, но из-за обстоятельств, неподдающихся
контролю, он был переведен «на запасный путь».
Результаты, вероятно, будут далеко идущими и в некоторых случаях необратимыми. Возможно некоторое временное снижение спроса на метанол по экономическим соображениям.
Мировое потребление метанола, млн т/год
55
Мощность 100 %
50
Загрузка мощностей 83 %
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
2003
2004
Прочие
Топливо
ММА/ДМТ*
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Уксусная кислота
MTBE
Формальдегид
Источник: JJ&A
* ММА – метилметакрилат; ДМТ – диметилтерефталат
Рис. 2. Глобальное потребление метанола по отдельным продуктам: 2003–2010 гг.
№8 август 2008
Однако перманентное снижение спроса на метанол неминуемо из-за распространения биодизельного топлива. Эта отрасль производства (при надлежащем стимулировании со стороны правительств)
вполне может восполнить потери потребления
МеОН, связанные с запретом применения метилтретбутилового эфира (methyl tertiary butyl ether –
MTBE) в США. Несмотря на то, что МеОН составляет лишь небольшую часть (10 %) сырья, необходимого для производства биодизельного топлива, цена
МеОН в барреле биодизельного топлива повышается
с 4 до более чем 7 долл/брл из-за недавнего всплеска
цены на МеОН.
ЗАМЕНА MTBE
Некоторые установки по производству MTBE переведены на выпуск этил-третбутилового эфира (ethyl tertiary butyl ether – ETBE). Многие предприятия
в Европе способны вырабатывать либо MTBE, либо
ETBE. Нефтепереработчики и предприятия, занимающиеся компаундированием продуктов, не отдают
особых предпочтений тому или другому продукту,
кроме цены (рис. 4). Исторически ETBE продавали
по цене MTBE плюс правительственные стимулы за
использование ETBE. Время покажет, во что это выльется, но пока вопрос остается открытым.
На рис. 5 приведены обобщенные данные по потреблению метанола в АТР. Выше мы уже упоминали о влиянии Китая на остальной мир. Из общего
потребления метанола ≈17 млн т в АТР в 2007 г. на
долю Китая приходилось 9,8 млн т. АТР в значительной степени зависит от импорта МеОН, но эта зависимость несколько снизится когда летом 2008 г.
в эксплуатацию будет введена новая установка
МеОН мощностью 1,7 млн т в Малайзии и новая
установка мощностью 850 тыс. т/год в Брунее, которая вступит в строй в конце 2009 г. или начале
2010 г. В Китае будут построены новые мощности.
Мировое потребление метанола, не считая Китай
Предположим, что потребление МеОН составляет
40 млн т, а производственные мощности (см. рис. 2)
составляют 42 млн т. Мы знаем, что Чили ежегодно
теряют по 3 млн т из своих 48 млн т мощностей, поставляя 45 млн т МеОН. Для удовлетворения спроса
все имеющиеся мощности за пределами Чили, должны быть загружены на 89 %, т.е. на невиданно ранее
высоком уровне. В этой отрасли промышленности
исторически типичен коэффициент использования
мощностей, не превышающий 83 %.
Мощность 100 %
Прочие
Топлива
Нетто-импорт Китая
Загрузка мощностей 83 %
MMA/DMT*
Уксусная кислота
MTBE
Формальдегид
Источник: JJ&A
* ММА – метилметакрилат: ДМТ – диметилтерефталат
Рис. 3. Глобальное потребление метанола по отдельным продуктам (без Китая), 2003–2010 гг.
83
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РАЗРАБОТКИ
Потребление МеОН в Европе, млн т/год
Однако традиционное производство метанола из
природного газа в США в ближайшие 3–5 лет будет
прекращено.
Прочие
Топливо
ММА/ДМТ*
Уксусная кислота
MTBE
Формальдегид
Источник: JJ&A
* ММА – метилметакрилат; ДМТ – диметилтерефталат
Рис. 4. Потребление метанола в Европе по отдельным продуктам, 2003–2010 гг.
Нетто-импорт в страны АТР в настоящее время составляет 6 млн т/год.
ПОТРЕБЛЕНИЕ МЕТАНОЛА В СЕВЕРНОЙ АМЕРИКЕ
На рис. 6 показано потребление МеОН
в Северной Америке. Как видно из рисунка, потребление в 2006 и 2007 гг. было снижено главным
образом из-за потерь рынков MTBE и формальдегида. Потери MTBE перманентны, и его потребление будет продолжать падать. Мы полагаем, что
во второй половине 2008 г. потребление формальдегида в США оживится на фоне ослабления доллара, создающего условия для роста потребления
внутри страны за счет вытеснения некоторых импортируемых продуктов. Кроме того, потребление MTBE будет продолжать падать, тогда как все
остальное будет нарастать параллельно с темпом
роста ВВП.
Однако полного развала производства MTBE
в США не произойдет, хотя эта ситуация прогнозировалась. Например, установка компании
Huntsman недалеко от Хьюстона, возможно, будет
вырабатывать MTBE на экспорт. Эта установка
расходует около 250 тыс. т/год МеОН. Кроме того,
не указана мощность установки, потому что региональная мощность фактически не является проблемой, поскольку имеют место оффшорные поставки
и инфраструктура, позволяющие удовлетворять
спрос.
Компания Eastman недавно заявила о приобретении не эксплуатирующейся установки МеОН мощностью 750 тыс. т/год (Бьюмонт, Техас). Известно,
что Eastman разработала технологию превращения
угля в метанол, которую продемонстрировала на своем заводе в г. Кингспорт, шт. Теннеси.
Исследование динамики цен на МеОН в Северной
Америке показывает, что получение метанола из угля
не только целесообразно, но и выгодно
84
ПОСТАВКИ С БЛИЖНЕГО ВОСТОКА
Теперь взглянем на Ближний Восток – крупнейшего поставщика метанола в остальные страны мира
на протяжении многих лет, как показано на рис. 7.
Позиции Ближнего Востока в значительной степени
укрепились после недавно введенной в эксплуатацию установки мощностью 1 млн т в Омане и установки Ar-Pazi V мощностью 1,7 млн т/год, которая
будет введена в эксплуатацию в конце 2008 г.
Диаграмма на рис. 7, отражающая экспортные
тенденции из этого региона, означают, что некоторый прирост в 2007 и 2008 гг. связан с упомянутым
расширением мощностей в Омане и Саудовской
Аравии. Оценочный застой в экспертных возможностях связан с ожидаемым глобальным перепроизводством, которое, вероятно, приведет к глобальному снижению загрузки производственных мощностей. Эта картина может значительно измениться,
если производство в Чили и других местах заметно
снизится в будущем. Резкое снижение цен на МеОН
до 200–300 долл. т может резко изменить ситуацию,
в которой Китай и другие высокозатратные регионы
будут вынуждены приостановить производство. Это
наиболее вероятный сценарий и мы полагали, что такие уровни экспорта будут намного выше, чем показано на графике. Потребление на Ближнем Востоке
и в Африке продолжает оставаться на довольно низком уровне, за исключением некоторого прироста
в спросе на уксусную кислоту в результате осуществления проекта в Sipchem.
ЮЖНАЯ И ЛАТИНСКАЯ АМЕРИКА
На последнем рисунке (рис. 8) показана ситуация в спросе-предложении в Южной и Латинской
Америке, включая Карибский бассейн. Как видно
из рисунка, основная доля потребления МеОН приходится на экспорт в США и Европу. Очевидно снижение экспорта из Чили и наращивание поставок из
Венесуэлы и Тринидада по сравнению с 2006 г., когда
в обеих странах было зарегистрировано много простоев предприятий. Мы ожидали снижения экспорта
из Чили в 2008 и 2009 гг. с некоторым расширением
к 2010 г., когда местный природный газ станет доступным. Мы предполагали снижение производства
в этом регионе в связи с переводом производства на
ETBE в Бразилии (они смогут вырабатывать и то, и
другое) и с решением Венесуэлы о переводе установки Super Octanos на производство компонента
альтернативного бензина во второй половине 2008 г.
Новое (базирующееся на угле) производство МеОН
в США может также отразиться на экспорте метанола из этого региона к 2010–2011 гг.
НОВЫЕ УСТАНОВКИ И ПОСТАВКИ
В табл. 1 и 2 представлены данные о потенциальном расширении мощностей по производству метанола до 2010 г. В табл. 1 перечислены проекты, завершенные или планируемые к завершению до 2009 г.
№8 август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Потребление МеОН в АТР, млн т/год
Потребление МеОН в Северной Америке, млн т/год
HYDROCARBON PROCESSING: РАЗРАБОТКИ
Прочие
Топливо
ММА/ДМТ*
Уксусная кислота
MTBE
Формальдегид
Прочие
Топливо
ММА/ДМТ*
Уксусная кислота
MTBE
Формальдегид
Источник: JJ&A
* ММА – метилметакрилат; ДМТ – диметилтерефталат
Источник: JJ&A
* ММА – метилметакрилат; ДМТ – диметилтерефталат
Рис. 5. Потребление метанола в Азиатско-Тихоокеанском регионе (АТР) по отдельным продуктам, 2003–2010 гг.
Рис. 6. Потребление метанола в Северной Америке по отдельным продуктам, 2003–2010 гг.
Таблица 1. Прогнозируемое расширение мощностей по производству метанола, 2007–2010 гг.
Проекты, одобренные или находящиеся в стадии строительства, тыс. т
Название
Страна
Владелец
Togliatti
Россия
Zagros-1
Иран
NPC
Zagros-2
Иран
NPC
Shanghai Coking
Китай
Shanghai Coking
Oman Methanol
Оман
Ar-Rasi V.
Мощность
500
Сроки введения
в эксплуатацию
Примечания
I кв. 2007
Введена в эксплуатацию
в январе 2007 г.
1650
II кв. 2007 г.
Первоначальный
срок 1 полугодие 2007 г.
1650
Конец 2007 г.*
Будет введена в
эксплуатацию
в 2008–2009 гг.
450
III кв. 2007 г.
Oman /MHTL
1000
III кв. 2007 г.
Саудовская
Аравия
Saboc/MGC
1750
1 полугодие 2008 г.
Petronas
Малайзия
Petronas
1700
III кв. 2008 г.
MCN (Methanor)
Нидерланды
MCN
425
Неопределенно
Была повторно введена
в декабре 2006 г. 425 тыс.
т/год
Atlantic Methanol
Экваториальная
Гвинея
Atlantic Methanol
125
IV кв. 2007 г.
Срок введения
в эксплуатацию
неопределенный
Brunei National
Petr.
Бруней
MCG/Itochu
Brunei Nat
850
IV кв. 2009 г.
Будет введена в
эксплуатацию во II кв.
2010 г.
Metor
Венесуэла
MGC/Mitsubishi
Corp./Р[
1000
2009–2010
Проект одобрен Советом
директоров
Разные
Китай
Разные
2500
2007–2009
Суммарно
Введена в эксплуатацию
в августе 2007 г.
13 600
* Строительство нефтехимических комплексов началось в конце 2007 г., но срок ввода в эксплуатацию не установлен.
Источник: JJ&A
№8 август 2008
85
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Потребление МеОН в Центральной
и Южной Америке, млн т/год
Потребление МеОН на Ближнем Востоке
и в Африке, млн т/год
HYDROCARBON PROCESSING: РАЗРАБОТКИ
Экспорт
Прочие
Топливо
ММА/ДМТ*
Уксусная кислота
MTBE
Формальдегид
Экспорт
Прочие
Топливо
ММА/ДМТ*
Уксусная кислота
MTBE
Формальдегид
Источник: JJ&A
* ММА – метилметакрилат; ДМТ – диметилтерефталат
Источник: JJ&A
* ММА – метилметакрилат; ДМТ – диметилтерефталат
Рис. 7. Потребление метанола на Ближнем Востоке и в Африке
по отдельным продуктам, 2003–2010 гг.
Рис. 8. Потребление метанола в Южной и Латинской Америке
по отдельным продуктам, 2003–2010 гг.
Таблица 2. Расширение мощностей по производству метанола с 50%-ной вероятностью, 2007–2010 гг.
Название
Страна
Владелец
Мощность,
тыс. т
Сроки введения
в эксплуатацию
Huaibel Coalfield GP
Китай
Разные
400
2007–2008 гг.
Китай
пров. Цзин
Quinghai Zhoghao
600
—
Methanex/другие
Египет
Methanex
1300
2009 г.
Salalah Methanol Comp.
Оман
Oman Oil/Oman Trading
1000
2 полугодие 2009 г.
Разные
Китай
Разные
3000
2008–2010 гг.
Сумма
6300
Источник: JJ&A
Все проекты одобрены и находятся либо в стадии
проектирования, либо в стадии строительства.
Также мы серьезно сомневаемся и в фактическом
пуске установки в Zagros 2 на основании исторического опыта с иранскими проектами. Мы сомневаемся
в возможности выдачи продукции с этой установки в
2008–2009 гг. Как показано в табл. 1, потенциальное
приращение МеОН мощностей к 2010 г. превышает
13 млн т. Мы полагали, что любое расширение производственных мощностей в Китае будет поглощаться растущим внутренним спросом.
В табл. 2 перечислены проекты, судьба которых
не определена, но известно, что они находятся на
пути к одобрению или, по меньшей мере, в предпроектной стадии. В эту таблицу можно было бы внести
данные и по Китаю. До нас дошли слухи о намерении
Китая добавить мощности еще на 20 млн т или более.
Единственным условием осуществления этих планов
является сохранение цены на уровне намного выше
250 долл/т, и мы не думаем, что Китай будет устойчи86
вым нетто-экспортером. Кроме того, мы не считаем,
что такие цены удержатся, учитывая введение новых
мощностей и расширение поставок метанола в ближайшие три года.
Перевел Г. Липкин
Jim Jordan (Дж. Джордан), президент
и основатель компании Jim Jordan and
Associates, LLP, признанный авторитет в
глобальном производстве и потреблении
метанола. На протяжении многих лет занимается оказанием консультационных услуг,
включая стратегическое планирование, анализ конкурентного рынка и коммерческий анализ для клиентов из разных регионов мира. До основания Jim Jordan
and Associates в апреле 2003 г. г-н Джордан был вице-президентом DeWiH&Co – международной нефтехимической консалтинговой компании и отвечал за все аспекты
энергетики и топлив. Имеет ученую степень бакалавра по
руководству бизнесом.
№8 август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РАЗРАБОТКИ
МОДЕРНИЗАЦИЯ КАТАЛИЗАТОРОВ
ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА ПОЛИОЛЕФИНОВ
M. Jensen, J. Hain, A. Myers, A. Hummel, Grace Davison, Колумбия, Меэриленд
Для улучшения эксплуатационных характеристик полимеров требуются полиолефины нового поколения
Полиолефины это группа полимеров, состоящая из полиэтилена низкой плотности (low-density
polyethylene – LDPE), линейного полиэтилена низкой плотности (linear-low-density polyethylene –
LLDPE), полиэтилена низкой плотности, полиэтилена высокой плотности (high-density polyethylene –
HDPE) и полипропилена (polypropylene – PP). Эти
полимеры широко применяются в производстве
пленочных упаковочных материалов, мешков для
сбора мусора, сумок для бакалейно-гастрономических товаров, труб, контейнеров для домашнего
обихода и индустриальных контейнеров, волокон
для ковров, деталей автомобилей и других областях. Таким образом, полиолефины являются продуктом, который производится и используется во
всем мире.
В 2007 г. потребление полиолефинов составляло
две трети от общего потребления термопластиков и
превысило 110 млн т. К 2012 г. потребление полиолефинов достигнет 150 млн т. Потребление полимеров в развивающихся странах по мере развития
рыночной экономики и потребительского спроса
быстро растет. Так, корзины заменены на пластиковые пакеты, деревянные бадьи – на пластиковые
ведра, а совершенствование инфраструктуры и развитие промышленности обеспечивает этим странам
полимерные строительные материалы, трубы, ковровые изделия. Хотя и несколько медленнее, чем в
индустриально развитых странах, рост потребления
полимеров в развивающихся странах обусловлен
тем, что они все чаще приходят на замену бумаге,
стеклу, древесине и металлам и т.д.
Несмотря на то, что производство полиолефинов
в настоящее время развивается в благоприятных условиях высокого растущего спроса, производители
сталкиваются со многими рисками, угрожающими
их прибыльности. К ним, в частности, относятся следующие риски.
Угроза дешевого импорта от поставщиков с
Ближнего Востока, имеющих преимущества доступа
к более дешевому сырью.
Высокие цены на природный газ и нефть, влияющие на увеличение производственных затрат.
Консолидация
промышленности,
которая
приводит к уменьшению числа, но усилению более
крупных производителей (имеющих большие доли
в рынке и больше активов). Сегодня традиционное
владение со стороны нефтегазовых компаний уже
не является правилом. Финансовые компании проявляют все больший интерес к изменению способов
управления этим бизнесом.
№8 август 2008
КАТАЛИЗАТОРЫ ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА
ПОЛИОЛЕФИНОВ
Если производители полимеров не имеют своего
собственного процесса для получения полиолефинов,
они вынуждены приобретать лицензию у лицензиара.
Производители полимеров традиционно применяют
катализаторы, рекомендованные, произведенные и/
или проданные лицензиаром процесса. Производители
полимеров организуют у себя производство катализаторов, разработанных лицензиарами процессов. За
исключением LDPE (для которого требуются радикальные инициаторы) катализаторы являются важным компонентом в производстве олефинов. Они играют главную роль в определении свойств полимеров
и позволяют производителям выпускать и продавать
широкий ассортимент продуктов. Катализаторы могут также влиять на повышение гибкости процессов,
снижение затрат на каждый килограмм производственного полимера благодаря бесперебойной работе
оборудования и сокращению простоев, быстрой замене и высокой активности. Все это делает компании,
выпускающие катализаторы, неотъемлемой составной
частью интегрированного производства полиолефинов, способствующей устранению многих проблем,
с которыми сталкиваются производители полимеров.
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ КАТАЛИЗАТОРОВ
Основными движущими силами в совершенствовании катализаторов, применяемых для производства полимеров, являются свойства полимеров. В частности, на рынке полиэтилена большим спросом
пользуются бимодальные полимеры. Бимодальные
полимеры, например HDPE, содержат как низкомолекулярные, так и высокомолекулярные компоненты, обеспечивающие преимущества в технологичности и свойствах (рисунок). Основные технологические преимущества бимодальных полимеров
заключаются в высоком сопротивлении сдвигу и
прочности расплава. Преимущества бимодальных
полимеров перед мономодальными заключаются в
высокой устойчивости к растрескиванию под действием напряжения окружающей среды (environmental stress crack resistance – ESCR) при данной
жесткости детали и стенок. Для производителей это
преимущество, очевидно, потому что эти полимеры
продаются по более высоким ценам.
Традиционно бимодальные полимеры получали
послереакторным смешением высокомолекулярного
сополимера с низкомолекулярным гомополимером
или путем получения полимера в двух последовательных установленных реакторах. Для послереакторно87
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РАЗРАБОТКИ
го смешения требуются специальное экструзионное
оборудование и специальные условия, что увеличивает затраты на производство. Необходимость установки двух реакторов связано с высокими капитальными и эксплуатационными затратами. В последние
годы разработаны и внедрены многореакторные
платформы и многозональные реакторы. Это почти
«священнодействие» – создавать бимодальные полимеры в куполе реактора. Преимущества применения катализатора с двумя активными центрами в одном (единственном) реакторе заключаются в более
низких капитальных затратах и смешения компонентов на молекулярном уровне на местах, что улучшает
свойства бимодальных полимеров.
КАТАЛИЗАТОРНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ
СЛЕДУЮЩЕГО ПОКОЛЕНИЯ
Для бимодальных полимеров и линейного полиэтилена низкой плотности (LLDPE) катализаторная
технология для получения полиолефинов опирается
на оценку металлоценовых катализаторов и катализаторов с единичным активным центром. Несмотря
на то, что эти идеи и разработки известны уже много десятилетий, полимеры, получаемые с помощью
этих катализаторов, принято считать полимерами
следующего поколения. Металлоценовые катализаторы, как правило, позволяют лучше контролировать
молекулярную массу, молекулярно-массовое распределение (molecular-weight distribution – MWD),
короткоцепочное разветвление (short-chain branching – SCB) и SCB-распределение. В результате была
получена более высокая предсказуемость процесса
получения полимеров и их характеристик.
ПОЛИМЕРЫ НА БАЗЕ
МЕТАЛЛОЦЕНОВЫХ КАТАЛИЗАТОРОВ
Металлоценовые катализаторы были впервые
разработаны в 50-е гг., но их высокая активность в
качестве катализаторов полимеризации олефинов
была выявлена только в 80-х гг. прошлого столетия,
а в 90-х гг. эти катализаторы получили широкое применение, особенно в производстве LLDPE и значительно меньшее на рынках HDPE и PP. Сотни миллионов долларов были израсходованы на разработку
металлоценовых катализаторов.
Тщательное регулирование молекулярной массы, молекулярно-массового распределения, SCB
и SCB-распределение позволяют производителям
создавать LLDPE с заданными свойствами («на заказ»). Основное свойство, которым обладают эти
полимеры, заключается в их более высокой ударной
вязкости. Наряду с высокой активностью и производительностью, выраженных в миллионах молекул
на металлоцен, эти катализаторы могут очень эффективно включать самономеры, тем самым снижая
расход самономеров и затраты на их утилизацию. В
действительности, эти катализаторы позволяют производителям получать полимеры низкой плотности с
более высокой производительностью, чем на традиционных катализаторах.
Один из недостатков полимеров на базе металлоценовых катализаторов заключается в их плохой
88
технологичности из-за узкого диапазона молекулярно-массового распределения. Однако по мере
овладения производителями технологией применения металлоценовых катализаторов с двумя
активными центрами в одном реакторе или контролируемого изменения условий реакции в двухсональных реакторах, будут достигнуты более широкие диапазоны MWP при сохранении желаемого
распределения SCB.
Еще одним недостатком металлоценовых катализаторов является их высокая стоимость на единицу
продукции по сравнению с катализаторами других
типов. Однако основной вклад в более высокую стоимость часто вносит сокатализатор, например, метилалюминоксом (МАО) или сокатализаторы на базе
бора. Этот недостаток также преодолевается по мере
разработки новых поколений менее дорогостоящих
сокатализаторов (см. рис.).
ПОЛИМЕРЫ, ПОЛУЧАЕМЫЕ
НА КАТАЛИЗАТОРАХ ЦИГЛЕРА-НАТТА
В области катализаторов Циглера-Натта (ZieglerNatta – ZN) есть необходимость в катализаторах, обеспечивающих лучшую восприимчивость
самономеров в LLDPE и хорошие уровни активности при разных концентрациях водорода. Для
РР-расширения ударных свойств стимулом стало
улучшение прозрачности и более высокая кристалличность и вязкость расплава для различных типов
полимеров. Морфологический контроль имеет решающее значение для катализаторов, применяемых
в производстве полиолефинов, и катализаторы ZN
превосходны в этом отношении.
Производители катализаторов разрабатывают
системы, предлагающие решения для производителей полиолефинов, заинтересованных в оптимизации своих производств и создании разнообразных
полимеров, приносящих добавленную стоимость.
Например, в получении ПЭ в газовой фазе созданы новые промышленные ZN-катализаторы сферической формы, обладающие высокой активностью
и низким содержанием катализаторной мелочи,
что создает операционные преимущества и влияет
на снижение затрат. Эти катализаторы могут значительно повысить работоспособность и прибыльность газофазного реактора полимеризации, создавая полимеры со свойствами, эквивалентными
полимерам на стандартных газофазных катализаторах. Сферическая морфология этих катализаторов улучшает как обращение с катализатором, так
и консистенцию полимеров. Кроме того, эти ZNкатализаторы образуют меньше катализаторной мелочи и влияют на снижение степени потребления
сокатализаторов и улучшение восприимчивости
к водороду. Несомненным преимуществом высокой
активности ZN-катализаторов является возможность
их применения при более низком парциальном давлении этилена.
Истинное преимущество этих катализаторов перед стандартными газофазными катализаторами заключается в улучшенной непрерывности и устойчивой работоспособности реактора. Резко снижается
№8 август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РАЗРАБОТКИ
Ключ к свойствам ПЭВП («оригинальные
MWD SCBD»
1,20
1,00
0,80
4,2
5,4
6,6
Каротаж M
W
6,0
4,8
3,6
2,4
1,2
0,0
Гек
сен
ия
Фракц
0,60
0,40
0,20
0,00
3,0
7,8
9,0
Оригинальное молекулярно-массовое распределение и распределение короткоцепочного разветвления необходимы для
достижения прогрессивных свойств
образование статических разрядов, благодаря чему
практически исключаются неожиданные простои
или плановые очистки. Эти производственные простои могут стоить производителю полимеров миллионы долларов в год. Узкий гранулометрический
состав и низкое содержание катализаторной мелочи в значительной степени снижают количество
образовавшихся мелких частиц полимера, которые
являются основным источником «клейкости» в полимере и могут повлиять на снижение производительности реактора в результате регулировки рабочих условий.
Вторичным, но важным преимуществом является
снижение расхода сырья. Расход катализатора, сокатализатора и водорода меньше на каждый килограмм
полимера благодаря высокой активности. В конечном итоге это может повысить производительность
и плотность слоя, потому что парциальное давление
этилена может быть снижено.
КАТАЛИЗАТОРЫ ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА
ПОЛИПРОПИЛЕНА
Разработки в области катализаторов для получения полипропилена включают в себя новые катализаторы на MgCl2-носителе, обладающие улучшенной активностью, стереорегулярностью, морфологией и восприимчивостью к самономерам. Многие
из этих технологических усовершенствований
обусловлены новыми органическими внутренними
донорами, применяемыми в катализаторе, как в зависимости от типа, так и от распределения в матрице катализатора.
Эти катализаторы могут различаться по среднему размеру частиц, но все они обладают высокой
производительностью. Другими превосходными
эксплуатационными характеристиками являются
узкий гранулометрический состав, высокая восприимчивость к внешним донорам и самономерам, что
особенно важно для производства высококачественных статистических или ударопрочных сополимеров.
№8 август 2008
ПЕРСПЕКТИВЫ
Желание создавать бимодальные полимеры в одном реакторе является стимулом для усовершенствования технологии, как катализатора, так и реактора.
Решения в области катализаторов на сегодняшний
день обеспечивают как снижение затрат, так и улучшение эксплуатационных характеристик бимодальных полимеров. Новые разработки в катализаторной
технологии устраняют недостатки, мешающие внедрению металлоценовых катализаторов в промышленность, обеспечивая инновационные решения
многих проблем, связанных с работоспособностью и
качеством полимеров. Производители катализаторов
для получения полиолефинов оказываются составной частью интегрированной цепочки производства,
приносящей добавленную стоимость.
Связь между катализатором, рабочими условиями
в реакторе и свойствами неразрывна. Производители
катализаторов фокусируют свои усилия на решении
проблем в производстве полимеров и значительно
продвинулись вперед как по бимодальной, так и по
металлоценной технологии. Решения в области катализаторов позволили сократить затраты, улучшить работоспособность и вырабатывать все более
сложные полимеры, приносящие добавленную стоимость.
Перевел Г. Липкин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. CMAI 2008 World Polyolefins Analysis, p. 61.
2. CMAI 2008 World Polyolefins Analysis, p. 455.
3. MrDaniel, M. P. et.al., «Metallocene Activation by
Solid Acids», Tailor-Made Polymers, Eds.: J.R. Severn
and J. C. Chadwick, Wiley-VCH Verlag GmbH & Co.,
Weinheim, Germany, 2008, p. 171.
Michael Jensen (М. Дженсен), старший научный сотрудник Grace Davison’s, специалист по катализаторам для производства полимеров. Ранее работал на Chevron Chemical
Company. Имеет ученую степень доктора по органической
химии, полученной в университете Миннесоты. Автор
60 статей и патентов в области катализа и полиолефинов.
John Hain (Дж. Хейн), менеджер по глобальной технологии полиэтилена на Grace Davison’s, Specialty Catalysts and
Processing Technologies. Имеет ученую степень магистра
и доктора по неорганической химии, полученную в НьюЙоркском университете. Автор разработок металлоорганических и хромовых катализаторов для производства полиэтилена.
April Myers (Э. Майерс), работает на Grace Davison с 1999 г.
Она является глобальным менеджером по катализаторам
для производства олефинов. Имеет ученую степень магистра в Балтиморском университете.
Albert Hummel (А. Хамел), глобальный менеджер по технологии производства полипропилена Grace Davison Specialty
Catalysts и Processing Technologies. Имеет ученую степень
доктора в области химических технологий. До поступления в Grace Davison работал в научно-исследовательских
компаниях Basell Polyolefins и Boulder Scientific.
89
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РАЗРАБОТКИ
НОВЫЕ СИСТЕМЫ
ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА ОЛЕФИНОВ
M. J. Tallman и C. Eng, KBR, Хьюстон, Техас
Инновационные каталитические системы дают возможность получить более высокий выход пропиленов из
различного сырья
Пропилен обычно производят как побочный
продукт обычного парофазного крекинга и каталитического крекинга в псевдоожиженном слое. Рост
потребностей в пропилене значительно выше, чем в
этилене или нефтезаводских топливах. Многие производители рассматривают альтернативные методы,
способствующие удовлетворению возрастающих потребностей в пропилене. Применение новых технологических методов может частично ликвидировать дефицит пропилена производством его из парафиновых
дистиллятов, газойля и остаточных продуктов.
РЫНОК ПРОПИЛЕНА
Традиционно основной источник производства
пропилена это побочный продукт парофазной крекинг-установки или установки каталитического
крекинга в псевдоожиженном слое (fluid catalytic
cracking – FCC). На рис. 1 показано процентное содержание пропилена, производимого из различных
источников.
Конструкции нового оборудования для парофазного крекинга и FCC запланированы для размещения
на этих установках с целью удовлетворения спроса
на основные виды продуктов – этилена и дистиллятных топлив. Таким образом, увеличенные мощности
установок предполагают не первичное производство
пропилена, а только получение побочного продукта.
Прогнозируемая годовая потребность в этилене
составит приблизительно 4 %, как и в случае большинства целевых продуктов для производства полиэтилена. Увеличение потребностей в бензине и
дизельном топливе снизится. За тот же период увеличение потребностей в полипропилене составит
до 5 % в год. Следовательно, установки парофазного
крекинга и FCC не будут способны удовлетворить
спрос на пропиленовую продукцию.
Эта проблема обостряется из-за прогнозируемого
в будущем сланцевого сырья для парофазного крекинга. На рис. 2 показано приблизительное соотношение получения пропилена к этилену (propylenetothylene – P/E) для различного сырья от этана до
тяжелой нафты установки парофазного крекинга.
Выход побочного продукта пропилена по отношению
к этилену увеличивается (см. рис. 2), когда исходное
сырье становится постепенно тяжелее. В частности,
из сырья этана производится только 1 % пропиленового продукта.
В следующие несколько лет новое оборудование
для производства этилена, равно как и для сырья с
пропаном и бутаном, в основном будет внедрено на
Ближнем Востоке, как показано в табл. 1. Как такового, пропилена, производимого на этих установках,
должно быть меньше, чем половина производимого
этилена. Таким образом, доля пропилена, полученного на установке парофазного крекинга, будет снижаться на протяжении от предстоящей декады с 64 %
до приблизительно 58 % в 2010 г.
Несмотря на то, число нефтеперерабатывающих
заводов, планирующих в течение ближайших нескольких лет строительство новых установок в мире
незначительно, многие заводы будут увеличивать
производство пропилена посредством очень жесткого ведения процесса и/или применения катализаторных добавок. В соответствии с этим содержание пропилена, производимого из заводских источников, остается в будущем году приблизительно равным 30 %.
Парофазный крекинг
64 %
С заводов
30 %
Другие
6%
Выход, % (по массе)
80
0,01
0,40
0,43
0,53
0,58
P/E
Пропилен
Этилен
60
40
20
0
Этан
Пропан
Бутан
Легкая
нафта
Тяжелая
нафта
Источник: SRI
Рис. 1. Основные источники снабжения пропиленом
90
Рис. 2. Выходы этилена и пропилена при использовании различного сырья в парофазном крекинге
№8 август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РАЗРАБОТКИ
Таблица 1. Крекинг-установки Ближнего Востока, эксплуатация которых намечена
в 2011 г.
Производитель
Этилен,
тыс. т/год
Пропилен,
тыс. т/год
Сырье
Р/Е
Саудовская Аравия
Yansab
1300
400
этан/пропан
0,3
Tasnee
1000
300
этан/пропан
0,3
Sharg
1300
200
этан/пропан
0,2
Sipchem
1300
суммарно
этан/
проопан
–
Kayan
1350
300
этан/пропан
0,2
1400
750
этан
см. примечание
850
0
этан
0
1300
0
этан
0
Абу-Даби
Bourouge II
Кувейт
Olefins II
Катар
Ras Laffans
Olefins
для заполнения промежутка в производстве пропилена и включают
следующее.
Метан в олефины (methaneto-olefins – MTO) – превращает
природный газ (метан) в олефины
с промежуточной ступенью превращения в метанол.
Реакция обмена – превращает этилен и бутилен в пропилен.
Дегидрогенизация
пропана – дегидрируют пропан в пропилен.
Технология
крекирования
олефинов – каталитический крекинг преобразовывает насыщенные олефины с более высоким
молекулярным весом в продукты
пропилена.
Табл. 2 представляет сравнение этих технологий.
МЕТАН В ОЛЕФИНЫ
Процесс «метан в олефины»
(МТО или МТР) превращает природный газ в олефины. Метан
Таблица 2. Сравнение технологий производства пропилена
вначале превращается в метанол;
затем метанол превращается в
Показатель
МТО/МТР*
Реакция
Дегидро-С3
Крекинг
пропилен и побочные продукты.
обмена
олефинов
Поскольку для этого процесса
Сырье
Метанол
Этилен
Пропан
С3–С8 олетребуется установка синтеза газа
(или метан)
и бутилен
финовый
и, кроме того, установка метанола в МТО, этот вариант является
Чувствительность Позитивная
Негативная Нейтральная Позитивная
к цене этилена
крайне капиталоемким процессом. Цена метанола должна быть
Основной побочЭтилен
Отсутствует Отсутствует
Этилен
не менее 150 долл/т (эквивалентно
ный продукт
Вода
и бензин
топливу 1,5 долл/млн БТЕ), чтобы
ВТХ**
оправдать экономические затраОптимальный
Большой
Небольшой/ Большой
Небольшой/
ты. Следует учитывать и подачу
размер установки
средний
большой
газа из относительно удаленного
Инвестиции
Средние –
Низкие –
Средние
Средние –
от установки места. Кроме того,
большие
средние
большие
необходимо рассматривать и материально-техническое снабже* МТР – метан в пропилен (methane-to-propylene)
ние установки, а также затраты
** ВТХ – бензольно-толуольно-ксилольная фракция (benzene-toluene-xylene)
на транспортировку продуктов.
Учитывая высокие капитальные
Однако, учитывая спрос на концентрированный
затраты и издержки производства, не следует стропропилен и снижение его производства на установить промышленные установки, в которых применяках парофазного крекинга, производители олефинов
ется рассматриваемая технология.
проявили большую заинтересованность в новой технологии «пропилен целевой» – методе, который подРЕАКЦИЯ ОБМЕНА
разумевает пропилен в качестве основного продукта
Реакция обмена олефинов это технология перепроцесса. С расширением такой технологии часть
распределения. Реакция предусматривает перераспосновного пропилена, производимого «по другим»
ределение этилена и С4 – олефина (бутен-2) в протехнологиям, предполагается увеличить к 2010 г. от
пилен:
6 до 12 %.
Н2С = СН2+ Н3С–СН = СН–СН3 → 2Н2С=СН – СН3
АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ МЕТОДЫ ПРОИЗВОДСТВА
этилен
бутен-2
пропилен
ПРОПИЛЕНА
Технологии «пропилен целевой», основанные на
Другая возможность использования химических
применении катализатора, могут быть использованы
реакций это превращение пропилена в этилен плюс
Примечание: Chemical Week, Feb. 14, 2007 and /C/S March, 19, 2007.
Этилен используют для получения пропилена путем реакции обмена; в таблице показан суммарный этилен.
№8 август 2008
91
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Производство этилена
HYDROCARBON PROCESSING: РАЗРАБОТКИ
Производительность,
млн т/год
Другие
Газойль
Нафта
Бутан
Пропан
Этан
Источник: CMAI
Рис. 3. Производство этилена и побочных продуктов при различных видах сырья до 2010 г.
бутены путем димеризации этилена в бутен-2, следующей за перераспределением в пропилен.
Основной недостаток такой технологии заключается в том, что ее применение требует использования очень ценного компонента, этилена, чтобы получить пропилен. Традиционно во всем мире соотношение цен пропилен – этилен находится в пределах
0,7–0,8. Однако этот пример касается, прежде всего, Азиатско-Тихоокеанского региона, где в 2008 г.
цены на пропилен или равны, или превышают цены
на этилен. Реакции обмена могут быть также оправданы в местах, где имеется избыток этилена и, следовательно, цены на этилен девальвируются в зависимости от показателей рынка. Эта ситуация может
быть распространена и на те случаи, когда применяют в качестве сырья только дешевый этан и, следовательно, пропилен получают путем димеризации
этилена и обменной реакции. В этих оригинальных
случаях появляется возможность экономически оправдать реакции обмена.
Дегидрогенизация пропана. Основная химическая реакция включает дегидрогенизацию пропана
в пропилен и водород:
СН3 – СН2 – СН3 → СН2 = СН – СН3 + Н2
пропан
пропилен
водород
Второстепенными побочными продуктами являются этилен и этан, а также тяжелые масла и кокс,
образующиеся вследствие высокой температуры
(с продуктами термического крекинга и коксования). Суммарная избирательность по отношению
к пропилену – более 80 %. Обычно стоимость пропилена должна быть от 250 до 300 долл/т, выше, чем
пропана, чтобы оправдать экономические показатели. Установки по дегидрогенизации пропана построены в Таиланде и на Ближнем Востоке, где на сырье
пропана сделаны скидки.
Крекинг олефинов. С применением различных
технологий крекирования олефинов насыщенные
олефины более высокого молекулярного веса (обыч92
но С4–С10) превращаются в пропилен. Существуют
процессы с неподвижным слоем катализатора и
псевдоожиженным слоем. Однако процесс с псевдоожиженным слоем в основном предпочтительнее
процесса с неподвижным катализатором, поскольку
катализатор приходится непрерывно регенерировать. В установках с неподвижным слоем катализатор
быстро закоксовывается, поэтому требуется запасная установка, представляющая собой сложную систему труб, а также системы контроля и клапаны для
переключения на резервный слой, чтобы очистить от
кокса оборудование. Для процесса с неподвижным
слоем катализатора требуется также дорогостоящая
очистка сырья. Поскольку процессы с псевдоожиженным слоем имеют превосходную способность
регулировать образование кокса, они проводятся на
установке при достаточно высоких температурах, таким образом, обеспечивая другие значительные преимущества, заключающиеся в следующем.
Можно получить значительное количество этилена и ароматических углеводородов в качестве побочных продуктов.
Парафины и нафтены, содержащиеся в сырье,
превращаются в дополнительные олефины, таким образом, снижая необходимость рециркуляции потока и
исключая возможность очистки оборудования от веществ, не вступивших в химическую реакцию в процессе, как нежелательных побочных продуктов.
Таким образом, процесс с псевдоожиженным
слоем катализатора имеет способность к более углубленной конверсии и позволяет получить большое
количество побочных продуктов, таких как этилен
и ароматические углеводороды, снижается необходимость рециркуляции, так как парафины также
превращаются в олефины. С запуском установки
Sasol в Южной Африке процесс реализуется в промышленном масштабе.
ПРОЦЕСС ПОЛУЧЕНИЯ ЦЕЛЕВОГО ПРОПИЛЕНА
В новом процессе применяют систему реактора
с запатентованным катализатором, в котором предусматривается выход пропилена как преобладающего
продукта. Как показано на рис. 1, около 2/3 пропилена в мире производят в качестве побочного продукта,
главным образом путем крекинга нафты (рис. 3).
Нафта это основное сырье для производства этилена, в особенности в Европе и странах АзиатскоТихоокеанского Региона. Однако, как видно из
рис. 2, только 0,5–0,6 т пропилена приходится на
каждую тонну этилена, производимого из нафты.
Процесс каталитического крекинга пропилена
позволяет это отношение изменить в сторону увеличения пропилена, составляющего 0,9–1,1 т на каждую тонну производимого этилена. Следовательно,
этот процесс превращает нафту в значительное количество пропилена, хотя при этом производится
и достаточное количество этилена. На рис. 4 показаны
относительно типичные выходы крекируемых потоков и специфический процесс каталитического крекирования пропилена из обычной фракции нафты.
Понятно, что выход пропилена, получаемого путем каталитического крекирования выше по отноше№8 август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РАЗРАБОТКИ
Каталитический
крекинг олефинов
Крекинг нафты, % (по массе)
Парофазный
крекинг
В систему
топливного
газа
Частицы
катализатора
Реактор/
регенератор
На регенерацию
CW
Нефтяное
Пар
топливо
Котловая
вода
Промывная
колонна
Хранение катализатора
Другие
Бензин
Пропилен
Этилен
Рис. 4. Сравнение выходов продуктов при крекинге нафты и
олефинов – 2000–2010 гг.
нию к его выходу традиционным парофазным способом. Хотя выход этилена несколько ниже, суммарное количество олефинов (этилен плюс пропилен)
фактически выше. Кроме того, выход бензина, производимого путем каталитического крекирования
пропилена, выше, чем его получение при парофазном крекинге; увеличивается также выход ароматических углеводородов, включая бензол, толуол и ксилол. Наконец, это делает побочный продукт (бензин)
пригодным для регенерации ароматических углеводородов, и, кроме того, количество побочных других продуктов (см. рис. 4), включая топливный газ и
жидкое топливо, реально снижается. Таким образом,
процесс каталитического крекинга пропилена снижает количество побочных продуктов (топливный
газ и жидкое топливо), в то время как увеличивается
количество наиболее ценных продуктов – этилена и
пропилена.
РЕАКТОР
Конструкция реактора процесса каталитического крекинга пропилена представляет собой реактор
с псевдоожиженным слоем катализатора, подобный
в принципе установке FCC. Конструкция реактора
включает вертикальную трубу для катализатора; отпарную секцию, которая погружена в регенератор
для очищения газа от катализатора; разгрузочный
подъемник, в котором находится циклонный сепаратор для отделения газа от катализатора; регенератор
для удаления кокса, осаждаемого на катализатор в
течение процесса. Установка также имеет емкость
для хранения катализатора, оборудование для использования топливного газа и другое оборудование, характерное для установок каталитического
крекинга.
Отметим два основных различия, касающихся
системы реактора каталитического крекинга пропилена относительно установки FCC.
1. Поскольку сырье значительно легче сырья
обычного заводского FCC, которое включает газойль
и нефтяные остатки, его выпаривают в реакторе и
подогревают, применяя огневой подогреватель.
№8 август 2008
Свежее
сырье
Рециркулирующий
продукт
Воздух
для регенерации
Рис. 5. Система реактора каталитического крекинга для получения пропилена
2. Жидкое топливо применяют для промывки от
мелких частиц катализатора в газе (перед его сжатием в системе, запатентованной авторами). Мелкие
частицы катализатора возвращаются в регенератор
в виде суспензии. Жидкое топливо (а в некоторых
конструкциях и топливный газ) сжигают в регенераторе для поддержания требуемого теплового баланса
в установке с нефтью, вводимой путем специального
приспособления авторского изобретения.
На рис. 5 показана схема потоков и основное
оборудование для нового процесса. Процесс сходен
с процессом установки традиционного каталитического крекинга. Одной из особенностей конструкции
каталитического крекинга пропилена является то,
что зона отделения от катализатора расположена
сверху регенератора. Такая конструкция имеет некоторые преимущества по сравнению с альтернативной установкой, когда зона отделения размещается
рядом – это экономия пространства и исключение
необходимости в установке фундамента. Кроме того,
такая конструкция, представляющая целый комплекс технологических функций в одном блоке, фактически минимизирует фронт работ при монтаже
установки.
Зона регенерации, применяемая в процессе каталитического крекинга пропилена, подобна конструкции, использующейся в парофазном крекинге
олефинов и характеризуется сжатием газа, удалением загрязняющих примесей, осушкой и системой
фракционирования, работающей при низком давлении и охлаждении. Система удаления загрязняющих
примесей имеет те же элементы, которые применяются в аналогичной системе парофазного крекинга.
Поддержание низкого давления в системе способствует снижению потребления энергии и стоимости
процесса. Применение охлаждения в системе дает
возможность получить этилен и пропилен в качестве
чистых полимеров высокого класса.
93
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РАЗРАБОТКИ
УВЕЛИЧЕНИЕ ПРОИЗВОДСТВА ПРОПИЛЕНА
НА ЗАВОДАХ
Увеличить выход пропилена из заводских источников каталитического крекинга, используя новый процесс в очень жестком режиме возможно.
Рекомендуемый метод использует традиционное
сырье FCC, такое как газойль и нефтяные остатки.
С применением жесткого крекинга, нового катализатора и очень жесткой рециркуляции продукта с дополнительной вертикальной трубой, можно получить
достаточно высокий выход пропилена. Этот процесс
обладает значительной гибкостью, поэтому при соответствующих условиях можно получить достаточное
количество бензина в течение определенного периода, диктуемого преобладающими экономическими
требованиями. В табл. 3 приведены результаты испытаний на пилотной установке с учетом гибкости
процесса при различных условиях испытаний и новом катализаторе. Сырьем для пилотной установки
является газойль с гидрокрекинга.
Таблица 3. Результаты испытаний на пилотной установке
Выход, %
(по массе)
Условия процесса
А
В
С
D
3,2
3,9
6,4
8,2
Пропилен
16,0
18,7
19,1
21,5
С5 + бензин
37,9
28,8
26,2
25,0
5,0
4,8
3,0
2,6
Этилен
Р/Е
Эта технология построена на результатах проектных испытаний FCC с применением проверенного
оборудования. Дополнительная вертикальная труба
может быть использована не только для избыточного количества легких углеводородов, направляемых
с установки FCC(С4 + легкая нафта FCC), но также и
для других олефиновых потоков с заводских установок, таких как легкая нафта с установок коксования
и чистая нафта, полученная прямой перегонкой.
ПЕРСПЕКТИВА
Потребность в пропилене растет с высокой скоростью и традиционные способы его получения не
могут удовлетворить эти растущие потребности.
Технологии «пропилен целевой» могут удовлетворить эти потребности в пропилене.
Перевел А. Степанов
Michael Tallman (М. Талман), менеджер по
вопросам производства олефиинов, получаемых в каталитическом процессе, компании KBR. В круг его обязанностей входит
разработка, маркетинг и лицензирование
каталитических технологий по производству олефинов, собственности компании KBR
(включая АСО и Superflex) с использованием научных и проектных работ в этой области. М-р Талман работает в компании KBR около 28 лет. Он имеет большой опыт в вопросах
технологии проектирования, исследований, технического
обслуживания. М-р Талман получил степень бакалавра в
химической промышленности Технологического института Rose-Hulman в Терре-Хот, шт. Индиана, а также имеет
три патента. М-р Талман зарегистрирован как профессиональный Инженер в шт. Техас.
Curtis N. Eng (К. Энг), директор компании
KBR, ответственный за управление, маркетинг, продажу и разработку собственных технологий, относящихся к производству олефинов. М-р Энг более 25 лет работает в области
технологии и проектирования процессов получения олефинов. Он начинал свою карьеру
как инженер-разработчик в компании Ethyl Corp., а также
при UOP как руководитель темы по технологии олефинов.
М-р Энг – автор нескольких статей, организатор выставок
и презентаций; зарегистрирован как Профессиональный
Инженер в шт. Калифорния. М-р Энг – активный член научного совета Американского института химической технологии, а также входит в состав Комитета производителей
этилена. М-р Энг имеет степень бакалавра в области химической технологии Университета в Калифорнии и степень
магистра в той же области от Университета Массачусетс.
РЕГИОНАЛЬНЫЕ НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
СЕВЕРНАЯ АМЕРИКА
Компания PetroQuest Energy открыла месторождение природного газа на участке Пеликан Поинт
(на юго-востоке Луизианы). Первоначальная добыча из скважины, пробуренной на продуктивный
пласт толщиной 147 фут, составила 20 млн фут3/сут
газа. Глубина скважины составила 18 970 фут.
Компания Redcliffe Exploration открыла месторождение нефти в Западной Канаде в осадочном бассейне Альберты. Первоначальная добыча
из скважины Wapiti составила 750 брл/сут нефти
(48 API) и 2,6 млн фут3/сут высокосернистого газа,
добываемого при пластовом давлении 1900 psi.
Компания Redcliffe Exploration владеет 72 % активов.
94
ЮЖНАЯ АМЕРИКА
Компания Petrominerals открыла месторождение нефти на участке Корсел (Колумбия).
Первоначальная добыча составила 240 брл/сут нефти
22,2 API и 62 брл/сут воды. Добыча из продуктивных
пластов мирадор и Гваделупе составила 760 брл/сут
нефти и 198 брл/сут воды. Глубина пробуренной
скважины достигает 13 050 фут.
Компания Anadarko объявила о начале реализации программы разведочного бурения в басс.
Кампос и Эспириту Санту. Anadarko выступит оператором проекта (30 %). Партнерами Anadarko станут компании EnCana (25 %), Devon Oil (25 %), SK
Energy (20 %). Компания Petrobras (40 %) станет оператором.
№8 август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РАЗРАБОТКИ
НАГРУЗКИ НА РЕКТИФИКАЦИОННУЮ
КОЛОННУ
P.L. Nezami, Jacobs Engineezing, Хьюстон, Техас
Сравнение традиционных методов расчетов с динамическим моделированием
Определение степени нагрузки на ректификационную колонну является, несомненно, одним из наиболее сложных расчетов. Динамический механизм
ректификационных колонн и композиционные изменения их веса делают эти расчеты очень сложными, чтобы точно определить снижение нагрузки для
различных случаев. Кроме того, невозможность программного обеспечения моделирования нормально
протекающих (установившихся) процессов, чтобы
предсказать поведение колонны в нестабильных условиях, вынуждает инженеров-конструкторов разрабатывать аналитические методы, учитывающие
механизмы с достаточным запасом прочности. Это
может стать результатом не только увеличенных размеров предохранительных клапанов, но и создания
больших и достаточно дорогих факельных систем,
которые в свою очередь могут явиться препятствием
для жизнеспособности этих систем.
Значительные различия между показателями систем ректификации, такими как контроль параметров
колонны, типы ребойлеров и конденсаторов, горячие
и холодные среды и т.д. делают невозможным создание универсальных методов для всех ректификационных колонн. Предполагаемые методики – в лучшем случае группа основных направлений и критериев для расчета каждого индивидуального случая.
ОБЩИЕ МЕТОДЫ
Два наиболее распространенных рациональных
метода, которые могут или не могут обладать большим
запасом прочности, и применяемых в основном для
расчетов степени снижения давления, следующие.
Испарительная камера. Этот метод применяют
для расчета степени снижения давления в сценарии
потерь при охлаждении/конденсации. В этом методе
подаваемый поток продукции испаряется при снижении давления с дополнительным подводом тепла, соответствующим условиям эксплуатации ребойлера.
Пары, отводимые с верха колонны. Этот метод
обычно применяют, чтобы установить основу для
конструкции коллектора факельной системы на
ранней стадии проектирования. Это простейший
путь при приблизительном расчете сброса давления. Хотя такой метод, по-видимому, предусматривает значительный запас прочности для большинства случаев, он может быть утвержден, что повлечет
за собой завышенные размеры предохранительных
клапанов [1].
Для лучших результатов должны быть проанализированы сценарии «от случая к случаю». Наиболее
исчерпывающим традиционным методом является
№8 август 2008
расчет сброса давления, основанный на дисбалансе
(накоплении) массы и энергии при нарушениях режима. Основы и допущения этого метода следующие.
1. При условии сброса давления состав сырья,
продуктов и флегмы, как на верхней тарелке, так и в
нижней части колонны, остаются неизменными.
2. При снижении давления на тарелках колонны
соблюдается равновесие пар/жидкость.
3. Нельзя допускать накапливания паров в системе после снятия давления, они должны покинуть систему через предохранительные клапаны. Жидкость
может накапливаться в системе путем подъема или
снижения уровня.
4. Жидкости могут поглощать тепло независимо
от того, выходят они из системы или связаны с ней.
5. Предпочтение можно отдать продуктам, чувствительным к поглощению тепла.
6. Регулирующий клапан должен быть установлен на выходе паров дистиллята из системы.
7. Часть паров сырьевого потока, испаряемого
в адиабатическом режиме при сбросе давления, непосредственно влияет на степень разгрузки.
8. Некоторый запас прочности, предусматриваемый при фактическом проектировании системы, необходимо рассматривать в расчетах степени сброса
давления.
Свойства испаряющихся жидкостей на верхней
тарелке колонны при температуре начала кипения
используют в расчетах размеров предохранительных
клапанов.
Степень разгрузки системы может быть определена как
(1)
W = WR + WF – WV – WC – WH,
где:
W – степень разгрузки системы;
WR – ребойлер и нагрузка на ребойлер;
WF – паровая фаза сырья;
WV – пары дистиллята;
WC – конденсатор и зона всасывания насоса.
ДИНАМИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ
Тем не менее, наилучшей имеющейся в распоряжении техникой для расчета степени нагрузки на
ректификационную колонну является динамическое
моделирование. В динамических моделях используют систему уравнений сохранения массы и энергии.
В отличие от моделирования установившихся процессов эти уравнения включают дополнительные параметры, которые изменяются во времени. Степень
накопления массы выглядит следующим образом.
95
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РАЗРАБОТКИ
Свойства потоков и параметры колонны
На сжигание газов
Пары
дистиллята
Показатель
Нормальные
условия
Нарушения
Сырье
Расход, фунт/ч
Сырье
387 376
247,0
246,9
–523,3
–523,3
Температура, °F
Сливная вода
Энтальпия, ВТЕ/фунт
Поток
Конденсат
387 376
Жидкий
дистиллят
Остатки
Рис. 1. Схема потоков системы ректификационной колонны
Остатки
Расход, фунт/ч
262 376
262 376
328,7
393,3
–604,4
–558,3
Температура, °F
Энтальпия, ВТЕ/фунт
Массовый поток в системе – Массовый поток из
системы
(2)
Степень накопления суммарной энергии представлена следующим образом.
Поток суммарной энергии в системе – Поток
суммарной энергии из системы + Тепло, добавленное
в систему через поверхность раздела + Тепло, полученное в результате реакции – Работа системы в
окружающей среде
(3)
Включение накопления параметров в уравнение
сохранения массы и энергии позволяет в динамических моделях строго рассчитывать изменения состава веществ в каждой стадии и изменять равновесие
пар/жидкость во времени. Это также позволяет интегрировать температуру, давление и расход в колонне относительно времени.
Результаты приводят к наиболее точным показателям степени нагрузки.
Рассмотрим сравнение результатов традиционного метода с динамическим моделированием типичной ректификационной колонны на основе сценария потерь в конденсаторе. Схема потоков системы
ректификационной колонны представлена на рис. 1.
В сценарии потерь в конденсаторе уровень жидкости в сборнике орошающей фракции снижается, при
этом закрывается регулирующий клапан уровня жидкости. Орошающая фракция продолжает выходить из
сборника, пока он не станет пустым. Сырье продолжает поступать при постоянной скорости, так как его давление (регулирующий клапан в начале потока) выше,
чем разгрузочное давление. В отсутствие жидких продуктов ректификации единственное место для легких
веществ – нижняя часть колонны. При регулировании
потока регулирующий клапан на линии выхода пара
широко открыт и давление в камере ребойлера выравнивается с давлением паросборника. Нагрузку чистого
ребойлера используют в обоих методах.
ТРАДИЦИОННЫЙ МЕТОД
В таблицу сведены данные по свойствам потоков
и параметрам колонны при нормальных условиях и
нарушениях режима эксплуатации.
96
Пары дистиллята
Расход, фунт/ч
4050
9128
Температура, °С
117,4
170,5
–196,9
–181,1
Энтальпия, ВТЕ/фунт
Жидкий дистиллят
Расход, фунт/ч
120 877
0
117,4
171,7
Энтальпия, ВТЕ/фунт
–327,7
–291,6
Степень накопления,
фунт/ч
0
115 799
73
0
117,4
186,1
Энтальпия, ВТЕ/фунт
–6714,6
–6646,8
Степень накопления,
фунт/ч
0
73
Температура, °F
Сливная вода
Расход, фунт/ч
Температура, °F
Параметры колонны
–32,502
0
34,948
49,326
Разбаланс массы,
фунт/ч
0
115,872
Скрытая теплота
жидкости на верхней
тарелке, ВТЕ/фунт
–
122,1
–0,006
21,977
–
214 860
Нагрузка на
конденсатор,
млн ВТЕ/ч
Нагрузка на ребойлер,
ВТЕ/ч
Разбаланс энтальпии,
млн ВТЕ/ч
Степень разгрузки,
фунт/ч
№8 август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РАЗРАБОТКИ
Характер потока при нарушенном режиме был
определен путем выполнения следующих расчетов
на основе состава потока при нормальном процессе.
Сырье – адиабатическое испарение при нагрузочном давлении.
Пары дистиллята – точка росы испарения при
нагрузочном давлении.
Жидкие дистилляты – точка начала кипения
при нагрузочном давлении.
Сливная вода – точка начала кипения при нагрузочном давлении.
Продукт низа колонны – точка начала кипения
при нагрузочном давлении.
На основе результатов расчета, приведенных
в таблице, получим:
WR = 403 980 фунт/ч.
WF = 0 фунт/ч.
WV = 9128 фунт/ч.
WC = 0 фунт/ч.
WH = 179 992 фунт/ч.
Степень нагрузки должна быть просуммирована
с вышеприведенными величинами
W= 214 860 фунт/ч.
ДИНАМИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ
Для колонны была разработана динамическая модель. На рис. 2 представлено моделирование технологических потоков. Для преобразования начальных
величин динамического моделирования переменных
были установлены следующие параметры.
Давление в камере ребойлера было отрегулировано таким образом, чтобы достигнуть нормального режима его работы.
Размеры сборника орошающей фракции и грязеотстойника колонны были подобраны так,
чтобы предусмотреть в динамической модели
колебания уровня жидкости.
В конденсаторе должна поддерживаться постоянная средняя температура нагрева.
Первоначальная подборка динамических параметров, таких как размеры сборника орошающей
фракции и грязеотстойника колонны, поддержание
средней температуры ребойлера, гидравлика тарелки и т.д., составила часть требуемых данных при стабильном моделировании. Параметры должны быть
перенесены на динамическое моделирование как
фактические переменные величины, когда установившаяся модель переходит в динамическую.
В динамической модели повреждение конденсатора обнаружилось после 10 мин нормальной работы.
В то же время средняя температура нагрева ребойлера была установлена по температуре паросборника.
Чтобы смоделировать снижение нулевого давления
№8 август 2008
Рис. 2. Динамическое моделирование технологических потоков
Давление верхнего погона, фунт/дюйм2
Редукционный клапан на линии паров дистиллята в нормальном положении может выдерживать
9128 фунт/ч пара в верхней части колонны при снижении давления.
Максимально допустимое накопление давления,
составляющего 110 % проектного давления
Максимально допустимое накопление давления, 165 фунт/дюйм2
Время, мин
Рис. 3. Моделирование верхнего погона колонны
с помощью регулирующего клапана пара, моделирование проводилось в течение двух часов, и результаты были зарегистрированы (рис. 3–8).
Некоторые моменты по результатам моделирования представлены в следующем виде.
Давление верхнего погона начинает подниматься после «введения» нарушения процесса. Этот
пик зафиксирован через 12 мин при давлении
165 фунт/дюйм2 (1 фунт/дюйм2 = 6,89 кПа).
Подача жидкого дистиллята прекращается через 5 мин после повреждения конденсатора
(этот интервал зависит от параметров регулятора уровня: пропорциональное увеличение, интегральное время, производное время, переменные процесса и т.д.).
Пятиминутная
продолжительность
основана, например, на моделировании параметров PIDрегулятора, не изменившихся при нарушениях.
Орошающая фракция продолжает еще поступать в течение 25 мин при нормальном расходе,
затем постепенно останавливается.
Предохранительный клапан после нарушения
процесса через 5 мин начинает сбрасывать дав97
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РАЗРАБОТКИ
Температура в камере ребойлера
Остатки
Жидкий дистиллят
Орошающая
фракция
Температура ребойлера
Температура, °F
Расход, 1000 фунт/ч
Сырье
Грязеотстойник
Камера орошающей фракции
Время, мин
Степень нагрузки, 1000 фунт/ч
Рис. 6. Уровни жидкости в камере орошающей фракции и грязеотстойнике в процессе моделирования
Время, мин
Рис. 8. Степень нагрузки на колонну для моделирования
ление, когда подача жидкого дистиллята полностью прекращается.
Степень нагрузки находится на максимуме примерно при 161 200 фунт/ч после нарушения режима 12 мин и сохраняет это стабильное состояние 16 мин. Затем оно снижается с 7 до 8 мин и
достигается новая устойчивая фаза при 122 000
фунт/ч жидкого дистиллята.
Время, мин
Рис. 5. Изменение температуры в процессе моделирования
Ннагрузка, млн ВТЕ/ч
Рис. 4. Моделирование расходов потоков
Уровень жидкости, фут
Температура верхнего погона
Пары дистиллята
Время, мин
98
Температура остатков
Нагрузка на ребойлер
Нагрузка
на конденсатор
Время, мин
Рис. 7. Нагрузка на конденсатор и ребойлер для динамической
модели
При нарушении режима температура верхнего
погона начинает увеличиваться через 6–8 мин,
затем наступает временное стабильное состояние. Это длится до тех пор, пока степень нагрузки находится на максимуме. Как только степень
нагрузки снижается, температура верхнего погона возрастает до нового максимума и остается постоянной благодаря постоянному времени
моделирования.
Расход паров дистиллята увеличивается в два
раза непосредственно после нарушения режима. Его массовый расход растет медленно
вследствие изменения молекулярного веса
верхнего погона и достигает своего максимума
в конце времени моделирования. Расчет расхода паров дистиллята сравним с одним из расчетов, применяемых в традиционных методах.
Колонна достигает нового установившегося
состояния приблизительно через 30 мин после
нарушения с постоянной степенью нагрузки
122 000 фунт/ч.
Результаты моделирования основаны на гистерезисе типичного предохранительного клапана в сжимаемой жидкости. Гистерезис предохранительного
клапана представлен на рис. 9.
№8 август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Открывание, %
HYDROCARBON PROCESSING: РАЗРАБОТКИ
Закрывание
Открывание
Давление, фунт/дюйм2
Рис. 9. Гистерезис предохранительного клапана
Основным преимуществом динамического моделирования по сравнению с традиционными методами является точность рассчитанных степеней нагрузки. Способность динамических моделей интегрировать моделируемые переменные во времени и
точно рассчитывать различные параметры колонны
будет результатом определения наиболее реальных
нагрузок.
Другое преимущество это экономия человекочасов и времени на планирование проектирования.
Если традиционный метод требует индивидуального
детального анализа на каждый случай нагрузки, то
динамическое моделирование экономит часть времени, так как одна динамическая модель может быть
использована для различных сценариев нагрузки.
Третье преимущество динамической модели заключается в том, что нагрузка, рассчитанная дина-
мическим моделированием, меньше, чем нагрузка,
рассчитанная традиционным методом. Это можно
рассматривать как результат снижения издержек и,
кроме того, в случаях, когда имеются ограничения на
мощность систем сжигания газа.
Например, если вместо одного большого предохранительного клапана поставить два меньшего
размера, то разница составит более чем 33 %, которая может быть даже и больше (вплоть до 41 %).
С большим предохранительным клапаном допустимое давление увеличится до 116 % проектного
давления и сброс давления составит по максимуму
152 600 фунт/ч. И, наконец, если сброс давления по
традиционному методу меньше, чем рассчитанная
методом динамического моделирования, несомненно, что результаты, полученные традиционным методом, приведут к заниженным размерам предохранительного клапана.
Перевел А. Степанов
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Bradford, M. and D. G. Durrett, «Avoiding common
mistakes in sizing distillation safery valves», Chemical
Engineering, July 9, 1984.
Piruz Latifi Nezami (П.Л. Незами), менеджер
отдела технологических процессов компании Jacobs Engineering в Хьюстоне (Техас).
М-р Низами получил степень бакалавра
по химической технологии университета
технологий в Тегеране (Sharif University of
Technology) и имеет более чем тридцатилетний опыт в работе по проектированию и технологии химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих предприятий.
РЕГИОНАЛЬНЫЕ НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
АЗИЯ
Компания Eni объявила об открытии месторождения нефти на участке JPDA06-105 в Тиморском
море (Восточный Тимор). Скважина глубиной
11 707 фут была пробурена в 31 миле (1 миля =
1,609 км) от побережья Австралии. Продуктивный
пласт залегает на глубине 6100 фут. Оператором
месторождения вступает компания Eni (40 %).
Партнерами Eni является компания Inpex (35 %) и
Talisman Resources (25 %).
Reliance Industries, пробурив скважины KGV-D3A1 и KG-DWN-2003/1, открыла два месторождения
газа Бенгальском заливе (Индия). Скважины были
пробурены в басс. Кришна Годавари. Никаких дополнительных данных компании не предоставили.
Обнародовали данные о запасах месторождения
природного газа басс. Дхирубай, расположенного на
участке 6, составляющих 11 трлн фут3. Партнером
Reliance Industries (90 %) выступает компания Hardy
Exploration & Production (10 %).
№8 август 2008
Еще одним значительным открытием компании
Reliance Industries стало морское месторождение
газа в басс. Маханади, расположенном недалеко от
Бенгальского залива. Месторождение было открыто
скважиной NEC25-J1. запасы были найдены в песчаниках миоценового возраста на глубине 8150–
8170 фут. Скважина глубиной 9600 фут была пробурена в одах глубиной 15 68 фут. Партнером Reliance
Industries (90 %) выступает компания Niko (10 %).
АФРИКА
Компания Kosmos Energy открыла второе крупное месторождение нефти в Гвинейском заливе
(Гана), пробурив разведочную скважину Odum-1 в
32 милях (1 миля = 1,609 км) от участка Уэст Кейп
Фри Поинтс. Запасы были открыты после проведения скважинного каротажа и исследования проб,
взятых из мощного 197-футового нефтеносного
пласта. Скважина глубиной 11 109 фут пробурена в
водах глубиной 3151 фут.
99
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: УПРАВЛЕНИЕ
ПОПОЛНЕНИЕ ШТАТА
ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ПРИБЫЛЬНОСТИ НПЗ
G. Alevizos, Proconsul Services Ltd., Биконсфилд, Великобритания
В статье содержатся рекомендации владельцам НПЗ для более эффективного использования потенциала технического персонала с целью повышения прибыльности и улучшения условий эксплуатации
оборудования
Инженеры-химики, работающие на НПЗ по найму, вероятно, работают на своих должностях по несколько лет, прежде чем продвинуться по службе на
более высокую ступень. Для скорейшего и высокого
процента на вложенный капитал владельцам НПЗ следует нацеливать нанятых ими инженеров-химиков на
разработку и осуществление следующих целей.
Обеспечение средствами мониторинга для производственного персонала с целью раннего выявления проблем на предприятии и принятия последовательных мер по их устранению.
Определение предельных эксплуатационных
условий для безопасного ограничения производства
без потери товарных запасов и затрат на ликвидацию последствий и ремонт оборудования в случае
возникновения аварийных ситуаций.
Обучение персонала способам выявления и устранения неполадок и последовательного решения
проблем, связанных с ремонтом и техническим обслуживанием оборудования.
Проведение опытных пробегов оборудования
для постановки реальных целей в совершенствовании бизнеса.
Эти разработки позволят изменить подход персонала предприятия к решению производственных
задач от реактивного до проактивного и экономить
средства. Кроме того, можно применить простой тест
для проверки взноса ваших инженеров-химиков в совершенствование их технологии в меру их технических возможностей, прежде чем они смогут претендовать на продвижение по служебной лестнице.
НОРМА
Большинство нефтеперерабатывающих компаний регулярно нанимают на работу инженеров-химиков, как правило, лучших. От кадровой политики
руководства компаний зависит степень прибыли, получаемой НПЗ на вложенный капитал.
Обычно инженеров-химиков или технологов нанимают как потенциальных менеджеров, когда начинается первая волна перемещения руководящего состава компании (назначение на более высокую должность в пределах корпорации или уход на сторону).
Новички обычно начинают с мониторинга технологических установок, следуя методикам, разработанным их предшественниками. Они могут провести несколько пробных изменений давления для
внесения корректур в инструкции, составленные в
кабинетных условиях. В лучшем случае, они могут
провести действительный опытный пробег для того,
100
чтобы посмотреть сможет ли установка достичь некоторых феноменальных результатов в скорости подачи сырья или выходах продуктов, что, по мнению
некоторых представителей производственного или
планового отдела, «было достижимо сотни лет назад,
когда цена барреля нефти измерялась однозначным
числом». Некоторые из лучших инженеров среди
них, те, кто еще не был соблазнен заманчивыми обещаниями продвижения на руководящие уровни (они
не теряя времени глубоко изучают технологии вверенных им процессов и оборудования) – будут вносить вклад в выявление неполадок по мере их возникновения. Остальные будут составлять проекты с описанием для корпоративных экспертов или высокооплачиваемых подрядчиков и терпеливо ждать ответа.
ЦЕЛИ НАЙМА
Однако на этом базовом уровне степень прибыли для НПЗ маргинальна. Даже если допустить, что
из всех нанятых инженеров-химиков в один прекрасный день получатся приемлемые лица среднего
руководящего состава и менеджеры (т.е. лучшие инженеры становятся лучшими менеджерами), то это
в лучшем случае оптимистическое предположение,
потому что добавочная прибыль на вложенный капитал в течение 5–10 лет останется предельно допустимой.
Реальность такова, что хорошие инженеры с их
осторожным взглядом на детали и нежеланием решать проблемы «любой ценой» обычно редко становятся остроумными руководящими деятелями среднего звена или менеджерами. Но скрытый технический талант остается нераскрытым в первые 5–10 лет
или нередко полностью остается невостребованным,
если единственным стимулом для карьерного роста
является стремление к общей руководящей роли.
Отсюда вытекает несколько проблем, связанных с
процессом комплектования штата инженерно-технических работников предприятия. Владельцам НПЗ
предлагается ответить на следующие вопросы.
Какого типа инженер нужен вашему НПЗ, эксперт или будущий менеджер?
Как долго вновь нанятые инженеры будут оставаться на рядовых инженерных должностях, прежде
чем будут выдвинуты на руководящие роли?
Достаточно ли привлекательно ваше предприятие с точки зрения профессионального и карьерного
роста, чтобы соблазнить инженерной должностью?
Отражает ли ваше стремление к найму новых инженеров на циклической основе ваши планы
№8 август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: УПРАВЛЕНИЕ
последовательной смены руководящих работников
среднего звена?
Какими бы ни были ответы на эти вопросы, ваше
предприятие в высшей степени вероятности, пожелает самой быстрой окупаемости своих инвестиций
любым путем. Итак, каким образом владельцы НПЗ
могут извлечь большую добавленную стоимость при
помощи нанятых ими инженеров-химиков в первые
5–10 лет, прежде чем произойдет их массовая миграция на руководящие должности?
СРЕДСТВА МОНИТОРИНГА
На тактическом, повседневном уровне начинайте со средств мониторинга. Используйте в любом
случае ваших инженеров-химиков для разработки
средств, передавая функцию мониторинга сменному персоналу, находящемуся на «переднем крае»
и более остро чувствующему тончайшие изменения
в инструментальных показателях давления или температуры в любой момент.
Промежуточные и конечные данные по качеству
продуктовых потоков должны быть интегрированы инженерами-химиками в средства мониторинга
по мере необходимости для обеспечения раннего
предупреждения ухода установок от нормального
режима эксплуатации (например, прослеживая качества потоков, выходящих из отпарной колонны,
как показатель начала захлебывания колонны или
ее засорения).
Компьютерная грамотность является обязательным условием профессиональной пригодности современных инженеров-химиков. Следовательно, сравнительно простые макрокоманды легко создаются и
поддерживаются ими, заставляя инженера запрашивать данные, подлежащие мониторингу, удалять избыточные данные и оставлять только текущую информацию, необходимую для их превращения в ценные
данные. Засорение колонн и теплообменников; характеристики потоков, подаваемых насосами; вибрации;
снижение производительности компрессоров и т.д.
должны анализироваться инженерами-химиками по
данным, собранным эксплуатационниками, которые в
свою очередь используют средства мониторинга, созданные этими инженерами-химиками.
Эти средства мониторинга должны быть достаточно продуманными, чтобы служить «радарными
экранами» вашего НПЗ для раннего обнаружения
«ракеты», летящей в вашу сторону с тем, чтобы вы
могли сбить ее прежде, чем она поразит «цель». Это
позволит вашим инженерам глубже понимать состояние вверенных им установок, а также точнее оценить новые параметры. Быстро появятся благоприятные возможности для реализации небольших проектов, связанных с установкой дополнительных приборов или он-лайн-анализаторов качества, снижающих
необходимость отбора проб персоналом на рабочих
местах. Более совершенные средства мониторинга означают, что ваш производственный персонал
может реагировать на любые отклонения в режиме
эксплуатации на ранней стадии возникновения проблем и принимать необходимые меры или отключать
установку во избежание аварийной ситуации.
№8 август 2008
Ваши инженеры-химики, создавшие и использующие эти средства мониторинга, несомненно, внесут вклад в придание добавленной стоимости вашему бизнесу.
ПРЕДЕЛЬНЫЕ УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ
УСТАНОВОК
Целесообразно просить персонал, обслуживающий
технологические установки, снимать показания приборов и вести «корабль НПЗ», обходя «айсберги» с навигационной помощью от ваших инженеров-химиков.
Они идеально пригодны для оказания этой помощи в форме выработки предельных параметров
эксплуатации технологических установок – жестких условий ускоренной подачи сырья, предельных
значений температуры и давления, которые не могут
быть превышены независимо от того, как кому-то из
планового отдела ни хотелось бы отгрузить дополнительную продукцию или стремления производственников к установлению мифических рекордов по скорости подачи сырья. Очень трудно оправдать выпуск
дополнительной продукции или увеличить мощность
технологического оборудования ценой безопасности
и целостности установки.
На первичном уровне, отклонение от предельных
значений может способствовать снижению долгосрочной эксплуатационной готовности вследствие
усиленной скорости коррозии или физических/термических напряжений. На вторичном (или более высоком) уровне сдвиг в параметрах может привести
к более выраженным проблемам безопасности из-за
потенциальной потери герметичности и возможных
экологических последствий, не говоря уж о кошмарных сценариях возгорания, взрыва и пожара. Оба
предела должны быть четко установлены вашими
инженерами-химиками, работающими в сотрудничестве с инженерами других специальностей – механиками, специалистами в области металловедения.
Будучи установленными, предельные параметры
обычно подкрепляются в форме сигнальных аварийных предельных значений в соответствующей
распределенной системе управления. Инженерыхимики со своим глобальным пониманием процессов
идеально пригодны для роли основных координаторов всей информации, получаемой от инженеров
других специальностей, и благодаря этому способны
устанавливать первичные и вторичные эксплуатационные предельные значения.
Если у вас есть сомнения в том, каким образом
любое из упомянутых предельных значений «делает деньги» для вашего завода, просто загляните
в вашу собственную историю, и вы узнаете, сколько фактических или близких инцидентов, связанных
с потерей герметичности, и пожаров имели место
на вашем заводе, или во что обошлись отказы оборудования вследствие внезапного увеличения скорости коррозии или усталости металла. Суммируйте
потери в общей прибыли из-за снижения объема
производства и простоев. Добавьте к этому эксплуатационные затраты, необходимые на очистку или
ремонт оборудования, и его замену в случае пожара.
Не забывайте потери в общей прибыльности, когда
101
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: УПРАВЛЕНИЕ
местные агентства по охране здоровья, безопасности
и охране окружающей среды ограничат ваше производство в случае аварии. Все это выливается «в копеечку», которая на первый взгляд может оказаться не
столь очевидной.
Эксплуатационные предельные значения являются проявлением политики страхования вашего завода.
Аналогично тому, как ваши инженеры сначала разработали «радарные карты» мониторинга установки с
целью обнаружения отклонений в режиме эксплуатации оборудования, они теперь могут разрабатывать
«навигационные карты», показывающие безопасный
курс корабля (НПЗ), включая оптимальную скорость
движения, одновременно «минуя айсберги».
ВЫЯВЛЕНИЕ НЕПОЛАДОК
И СПОСОБЫ ИХ УСТРАНЕНИЯ
Отойдите от принципа «решения проблемы по
мере ее поступления», когда ваши инженеры-химики появлялись на месте только после происшествия
и пытались ликвидировать последствия, а не предотвращать инцидент. Спросите любого давно работающего на заводе специалиста, и он вам расскажет о
проблемах, с которыми завод сталкивался на протяжении многих лет, причем не раз. Суть часто заключается не в том, чтобы впервые решать новую проблему, а в том, чтобы перманентно решать старую с
тем, чтобы будущие поколения не были обречены на
непрерывное ее разрешение.
При переработке данной нефти или данного сырья большинство технологических установок на
НПЗ отрегулированы на определенную базу сырья
(или продуктов), выход и качество. Попросите ваших
инженеров вычертить простые логические технологические схемы, по которым можно судить об ожидаемом (возможном) снижении этих трех основных
параметров (они не обязательно должны иметь количественное выражение, потому что качественного
более чем достаточно для иллюстрации логического
исследования, которое должно быть проведено для
любой данной потенциальной проблемы).
Например, возьмите простую систему насоса для
подачи сырья, систему подогрева, состоящую из нескольких теплообменников, печь с огневым нагревом, реактор с теплообменом выходящих потоков
плюс насосы на последующих отпарных колоннах и
насосы для выходящих потоков. Для каждого из упомянутых трех случаев пониженных расходов сырья,
качества и выхода продуктов может быть создана
упрощенная технологическая схема, учитывающая
каждую единицу оборудования поочередно и, задавая вопрос, что, как правило, может произойти.
Например:
загрузочные насосы – кавитация;
теплообменники – засорение, утечки из кожухо-трубных теплообменников;
реактор – образование каналов в слое катализатора, засорение и отравление катализатора
или потеря активности;
отпарная колонна – засорение или повреждение внутренних устройств, неправильные соотношения технологического пара;
102
насосы стриппинг-колонны – пониженный
напор;
основные КИП – ошибочные показания;
система управления – потеря настройки.
Технологическая схема должна подталкивать
пользователя на проведение контрольных проверок
(например, для насосов – на кавитацию, давление
и кривую эксплуатационных характеристик, для
ложных приборов – проверка нуля и диапазона; для
засоренных теплообменников – исследования давления/температуры и тепловых/энергетических балансов) и т.д.
Захлебывание отпарной колонны можно вычислить с помощью простой имитационной дистилляции.
Кинетику реактора, тонко настроенную по качеству
получаемых продуктов и засорения труб печей с огневым подогревом можно также определять с помощью
более сложных имитационных программ.
И, наконец, в программу мониторинга должны
быть включены краткосрочные, среднесрочные и
долгосрочные решения. Краткосрочные решения
обычно могут выполняться обслуживающим и ремонтно-техническим персоналом самостоятельно
как временная мера. Средне- и долгосрочные решения нуждаются в вовлечении большего числа представителей разных специальностей для выявления
коренных причин неполадок. Например, если установлено засорение теплообменника по данным, полученным непосредственно с объектов, или с помощью программ мониторинга, то можно было бы рекомендовать следующее.
Краткосрочное решение. Отключить теплообменник и повысить температуру печи с огневым подогревом для восполнения утраченного подогрева.
Среднесрочное решение. Организовать очистку
теплообменника.
Долгосрочное решение. Определить причину засорения теплообменника и изменить конструкцию
для минимизации засорения (например, путем введения ступени дополнительного предфильтрования,
если причиной засорения являются загрязняющие
примеси; или заменить конструкцию внутренней
трубы/отражательной перегородки, если засорение
вызвано низкой скоростью потока; или просто добавить еще один запасный пучок в систему и т.д., в зависимости от того, что диктует экономический расчет «затраты-прибыль»).
С помощью такого типа «мозговой атаки», которая может быть оформлена в виде процесса HAZOP
(выявления опасностей), наряду с включением известных данных из истории эксплуатации установки может быть создана логическая схема возможных
причин и решений, охватывающая наиболее вероятные последствия. Эти схемы могут обновляться
по мере накопления нового опыта. Они могут быть
размещены на внутренних сайтах с круглосуточным
доступом для использования обслуживающим персоналом в случае возникновения отклонений в заданных параметрах. Таким образом, обнаружение и
устранение неполадок с уровня инженеров-химиков
передается на уровень эксплуатационников. Этим
достигается более срочная и более последовательная
№8 август 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: УПРАВЛЕНИЕ
реакция на изменения в эксплуатационных характеристиках оборудования, особенно с учетом сменного
характера производства.
Это высвобождает ваших инженеров-химиков
для глубокого исследования причин неполадок в сотрудничестве с внешними корпоративными или отраслевыми экспертами для выявления более скрытых коренных причин и выработки потенциальных
решений, если они вообще возможны. Если на вашей установке снова возникнут эксплуатационные
проблемы, выявление неполадок будет осуществляться одновременно с производством, и сами
операторы на технологических установках смогут
выявлять и устранять наиболее очевидные причины (которых, как правило, большинство). Чем точнее диагностика и чем быстрее принято и реализовано решение, тем больше экономия ресурсов и
тем меньше затраты.
ОПЫТНЫЕ ПРОБЕГИ
Проведение опытных пробегов – излюбленное
занятие инженеров-химиков. Цели опытных пробегов могут быть разными. Одна из целей, как правило,
заключается в выявлении и преодолении узких мест
в эксплуатации технологических установок, если изменение сорта нефти и качества сырья для снижения затрат и влияние на общую производительность
и прибыльность является целью опытного пробега.
Кроме того, опытный пробег необходим для определения возможностей получения продуктов с качеством, которое будет пользоваться спросом на рынке в
обозримом будущем.
Довольно часто квалификация инженеров-химиков неэффективно используется при проведении
опытных пробегов, потому что цели нечетко определены и представляют собой смесь трех вышеупомянутых вариантов; опытный пробег инициируется
без базовой инфраструктуры для мониторинга, программ и инструкций по выявлению неполадок.
В результате нечеткости целей опытный пробег
может быть провален, натолкнувшись на первое препятствие из-за отсутствия структурной поддержки в
преодолении непредвиденных узких мест.
Простой имитационный пробег, предварительно
проведенный вашими инженерами-химиками, может быть использован для выявления вероятных гидродинамических и термических ограничений, тогда
как более сложные имитации могут быть использованы для отражения таких долгосрочных эффектов
как снижение активности катализатора, засорение
оборудования или коррозии со временем. История
предприятия также во многом облегчает выявление
узких мест в прошлом для их исключения при проведении очередного опытного пробега. Наблюдается
тенденция к использованию результатов опытных
пробегов, проведенных в прошлом, наряду с продолжительностью цикла активной эксплуатации
установки (например, активность катализатора или
загрязнение оборудования), а также неэффективному применению без учета негативного эффекта
непрерывной эксплуатации оборудования в течение
длительного времени или положительного эффекта
№8 август 2008
предстоящих плановых остановок на очистку, ремонт или замену оборудования.
Все эти факторы, взятые вместе, образуют практический и разумный результат того, что может быть
включено как в повседневный график (для удовлетворении спроса и обеспечении товарных запасов
сырья и продуктов), так и для стратегического планирования (для долгосрочных проектов, например,
модернизация или расширение производственных
мощностей). В противном случае существует риск
получения одномоментного яркого результата, который на первый взгляд может показаться хорошим,
но со временем утратит смысл, и, следовательно, реального прогресса для вашего предприятия не будет.
Правильное и точное проведение опытного пробега,
наоборот, позволит снизить затраты и уменьшить
объем краткосрочных запасов нефти или сырья, что
позволит минимизировать потребности в инвестициях для любых долгосрочных проектов расширения
производства.
Резюмируя все сказанное выше, у вас теперь есть
свои инженеры-химики, которые помогут в решении
следующих вопросов.
Создание средств мониторинга, способных
уловить тончайшие колебания в процессе и предупредить ваших операторов о возможных проблемах.
Установка эксплуатационных пределов, помогающих вашим операторам загружать оборудование
на НПЗ углеводородным сырьем как на краткосрочную, так и на долгосрочную перспективу, не давая
возможным проблемам стать реальными.
Обеспечение операторов необходимыми знаниями и средствами обнаружения неполадок в форме практического контрольного листа, который помогает им справиться с возникающими проблемами.
Проведение реальных опытных пробегов с применением всех вышеперечисленных средств – главным образом для предотвращения накапливания
возможных проблем.
Это прекрасная тактическая ситуация, и теперь
ваши инженеры-химики имеют возможность работать над более серьезными стратегическими проблемами. Теперь вы можете спать спокойно, зная, что
со временем ваше положение улучшится, несмотря
на кратковременные потери прибыли и повышение
эксплуатационных затрат. Для дальнейшего улучшения вашего бизнеса необходим стратегический подход к пониманию причин убытков, которые терпит
ваше предприятие, и к внедрению системных решений. Но эта тема выходит за пределы данной статьи.
Перевел Г. Липкин
George Alevizos (Дж. Алевизос), инженер-химик с 20-летним опытом работы на
НПЗ Shell и Mobil в Австралии, Mobil, BP
и Petroplus в Англии. Участвовал в проведении пусковых испытаний технологических установок на НПЗ во Франции,
Германии и США на руководящих ролях.
Основатель консультантской компании
Proconsul Services Ltd, оказывающей консалтинговые технические и организационные услуги нефтеперерабатывающей промышленности во всех регионах мира.
103
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Экспро. Один брэнд. Одна миссия.
Управление потоком продукции скважин
Системы буровых
штуцеров
Исследование и ввод
скважин
Технологические системы
подготовки продукции скважин
Работы в скважинах на кабеле
Соединительные
устройства и измерения
Основная специализация компании «Экспро» —
управление потоком продукции скважин, при этом
основное внимание уделяется таким вопросам, как
измерение, совершенствование, контроль и обработка
потока продукции нефтяных и газовых скважин, в
строительство которых были вложены значительные
средства.
За последние годы наша компания росла быстрыми
темпами, и сегодня мы объединяем сильные стороны
наших производственных подразделений, работающих
широким фронтом по всему миру, сводя их воедино
под одним брэндом «Экспро».
Наша задача — предоставлять заказчикам продукцию
и услуги отличного качества. Те отношения, которые
сложились у Вас с такими марками, как Expro, Ecodrill,
Egis, Downhole Video, Flarestack, Kinley, Tronic, Matre,
Petrotech, Power Chokes, PowerWell Services и Surface
Productions Systems, будут и в дальнейшем приносить
Вам выгоду под новым брэндом — Экспро.
Экспро. Один брэнд. Одна миссия.
Управление потоком продукции скважин.
+7 (495) 679 84 96
+7 (495) 679 84 97
expo.russia@expogroup.com
Экспро Евразия Лимитед Московский Филиал
119021, Россия, Москва,Комсомольский пр-кт,
д. 16/2, стр. 3,4
exprogroup.com
exprogroup.ru
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Hydrocarbon
Processing
и
Русская версия.
Журнал «Нефтегазовые технологии» содержит материалы 2-х известнейших во всем мире журналов: «World Oil» и
«Hydrocarbon Processing», которые издаются в США компанией Gulf Publishing Co., Part of Euromoney Institutional Investor PLC.
Журнал «Нефтегазовые технологии» выходит в России с 1979 г. и является информационным спонсором известных
международных и региональных нефтегазовых выставок России и СНГ, в том числе Московских международных выставок
«MIOGE»; «НЕФТЕГАЗ», международных конгрессов, конференций.
«НОВЕЙШИЕ МИРОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ в РОССИИ и СНГ»
– новая рубрика в журнале «Нефтегазовые технологии»!
Приглашаем к сотрудничеству в новую рубрику, где Вы можете разместить информационные и рекламные материалы о новейших
технологиях, инновациях, разработках Вашей компании с целью продвижения Вашей продукции и услуг на мировом рынке, включающем
Россию, СНГ, Балтию.
nº¾Ã·ÆÓúnºÃ¶Â¾ÇǾµ
sÅƶ¸Á»Ã¾»ÅÄÈÄÀÄÂÅÆĺÉÀ̾¾ÇÀ¸¶¼¾Ã
bǻǾÁÒÃÑ»ÇÈÄÆÄÃÑöξËÅÆľ½¸ÄºÇȸ»ÃÃÑË
Åĺƶ½º»Á»Ã¾¿Æ¶·ÄȶÔϾËξÆÄÀ¾ÂÊÆÄÃÈÄÂÅĸǻÂÉ
¾ÆÉǸ»º»ÃѸĻº¾ÃÄÅĺĺþÂÂÄÏÃÑ·ÆÓúÄÂ
jÄÂŶþµ©}ÀÇÅÆĪ¸ÇÈÉŶ»È¸ÃĸÉÔÓÆÉÅĽ¾Ì¾ÄþÆɵǻ·µÅĺÃĸÑ·ÆÓúľǻº¾ÃÄ¿
¾ÇǾ»¿§©8FMM'MPX.BOBHFNFOU§ÉÅƶ¸Á»Ã¾»ÅÄÈÄÀÄÂÅÆĺÉÀ̾¾ÇÀ¸¶¼¾Ãª
jÄÂŶþµ©}ÀÇÅÆĪÃɼöȶ¹º»Ã»Ä·Ëĺ¾ÂÄÄÇÉÏ»ÇȸÁµÈÒ¾½Â»Æ»Ã¾»ÉÁÉÍλþ»ÀÄÃÈÆÄÁÒ
¾Á¾Ä·Æ¶·ÄÈÀÉÅÄÈÄÀ¶ÅÆĺÉÀ̾¾¾½Ã»ÊȵÃÑ˾¹¶½Ä¸ÑËÇÀ¸¶¼¾Ãj¶¼ºÑ¿º»ÃÒöÀ¶½Í¾À¾
¸¾ºµÈÆ»½ÉÁÒȶÈÑöλ¹ÄÄÅÑȶƶ·ÄÈѾÇŻ̾¶ÁÒÃÑ˽öþ¿¸ÇʻƻÉÅƶ¸Á»Ã¾µÅÄÈÄÀÄÂ
ÅÆĺÉÀ̾¾ÇÀ¸¶¼¾ÃÅÄÁÉͶ»ÂÑ»ÇŻ̾¶Á¾Çȶ¾ö̻Á»ÃÃѾöķ»ÇŻͻþ»¸ÑÇÄÀĹÄÀ¶Í»Çȸ¶
Ä·ÇÁɼ¾¸¶Ã¾µÆ¶·ÄȶÔϾ¾öƻ½ÉÁÒȶȾÇÈƻµϾ¾ǵÀÈ»ËÃÄÁĹ¾Í»ÇÀÄÂÉÃĸ¶ÈÄÆÇȸÉ
qȶÈÒ¾ÄÃĸ»¿Î¾ËÈ»ËÃÄÁĹ¾µËÀÄÂŶþ¾Ÿ}ÀÇÅÆÄ bÑ
Âļ»È»ÅÆÄ;ȶÈÒ¸ÆÉÇÇÀĵ½ÑÍÃÄ¿¸»ÆǾ¾¼ÉÆöÁĸŸ8PSME
0JM ¾Ÿ)ZESPDBSCPO1SPDFTTJOH ÀÄÈÄÆÑ»¾½º¶ÔÈǵ¸qx`
ÀÄÂŶþ»¿(VMG1VCMJTIJOH$P1BSUPG&VSPNPOFZ*OTUJUVUJPOBM
*OWFTUPS1-$§¸¼ÉÆöÁ»Ÿm»ÊÈ»¹¶½Ä¸Ñ»È»ËÃÄÁĹ¾¾ XXXPHUQSPN[POFSV
Рубрика предлагает:
 Информацию о современных тенденциях, событиях и фактах
в мире технологий и инноваций, о проходящих международных
конгрессах, конференциях, выставках.
 При размещении рекламы в нашей новой рубрике по
нефтегазовой тематике Ваша компания будет внесена в списки
рекламодателей на веб.сайты: www.worldoil.com или
www.hydrocarbonprocessing.com, которые посещают специалисты
ТЭК всего мира!!!
Журнал “World Oil” / «Мировая нефть» – лидер по размещению
печатного рекламного материала на нефте-газовом мировом рынке!
Наши Партнеры:
 Материалы рубрики планируются для внесения в базы данных
основных НИИ нефтегазовой отрасли России, СНГ, ТорговоПромышленных Палат, посольств зарубежных стран и других
международных институтов.
 Печатные материалы рубрики также будут помещены на сайте
журнала «Нефтегазовые Технологии»: www.ogt.promzone.ru
 Партнерами нашей новой рубрики уже являются известнейшие в
мире компании, такие как Halliburton (США),
EXPRO GROUP (Великобритания – ЭКСПРО ЕВРАЗИЯ Лимитед
Московский филиал), SPIG (Италия).
Документ
Категория
Наука и техника
Просмотров
672
Размер файла
9 705 Кб
Теги
1069, 2008, нефтегазовых, технология
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа