close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

1089.Нефтегазовые технологии №7 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»
ТРЕТЬЯ МЕЖДУНАРОДНАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ НЕДЕЛЯ
8-я ВСЕРОССИЙСКАЯ НЕДЕЛЯ НЕФТИ И ГАЗА
22–24 октября 2008 г.
Пресс-релиз
С 22 по 24 октября 2008 г. в Москве в Центре Международной Торговли состоится Третья
Международная Энергетическая Неделя («МЭН, 2008») и Восьмая Всероссийская Неделя Нефти и Газа
(«ВННГ, 2008»).
Почетным Председателем Оргкомитета «МЭН» является Президент ТПП России Примаков Е.М.,
Со-Председатель Оргкомитета – Министр промышленности и энергетики РФ Христенко В.Б.
Особое внимание на предстоящем форуме будет уделено вопросам коллективных действий по
обеспечению международной энергетической безопасности, обсуждению прогнозов развития мировой
и отечественной энергетики до 2030 г., поиску ответов на глобальные экологические вызовы и
рассмотрению путей инновационного обновления энергетики. Программой «МЭН, 2008» предусматривается
обсуждение совместных международных добывающих и инфраструктурных проектов.
Осознавая возрастающее значение глобальной взаимозависимости в энергетике, в рамках Форума
создаются возможности организации эффективного диалога руководителей энергетических отраслей странэкспортеров, транзитных и стран-потребителей энергетических ресурсов, координации их усилий для
решения энергетических проблем, развития информационного обмена и обеспечения доступа к передовым
энергетическим технологиям.
В связи с этим, в программу МЭН, 2008 включено проведение официальных деловых встреч
и переговоров с участием руководителей международных организаций, энергетических отраслей, ведущих
энергетических компаний России и зарубежных стран. В ходе Форума состоятся круглые столы
«Россия – МЭА» и «Россия – ОПЕК», посвященные проблемам энергоэффективности и технологического
сотрудничества в сфере энергетики.
По словам г-на Нобуо Танаки, Исполнительного директора МЭА, Международная энергетическая
неделя дает возможность встретиться с ключевыми российскими официальными лицами и деятелями
мирового сообщества. Также г-н Танака отметил, что совместное проведение мероприятий на МЭН, 2008
может стать одним из способов, позволяющих сфокусировать внимание участников Форума на особой теме
и улучшить взаимодействие российских и мировых экспертов в области энергетики.
Также в рамках Форума планируется круглый стол «Энергодиалог «Россия-ЕС», где будут
обсуждаться энергетическое сотрудничество и широкий энергетический диалог власти, науки, бизнеса
и общественности России и стран Евросоюза. А. Пиебалгс, комиссар ЕС по энергетике, выразил свою
заинтересованность в проведении как Международной энергетической недели в целом, так и круглого стола
в частности.
Дополнительная информация по телефаксам:
+7 495 480 32 03/01 57/05 02/01 90
www.ros-con.ru, www.np-interforum.ru
e-mail:oilgasweek@ros-con.ru; oilgasweek@mail.ru
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НЕФТЕ ГАЗОВЫЕ
®
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
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:
Бурение скважины Mooney 6-35
(оператор – компания Apache) на участке Роджер Миллс,
расположенном к северу от г. Элк Сити (Оклахома, США).
Фото предоставлено
Дж. Хеджером, Apache Corp.
С О Д Е Р Ж А Н И Е
Новейшие мировые технологии в России и СНГ
Д.т.н. Белоруcсов В. О., Тарасов М. А.
СУПЕРВАЙЗЕРЫ ДОЛЖНЫ ПОВЕРНУТЬСЯ
ЛИЦОМ К БУРОВИКАМ................................................................... 3
Текстайм
НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОМПЛЕКС: ОДЕЖДА ДЛЯ ЖИЗНИ!.................... 7
НЕФТЬ МИРА
World Oil
ЧТО ПРОИСХОДИТ В НЕФТЯНОЙ
И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ................................................ 12
Метод MPD
P. Sonnermann, H. Sasntos, E. Catac
КОНТРОЛЬ МИНИМАЛЬНЫХ ПРИТОКОВ...................................... 19
N. Dharma, J. S. S. Toralde
БУРЕНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ MPD-МЕТОДА........................................... 24
Геология/геофизика
H. Feng, B. H. Russell, J. Bancroft
ЭМПИРИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ МЕТОДОВ РАСПОЗНАВАНИЯ
УГЛЕВОДОРОДОВ........................................................................ 28
D. Pandey
ПОЛУЧЕНИЕ СЕЙСМИЧЕСКИХ ДАННЫХ
СТРУКТУР С ВКЛИНИВАЮЩИМИСЯ
ОСАДОЧНЫМИ ПОРОДАМИ......................................................... 31
Бурение
B. Houtchens, J. Foster, B. Tessari
ПОВЫШЕНИЕ СКОРОСТИ ПРОХОДКИ
И УВЕЛИЧЕНИЕ ДЕБИТА СКВАЖИН ............................................. 35
Каротаж, оценка пласта
C. Jones, W. Alta, J. Singh, B. Engelman, M. Proett, B. Pedigo
ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ПРОБЛЕМ
ПРИ ПОМОЩИ НОВОГО ИНСТРУМЕНТА ...................................... 40
RMOTC
D. Doyle, K. Shurtleff
УНИКАЛЬНЫЙ МЕТОД ИЗВЛЕЧЕНИЯ
НЕФТЯНЫХ ПАРОВ ...................................................................... 45
ОТРАСЛЕВАЯ СТАТИСТИКА.......................................................... 50
ГЛУБОКОВОДНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
DEEPWATER TECHNOLOGY
J. Clemens, L. F. Rivas
РЕШЕНИЕ НТНР–ПРОБЛЕМ БЛАГОДАРЯ ИННОВАЦИОННОМУ
ИНСТРУМЕНТУ ............................................................................ 52
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
HYDROCARBON PROCESSING
КОРОТКО О РАЗНОМ.................................................................... 57
Инструменты
F. Yu
ДОПУСТИМЫЕ ПЕРЕПАДЫ ДАВЛЕНИЯ НА КЛАПАНАХ,
РЕГУЛИРУЮЩИХ ПОДАЧУ СЫРЬЯ................................................ 65
S. K. Lahiri, N. Khalfe, C. Lenka и M. Al-Baiyaa
НОВЫЙ ПОДХОД К МОНИТОРИНГУ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК ................................................ 71
J. Mott, M. Taylor
ХРОМАТОГРАФИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ
АНАЛИЗА СМЕСЕЙ ...................................................................... 78
B. Tammami
ВЫБОР РЕБОЙЛЕРА
ДЛЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА ........................................ 81
Случай из практики
T. Sofronas, инженер-консультант, Хьюстон, Техас.
МЕТОД СДЕРЖИВАНИЯ ПОЛОМОК РАБОЧИХ КОЛЕС .................. 85
Чистые топлива
M. R. Simmons
ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ
«ЧИСТЫХ» МОТОРНЫХ ТОПЛИВ .................................................. 86
C. Hоdge
ПЕРСПЕКТИВЫ ДЛЯ ВОЗОБНОВЛЯЕМОГО
ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА .............................................................. 90
K. Corkwell
Е85 – СОВЕРШЕННО НОВЫЙ ПРОДУКТ ....................................... 97
Анализ процессов
R. Chen, D. Cavagnino
АНАЛИЗ БИОДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА ЖИДКОСТНОЙ
ХРОМАТОГРАФИЕЙ/МАСС-СПЕКТРОМЕТРИЕЙ ......................... 100
THE EXPRO GROUP .......................................................................... 104
Подписано в печать 01.07.2008. 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»
Новейшие мировые технологии в России и СНГ
СУПЕРВАЙЗЕРЫ ДОЛЖНЫ ПОВЕРНУТЬСЯ
ЛИЦОМ К БУРОВИКАМ
Д.т.н., проф. Белоруссов В.О., ВНИИБТ, Тарасов М. А., ООО «Смит продакшн текнолоджи»
В статье обсуждается вопрос преимуществ, которые может дать
подготовленная в настоящее время во ВНИИБТ, авторская прог­
рамма проф. В.О. Белоруссова «ЭПИЗОД» (Экспертная Проверка
Процента Износа Закрытой Опоры Долота впервые без инструмен­
тальных замеров)
ВВЕДЕНИЕ
До последнего времени предприятия супервайзеров оказывали буровикам практически только одну услугу: замер кривизны
ствола скважины. Но этого недостаточно. Ясно, что применение инноваций в бурении имеет
смысл лишь тогда, когда очевидно,
что это создает предпосылки для
заметного сокращения денежных
средств при их внедрении. Знание
процента износа опоры гарантирует от аварии шарошки, ликвидация которой стоит от 1 млн
руб. до 1 млн долл. в зависимости
от категории скважины. Таким
образом, если иметь достаточно
надежную (с ошибкой 12,5 %, допустимой международными требованиями IADC) информацию
об износе закрытой опоры долота, которую обеспечивает авторская программа «ЭПИЗОД», то
можно надеяться, что при реализации проектов по бурению можно будет сэкономить, как минимум, одно долото. Дело в том, что
Проекты разрабатывают в условиях дефицита исходной информации. При реализации нагрузка
не вся доходит до забоя, обороты
при ВЗД являются плавающими и
т.д. Проектирование ведется так,
что в основу закладываются сведения по соседним скважинам.
Но на них долота отрабатываются
по опоре (как показывает анализ
по программе ЭПИЗОД), как правило, не больше, чем на 40–60 %
из-за риска оставить шарошку на
забое по причине незнания процента износа закрытой опоры
в предыдущем рейсе под ту же
колонну.
Если эта величина в зависимости от времени бурения по­
следующего рейса будет известна, что позволяет новая программа, то буровики более уверенно
смогут идти на безопасную отработку долот, по расчету, минимум на 80 %. Увеличивать, этим
самым безопасную проходку на
долото, что и позволить сэкономить, как минимум, одно долото по сравнению с Проектом.
На первый взгляд может показаться, что это нестоящая идея.
Вместе с тем один час эксплуатации буровой установки, не
говоря уже о морской буровой
платформе, стоит порядка десяти дорогостоящих долот и, если
в среднем смена долота занимает около 5 ч, то получается, что
при исключении одного спуско-подъема экономится сумма,
адекватная стоимости примерно 50 долот. А это уже примерно миллион, т.к. долото стоит не
менее 20 тыс. руб. в случае применения отечественных долот
без армирования.
СОВРЕМЕННОЕ РЕШЕНИЕ
ОБСУЖДАЕМЫХ ПРОБЛЕМ
За последние годы в связи
с увеличением прочности современных шарошечных долот про-
№7   июль 2008
изошли заметные сдвиги в технологии их применения, которые
требуют адекватной реакции сервисных служб, в частности, организаций супервайзеров.
Например, практически отпала угроза оставления шарошки на забое (из-за аварии с ее
опорой) после первого же рейса в связи с преимущественным
применением долот с закрытой
опорой, имеющей значительно
больший ресурс прочности по
сравнению с долотами с открытой опорой.
Как следствие, в массовом порядке возникает желание спустить долото, уже поработавшее
в скважине, на второй, третий,
четвертый и т.д. рейсы, вплоть до
десяти раз, что раньше было запрещено по РД т.к. в этих случаях,
риск оставить шарошку на забое
значительно повышается.
Как показывает практика, подтвержденная приказами главных
инженеров, аварии с шарошками
«участились». То есть эта проблема реально существует. Как выходят из этого положения в настоящее время при такой ситуации? Если случается авария, то
время работы долота, в предписанном Проектом, режиме всегда известно.
Обычно издается приказ, ограничивающий при бурении под
данную колонну время бурения
и проходку по сравнению с теми,
при которых произошла авария.
При этом данные ограничения
берутся с большим запасом без
всяких на то дополнительных
обоснований. То есть произвольно с тем, чтобы гарантировать
предотвращение повторных аварий. С другой стороны эти мероприятия могут быть оправданы
3
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Новейшие мировые технологии в России и СНГ
тем, что в закрытой опоре после
рейса нельзя произвести замеры
ее износа инструментальными
средствами.
РЕШЕНИЕ ДЛЯ ДОЛОТ
С ОТКРЫТОЙ ОПОРОЙ
Достаточно вспомнить, что
когда использовались долота с открытой опорой, процент их износа вычислялся по результатам
прямого замера возникших после
рейса люфтов при ручном смещении шарошки вдоль и поперек на
ее цапфе.
Одновременно, в соответствии с требованиями РД, умозрительно оценивался и процент
износа фрезерованных зубьев по
высоте на наиболее изношенной
шарошке. В настоящее время мы
не останавливаемся на этой процедуре, потому что, если ошиблись в проценте износа зуба, и
он за рекомендованное время бурения сносился, допустим, даже
на 100 % (максимальный износ),
бурение просто остановится.
Впрочем, износ по зубу редко допускается до величины 60 %. Дело
в том, что во всем мире бурят с
максимальной
механической
скоростью. Поэтому по РД рекомендуется следить не за износом
(затуплением) зуба, а за падением Vмех и в случае ее уменьшения
(при бурении одной и той же породы) примерно в 2 раза дальнейшее бурение считается экономически нецелесообразным.
Поэтому долота поднимают
изношенными по зубу в среднем
где-то на 50–60 %. Это не запас на
случай аварии, как с опорой, и не
прихоть. Это вынужденная мера.
И судить за недоработку в случаях с износом зуба буровиков не
приходится.
Другое дело, если опора изнашивается настолько, что шарошка остается на забое, как об этом
было сказано выше. Ликвидация
такой аварии и раньше стоила достаточно дорого. Но тогда на расходах, зависящих от времени, не
лежала тяжелым бременем аренда буровой установки. Буровая
4
установка принадлежала государству.
В то же время на основе, пусть
приблизительных, знаний процента износа долота можно было
обратиться к американским технологическим картам, в которых
четко были даны рекомендации
по режиму бурения в зависимости
от упомянутого износа. Допустим,
что наблюдался преимущественный износ опоры по итогам рейса
и буровик видел, что в следующем
рейсе на аналогичные породы он
должен снизить частоту вращения ротора с тем, чтобы снизить
износ долота за рейс, увеличить
проходку и сократить число долот
на скважину. Эти рекомендации
действуют и в настоящее время в
функции от износа долота, но сам
износ неизвестен. Он исчисляется умозрительно.
РЕШЕНИЕ ОБСУЖДАЕМЫХ
ПРОБЛЕМ ЗА РУБЕЖОМ
Очевидно, что и в США в не
меньшей степени озабочены
создавшейся ситуацией из-за
невозможности точно оценить
степень износа закрытой опоры
со всеми вытекающими отсюда
последствиями. Об этом красноречиво говорит факт выпуска в
США в прошлом году кода IADC
(International American Drilling
Code), что способствовало приведению в порядок и достижению
единообразия в описании характера регистрации износа вооружения современных долот.
К сожалению, там ничего не
сказано об износе опор, кроме
одной фразы: «…считать долото
изношенным на 100 %, если произошла разгерметизация закрытой опоры». Но это и так понятно.
А, если – нет? Можно спускать
такое долото? К тому же этот вопрос надо переадресовать к конструкторам.
Если за нужное для буровиков
время работы долота на забое, определяемое при оптимизации режима бурения из экономических
соображений, процент износа
вооружения, как уже было ска-
зано выше, имеет необходимый
запас, то конструкторы обязаны
создать такую маслонаполненную опору, чтобы она не разгерметизировалась за нужное время. Это работа конструкторов, а
не технологов.
В коде IADC указано также,
что при определении степени износа зубьев долота в соответствии
с международными требованиями
его следует фиксировать не при
25 % (как ранее, когда это было
возможно при визуальном осмотре), а при 12,5 %. В коде IADC не
говорится о том, как это можно
осуществить, учитывая, что при
определении процента износа вооружения долота «на глаз», как
это делается в настоящее время,
три мастера высказывают три
разных мнения.
Видимо, зная об этом, в 1986 г.
вновь (впервые после попытки Галле и Вудса 50 лет назад)
Бурджо, Милхелмом и Женевье
[1] была опубликована книга
с примерами, по которым можно
рассчитать процент износа зубьев и опор (в том числе закрытых опор) теоретически. И все
было бы замечательно, если бы
они не написали, вслед за Галле
и Вудсом, что для выполнения таких расчетов в исходные данные
надо вводить процент износа зуба
и износа опоры из предыдущего
рейса. А как это сделать? Тупик.
Поэтому без решения этого вопроса упомянутые расчеты следует
считать только современной копией расчетов Галле-Вудса, где те
честно написали, что без точного
определения названных процентов они не гарантируют сходимости с практикой.
Иными словами, упомянутые
расчеты [1] можно в настоящее
время использовать для иллюстрации при чтении лекций студентам в институте.
Для выполнения этого на практике нужен такой расчет, при котором не нужно было бы получать
от буровиков никаких сведений
об износе долота, а необходимо
самим располагать этими данны-
№7   июль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Новейшие мировые технологии в России и СНГ
типо-размер долота (новое
или бывшее в употреблении), отечественное или импортное, номер долота;
интервал бурения (протяженность или проходка по
рейсам с нарастающим итогом);
время работы долота на забое (если бывшее в употреблении, то с нарастающим
итогом);
частота вращения долота,
об/мин (в среднем);
осевое давление на долото –
нагрузка (средняя);
износ вооружения долота по
коду IADC (желательно), но
необязательно;
износ опоры в процентах, по
мнению бурильщика или по
Коду IADC (желательно);
тип горных пород (достаточно, если будут указаны терригенные или карбонатные);
тип опоры: открытая или закрытая и дата начала работы
долота;
имела место разгерметизация опоры (да, нет, нет данных).
ми, как рассчитывается ресурс
подшипников в отечественном
машиностроении, начиная от подшипников гидротурбин и кончая
подшипниками для автомобилей.
ИННОВАЦИОННЫЙ
МЕТОД РАСЧЕТА В РОССИИ
Одновременно с описанными
поисками проводились исследования и в России. Так во ВНИИБТ
(Москва) проф. Белоруссов В.О.
[2] поставил себе целью найти
приемлемое решение определения процента износа закрытой
опоры теоретическим путем, отличающееся о того, которое использовалось (как сказано в заявке на изобретение). Совокупность
известных признаков (расчеты
процента износа подшипников
аналогичные методам машиностроения и международным методам) позволила получить новое
качество расчета.
В предлагаемой компьютерной
программе ЭПИЗОД [3] уже не
требуется запрашивать с производства данные об износе зуба и
износе опоры (по мнению буровиков). В соответствии с упомянутой программой эти данные сообщаются буровику оператором
после проведения компьютерных
расчетов, причем с той точностью,
которая требуется по международным правилам IADC ( 12,5 %) в зависимости от средней нагрузки
на долото, его оборотов, времени
бурения, твердости пород и, соответственно, от вибраций, возникающих в зависимости от этой
твердости и «жесткости» бурильного инструмента, применяемого
при том, или ином диаметре долота, а также от качества смазки и
конструкции опоры от производителя.
Для выполнения расчета процента износа закрытой опоры
достаточно получить с буровой
копию обычного отчета по отработке долот:
сведения о месторождении:
район бурения, тип скважины (наклонная, вертикальная, разведочная);
ПРИЧЕМ ЗДЕСЬ
СУПЕРВАЙЗЕРЫ?
Эти одиннадцать пунктов, подготовленных буровиками, передаются ими в заявке на ближайшую
станцию ГТИ (геолого-технологических исследований) на которой
реализуется программа ЭПИЗОД.
Возможен, конечно, вариант
организации труда, когда этот
расчет производит буровой супервайзер на своем ноутбуке, но
в этом случае программа ЭПИЗОД
приобретается компанией для буровой. Тогда заказчик ничего не
платит за выполнение ревизии самодеятельных «замеров износа»
опоры на буровой.
Супервайзер рассчитывает вероятный (теоретический) износ
опоры рассматриваемого долота,
на что тратится время только для
введения в компьютер исходных
данных и тут же по связи передает эти сведения на буровую.
№7   июль 2008
Перерасчет выполняется в ви­
де прогноза развития износа указанной опоры в следующем рейсе в зависимости от времени (до
износа опоры теоретически на
80 %).
С буровой при передаче заявки могут сообщить, что в следующем рейсе они планируют
перейти, например, с роторного
бурения на ВЗД (винтовой забойный двигатель) или в определенных пределах изменить нагрузку.
Сколько тогда проработает опора
в новых условиях до износа на 80
%? В этом случае геофизикам платят за два расчета. Процесс выполняется аналогично заказам на
выполнение замеров кривизны
или проведение других геофизических исследований для буровиков (каротаж и прочее).
Супервайзеры, в свою очередь, обязаны производить мониторинг данных, поступающих с
буровой и выполнять исследования, как это следует из только что
сделанного описания.
Проведение указанных ревизионных исследований может
осуществляться и в рамках авторского надзора за работой долот,
который в данном случае, получает четкое, а не расплывчатое,
наполнение по его содержанию,
чего часто не бывает на деле.
Для реализации описанных
инновационных решений необходимо одобрение руководителей
компаний, Ассоциации буровых
подрядчиков и Госгортехнадзора.
Очевидно, что внедрение отмеченных инноваций в случае
организации повсеместного и
обязательного их применения,
непременно должно привести
к повышению дисциплины и ответственности как исполнителей,
так и руководства. Это особенно
важно, если руководство дает команду на спуск долота во второй
и третий раз, не подкрепленную
расчетом, надеясь на то, что с опорой за время работы в следующем
рейсе ничего не случиться. В случае аварии вину каждого можно
будет легко установить.
5
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Новейшие мировые технологии в России и СНГ
С другой стороны, это упорядочение рекомендаций по изменению режима в зависимости
от износа долота в предыдущем
долблении позволит наладить
процесс той «примитивной оптимизации» на низшем уровне,
которая так хорошо помогала
организовать процесс бурения,
когда применялись долота с открытой опорой. Он был «прозрачным» и легко поддавался
контролю и поддержанию безопасности проводимых работ на
буровой.
Но для этого, повторяем, необходимо одно – одобрение высших руководителей на местах
и в России в целом.
Поэтому можно рассматривать
эту статью, как обращение к заинтересованным лицам принять
административные меры с целью
получения с производства правдивых сведений об износе зуба и
опоры шарошечных буровых долот, что в настоящее время стало
возможным.
В буровые проекты по распоряжению сверху должно быть
вписано Заказчиком добавление
Подрядчику об обязательной ревизии расчетным путем сведений
о проценте износа опоры (прежде
всего закрытой) долота, поступающего с буровой.
ВЫВОДЫ
Во ВНИИБТ проф. Бело­
руссовым впервые был разработан авторский, достаточно
точный производственный метод расчета «ЭПИЗОД», дающий возможность без инструментальных замеров определять
процент износа закрытой опоры
долота.
По результаты компьютерного
анализа позволяют прогнозировать, за какое время этот износ
достигнет 80 % при работе долота в тех же породах в следующем
рейсе при том же или измененном режиме бурения.
Указанные сведения могут
быть положены в основу пре-
6
дотвращения риска аварии с
шарошкой при повсеместных
спусках (во второй, третий, четвертый и т.д. рейсы) и призвать
к ответственности тех, кто использует эту практику без предварительного
проверочного
расчета на безопасность таких
работ перед началом очередного
рейса.
Применяемый в настоящее
время метод загрубления допустимого времени безопасной
работы шарошки на забое, заключающийся в том, что, если
авария уже произошла, то, ясно,
спустя какое время работы и
после какой проходки это имело место. В этом случае издается
приказ о сокращении времени
работы долота на забое и протяженности проходки при бурении
на соседних скважинах под эту
колонну. Но это делают произвольно, с неоправданно большим
запасом, в результате чего долота поднимаются отработанными
лишь на 40–60 %, как показывает анализ их отработки при уточненном расчете по программе
«ЭПИЗОД».
Руководящим
о р г а нам
Госгортехнадзора и Ассоциации
буровых подрядчиков в свете
сказанного выше, имеет смысл
проявить добрую волю и принять
решение об обязательном проведении супервайзерами ревизии
данных, поступающих с буровой,
перед планируемыми рейсами, о
проценте износа опоры (в первую
очередь закрытой опоры) в предыдущем рейсе с целью их уточнения при перерасчете этих данных
по программе «ЭПИЗОД».
Мы также ждем скорейшего
завершения работы над давно
подготавливаемым в «Роснефти»,
выпуском «Единого положения
по супервайзерам», где указанные в предыдущем пункте, мероприятия, очевидно, будут официально введены в Руководящие
документы РФ, как и «Единый
расчет качества законченной
скважины (КОБРА)», специально
подготовленный для заказчиков
автором.
Список литературы
1. A.T. Bourgoin, K. K.Milhelm,
M. E.Chenever. Applied Drilling
Engineering, USA, 1986.
2. Белорусов В. О. Выбор долот
с помощью компьютера. «Буре­
ние», № 12, 2002 г.
3. Белорусов В. О. Способ точ­
ного определения процента
износа закрытой опоры долота
расчетным путем. «Нефте­
газовые технологии» № 10,
2007 г.
Белоруссов
Вла­
ди­мир
Олегович,
главный
научный
сотрудник – консультант ВНИИБТ,
профессор, доктор
технических наук в
области бурения скважин. Автор около 100 научных работ и изобретений.
Работал и преподавал в России, США,
Польше на Кубе. Связаться с проф.
Белоруссовым можно по тел. (495)
959-67-09, доб. 1-21; моб. тел. 8 (917)
505-94-02 или по e-mail: vniibt@vniibt.
ru (for the atl of Mr. Byelorussov).
Тарасов
Максим
Алек­сандрович, ко­
ор­динатор
проектов
Республики
Коми
по
бурению, ООО «СМИТ
ПРОДАКШН
ТЕХ­
Н О Л О Д Ж И »
ГК «ИНТЕГРА». В 2005 г. окончил Ухтинский Государственный
Технический Университет по специальности бурение нефтяных и
газовых скважин. В настоящее время заочно обучается в Академии
Государственной Службы и Управ­
ления при Главе Республики Коми,
г. Сыктывкар, на факультете Управ­
ления персоналом. Связаться с г-ном
Тарасовым можно по тел.: 8 (495) 73934-40 доб. 31144; факсу: 8 (495) 73934-41; моб.: 8 (916) 446-24-99; e-mail:
mtarasov@integra.ru.
№7   июль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
«текстайм»
Нефтегазовый комплекс:
Одежда для ЖИЗНИ!*
Нефтегазовый комплекс это
огромная сложная технологическая структура, включающая в
себя множество различных производств. Несмотря на прогресс в
использовании современного оборудования и новейших технологий, работа на любом из участков
производства нефтегазового комплекса до сих пор остается одной
из самых тяжелых и опасных.
Бурение, оборудование и эксплуатация скважин для добычи
нефти и газа требуют применения
сложных технологий и мощных
энерговооруженных механизмов.
Нередко нефть и газ в скважинах
находятся под высоким давлением, что создает угрозу взрывных
выбросов и пожаров. Причем, как
правило, разведка и добыча углеводородного сырья производится
в тяжелых (иногда экстремальных)
природно-климатических
условиях. Многие из сопутствующих
нефти и газу соединений, поступающих на поверхность из скважин,
биологически опасны (агрессивны
или ядовиты). Это создает дополнительные сложности в обеспечении безопасности работников нефтегазовых промыслов. Поэтому
обеспечение безопасности персонала в нефтегазовом комплексе
является не только очень важной,
но и далеко не простой задачей.
Для обслуживания и ремонта
одной только буровой установки – технически очень сложного
сооружения – необходимо множество рабочих различных специальностей: бурильщиков, монтажников, сварщиков, электриков,
машинистов. На каждого из них
оказывают влияние как общие
факторы риска (например, климато-географические условия), так и
* При создании статьи использованы
материалы Richard S. Kraus.
специфические (присущие определенному виду работ) факторы.
Основные виды работ в процессе разведки и эксплуатации
нефтяных и газовых месторождений выполняются на открытом
воздухе, при постоянном воздей­
ствии климатических и погодных
условий, соответствующих сезону
года и региону. На большинстве
буровых установок в темное время
суток отмечается недостаточная
освещенность. Комплекс вредных
производственных факторов химической природы, оказывающий
влияние на рабочих, представлен
преимущественно веществами 2,
3, 4 класса опасности (нефть и ее
компоненты, сероводород, диоксид серы, оксид углерода, оксиды
азота, меркаптаны и др.). Как добываемая нефть, газ и их компоненты, так и применяемые в процессе добычи химические реагенты нередко являются токсичными
и взрывоопасными веществами.
По этим причинам для обеспечения защиты персонала нефтегазовой отрасли необходимы тщательный анализ условий труда,
производственной среды и технологического процесса, системное
исследование и выявление комплекса опасных производственных факторов. Только такие системные исследования позволяют
разработать оптимальные решения для разработки специальной
одежды, способствующей предотвращению чрезвычайных происшествий и несчастных случаев на
производстве, а также сохранению здоровья персонала.
жаровзрывоопасные
условия нефтегазового
производства:
антистатическая одежда
Использование
спецодежды
из современных материалов, сви-
№7   июль 2008
детельствующее о социальной
ответственности компании перед
работниками, уже давно стало
хорошим тоном на многих высокотехнологичных производствах.
Тем не менее, даже сегодня на некоторых нефтяных производствах
встречаются случаи грубейших
нарушений всех мер безопасности!
Так, подвергая риску жизнь
тысяч сотрудников и провоцируя
катастрофу на пожаровзрывоопасном производстве, сотрудник нефтехранилища носил костюм, из ткани, собирающей на
себе статическое электричество.
Возникновение малейшей искры повлекло бы за собой взрыв.
Подобные случаи халатного отношения руководства предприятий
и обслуживающего персонала к
вопросам безопасности на предприятиях нефтегазового комплекса могут обернуться огромной
трагедией в то время как предотвращать подобные ЧП – долг
каждого человека, который так
или иначе связан с обеспечением
безопасности производства и может влиять на ситуацию.
В рамках обеспечения своих сотрудников современной
высококачественной
безопасной спецодеждой ОАО «При­
волжскнефтепровод», одно из
дочерних предприятий ОАО «АК
«Транснефть», в своих действующих подразделениях апробировало ряд костюмов для работников различных специальностей нефтегазовой отрасли. В их
числе более пяти месяцев испытывали костюм для защиты от
общепроизводственных загрязнений из английской смесовой
антистатичной ткани АНТИСТАТ
(Carrington) с отделкой МВО
(постоянная защита от статического электричества, повышенная
7
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
«текстайм»
прочность и износоустойчивость,
комфорт хлопка, стирка до 75 °С,
большой выбор оттенков цветов
для разработки индивидуального
корпоративного стиля). В результате испытаний комиссия заключила следующее. «Используемые
материалы АНТИСТАТ соот­
ветствуют предъявляемым к ним
тре­бованиям: антистатичность,
масловодоотталкивание и возду­
хопроницаемость. Ткань костюма
хорошо поддается механической
чистке, после стирки не дает
усадку, хорошо отстирывается
от производственных загрязне­
ний, цвет ткани устойчивый,
костюм сохраняет опрятный
внешний вид. По истечении сро­
ка опытной носки фактов пре­
ждевременного выхода костюма
из строя по причине качества не
отмечено (целостность костюма
не нарушена)».
Английская ткань АНТИСТАТ
(Carrington) утверждена с точки
зрения стандарта на защитную
спецодежду ведущих нефтяных
компаний мира.
Системный процесс
разработки оптимального
решения для специальной
защитной одежды:
костюм бурильщика
Руководство одного из добывающих подразделений ОАО
«СУРГУТНЕФТЕГАЗ»
приняло
решение обеспечить своих рабочих современной спецодеждой,
которая решала бы основные задачи обеспечения безопасности
персонала.
Экспериментальный костюм
бурильщика должен был, в первую очередь, защитить специалиста от нефти и нефтепродуктов,
а также предотвратить проникновение кровососущих насекомых к
телу через одежду.
В силу пожаро- и взрывоопасности производства непременными требованиями к спецодежде
стали ее огнестойкость (свойство
ткани одежды, позволяющее рабочему, имеющему дело с легко
воспламеняющимися вещества8
ми, покинуть очаг возгорания, не
получив серьезных ожогов) и антистатичность (антистатическая
нить в структуре ткани, обеспечивающая стекание с ткани статического электрического заряда).
Далее были детально изучены
конкретные условия труда, характер физико-механических нагрузок на персонал и вредные факторы этого участка производства.
В их числе оказались: спускоподъемные операции с буровой
колонной труб, монтаж-демонтаж
оборудования, ремонт и ревизия
оборудования на кустах скважин, строповка оборудования,
погрузочно-разгрузочные работы, уборка территории; контакт
с пластовыми флюидами (нефть,
водонефтяные эмульсии) и технологическими жидкостями (глинистый раствор, солевые растворы, жидкое стекло, АККОР, соляная кислота, плавиковая кислота
и др.); контакт с песком, металлическими частями оборудования и
инструмента; контакт с пиломатериалами (ремонт рабочей площадки, ограждений, мостков и др.).
В результате этих исследований сформировалось решение спецодежды для бурильщика. Костюм был изготовлен
из 100 % хлопковой английской
ткани ФЛЭЙМСТАТ КОТТОН
(Carrington), обладающей огнезащитными свойствами благодаря
технологии Proban®, антистатическими свойствами и масловодоотталкивающей отделкой, а также
усилен огнестойкими накладками
из высокопрочной бельгийской
ткани САВУАР ФРЦ со специализированной PU-мембраной.
Используемые материалы и мо­
дель костюма полностью удов­
летворили требованиям предпри­
ятия. Костюм бурильщика оцени­
ли как удобный, «дыщащий», обла­
дающий нефтеотталкивающими
свойствами. На сегодняшний день
ткани ФЛЭЙМСТАТ КОТТОН и
САВУАР ФРЦ утверждены так­
же корпоративными стандарта­
ми компаний ТНК-ВР, Роснефть,
Газпром, Сибнефть и др.
Электро- и газосварочные
работы в нефтегазовом
комплексе:
костюм сварщика
Очень важную роль в структуре функционирования нефтегазового комплекса занимают специалисты по сварке. Таким рабочим
приходится выполнять электро- и
газосварочные работы (ручная
дуговая сварка и газосварка) при
монтаже и демонтаже бурового и
силового оборудования, а также
во время строительно-монтажных
работ, в процессе ремонта нефтепровода.
Для сотрудников таких участков производства в подразделениях АО «Приволжскнефтепровод»
испытывались костюмы для сварщиков.
Костюмы, представленные
для испытаний, также разрабатывались с учетом пожаро- и
взрывоопасных условий нефтегазового производства и сложных
климатических
условий
работы, и были выполнены из
английской огнезащитной хлопковой ткани ФЛЭЙМШИЛД 400
(Carrington). Испытания костюма проводились более полугода в
действующих цехах подразделения «Приволожскнефтепровод».
Экспертная комиссия предприятия по результатам проверки
и измерений не установила отступлений от требований ГОСТ
12.4.045-87 и выявила следующее.
«Костюм обеспечивает надеж­
ную защиту от воздействия по­
вышенных температур, обладает
эффективной защитой от искр,
брызг расплавленного металла,
окалины (искры и брызги металла
скатываются с ткани костюма,
не прожигая ее); костюм удобен
в эксплуатации (намного легче и
комфортнее по сравнению с бре­
зентовым костюмом сварщика,
что позволяет эксплуатировать
его в стесненных условиях про­
изводства). Отмечены хорошие
эксп­лутационные свойства тка­
ни – плотная, прочная, не мнется,
обладает хорошей паропроницае­
мостью. Ткань костюма хорошо
№7   июль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
«текстайм»
поддается чистке, после стирки
не дает усадку, хорошо отстиры­
вается от общепроизводственных
загрязнений, цвет ткани устой­
чивый. Считается, что костюмы
сварщика из ткани ФЛЭЙМШИЛД
(Carrington) могут применяться
при проведении сварочных работ
на объектах нефтетрубопровод­
ного транспорта».
Средства предотвращения
несчастных случаев
по причине недостаточной
видимости рабочих
в нефтегазовом комплексе
С учетом того, что основной
объем работ в нефтегазовом производстве выполняется на открытом воздухе, в любую погоду и в любое время суток, особое
внимание требуется уделять видимости спецодежды. Недостаточная
освещенность, усугубленная плохими погодными условиями, нередко ведет к производственным
травмам или становится причиной
несчастных случаев.
В целях обеспечения максимальной безопасности сотрудников нефтегазовых промыслов, как
в России, так и за рубежом применяется сигнальная спецодежда
повышенной видимости, предназначенная для того, чтобы сделать человека хорошо заметным
независимо от того, в какое время
суток и в каких обстоятельствах
он работает. Понятие сигнальной
одежды повышенной видимости,
определенное ГОСТом и требующее комбинировать одежду из
фоновых флуоресцентных (сигнальных) материалов и световозвращающих материалов (СВМ),
имеет под собой вполне логичное
объяснение – например, монтажник буровой установки не может
менять свой костюм в зависимости от светодня. Следовательно,
разрабатывая костюм, необходимо обеспечить как «видимость»
сотрудника днем (посредством
использования ярких контрастных сигнальных тканей), так и в
темное время суток (за счет применения СВМ).
Для нужд нефтегазового комплекса в ассортименте итальянской продукции Retrolux имеются
огнестойкие световозвращающие
материалы на основе 100 % хлопка по технологии Proban®. Ленты
Retrolux устойчивы к температурным колебаниям, абразивному
истиранию, светопогоде; ленты
выдерживают до 50 циклов стирки при 60 °С и химчистку. Будучи
сертифицированной в России,
продукция этой компании значительно превышает требования
EN471 и ГОСТ 12.4.219-99 по коэффициенту световозвращения.
Ленты Retrolux используются в
спецодежде предприятий РАО
«ЕЭС России».
Одежда с использованием антистатических тканей сигнальных
цветов ФОРЕМАН СК и САВУАР
БСК (Concordia, Бельгия), устойчивых к стиркам и светопогоде,
позволяет сделать «видимым»
персонал и гарантировать безопасность в течение всего срока
эксплуатации костюмов. Ткань
САВУАР БСК, со встроенной
антистатической нитью, благодаря специализированной PUмембране, обеспечивает ветрозащиту такому костюму, а также
водо- и нефтенепроницаемость.
Хорошая паропроницаемость материалов помогает сохранять комфорт и удобство при носке даже
при –60 °С.
Бельгийская
к о м п а ния
Concordia разработала антистатические курточные ткани с учетом эксплуатации в нефтегазовом
комплексе, причем в соответствии
с условиями труда, требованиями
стандартов на защитную одежду и климатическими условиями
России.
Меры электрической
предосторожности
в нефтегазовом комплексе:
костюм для защиты
от электрической дуги
Эксплуатация нефтяных месторождений, включающая добычу нефти, ее транспортировку и
подготовку к переработке, свя-
№7   июль 2008
зана с широким использованием энергоемкого оборудования,
аппаратов, работающих при высоких давлениях и температуре.
Нефтеперерабатывающие заводы
или получают электричество из
внешних источников или производят свое собственное, используя электрические генераторы,
приводимые в действие паровыми турбинами или газовыми двигателями. Площади предприятий
классифицируются по типу электрической защиты, требуемой для
предотвращения искр при наличии воспламеняющих паров или
предотвращения взрыва внутри
электрооборудования.
Электрические
подстанции,
которые обычно размещаются в
неклассифицированных (обычных) областях, далеко от источников воспламеняющегося углеводородного пара или башен охлаждения воды, содержат трансформаторы, сетевые рубильники
и переключатели схем питания.
Электротравмы в России продолжают лидировать в статистике
производственного травматизма,
составляя до 10 % всех несчастных случаев.
При этом обычные меры электрической
предосторожности,
включая сухой пол, предупреждающие надписи «высокое напряжение» и защиту, предохраняют
работника от поражения электрическим током, но не спасут
его в случае возникновения электрической дуги. Срок «жизни»
электрической дуги короток (секунды или доли секунд), однако
концентрация огромной температуры на малой площади делает
электрическую дугу источником
колоссального теплового удара.
Температура газа в стволе электрической дуги достигает 15 000–
20 000 °C, что превышает температуру поверхности Солнца. Этот
мощный тепловой поток и является основным поражающим фактором при воздействии электрической дуги, приводящим к сильным ожогам, нередко – с летальным исходом.
9
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
«текстайм»
Защитная одежда должна
обеспечивать защиту от теплового потока, исходящего от электрической дуги, не должна иметь
остаточного горения и тления
(EN531), быть устойчивой к вспарыванию (разрыву) при воздействии электрической дуги.
Использование одежды из тканей
ФЛЭЙМШИЛД и ФЛЭЙМСТАТ
КОТТОН (Carrington) позволя­
ет обеспечить защиту от воз­
действия тепловой энергии, вы­
деляемой электрической дугой.
Тепловое ослабление составля­
ет не менее 91 %, в результа­
те чего обеспечивается защи­
та от перегрева. Такие данные
были получены в результате
испытаний
костюмов
этих
тканей – «Электра» (ВостокСервис) в независимой лабора­
тории Kinectrics Inc. (Торонто,
Канада), специализирующейся
на изучении природы возник­
новения и воздействия элек­
трической дуги и уже более
10 лет проводящей испытания
костюмов на соответствие
требованиям Международной
Электротехнической Комиссии
(International Electrotechnical
Commission – МЭК). Высокие
защитные
и
эксплуатаци­
онные
свойства
тканей
ФЛЭЙМШИЛД и ФЛЭЙМСТАТ
КОТТОН (Carrington) соответс­
твуют требованиям стандарта
IEC 61482-1 и РАО «ЕЭС России».
Корпоративный стиль
в современной защитной
спецодежде
Первыми отечественными заказчиками корпоративной спецодежды стали нефтегазовые
компании. Они поставили задачу
обеспечить своих сотрудников
самой современной защитной
спецодеждой, учитывающей условия производства, но с четкой
идентификацией
принадлежности людей к конкретной компании, т.к. корпоративная одежда – это инструмент имиджевой
политики, репутация компании
на рынке.
10
В ряде компаний «общие корпоративные цвета» являются
базовыми, а на их основе внедряются дополнительные цвета,
которые имеют жесткую привязку к конкретному участку производства. Такие меры не только
стимулируют рабочих на местах
соблюдать дисциплинарные пра­
вила компании, но и значитель­
но облегчают (специалисту по
технике безопасности данного
предприятия) задачу визуального
контроля соответствия уровня
защиты спецодежды потенциаль­
ной опасности, грозящей сотруд­
нику, находящемуся не на своем
участке производства, причем,
в одежде, которая не сможет его
защитить.
Зачем ведущие российские
предприятия внедряют свои
корпоративные стандарты?
Сегодня многие компании разрабатывают свои корпоративные
стандарты, которые объединяют
Технические стандарты по СИЗ
и нормы бесплатной выдачи сертифицированной спецодежды в
соответствии с рисками и факторами опасности на данном производстве, а также регламентируют требования к внешнему виду
средств индивидуальной защиты,
выполненных в едином корпоративном стиле. Унифицированный
документ отдельно взятого предприятия – «Корпоративный
стандарт», решает следующие
задачи: повышает, и позволяет
контролировать уровень охраны труда и здоровья сотрудников на предприятиях компании;
оптимизирует затраты на средства защиты рабочих; причисляет предприятие к списку социально-ответственных компаний,
повышает его престиж, положительно влияет на степень лояльности сотрудников.
ОАО «ТНК-BP Менеджмент»,
проведя многочисленные испы­
тания и опытные носки образцов
костюмов в своих нефтедобываю­
щих и нефтеперерабатывающих
подразделениях, утвердило для
изготовления спецодежды на всех
своих предприятиях перечень
тканей для различных специаль­
ностей, отвечающих всем требо­
ваниям корпоративных стандар­
тов ТНК-BP.
1.Ткань АНТИСТАТ (Carrington)
для изготовления костюмов не­
фтяника и ИТР с целью защиты
от производственных загрязне­
ний.
2.Ткань ФЛЭЙМСТАТ КОТТОН
(Carrington) для изготовления ог­
незащитных костюмов, а так же
защищающих от общих произ­
водственных загрязнений, для не­
фтяников и ИТР.
3.Ткань САВУАР (Concordia) для
изготовления защитных накладок
на костюм нефтяника.
4.Т кань
САВУАР
ФРЦ
(Concordia) для изготовления за­
щитных накладок на огнезащит­
ный костюм нефтяника.
5.Материал ЛАВА (Plastibert)
для изготовления костюмов с во­
доотталкивающим свойством.
Россия и мировой рынок
Нефтегазовые
предприятия
России были первыми, кто в нашей стране начал перенимать
зарубежный опыт, разрабатывать корпоративные стандарты
и применять для защиты своих сотрудников спецодежду из
современных материалов ведущих мировых производителей.
Именно такой прогрессивный
подход обеспечивает российским нефтегазовым компаниям
доверие мирового бизнеса, позволяет им привлекать инвестиции, внедрять новые ресурсосберегающие технологии, повышать
конкурентоспособность
и укреплять свои позиции на
международных рынках.
«Текстайм»,
Ваш эксперт по тканям
(495) 995-12-08
www.textime.ru
№7   июль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
WORLD Oil, Vol. 229, № 3 – 2008
P. Sonnermann, Chevron;
H. Sasntos, E. Catac, Secure Drilling
MICROFLUX CONTROL MPD IMPROVES UNDERSTANDING
OF DOWNHOLE EVENTS
N. Dharma, ConocoPhillips Indonesia,
J. S. S. Toralde, Weatherford
COMBINING MPD WITH DOWNHOLE VALVE ENABLES
HIGH RATE GAS WELLS
H. Feng, University of Calgary; B. H. Russell, CGGVeritas,
Calgary; J. Bancroft, University of Calgary
AN EMPIRICAL STUDY OF THE GENERALIZED FLUID
METHOD FOR HYDROCARBON DISCRIMINATION
D. Pandey, National Oceanography Centre, UK
EFFECT OF MULTIPLE, INTERCALATED SEDIMENTS
ON SEISMIC DATA
B. Houtchens, Fidelity Exploration and Production Co.;
J. Foster, Tesco Corporation;
B. Tessari, Turnkey E&P
ANALYSIS OF GASING WHILE DRILLING SHOWS FASTER
DRILLING, HIGHER PRODUCTION RATES
C. Jones, W. Alta, JOB Pertamina-Hess Jambi Merang;
J. Singh, B. Engelman, M. Proett, B. Pedigo,
Halliburton Energy Services
WIRELINE FORMATION TESTER AVOIDS DEW POINT
PROBLEMS
D. Doyle, Rocky Mountain Oilfield Testing Center;
K. Shurtleff, Mountain West Energy
SINGLE WELL, SINGLE GAS PHASE TECHNIQUE
IS KEY TO UNIQUE METHOD OF EXTRACTING OIL VAPORS
FROM OIL SHALE
J. Clemens, Halliburton; L. F. Rivas, Chevron
DOWNHOLE POWER UNIT OVERCOMES HTHP PROBLEM
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Нефть мира
ЧТО ПРОИСХОДИТ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЕННОСТИ
Krista H. Kuhl, научный редактор WO
ПРОЕКТ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ШАН
CONOCOPHILLIPS
Компания ConocoPhillips выиграла тендер на
разработку
месторождения
высокосернистого газа Шан (Объединенные Арабские Эмираты).
«По данным государственной компании Abu Dhabi
National Oil Company (ADNOC), реализацией проекта разработки месторождения займется компания
ConocoPhillips», – заявило агентство Reuters. Активы компании ConocoPhillips составят 40 %. По предварительным данным затраты в реализацию проекта
оцениваются в 10 млрд долл.
УВОЛЬНЕНИЯ В ВР
Т. Хейвард, глава компании ВР, подтвердил, что
компания сократила 5000 рабочих мест. Кроме того,
планируется сократить еще 1500 мест в США и Великобритании. Этот шаг был предпринят в связи
со снижением активности проведения операций в
мире. Среди сокращенного персонала в основном
офисные служащие. На 10 % будет сокращен персонал, осуществляющий разведку и добычу.
ЛИЦЕНЗИОННЫЙ РАУНД НА РАЗРАБОТКУ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЧУКОТСКОГО МОРЯ
В начале февраля 2008 г. Министерство по
управлению природными ресурсами (Minerals
Management Service – MMS) провело 193 Лицензионный раунд, на котором были предложены участки
на Федеральном континентальном шельфе Чукотского моря. Это был первый раунд после достаточно
длительного перерыва (последний раунд проводился в 1991 г.). В Министерство поступило 667 заявок
на получение лицензий –рекордное число предложений для этого региона. Предложение цены компаний составило 3,4 млрд долл. Наиболее значительная сумма была заплачена за получение лицензии
на проведение разведочных операций, составившая
105 млн долл. эта сумма была внесена компанией
Shell, которая помимо этого участка заплатила еще
2,1 млрд долл. за 275 других участков. Второе место
по величине затрат заняла компания ConocoPhillips,
заплатившая на этом раунде 506 млн долл за получение лицензий на 98 участков. Компания Repsol
заплатила 14,5 млн долл., за получение лицензий на
разработку 93 участков. Компании StatoilHydro и
Eni внесли 14 и 9 млн долл. за 16 и 18 участков соответственно. Однако 14 из этих участков будут
разрабатываться совместно с другими компаниями.
Участки, предложенные на лицензионном раунде,
расположены на шельфе Аляски от пункта Барроу
(на севере) до мыса Лисбурна (на северо-западе).
Площадь предлагаемых участков, расположенных в
25–50 милях (1 миля = 1,609 км) на шельфе в водах
глубиной 95–9800 фут (1 фут = 30,48 м), составляет
29 млн акров (1 акр = 4,046 х 103 м2).
12
РЕКОРДНОЕ БУРЕНИЕ EXXONMOBIL
НА САХАЛИНЕ
Проектная бригада Sakhalin-1 (оператором проекта выступает Exxon Neftegas Limited) пробурила на месторождении нефти Чайво скважину Z-1.
Скважина была пробурена на измеренную глубину
38 322 фут. Предыдущий рекорд был также поставлен на этом месторождении бурением скважины
Z-11, глубина которой составляла на 1306 фут меньше.
Скважина была пробурена с берега с использованием
современной мощной буровой установки и технологии бурения скважин увеличенной протяженности.
Нефтеносный пласт, на который была пробурена
скважина, расположен в 7 км от берега. «Успех этой
операции стал еще одним достижением, включая
суммарную добычу нефти за последние пять лет, и
200 нефтяных танкеров, использующихся для транспортировки добытой нефти в первый год эксплуатации, – отметил М. Фостер, президент ExxonMobil
Production Company. – Использование технологии
бурения протяженных скважин с берега на залежи,
расположенные на шельфе, исключает необходимость сооружения морской инфраструктуры и трубопроводов». Аналитики прогнозируют, что в 2008 г.
добыча на месторождении снизится на 25 %. Пик добычи (225 тыс. брл/сут) на этом месторождении был
зарегистрирован в 2007 г. и в соответствии с данными
прогноза в 2008 г. снизится на 63 тыс. брл/сут.
КОМПАНИЯ PETROBRAS ЗАЯВИЛА
О ПРОМЫШЛЕННОМ ШПИОНАЖЕ
Бразильская государственная компания Petrobras
объявила о похищении четырех микросхем памяти, содержащих важную информацию об операциях на нефтяных и газовых месторождениях, а также о морских
месторождениях. «Это было очевидным похищением
оборудования, содержащего важную промышленную
информацию», – заявил спикер Petrobras. Спикер
уточнил, что компания располагает копиями похищенных данных. Микросхемы были похищены во время
их транспортировки компанией Halliburton.Спикер
Petrobras не стал уточнять, что похищенные микросхемы содержали данные о месторождении Тупи, но сделал заявление, что информация поступила с бурового
судна, размещенного в басс. Сантос. Повышенный
интерес к месторождению Тупи легко объяснить, поскольку его извлекаемые запасы составляют примерно
5–8 млрд брл легкой нефти, а суммарные запасы превышают 20 млрд брл. Компания ВG Group, которая владеет 25 % активов месторождения Тупи, также опубликовала свою оценку запасов, в соответствии с которой
они оцениваются в 12–30 млрд брл и более.
ИРАНСКАЯ НЕФТЯНАЯ БИРЖА
НАЧИНАЕТ ОПЕРАЦИИ
Операции на Иранской нефтяной бирже начались 17 февраля 2008 г. Iranian Oil Bourse (IOB) будет
продавать нефть, нефтепродукты и газ. Расчеты бу№7 • июль 2008
12
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
дут производиться в иранских риалах. На других основных рынках расчеты будут по-прежнему производиться в долларах. IOB расположена на иранском
о-ве Киш, в свободной торговой зоне. В настоящее
время Иран занимает второе место среди добывающих стран, входящих в ОПЕК. Иран планировал открыть собственный нефтяной рынок еще в 2005 г.,
но сталкивался с рядом трудностей.
ШЕСТОЙ ПАРТНЕР ПРОЕКТА NABUCCO
Компания RWE AG стала шестым партнером проекта строительства трубопровода Nabucco, стоимостью 7,4 млрд долл. эта компания обеспечит финансирование и техническую поддержку. Партнерами
RWE AG выступят компании OMV AG (Австрия),
MOL (Венгрия), Transgaz (Румыния), Bulgargaz (Болгария) и Botas (Турция). Сооружение 2,051-мильного
трубопровода начнется в 2009 г. Введение трубопровода в эксплуатацию планируется в 2013 г. по этому
трубопроводу газ будет транспортироваться с Ближнего Востока и Центральной Азии через Турцию в
Болгарию, Румынию, Венгрию и Австрию.
ПОВЫШЕНИЕ ДОБЫЧИ В ИРАНЕ
В начале февраля 2008 г. министр нефтяной промышленности Ирана Г. Нозари заявил, что добыча
нефти в стране достигла 4,184 млн брл/сут, это самый
высокий показатель с 1979 г. «После окончания Исламской революции это самая высокая добыча нефти,
– заявил г-н Нозари. – В ближайшем будущем мы
планируем достигнуть показателя 4,2 млн брл/сут».
Хотя отрасль планирует повысить добычу до 5 млн
брл/сут , снижение давления в скважинах может
помешать их реализации. В начале 2008 г. началась
разработка месторождения Азадаган, которое на сегодняшний день является самым крупным месторождением нефти страны. По оценке аналитиков запасы
этого месторождения составляют 26–33 млрд брл. По
словам директора национальной компании South Oil
Company из семи пробуренных на сегодняшний день
скважин добывается 25 тыс. брл/сут нефти.
РАЗВЕДОЧНЫЕ ОПЕРАЦИИ OMV AG В ИРАКЕ
Несмотря на санкции, предпринятые министерством нефтяной промышленности в Багдаде, австрийская нефтегазовая компания OMV AG планирует
приступить к разведочным операциям на нефть на
севере Ирака. В знак протеста против заключения
неофициального контракта с региональным правительством Курдистана 1 января 2008 г. министерство
нефтяной промышленности Багдада издало указание приостановить экспорт нефти OMV AG и южнокорейской компании.
ПРИОБРЕТЕНИЕ АКЦИЙ KEYSTONE
Компании TransCanada Corp. и ConocoPhillips
объявили о том, что ConocoPhillips приобрела
50 % акций нефтепровода Keystone. В соответствии
с предварительно подписанным меморандумом о
взаимопонимании компания ConocoPhillips имеет право транспортировать сырую нефть и владеет
50 % активов. «Трубопровод в значительной степени
№7 • июль 2008
повлияет на интеграцию активов компании и увеличении добычи в Канаде», – заявил Дж. Мулва, председатель и исполнительный директор TransCanada Corp.
Филиалы TransCanada Corp. будут руководить строительством и осуществлять управление трубопроводом,
протяженностью 2148 миль. Пропускная способность
трубопровода составит 590 тыс. брл/сут. нефть будет
транспортироваться из Хардисти (Альберта) на рынки
в США (в Вуд Ривер, Патоку, Иллинойс, и Оклахому).
Введение трубопровода в эксплуатацию намечено на
конец 2009 г. Уже к концу года по трубопроводу может
транспортироваться 435 тыс. брл/сут.
НОВАЯ ПОЛИТИКА НИГЕРИИ
Нигерия разработала новую политику, в соответствии с которой добывающие компании должны будут
поставлять часть добытого продукта на внутренние
рынки. До принятия этого решения почти вся добыча
направлялась на экспорт. «В соответствии с новыми
положениями добывающие компании должны перестроиться и пересмотреть перспективные планы
развития в связи с поставками газа на внутренний
рынок», – отметил спикер президента. Предполагается, что газ будет поставляться на внутренний рынок по самым низким коммерческим ценам.
СОГЛАШЕНИЕ МЕЖДУ TOTAL, STATOIL И PDVSA
Управление операциями Sincor на месторождении тяжелой нефти (пояс Ориноко) в начале января 2008 г. было передано PetroCedeno. Документы,
подтверждающие это, были подписаны компаниями Total, PDVSA и венесуэльским министерством
энергетики и природных ресурсов были подписаны
в начале февраля. По условию соглашения компания Total получит 47 % активов Sincor и 30,33 % активов PetroCedeno. Компания PDVSA будет владеть
60 % активов PetroCedeno, в то время как компания
Statoil – 9,67 % активов. Компания Total планирует
вложить в проект 834 млн долл.
УЧАСТИЕ КОМПАНИЙ В СТРОИТЕЛЬСТВЕ
ТРАНСАДРИАТИЧЕСКОГО ТРУБОПРОВОДА
Компания StatoilHydro и EGL Group планируют принять долевое участие (50:50) в проектировании, сооружении и управлении Трансадриатическим трубопроводом (Trans Adriatic Pipeline
– TAP). Газопровод протяженностью 323 мили
будет проложен от берега Каспийского моря в Европу через Грецию, Албанию, по дну Адриатического моря. Пропускная способность трубопровода
составит 353 млрд фут3/год. Впоследствии планируется расширить пропускную способность до 706 млрд
фут3/год. Затраты на реализацию проекта составят
2,17 млрд долл. «Мы довольны сотрудничеством с
EGL Group и решением задачи транспортировки газа
из Азии в Европу. Наше сотрудничество и строительство трубопровода обеспечит привлекательные возможности для транспортировки газа с месторождения Шан Дениз на европейские рынки», – отметил
руководитель StatoilHydro Р. Бьорнсон. Месторождение Шан Дениз расположено в Азербайджанском
секторе Каспийского моря. Компания StatoilHydro
13
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
владеет 25 % активов месторождения. Сооружение
мощностей для хранения и терминал для сжижения
природного газа в Албании включено в проект. Завершение реализации проекта намечено на 2011 г.
ПАРТНЕРСТВО IOC, OIL И SONATRACH
Индийские компании Indian Oil Corporation Ltd.
(IOC) и Oil India Ltd. (OIL) заключили партнерское
соглашение с алжирской национальной компанией
Sonatrach. Соглашение заключено с целью добычи
нефти на шельфе Ливии. Компания Sonatrach будет
владеть 50 % активов проекта. Индийские компании
будут владеть 25 % активов каждая.
ПОВЫШЕНИЕ ДОБЫЧИ ГАЗА
В КИТАЕ
По сообщению Ассоциации нефтяной и химической промышленности Китая (China Petroleum and
Chemical Industry Association – CPCIA), добыча природного газа в Китае в 2007 г. повысилась на 23,1 % до
2,45 трлн фут3 с 2,07 трлн фут3 в 2006 г. Сооружение
газовой инфраструктуры, включая трубопроводы,
расширяется. Первый газопровод в Китае был сдан в
эксплуатацию в 2004 г. начало строительства второго (западно-восточного) трубопровода намечено на
2008 г., а введение в эксплуатацию в 2010 г. Пропускная способность составит 1,06 трлн фут3.
НОВОСТИ РАЗВЕДКИ
A. Berman, редактор-консультант WO
ОБЗОР ВЫСТАВКИ NAPE 2008
Наблюдая удовлетворительные перспективы развития нефтегазовой отрасли. Я посетил Североамериканскую выставку (North America Prospect Expo
– NAPE), которая состоялась 6–8 февраля 2008 г.
К сожалению, многие экспоненты не подготовились
к этой выставке должным образом. Их экспозиции
были бедны и плохо организованы. Многие экспоненты не указали важной информации, такой как
размеры запасов, площадь месторождения, затраты,
экономика, сроки реализации проекта. Потенциальные покупатели вынуждены были запрашивать у экспонентов, что заняло достаточно много времени и
сказалось на четкости организации выставки.
Несмотря на эти недостатки, выставка имела
большой успех. Об этом можно судить по числу посетителей. Выставку, размещенную в Центре George
R. Brown Convention Center (г. Хьюстон, Техас), посетило 16 000 человек. Всего на выставке было представлено 1600 экспозиций, освещающих инновационные технологии, оборудование и перспективы
развития нефтегазовой отрасли. Некоторые компании вложили значительные средства в организацию
своих экспозиций, подготовку информационных
таблиц и материалов, размещение мультимедийного
оборудования, в то время как другие компании представили достаточно ограниченную информацию и
невзрачные экспозиции. Что же было упущено на
выставке?
Чтобы оценить перспективы необходимо два основных элемента – наглядный материал (таблицы,
бюллетени и т.д.) и точные исчерпывающие данные.
Первый элемент необходим для удобства потенциальных покупателей и компаний, желающих оценить
свои требования. Что касается меня, то я надеялся
увидеть хорошую организацию и получить исчерпывающую информацию, включая:
• место и виды перспектив;
•���������������������������������������
перспективы экспонентов с точки зрения
партнерства и продажи своих продуктов или
услуг;
•����������������������������������������
оценку рисков и ресурсы для их снижения;
14
•���������������������������������������
затраты на операции, включая получение
лицензий, бурение, сейсмические исследования
и другие;
•�����������������������������������
экономические расчеты и инвестиции;
•���������������������������������������������
расчет сроков реализации программ и проектов.
Я редко обращаю внимание на перспективы,
предпочитая суммировать и анализировать полученную из брошюр или предоставленную экспонентами информацию. Желательно, чтобы экспоненты
предоставляли больше данных о размерах запасов и
оценке затрат, организовывали встречи со специалистами или готовили семинары.
Второй элемент необходим для оценки данных,
чтобы правильно оценить общие перспективы. На
выставке было организовано несколько семинаров
с той целью, чтобы выполнить оценку технических
аспектов перспектив без привлечения экспонентов.
На официальном сайте AAPG (http://www.aapg.
org/meetings/instructions/guide.html)
размещены
предложения о том, как следовало организовать презентацию выставки.
• ������������������������������������������
Во-первых, вся информация, особенно название экспозиции, должны быть читаемы с расстояния
10–15 фут и. необходимо размещать иллюстрации и
описание продукта или услуги.
• ��������������������������������������������
Следовало представить план-схему размещения
экспозиций и указатели начала осмотра выставки.
• ��������������������������������������������
Текст описания должен быть читаем с расстояния 5 фут.
• �������������������������������������������
Прогресс необходим повсеместно: экспозиции
следовало пронумеровать и разместить в выставочном комплексе монитор с планом размещения экспозиции и указателем направления.
• Необходима
������������������������������
четкая организация.
• �������������������������������������������
Для удобства посетителей необходимо четкое
описание и название продукта или услуги.
• Названия
���������������������������������������������
участков или регионов следует размещать на экране дисплея.
Я несколько раз посещал выставки, которые были
организованы в соответствии с этими требованиями. Если информация о разработках размещалась
на баннере, то обязательно указывался регион, например, Пояс Юта Траст. На данной выставке не все
участки были указаны на дисплее.
№7 • июль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Я был ошеломлен – на этой выставке было представлено достаточно много интересных экспозиций,
но из-за плохой организации, чтобы ознакомиться
со всеми интересующими меня данными я потратил
очень много времени. Несмотря ни что организаторы выставки проделали большую работу. Было представлено много информации о перспективных бассейнах и участках. Однако информация о размерах
запасов и приблизительных затратах на их разработку отсутствовала.
О том, что большая часть представленных на выставке продуктивных участков потребует масштабных работ, меня информировал экспонент, но это
не было отражено ни на дисплее, ни в какой-либо
другой форме. Также не было подготовлено приблизительное планирование организации работ. Некоторые экспоненты завершили оформление своих
стендов в последний момент. Несмотря на все эти
недостатки, на выставке был организован важный
форум для обмена мнениями и идеями. В то же время
компании посылали на выставку своих представителей для выяснения перспектив заключения новых
контрактов и получения последней информации о
развитии отрасли.
Мои критические замечания ни в коей мере не обращены к организаторам выставки NAPE Expo 2008.
Напротив, я бы хотел обратиться к экспонентам.
Я предполагаю, что к подобным мероприятиям следует тщательно готовиться, продумывать оформление
постеров и стендов. Экспонентам следует более тщательно подходить к вопросу оформления выставочных стендов, чтобы достигнуть эффективных результатов.
Подобные выставки обеспечивают уникальные
возможности для развития партнерских отношений,
точной оценки состояния отрасли и размеров запасов и реализации совместных масштабных проектов.
НОВЫЕ ОТКРЫТИЯ
A. Berman, редактор-консультант WO
составила 18 629 фут. Месторождение расположено
в 6,5 милях к юго-западу от месторождения Плутао
и в 4 милях к северу от месторождения Титания.
Партнерами ВР в этом проекте выступили компании
Statoil, Marathon, Total и Sonagol.
Оценочная скважина А2-47/02, пробуренная
компанией Verenex Energy на участке 47 (Ливия).
Скважина А2-47/02 глубиной 10 400 фут была пробурена в 3 милях к западу от скважины А1-47/02. масштабные исследования на наличие
углеводородов были проведены на
Норд эль Бург
глубине 158 (в глубоких песчаниках)
Дельта Нила
и 106 фут.
АФРИКА
Компания ВР открыла месторождение нефти со
значительными запасами (на участке Норд Шедван,
недалеко от Суэцкого канала, Египет). Первоначальная добыча их скважины составила 10 тыс. брл/сут.
Владельцами месторождения являются компании ВР
(50 %) и Tri Ocean (50 %).
Также в Египте компания ВР
сделала открытие значительных
Средиземное море
запасов газа, пробурив разведочную скважину Satis-1 на севере
Александрия
участка Норд эль Бург на шельфе
Гидра
Каир
ЕВРОПА
Египта в Дельте Нила. СкважиНорд
Западная пустыня
Шедван
Компания StatoilHydro открына была пробурена на глубину
Суэцкий
ла
месторождение природного газа
21 326 фут на продуктивный пласт
канал
Египет
на проспекте Гамма в Норвежском
олигоценового возраста в водах
Красное
море (участок 6407/6). Измеренная
глубиной 200 фут. Компания ВР
море
глубина скважины, пробуренной в
управляет участком совместно с
300 км
водах глубиной 741 фут, составила
компаниями Eni, Egyptian General
180 миль
8229 фут. Скважина была пробуреPetroleum Corp. (EGPC).
на на продуктивный пласт среднего
В Египте компания Apache от- Рис. 1. Новые открытия в Африке
юрского возраста. По предварителькрыла месторождение природного
ной оценке запасы месторождения составляют 70–
газа и газоконденсата в западной пустыне (концес106 млрд фут3.
сия Шушан). Разведочная скважина Hydra-1X была
Компания Eni Norge открыла месторождение
пробурена на мощный пласт (толщиной 178 фут)
природного газа, пробурив оценочную скважину
сафа нижнего юрского возраста, песчаник алам эль
6507/2-4 в Норвежском море. По предварительной
буэйб 6 толщиной 45 фут и, возможно, нефтеносный
оценке запасы месторождения составляют 423–
продуктивный пласт алам эль буэйб 3 нижнего мело671 млрд фут3 природного газа и 5–7 млн брл конденвого возраста толщиной 30 фут. Первоначальная досата. Это четвертая оценочная скважина, пробуренбыча из скважины составила 41,6 млн фут3/сут газа и
ная компанией на этом участке. Глубина скважины,
1313 брл/сут газоконденсата (рис. 1).
пробуренной в водах глубиной 1197 фут, составляет
Компания ВР сделала четвертое открытие на
11 759 фут.
шельфе Анголы. Первоначальная добыча из скважиКомпания ВР открыла месторождение нефти, расны, пробуренной в водах глубиной 6600 фут, состаположенное в 180 милях от о-ва Шетланд (Великобвила 5000 брл/сут. Измеренная глубина скважина
№7 • июль 2008
15
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ритания). Разведочная скважина
Компания Shell открыла местоАзербайджан
была пробурена на участке 204/23.
рождение
нефти в Каньон ДеСото
Туркменистан
Турция
Каспийское
Измеренная глубина скважины
на участках 353 и 397 и в Миссисиморе
составляла 8360 фут. Никакой инпи Каньон на участке 393(МексиТегеран
формации о первоначальной добыканский залив). Измеренная глуИран
Афганистан
че ни компания ВР, ни ее партнер,
бина Скважина-открывательница
Основные
Marathon Oil не предоставили.
с измеренной глубиной 25 400 фут
месторождения нефти и
природного газа Ирана
Ирак
Petro-Canada опубликовала данбыла пробурена в водах глубиной
ные об открытии месторождения
7500 фут. Партнерами проекта выПакистан
нефти, пробурив разведочную
ступили компании Shell, Nexen
Фарси
500 км
��
скважину 13/21b-7 в Северном
Petroleum и Plains Exploration &
Саудовская
Персидский
380 миль
����
Аравия
море. Измеренная глубина скважиProduction.
Абу-Даби
зал.
Катар
ны, пробуренной в водах глубиной
Компания
Brooks
Range
292 фут, составила 7868 фут. Сква- Рис. 2. Новые открытия на Ближнем Востоке petroleum открыла месторождежина была пробурена на мощный
ние нефти разведочной скважиной
продуктивный пласт толщиной 262 фут. Компания
North Shore-1, пробуренной на продуктивные пласPetro-Canada выступает оператором месторождения
ты сэг и айвишэк. Измеренная глубина скважины
и владеет 50 % активов. Компании Samson North Sea
составила 13 319 фут на Северном Склоне Аляски.
владеет 35 % активов, First Oil Expro (10 %) и Reach
Exploration (5 %).
ЮЖНАЯ АМЕРИКА
Pacific Rubales Energy открыла месторождение
БЛИЖНИЙ ВОСТОК
природного газа, пробурив разведочную скважиТри индийские компании (OVL, IOC и OIL) отну La Creciente D-1 в бассейне Нижняя Магдалена
крыли месторождение природного газа в Персидс(Колумбия). Первоначальная добыча из скважины,
ком заливе на шельфе Ирана. По предварительным
пробуренной на продуктивный пласт сиенага де оро
данным запасы месторождения составляют 11 трлн
толщиной 483 фут, составила 27,7 млрд фут3/сут. Изфут3. скважина была пробурена в водах глубиной
меренная глубина скважины составила 10 711 фут.
259 фут (рис. 2).
Canadian Superior Energy открыла месторождение
природного газа на шельфе Тринидада. ПервоначальСЕВЕРНАЯ АМЕРИКА
ная добыча из скважины составила 30 млн фут3/сут.
Компания Chevron пробурила оценочную скваArthur Berman (А. Берман), консультант в области
жину Big Foot-3. Скважина с измеренной глубиной
геологии, специализирующийся на исследовании
25 113 фут была пробурена в Мексиканском заливе
геологии нефтяных месторождений, сейсмической интерпретации и создании базы данных. М-р
на участке Уолкер Ридж 29 к северо-востоку от преБерман свыше 20 лет работает в нефтяных комдыдущей скважины (примерно в 5000 фут в водах
паниях, кроме того, он был редактором Bulletin,
глубиной более 5000 фут. Месторождение распоиздаваемого геологическим обществом Хьюстона
(Houston Geological Survey – HGS). После оконложено в 180 милях от месторождений Джек и Сен
чания School of Mines (шт. Колорадо) м-р Берман
Мало, оператором которых выступает также компаполучил степень магистра. Связаться с м-ром Берния Chevron.
маном можно по адресу: bermanae@gmail.com.
НОВОСТИ БУРЕНИЯ
L��. Skinner,
������� редактор-консультант WO
��
ТО, О ЧЕМ ХОТЕЛОСЬ БЫ ПОГОВОРИТЬ
В начале своей карьеры я был направлен на конференцию, чтобы сделать презентацию своей работы и получить разрешение на проведение буровых
операций. Конференцию возглавлял менеджер отделения. Кроме того, в зале присутствовали квалифицированные специалисты из всех областей отрасли.
Среди многих на конференции обсуждался вопрос
сооружения газораспределительных мощностей в
Южном Техасе. В то время добыча из газовых скважин была достаточно высокой, но трубопроводы
были еще не проложены. Поэтому компании решали
вопрос строительства газораспределительной системы и транспортировки газа на рынки. Какие же идеи
выдвигались в то время.
В то время проекты строительства трубопроводов
согласовались с планами бурения скважин, включая
16
затраты и сроки проведения работ. После презентации
мне стали задавать вопросы. В основном мне задавали
вопросы относительно диаметра трубопроводов и способов их прокладки, поскольку грунт в Южном Техасе
в основном каменистый. После того, как я ответил на
все заданные вопросы, между участниками конференции возник горячий спор, каждый из участков считал
своим долгом внести свое предложение и аргументировать его. Эти предложения касались, например,
трассы строительства трубопровода (с юга на восток
или на запад). Я считал, что следует строить трубопровод большего диаметра, с большей пропускной способностью и рассчитанный на большие давления. Моим
аргументом стала перспектива. Нет смысла вкладывать
средства в трубопровод небольшого диаметра. С точки
зрения перспективы это, по меньшей мере, неразумно.
А какие идеи пришли бы в голову вам?
Во время горячих споров специалистов менеджер
отделения внимательно слушал предложения и аргу№7 • июль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
менты специалистов. Многие из этих специалистов
знали недостаточно о трубопроводах, но не желали
этого признавать. При этом они уверенно вносили
предложения о конструкции и строительстве.
Наконец, менеджеру отделения надоело слушать
пустые споры, и он задал единственный вопрос: «Есть
ли в этой аудитории хотя бы один человек, который
не хочет продавать из этих скважин?» Этот человек
обладал прекрасным чувством юмора, не так ли?
В той аудитории обсуждались и другие проблемы,
вызывающие неразбериху, споры и заставляющие
подниматься кровяное давление. Я заметил среди
участников конференции нескольких людей, которые не принимали участия в спорах, но подстрекали
к ним. До этого момента я пытался избегать таких ситуаций (я говорю о периоде учебы в институте).
В результате этих споров я был окончательно сбит
с толку и не смог понять сложившуюся ситуацию. Я
просто воспринимал информацию, но мог ее анализировать. К счастью, я заметил, что многие участники конференции чувствовали себя вполне удовлетворительно и могли воспринимать и понимать слова
и выдвигаемые предложения.
Свою преддипломную практику я проходил в одной из ведущих нефтяных компаний на нефтеперерабатывающем заводе. Я считал, что за достаточно
короткий период смогу сделать неплохую карьеру
как инженер-химик. Как все просто у молодых! Они
считают, что достаточно амбиций и стремлений.
В одном из офисов этой компании работал один
из известных специалистов того времени. Однако он
пренебрегал посещением нефтеперерабатывающего
завода. И сейчас в конце своей карьеры я полностью с
ним согласен. Следует больше внимания уделять академическому образованию, безусловно, подкрепляя
его практикой, но, не делая акцент только на ней.
Позже я еще раз столкнулся с такой же ситуацией, когда на конференции в 1971 г. делал доклад программном обеспечении и компьютерном конструировании (в то время совсем новом решении). Когда
я закончил свой доклад, менеджер сказал: «Я еще ни
разу не встречал человека, которого не смог бы научить хотя бы чему-нибудь полезному».
И у этого менеджера с юмором было все в полном
порядке.
Я замерз, дул сильный ветер – необычно для Западного Техаса. Казалось, что вы находитесь недалеко от Северного полюса. Но такая погода стояла всего
один день. И именно в этот день мне и еще нескольким специалистам надо было поехать на промысел.
В таких условиях буровики пытались осуществлять
контроль операций и бурить прямую скважину и выполнять другие операции. Необходимо было спустить
бурильную колонну, но буровики не могли делать это
быстро. Мы понимали, что это плохо и следовало выполнять эти операции быстрее и лучше. Но, к сожалению, от буровиков ничего не зависело.
В процессе проведения операций надо было закачать буровой раствор на основе дизельного топлива.
Однако сделать это быстро также не удавалось. Изза ветра герметичность трубопровода для подачи бурового раствора была нарушена, и раствор стал выливаться на площадку буровой установки.
Мне даже пришлось вытереть стекла своих очков, которые были забрызганы буровым раствором.
Я осмотрелся и увидел, что все вокруг были заняты
одним и тем же – вытирали забрызганные очки и
руки. Даже буровой мастер сначала вытер носовым
платком лицо, а потом и трубной ключ. Мы выглядели как группа людей, вымазанных шоколадом, но
при этом никто не смеялся.
Никто не сказал ни слова. Кроме того, не было
причин ругать бурового мастера или рабочих. Это
такая работа, она трудная, и ее успех зависит от многих факторов. Мы все стараемся сократить риски, не
обращать внимания на холод, дождь, грязь и сложности.
Но, дело в том, что мы не можем работать хуже.
Мы все испачканы нефтью и буровым раствором, мы
устаем, но можем с гордостью сказать: «Мы – часть
нефтяной отрасли!»
Я надеюсь, что нам есть, чем гордиться!
Les� Skinner
������� (Л. Скиннер) после окончания техасского университета получил диплом инженера-химика. В нефтяной отрасли м-р Скиннер работает
уже 32 года. М-р Скиннер занимается вопросами
модернизации технологий бурения и управления скважиной. За время работы м-р Скиннер
сотрудничал с рядом независимых операторов и
сервисных компаний. Связаться с м-ром Скиннером можно по адресу: lskinner@sbcglobal.net�.
НОВОСТИ ДОБЫЧИ
V��. Schmidt,
������� научный редактор WO
��
УЛЬТРАЗВУКОВОЙ ПОДОГРЕВ НЕФТИ
Добыча тяжелой нефти связана с определенными
проблемами. Ее высокая вязкость препятствует ее
транспортировке по трубопроводу. Ее твердые парафины и асфальтены (с высоким молекулярным весом)
загрязняют трубы. В свою очередь высокая кислотность способствует коррозии труб и оборудования.
Pacific��������������������������������������
Northwest����������������������������
�������������������������������������
National�������������������
���������������������������
Laboratory��������
������������������
(������
PNNL��)
разработала инновационную технологию, которая
направлена на решение этих проблем. Специалис№7 • июль 2008
ты лаборатории разработали пьезоэлектрическую
систему, размещаемую снаружи эксплуатационной
колонны и посылающую ультразвуковые сигналы в
центр потока тяжелой нефти.
Используя принцип вязкоупругого нагрева, ультразвуковая энергия нагревает нефть на 0,4 °С в секунду
как снаружи, так и внутри трубы. Благодаря нагреву
вязкость нефти снижается, и она легче транспортируется на поверхность. В то же время, трубопровод остается холодным. В соответствии с гипотезой научного
сотрудника PNNL�����������������������������������
���������������������������������������
K���������������������������������
����������������������������������
. �������������������������������
Denslow������������������������
(К. Денслоу), чем выше
вязкость нефти, тем быстрее она нагревается.
17
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
До настоящего времени изучали возможности
ультразвука и проводили опыты в 2-дюймовых трубах. Г-жа Денслоу отмечает, что пьезоэлектрическая система на 95 % эффективнее трансформирует
электрическую энергию в механическую. Перед
промышленным использованием технологии предстоят еще длительные испытания, для которых придется сконструировать и построить несколько пьезоэлектрических нагревателей и скорректировать
температуру нагрева, которая зависит от свойств
нефти.
Лаборатория получила патент на проведение исследований и занимается поисками партнеров. Следующие несколько лет специалисты ��������������
PNNL����������
надеются
посвятить исследованиям взаимосвязи частоты и амплитуды, чтобы оптимизировать процесс и конструкцию оборудования. Для получения более подробной
информации можно обратиться к специалисту лаборатории по телефону: 4509-375-3893.
НОВЫЕ ПРОЕКТЫ
Компания �����������������������������������
Petrobras��������������������������
увеличила данные доказанных запасов нефти месторождения Тупи в басс.
Кампос на шельфе Бразилии. В настоящее время
доказанные запасы составляют 12–30 млрд брл это
значительно выше по сравнению с первоначальной
оценкой (1,7–10 млрд брл). В начале ноября 2007 г.
представитель компании заявил, что добыча на месторождении начнется в 2011 г. и к 2020 г достигнет
200 тыс. брл/сут. Компания �����������������������
Petrobras��������������
владеет 65 %
активов месторождения. Остальной частью владеют
компания BG������������������������������������
��������������������������������������
Group������������������������������
�����������������������������������
(25 %) и Galp����������������
��������������������
Energia��������
���������������
(10 %).
Компания Petrobras�����������������������������
��������������������������������������
разместила на месторождении
Баджео в басс. Кампос плавучую систему добычи, хранения и отгрузки нефти (�����������������������������
floating���������������������
��������������������
production����������
, ��������
storage�
and���������������������������
��������������������������
offloading����������������
���������������
system���������
– ������
FPSO��) Petrojarl� �������
Gidade� ���
de� ����
Rio�
das� ������
Ostras, которая будет осуществлять сверхтяжелой
нефти из продуктивного пласта сири. Система будет
добывать нефть (12,8° ����������������������������
API�������������������������
) в объеме 15 тыс. Объем
хранилищ системы составляет 200 тыс. брл.
Задачи, связанные с разработкой месторождения, включают бурение и заканчивание скважин с
6500-футовым горизонтальным интервалом. Проблемой станет сепарация нефти, поскольку для проведения этой операции такую нефть необходимо
нагревать до 140 °С. Судно приступит к операциям во втором полугодии 2008 г. и будет заякорено в
49 милях от побережья в водах глубиной 312 фут.
Компания CNOOC���������������������������������
��������������������������������������
Ltd�����������������������������
��������������������������������
. в 2008 г. планирует добыть
на континентальном шельфе 195–199 млн брл нефти.
Это значительно больше, чем в 2007 г., когда этот показатель составлял 169–171 млн брл. В 2008 г. компания планирует приступить к реализации 10 новых
проектов, включая размещение на месторождениях
Венчанг и Хиньян платформ ����������������������������
B���������������������������
, �������������������������
D������������������������
и E��������������������
���������������������
�������������������
Penglai������������
19-3 (этап
II����������������������������������������������
). Планируется повышение активности бурения и
разведки на глубоководных участках.
Суммарные капиталовложения в проекты составят 5,24 млрд долл., это на 43,7 % больше, чем в 2007 г.
Производственные затраты в разведочные операции
составят 1,04 млрд долл., на разработку месторождений – 4,15 млрд долл.
18
Активность разработки месторождения нефти
Тенгиз (Казахстан) в 2008 г. повысится. Затраты в реализацию проекта достигнут 6 млрд долл. Это вдвое
больше первоначально запланированной суммы. В
настоящее время добыча составляет 400 тыс. брл/сут
с перспективой увеличения до 540 тыс. брл/сут. Реализацию проекта осуществляет компания Tengizchev�����������
roil���������������������������������������������
– совместное предприятие казахской компании
с Chevron����������������������������������������
�����������������������������������������������
. Компания Chevron����������������������
�����������������������������
владеет 50 % активов
месторождения, KazMunaiGas��������������������
�������������������������������
– 20 %, �����������
ExxonMobil�
Kazakhstan��������������������������������������
ventures�����������������������������
�������������������������������������
Inc�������������������������
����������������������������
. – 25 % и LUKArco�������
��������������
– 5 %.
Компания �������������������������������������
Eni����������������������������������
приступила к разработке месторождения Никачу, расположенного на Северном склоне
(Аляска) в водах глубиной 10 фут. Проект разработки
включает бурение 35 эксплуатационных и 35 нагнетательных скважин. Инвестиции в проект составят
1,4 млрд долл. большая часть скважин будет пробурена
на берегу, но 20 скважин или более будут пробурены
на шельфе в 3 милях от берега. Добыча из наземных
скважин составит 40 тыс. брл/сут., затем нефть будет
транспортироваться примерно 14 миль к трубопроводу
Kuparuk�������������������������������������������
и трубопроводу Trans����������������������
���������������������������
-���������������������
Alaska���������������
. Компания Eni�
����
выступает оператором проекта. Завершение реализации проекта намечено на 2009 г. По данным аналитиков
запасы нефти месторождения составляют 180 млн брл.
В конце 2008 г. компания �����������������������
Pioneer����������������
приступит к добыче нефти на месторождении Оогурук, расположенном в 15 милях от Никачу. Pioneer��������������
���������������������
владеет 70 %
активов месторождения. Партнером компании выступает Eni�������������������������������
����������������������������������
, которая владеет 30 % активов.
ПОВЫШЕНИЕ ДОБЫЧИ
Компания StatoilHydro����������������������������
����������������������������������������
приступила к добыче на месторождении нефти Волв на шельфе Норвегии в 200 км к
западу от Ставангера (Северное море). Нефть будет добываться на платформе Maersk������������������������
������������������������������
Inspirer���������������
�����������������������
и отгружаться
на плавучую систему Navion����������������������������
����������������������������������
���������������������������
Saga�����������������������
(���������������������
floating�������������
������������
storage�����
����
system�������������������������������������������������
– FSO�������������������������������������������
����������������������������������������������
). С платформы Sleipner��������������������
����������������������������
A������������������
�������������������
будет добываться
природный газ. Извлекаемые запасы месторождения
оцениваются в 78,6 млн брл нефти и почти 53 млн фут3
газа с повышением к 2009 г. добычи в 50 тыс. брл/сут.
Планируется пробурить еще пять скважин. Компания
StatoilHydro�������������������������������������
вступает оператором месторождения и
владеет 59,6 % активов. Партнерами компании является ������������������������������������������������
ExxonMobil��������������������������������������
, которая владеет 30,4 % активов и ���
PA�
Resources�������������������������������
, которая владеет 10 % активов.
Компания ��������������������������������������
Imperial������������������������������
приступила к транспортировке
нефти (35 тыс. брл/сут) с месторождения Снежное в
Восточной Сибири (Россия) по трубопроводу Transneft��
�����������.
Это позволило продолжить активную разработку
участков 74 и 77 к северо-западу от р. Обь. Протяженность трубопровода Майское-Лугинецкое составляет
94 мили, трубопровода Снежное-Завьялово 30 миль.
Связаться с научным редактором WO м-ром Victor�
Schmidt (В. Шмидт) можно по адресу: schmidtv@
worldoil.com.
Перевел Г. Кочетков
№7 • июль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: МЕТОД MPD
КОНТРОЛЬ
МИНИМАЛЬНЫХ ПРИТОКОВ
P��. Sonnermann��
������������, Chevron��; H��. Santos��
��������, E��
���. Catak��
�������, Secure� Drilling
��������
В стандартном режиме контроль минимальных притоков является единственным способом иден��
тификации сложных условий при бурении скважины
В нефтяной промышленности
простое решение обычно считается недостаточным для предотвращения сложных проблем. Есть две
основные причины, которые заставляют так думать.
1. Чем сложнее решение, тем
выше затраты на его разработку,
по этой причине сервисные компании могут запрашивать более
высокие цены за свою работу.
2. С повышением сложности
предлагаемого решения меньше
людей могут понять и реализовать
его, это приводит к протекционизму сервисных компаний.
Поскольку с этими проблемами
буровики сталкивались под землей
на глубине несколько тысяч футов
(1 фут = 0,3048 м), поэтому их трудно
правильно понять и интерпретировать. Однако результаты, полученные при бурении скважин глубиной
более 46� �������������������������
000
�������������������������
фут с помощью метода
контроля минимальных притоков
в скважины (Micro-Flux Control –
MFC������������������������������
), показывают, что простое решение может дать лучшие результаты, чем более сложное.
В последние несколько лет с
помощью метода бурения при управляемом давлении (��������
managed�
pressure������������������������
drilling���������������
�����������������������
– MPD���������
������������
) промышленность добилась значительного
прогресса. Первые пользователи
успешно применяли этот метод для
решения важных проблем, сокращения сроков простоя, снижения
рисков при бурении скважин, требующем повышенного внимания, и
достижения проектной глубины (���
total�������
������
depth���
��
– ������������������������
TD����������������������
), когда таких результатов невозможно было добиться с
помощью стандартного бурения.
С августа 2006 г., когда была пробурена первая скважина с помощью
метода ��������������������������
MFC�����������������������
����������������������
MPD�������������������
, он использовался
при бурении многих скважин в стандартном (когда плотность бурового
раствора избыточно гидростатичес-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
ки сбалансирована для получения
повышенного гидростатического
давления в стволе) и в специальном
(когда плотность бурового раствора
гидростатически несбалансирована
для получения пониженного гидростатического давления в стволе)
режимах. Скважины (разведочные,
эксплуатационные и оценочные)
с применением буровых растворов на водной и нефтяной основе с плотностью до 18 фунт/галл
(1 фунт/галл = 0,12 г/��
c�
м3) бурились
на берегу и в море. Гибкость и простота перехода от одного режима к
другому позволяет оператору выбрать правильную конфигурацию в
зависимости от условий в скважине,
от возникающих при бурении проблем, возможностей буровой установки, компетентности персонала и
других условий. Одной из наиболее
интересных находок при использовании этого метода стало то, что
стандартный режим позволял получать уникальные данные для более
точного понимания событий в забое
скважины и более точно идентифицировать возникающие проблемы.
MFC������
-МЕТОД
 MFC����������������������
�������������������������
MPD������������������
���������������������
-системе используется устройство управления вращением (Rotating
Control Device – RCD), которое
будет закрывать скважину в процессе бурения, и специальный манифольд с очень небольшой площадью проекции, включающий
дублирующие штуцеры, расходомер и электронные средства сбора
данных и управления. Простота
этой стандартной MPD���������
������������
-системы
делает ее привлекательной с точки
зрения использования при бурении многих скважин.
Стандартный режим. Система
может использоваться при бурении
любой скважины на любой буровой
установке, эксплуатирующейся в
№7 • июль 2008
стандартном режиме, и самой простейшей конфигурации, потому что
она не влияет на изменение любых
критериев безопасности или проектных критериев. Штуцер всегда
должен быть полностью открытым,
чтобы на поверхности можно было
прикладывать минимально возможное противодавление. Система
очень быстро обнаруживает минимальные притоки и потери и автоматически регулирует любые притоки,
поддерживая их суммарный объем
менее 5 брл. Эта система может также помочь пользователю идентифицировать другие проблемы, являющиеся обычными, включая эрозию
ствола, сложности с буровыми насосами, неточность тестирования утечек, и опробования обсадной колонны и скважинный газ.
Специальный режим. Для использования специального режима
требуется дополнительное оборудование на поверхности. Система
обладает достаточной гибкостью,
поэтому оператор может легко переключаться со стандартного на
специальный режим, если имеется
подготовленное к работе дополнительное оборудование для бурения в специальном режиме. Такая
возможность позволяет оператору
бурить часть скважины в стандартном режиме, а проблематичные
участки с использованием специального режима.
При использовании специального режима можно контролировать
противодавление на поверхности
для бурения скважины в различных
условиях, например, поддерживая
нужное давление в стволе скважины.
Бурильщик может компенсировать
постоянно изменяющиеся потери на
трение путем прикладывания противодавления на поверхности. Это особенно эффективно, когда скважина
бурится при пониженном гидростатическом давлении в стволе.
19
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: МЕТОД MPD
ВЫБОР МЕТОДА
На первом этапе всегда приходится решать, какие методы и оборудование требуются для бурения
конкретной скважины. Например,
может потребоваться более низкая
эквивалентная плотность циркулирующего бурового раствора или
постоянная циркуляция в процессе увязки параметров бурения для
определенного интервала, лучшее
определение параметров выбросов и потерь бурового раствора
для уменьшения числа обсадных
колонн, лучшего управления плотностью бурового раствора или использования постоянного давления в забое (Constant BottomHole
Pressure – CBHP��
������
).
В основном при бурении скважин можно получить определенную пользу за счет использования
одного из указанных выше условий
или их комбинации. Если MPD�
����решение реализуется достаточно
просто и может обеспечить требуемые результаты, то оно может быть
применено при бурении множества скважин. Однако, если это решение будет сложным и достаточно
дорогостоящим, то оно может быть
полезным только при бурении незначительного числа скважин.
РЕШЕНИЕ ПРОБЛЕМ С
ПОМОЩЬЮ МР��������
D�������
-МЕТОДА
Несколько лет назад в нефтяной
отрасли существовало мнение, что
MPD������
-метод может быть полезен
только для небольшого числа скважин, при бурении которых плотность бурового раствора изменяется
незначительно и соответствующее
давление в стволе скважины ниже
порового давления. При бурении таких скважин потери бурового раствора начинаются сразу же после
включения буровых насосов. Один
из способов уменьшения потерь
заключается в использовании гидростатически несбалансированной
плотности бурового раствора, чтобы
с учетом возникающего трения при
циркуляции жидкости окончательное давление внутри ствола скважины было меньше градиента давления
гидроразрыва пласта. Такой вариант
использования МР��������������
D�������������
-метода называется методом бурения с постоянным давлением в забое скважины,
поскольку необходимо компенсировать гидростатически меньшую
20
плотность бурового раствора, чтобы
избежать притоков, когда насосы
выключены. Использование специального МР�������������������
D������������������
-режима позволяет
обеспечить такой вариант бурения.
Для предотвращения пульсации
давления из-за пуска или остановки буровых насосов разработаны
устройства, обеспечивающие постоянную циркуляцию, и они уже
применяются при бурении. Эти устройства могут также использоваться для обеспечения CBHP����������
��������������
, поскольку нет необходимости прекращать
циркуляцию в процессе увязки параметров бурения для определенного интервала. Однако важно разработать план действий на случай
непредвиденных ситуаций, используемый в случае отказа буровых насосов или другого оборудования.
Можно сравнительно легко обеспечить CBHP���������������������
�������������������������
, используя любую из
нескольких возможностей. Основное требование при этом – правильно определить величину давления в
забое. Это необходимо в случае, когда в требующее решения уравнение
входят параметры, определяющие
точность и автоматическую реакцию системы при использовании
стандартного MFC��������
�����������
режима.
КОГДА ИСПОЛЬЗУЕТСЯ
КАЖДЫЙ РЕЖИМ
Бурение скважин производится
на основе прогнозируемых значений порового давления и давления
гидроразрыва пласта. Программа
применения буровых растворов по
интервалам проходки разрабатывается на основе этих расчетных
зависимостей и корректируется в
процессе бурения. Независимо от
способа определения расчетных
давлений в скважине, реальные
значения всегда отличаются от расчетных. Программы глубины обсаживания и применения буровых
растворов по интервалам проходки
скважин разрабатываются на основе расчетных значений порового
давления и давления гидроразрыва
пласта и для оптимизации бурения
важно знать их реальные значения.
Проблемы, связанные с бурением, включают риск возникновения
выбросов, неточность определения притоков, объемов подаваемого в скважину бурового раствора и
измерений давлений. В настоящее
время многие скважины класси-
фицируются как скважины узкого диапазона из-за возможности
возникновения выбросов и потерь
в очень узком интервале давлений (на основе данных о соседних
скважинах). В этих случаях используется специальный MFC����
�������
-режим бурения с CBHP��
������.
На основе опыта бурения других
скважин с использованием стандартного MFC��������������������
�����������������������
-режима, был сделан
вывод, что при бурении конкретного интервала скважины следует
использовать стандартный режим,
и, зачастую оптимальным решением является использование в начале бурения именно стандартного
режима. При использовании плотности бурового раствора, почти соответствующей расчетному поровому давлению или немного ниже,
начало бурения в стандартном
MFC���������������������������
-режиме позволяет получить
подтверждение, будет ли плотность
бурового раствора гидростатически несбалансирована. С помощью
полученных данных о поглощении
бурового раствора в зоне башмака,
периодически проводимого динамического тестирования поглощения раствора или динамического
опробования целостности пласта
(Formation Integrity Test – ���������
FIT������
)была
получена возможность точнее определить гидростатическую плотность
бурового раствора и давление в забое, которые должны использоваться при бурении.
Если бурение конкретного интервала начинается со стандартного
режима, то вместо прикладывания
противодавления с самого начала
бурения этого интервала можно
контролировать поровое давление.
На рис. 1 показана увязка параметров бурения, выполненная без
прикладывания противодавления
в начале бурения 8 1/2-дюймового
участка ствола разведочно-эксплуатационной скважины, пробуренной
в шт. Техас с использованием бурового раствора на нефтяной основе с
плотностью 15,5 фунт/галл на вертикальную глубину 9242 фут. Башмак
9 5/8-дюймовой обсадной колонны
находился на глубине 8305 фут. В
этом случае плотность бурового
раствора была избыточно гидростатически сбалансирована, поскольку
увязка параметров бурения была
нормальной. После выключения буровых насосов расход выходящего
№7 • июль 2008
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: МЕТОД MPD
Бурение
Автоматический контроль: нет
Потери
Галл/мин
Приток
Фунт/галл
Фунт/дюйм2
Футы Процент открытия
Время, мин
Закр. Штуцер Отк.
А
Рис. 1. При увязке параметров бурения без прикладывания противодавления в нача�
ле 8 1/2-дюймового интервала скважины после выключения буровых насосов расход
вытекающего бурового раствора очень быстро уменьшался до нуля, а после их вклю�
чения расход подаваемого раствора очень быстро стал соответствовать вытекающе�
му расходу:
FLOW� �������
IN�����
/����
OUT� ��– расход
������������������������
на входе/выходе; �����
UDWT� �������
IN�����
/����
OUT� ��– ����������������������������
плотность бурового раствора
на входе/выходе; ����
SBP� ��– противодавление
��������������������������������
на поверхности; �����������
HIGH�������
������
LIMIT� ��– ����������������
верхний предел;
PP� –�� давление
�������������������
в стволе; ���
HP� ��– �������������������
забойное давление; ������
DEPTH� ��– ���������
глубина; ���
SP� ��
% ��- ����������������
нормальное рабо��
чее давление, %; CHOKE�
������ %
�� -�� штуцер,
���������
%
Потери
Галл/мин
Приток
Фунт/галл
Фунт/дюйм2
Футы Процент открытия
Время, мин
Закр. Штуцер Отк.
А
Рис. 2. Начиная с глубины 10 278 фут, после начала закачивания входящий расход на
входе больше не соответствует расходу на выходе:
FLOW� �������
IN�����
/����
OUT� ��– расход
������������������������
на входе/выходе; ������
MUDWT� �������
IN�����
/����
OUT� ��– плотность
����������������������������
бурового раствора
на входе/выходе; ����
SBP� ��– ��������������������������������
противодавление на поверхности; �����������
HIGH�������
������
LIMIT� ��– ����������������
верхний предел;
PP� –�� давление
�������������������
в стволе; BHP�
���� –�� забойное
�������������������
давление; DEPTH�
������ ��– ���������
глубина; ��
P� %
�� –�� ����������������
нормальное рабо��
чее давление, %; HOKE�
����� %
�� –�� штуцер,
���������
%
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2008
бурового раствора быстро уменьшался до нуля, а после их включения расход подаваемого раствора
очень быстро стал соответствовать
выходящему расходу. Признаков
подъема раствора в стволе скважины или возникновения других проблем зарегистрировано не было.
До этого момента при бурении
этого интервала проблем не возникало и не было обнаружено ни
потерь, ни выбросов. Поэтому необходимость изменять плотность
бурового раствора или прикладывать противодавление отпала. Можно считать, что при бурении этого
интервала использовался очень узкий диапазон значений плотности
бурового раствора по сравнению с
расчетным, и для его бурения следует использовать специальный режим.
При бурении этой скважины
параметры начали изменяться на
глубине 10 278 фут. В результате
расход раствора на выходе перестал соответствовать расходу после его закачивания в скважину по
сравнению с тем, как это было при
увязке параметров бурения для
других интервалов (рис. 2). При
традиционном бурении это могло
бы быть истолковано как поглощение бурового раствора и, вероятно,
могло послужить ложным признаком превышения градиента давления гидроразрыва пласта. Однако
при установке ���������������
MFC������������
-режима можно видеть, что раствор накапливается в пласте и поэтому расход вытекающего раствора соответствует
расходу подаваемого раствора.
Как следует из данных увязки
параметров бурения на глубине
10�������������������������������
������������������������������
561 фут, когда насосы выключаются, накапливающийся в пласте
раствор возвращается в ствол скважины (рис. 3). Тот факт, что раствор
выходит из скважины после выключения буровых насосов, совсем не
означает, что плотность бурового
раствора гидростатически несбалансирована. В этом случае это означает
то, что накапливающийся в пласте
раствор возвращается в скважину.
На основании практики бурения
стандартных скважин нет необходимости увеличивать плотность бурового раствора до 16,1 фунт/галл.
Очень часто возврат бурового
раствора неправильно истолковывают как выброс и считают, что
21
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: МЕТОД MPD
скважину нужно закрыть, после
чего измерить давление и увеличить плотность бурового раствора.
Такие действия только усугубляют
проблему. В результате в пласте
накапливается больше раствора
после включения буровых насосов
и поэтому большие объемы раствора возвращаются в скважину после их выключения. Неправильная
интерпретация может привести
к дальнейшему увеличению плотности бурового раствора, пока не
произойдет его поглощение при
достижении градиента давления
гидроразрыва пласта.
Если в определенный момент в
ходе увязки параметров бурения
происходит приток в скважину,
то система обнаружит это и подаст сигнал оператору. На рис. 4
показана увязка, выполненная на
8 1/2-дюймовом участке ствола
другой скважины, пробуренной
в шт. Техас до глубины 12���������
��������
970 фут
с установкой обсадной колонны
до глубины 9774 фут. При бурении той скважины использовалась плотность бурового раствора
17,4 фунт/галл. Расход раствора на
выходе увеличился после выключения буровых насосов и сразу же был
подан сигнал оператору о гидростатической несбалансированности.
Знание интервала плотностей бурового раствора, который может
использоваться, позволило принять решение об увеличении плотности для восстановления условий
с целью бурения при повышенном
гидростатическом давлении, после
чего продолжили бурение скважины до проектной глубины.
Когда нет запаса для увеличения
плотности бурового раствора, можно воспользоваться другим вариантом и переключиться на специальный режим, чтобы можно было
прикладывать
противодавление
на поверхности для компенсации
потерь давления на трение в скважине при выключенных буровых
насосах. В другом случае увязка
параметров бурения была сделана
на 6 1/2 -дюймовом участке ствола
на глубине 15���������������������
��������������������
181 фут в скважине,
пробуренной в шт. Техас (рис. 5).
В этой точке использовался буровой раствор на нефтяной основе
с плотностью 17,5 фунт/галл. На
глубине 12��������������������
�������������������
650 фут установили
7 5/8-дюймовый хвостовик. Как
22
Потери
Галл/мин
Приток
Футы Процент открытия
Фунт/дюйм2
Фунт/галл
Время, мин
Закр. Штуцер Отк.
А
Рис. 3. Накапливающийся в пласте раствор возвратился в ствол скважины в процессе
увязки параметров на глубине 10 561 фут, когда насосы были выключены:
FLOW� �������
IN�����
/����
OUT� ��– расход
������������������������
на входе/выходе; �����
UDWT� �������
IN�����
/����
OUT� ��– плотность
����������������������������
бурового раствора
на входе/выходе; ����
SBP� ��– противодавление
��������������������������������
на поверхности; �����������
HIGH�������
������
LIMIT� ��– ����������������
верхний предел;
SPP� –�� давление
�������������������
в стволе; BHP�
���� –�� забойное
�������������������
давление; DEPTH�
������ ��– ���������
глубина; SP�
��� %
�� –�� �����������
нормальное
рабочее давление, %; CHOKE�
������ %
�� –�� штуцер,
���������
%
Обнаружение притоков
Рекомендация: воспользуйтесь тормозом и поддерживайте работу насоса
Галл/мин
Потери
Фунт/дюйм2
Фунт/галл
Приток
Увеличение объема
бурового раствора,
брл
Закр. Штуцер Отк.
А
Рис. 4. MFC��������������������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������������������������
-система будет обнаруживать притоки в скважину во время увязки пара�
метров бурения и будет сигнализировать об этом оператору:
FLOW� IN�����
�������
/����
OUT� –�� расход
������������������������
на входе/выходе; MUD����
�������
WT�
��� IN�����
�������
/����
OUT� –�� �������������������������������
плотность бурового раствора на
входе/выходе; ��������������
BACK����������
-���������
PRESSURE� ��– ��������������������������������
противодавление на поверхности; �����������
HIGH�������
������
LIMIT� ��– ��������
верхний
предел; ����������������
STANOPIPE�������
PRESS�
������ ��– давление
�������������������
в стволе; �������
BOTTOM �����������
HOLE PRESS ��– забойное�����������
�������������������
давление��
����������;
SP� %
�� –�� нормальное
��������������������������������
рабочее давление, %; CHOKE�
������ %
�� –�� штуцер,
���������
%
можно видеть, когда используется
специальный режим, возможность
обнаружить гидростатически несбалансированные условия (и, следовательно, оценить поровое давле-
ние) очень невелика. Если бурение
части ствола скважины выполняется с использованием специального
режима с самого начала, то невозможно определить, насколько уз-
№7 • июль 2008
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: МЕТОД MPD
Фунт/галл
Галл/мин
Потери
Фунт/дюйм2
Футы Процент открытия
Время, мин
Приток
Закр. Штуцер Отк.
А
Рис. 5. При использовании специального режима отсутствует возможность обнаруже�
ния гидростатически несбалансированной ситуации (и порового давления):
FLOW� �������
IN�����
/����
OUT� ��– ������������������������
расход на входе/выходе; ������
MUDWT� �������
IN�����
/����
OUT� ��– ����������������������������
плотность бурового раствора
на входе/выходе; SBP�
���� –�� противодавление
��������������������������������
на поверхности; HIGH�������
�����������
������
LIMIT� –�� верхний
����������������
предел;
SPP� –�� давление
�������������������
в стволе; ����
BHP� ��– �������������������
забойное давление; �����
EPTH� ��– ���������
глубина; ���
SP� ��
% ��– ����������������
нормальное рабо��
чее давление, %; CHOKE�
������ %
�� –�� штуцер,
���������
%
ким окажется диапазон значений
плотности бурового раствора и будет ли действительно необходимо
применить противодавление.
После оценки собранных данных и длительного периода их изучения специалисты сделали вывод,
что этот участок скважины можно пробурить без прикладывания
противодавления и узкий диапазон значений плотности бурового
раствора, рассчитанный до начала
бурения, оказался значительно
шире. Причиной такой неточной
оценки является отмеченное ранее неправильное истолкование
выбросов и потерь раствора. Другими словами, реакция на недостаточно опасные события связана
с тем, что при обычной практике
бурения нет полной ясности о том,
что происходит в скважине.
ОПТИМИЗАЦИЯ БУРЕНИЯ
Считается, что в настоящее
время множество скважин пробурено с использованием буровых
растворов, плотности которых изменялись в очень узком диапазоне
значений. Эти диапазоны обычно
определяются на основе расчетных значений порового давления
и давления гидроразрыва пласта
и на основе полученной при бурении соседних скважин инфор-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
мации о ситуациях с выбросами
или потерями. Однако во многих
случаях эти ситуации с выбросами
или потерями представляют собой
только неправильное истолкование событий, связанных с подъемом раствора в стволе скважины.
Во всех пробуренных до сих пор
скважинах использование MFC�
����метода позволило более точно
определить диапазоны значений
плотностей бурового раствора. Это
показало, что во всех случаях доступный диапазон оказался шире,
чем предполагалось на этапах планирования. При бурении некоторых скважин вместо специального
режима бурения использовался
стандартный режим, чтобы можно
было контролировать фактическое значение порового давления.
После этого был сделан вывод,
что доступный диапазон значений
плотности был шире, чем планировали первоначально, и оставшийся
интервал пробурили до проектной
глубины в стандартном режиме.
СЛЕДУЮЩИЕ ЭТАПЫ
Процесс бурения скважин может быть существенно оптимизирован по сравнению с обычной
практикой бурения за счет точного определения доступного диапазона значений плотности бурового
№7 • июль 2008
раствора в реальном времени, и
постоянной корректировки этого
диапазона с учетом выбросов и потерь раствора, автоматически подтверждаемых М������������
FC����������
-системой.
Можно отказаться от использования обсадных колонн, поскольку
обсаживание скважин в случае возможных непредвиденных ситуаций
будет нужно только тогда, когда
будет установлено, что это действительно необходимо. Плотность
бурового раствора нужно будет
увеличивать только тогда, когда эта
необходимость будет подтверждена
увеличением порового давления, а
не фактором риска, как это происходит в обычной практике бурения.
Бурение скважин будет предельно
безопасным. Кроме того, существенное снижение затрат и риска будет также обеспечено.
Перевел В. Клепинин
Helio� �������
Santos� (Х. Сантос) получил степени бакалавра и
магистра по гражданскому
строительству зданий и сооружений в католическом университете Рио-де-Жанейро и
доктора в области инженерной геологии в университете
шт. Оклахома. С 1983 по 1986 гг.
м-р Сантос работал в компании Petrobras���������������������������������
������������������������������������������
инженером-буровиком, затем перешел в Исследовательский центр компании Petro������
bras���������������������������������������������
. В 2001 г. м-р Сантос стал вице-президентом
отделения разработки технических решений для
интенсификации добычи, и в 2004 г. стал президентом отделения интенсификации добычи. Он
также является директором �������
Secure� ��������������
Drilling������
(совместного предприятия с Expo�
����� Group��
�������
).
Erdem� ������
Catak� (Э. Катак) получил диплом с отличием по
специальности
технология
добычи нефти и природного
газа в Стамбульском техническом университете и степень магистра по технологии
добычи нефти в университете
шт. Луизиана. Он читал лекции по бурению, буровым
растворам, управлению и заканчиванию скважин в этих университетах в течение четырех
лет. В 2006 г. он начал работать в Отделении повышения интенсивности добычи главным инженером проектов, отвечающим за безопасность
при производстве бурильных работ. Он помогает
разрабатывать и внедрять методы безопасного
MPD�����������������������������������������
-бурения на месторождениях, осуществляет
надзор за применением этих методов и выполняет анализ вместе с заказчиками потенциальных
скважин для использования этого метода.
Paul� Sonnermann�
����������� (П. Соннеман) более 27 лет занимается
подготовкой специалистов
по управлению скважинами.
Начал работать в компании
Sedco���������������������������
в 1981 г., затем в начале
90-х гг. перешел в компанию
Unical��������������������
. В настоящее время
вместе со специалистами
компании �����������������
Chevron����������
занимается решением различных проблем, связанных с
управлением скважинами и участвет в оценке и
разработке MPD������������
���������������
-технологий.
23
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: МЕТОД MPD
БУРЕНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ MPD-МЕТОДА
N. Dharma, ConocoPhillips Indonesia, J. S. S. Toralde, Weatherford
При помощи специального поиска больших разломов могут быть пробурены скважины с высоким
дебитом. Кроме того, благодаря использованию метода бурения при управляемом давлении с
раскрывающимся в забое клапаном можно предотвратить нарушение эксплуатационных качеств
пласта
Для бурения на осваиваемом компанией ConocoPhil�
�����������
lips� месторождении
�������������� Сабан
���������
на Южной
������ Суматре
�������� (Индо�
������
незия) газовых скважин ����������
c���������
большим �����������������
диаметром ствола
и высоким дебитом был использован метод бурения
при управляемом давлении (��������
managed�������������������
pressure����������
������������������
drilling�
���������
– ��������
MPD�����
) и, ��
в �����������
частности, �����������������������������
вариант бурения с использова�
нием находящегося под давлением колпака для бурово�
го раствора (Pressurized Mud�
���� Cap�
���� Drilling���
�����������
– �������
PMCD���
). ��
В
этих работах также использовался раскрывающийся в
забое клапан (���������
Downhole� Deployment�
����������� Valve���
��������
– DDV���
������
), яв�
���
ляющийся собственностью компании Weatherford��
�������������. При
����
бурении скважин использовалась комбинация МР��
D�метода с DDV�����������
��������������
-системой, что
����������������������������
позволило бурить скважи�
ны с дебитом 300 млн фут3/сут и, в то же время, повы�
сить безопасность и эффективность операций бурения
и заканчивания скважин. Комбинация �������������
MPD����������
-метода и
DDV��������������������������������������
-системы позволила продолжать бурение даже
���������
при
полном прекращении циркуляции. Комбинированная
система способствовала увеличению коэффициента
безопасности работ, уменьшению количества бурового
раствора и позволила производить спуск и установку
узлов заканчивания без глушения скважины.
ОСВОЕНИЕ ГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ САБАН
Для снижения издержек компании – партнеры Con�
����
ocoPhillips��, �����������
Talisman���
и ���������������������
Pertamina������������
посчитали, ������������
что за счет
повышения производительности индивидуальной сква�
жины им придется бурить меньшее число скважин в
процессе реализации II�������������������������������
���������������������������������
этапа освоения месторождения.
Входящие в эту группу скважины более высокой про�
изводительности �����������
Suban������
-10 и ������������������������
Suban�������������������
-11 были закончены
с использованием узла из коррозионностойкого спла�
ва (�����
CRA��) для
���������������������
скважин большого диаметра
����������������������
с постепенно
уменьшающимся диаметром канала (9 5/8 × 7 5/8″) и не�
цементированного и неперфорированного хвостовика
(7 × 5 1/2″) в части ствола без обсадной трубы.
Траектории проходки скважин Suban������
�����������
-10 и Suban�
������11 по проекту пересекают разлом, встретившийся при
бурении соседней скважины DM����
������
-2, в
����������������
котором проис�
ходило полное поглощение бурового раствора и из ко�
торого (как было обнаружено с помощью скважинных
зондов при выполнении оценки производительности)
в скважину поступало более 90 % газа. Кроме того, в
соответствии с проектом направление проходки сква�
жин Suban������
�����������
-10 и Suban���������������
��������������������
-11 выбиралось �����
так, ����������
чтобы они
пересекали еще несколько больших разломов, что
увеличивает вероятность значительного поглощения
бурового раствора или даже полного его поглощения.
24
Ранее при бурении скважин на соседних месторожде�
ниях компания ConocoPhillips�
������������������������������������
столкнулась
���������������������
с полным
поглощением бурового раствора, где его потери в од�
ной скважине составили более 200 тыс. брл.
Специалисты пришли к выводу, что необходим
альтернативный метод бурения, который позволил
бы бурить эти пласты и в то же время уменьшить
требуемые объемы бурового раствора высокой плот�
ности и материалов для борьбы с поглощением (�����
lost�
circulating� �����������
material���
– ������
LCM���
). ������
Кроме ������
того, ������������
необходимо,
чтобы спуск и установка узлов заканчивания выпол�
нялись без глушения скважины. Система, которая
позволила решить все эти проблемы на месторож�
дении Сабан, интегрирует в себе технологии ������
MPD���
и
DDV��, взаимодополняющие
������������������ друг
����� друга.
������
УПРАВЛЯЕМОЕ БУРЕНИЕ ПОД ДАВЛЕНИЕМ
В процессе выполнения ������������������������
PMCD��������������������
-операций пластовое
давление поддерживается в уравновешенном состоянии
за счет небольшого противодавления на поверхности,
прикладываемого с помощью устройства управления
вращением (Rotating Control ���������
Device���
– ������
RCD���
). ��������
С уплот�
ненным кольцевым пространством при помощи RCD���
������
и
полностью закрытом штуцере противодавление может
контролироваться с целью регистрации любых изме�
нений пластового давления и обнаружения миграции
газа вверх через жидкость в кольцевом пространстве.
Каждый раз, когда давление в кольцевом пространстве
увеличивается до определенного значения из-за миг�
рации газа, в нижнюю часть кольцевого пространства
закачивается буровой раствор низкой плотности, что�
бы вытолкнуть газ из скважины обратно в пласт. Если в
результате давление возвращается к своему исходному
значению, это свидетельствует о том, что подъем давле�
ния произошел из-за миграции газа и газ возвращается
обратно в пласт.
Слабостью ���������������������������������������
PMCD�����������������������������������
-метода считается то, что скважину
еще приходится глушить перед подъемом инструмента
(по любой причине, включая бурение ее на полную глу�
бину). Для глушения скважины может потребоваться
много времени и материалов для приготовления буро�
вого раствора, что, возможно, приведет к нарушению
эксплуатационных свойств коллектора. Может потре�
боваться нагнетание в ствол больших объемов утяже�
ленного бурового раствора прежде, чем скважина будет
заглушена и стабилизирована. Поскольку �����������
PMCD�������
-метод
был использован, в первую очередь, для предупреж�
дения нарушений эксплуатационных свойств пласта,
№7 • июль 2008
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: МЕТОД MPD
Рис. 1. DDV-клапан створчатого типа установлен в обсадной
колонне (вид снизу)
поэтому система должна быть улучшена и увеличены
ее возможности, чтобы можно было выполнять подъ�
ем инструмента из ствола и производить заканчивание
скважины без необходимости ее глушения. Поэтому
для достижения этой цели решили рассмотреть воз�
можность использования системы отделения зоны, в
частности с помощью DDV���������
������������
-клапана.
РАСКРЫВАЮЩИЙСЯ В ЗАБОЕ КЛАПАН
DDV������������������������������������������
представляет собой полнопроходной клапан
створчатого типа, установленный в обсадной колонне,
который можно закрыть, чтобы отделить продуктивный
пласт от скважины во время проведения спускоподъ�
емных операций (рис. 1). Его установка исключает не�
обходимость выполнения операций спуска инструмен�
та в скважины под давлением, а также необходимость
глушения скважины для подъема бурильной колонны и
установки узлов заканчивания в процессе выполнения
операций при пониженном и при почти уравновешен�
ном гидростатическом давлении в стволе.
Конструкция DDV���������
������������
-клапана дает
���������������������
возможность про�
ходить через него буровому долоту, когда клапан на�
ходится в открытом состоянии. Колонну бурильных
труб поднимают до тех пор, пока долото не окажется
выше клапана. После этого �����������������������
DDV��������������������
-клапан закрывают и
давление в кольцевом пространстве обсадной колон�
ны повышается (по сравнению с давлением в нем при
открытом ��������������
DDV�����������
-клапане). ���������������������������
После этого колонну буриль�
ных труб поднимают из скважины без использования
давильной головки и при стандартных скоростях спус�
коподъемных операций, за счет чего уменьшается тре�
буемое время работы буровой установки и повышает�
ся безопасность персонала. Клапан может быть также
использован для спуска инструмента в скважину. Ко�
лонну бурильных труб опускают обратно в скважину,
пока долото не окажется немного выше клапана. За�
тем давление в кольцевом пространстве выравнивают,
клапан открывают и колонну бурильных труб пропус�
кают через него для продолжения бурения. ��������
DDV�����
-кла�
пан может спускаться и цементироваться вместе с
обсадной колонной, или спускаться вместе с узлом
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2008
надставки и использоваться в извлекаемом режиме.
После установки на место клапан открывается путем
подачи давления по армированной управляющей ли�
нии, которая проложена от клапана до пульта управ�
ления на поверхности. DDV����������������������
�������������������������
-клапаны поставляются
двух размеров – 7 и 9 5/8″. Они имеют различный вес
и различные рабочие давления. DDV���������������
������������������
-клапаны харак�
теризуются высокой надежностью, и это к началу ос�
воения месторождения Сабан было подтверждено ис�
пользованием 100 таких клапанов на месторождениях
во всем мире.
В проекте Сабан были использованы 9 5/8-дюй�
мовые DDV�������������������������������������
����������������������������������������
-клапаны с единичной линейной массой
47 фунт/фут (1 фунт/фут = 1,49 кг/м). Этот тип имеет
максимальный наружный диаметр (�������������������
outside������������
�����������
diameter���
–
OD��������
) около 12″
�� и минимальный внутренний диаметр (���
in�
side������������
�����������
diameter���
– �������������
ID�����������
) около 8, ���
535″. Он выдерживает мак�
симальный перепад давления около 5000 фунт/дюйм2
(1 фунт/дюйм2 = 6500 Па) и максимальную рабочую
температуру около 149 °���
C��. На
�����������������
месторождении Сабан
������
DDV���������������������������������������
-клапаны извлекались и предназначались для
��������
пов�
торного использования. ������������������������
DDV���������������������
-клапаны устанавлива�
лись в бурильной надставке и это был первый раз, когда
9 5/8-дюймовый DDV�����������������������������
��������������������������������
-клапан с единичной линейной
массой 47 фунт/фут использовался в таком режиме. Из�
влекаемые 7-дюймовые DDV�������������������������
����������������������������
-клапаны повторно исполь�
зовались множество раз.
СИСТЕМА, ИСПОЛЬЗОВАННАЯ
НА МЕСТОРОЖДЕНИИ САБАН
Оборудование и материалы, которые были ис�
пользованы при бурении скважин на месторождении
Сабан, включали следующее.
• Бурильная надставка – 9 5/8-дюймовая буриль�
ная надставка, связанная с основной обсадной колон�
ной, была установлена, чтобы получить дополнитель�
ное кольцевое пространство.
• �����������������������������������
DDV��������������������������������
-клапан был установлен в нижней ���������
части бу�
рильной надставки немного выше конического уплот�
нения, запрессованного в гнездо с обработанными
стенками, служащего для подсоединения устройства
подвески хвостовика. Это позволило изолировать
продуктивный пласт при выполнении спускоподъем�
ных операций и исключить необходимость глушения
скважины для их выполнения.
• Муфта для нагнетания – 9 5/8-дюймовый корот�
кий переводник с двадцатью 1/2-дюймовыми отверс�
тиями, просверленными в нем по вертикальной линии
с одной стороны, который используется как муфта
для нагнетания жидкости. Она позволяет впрыски�
вать вязкую пресную воду в кольцевое пространство
вокруг бурильной трубы для уменьшения гидростати�
ческого давления, когда это требуется. Муфта для на�
гнетания установлена в бурильной надставке немного
выше DDV����������
�������������
-клапана. Отверстия
���������� для
���������������������
нагнетания распо�
ложены по вертикальной линии сверху вниз для ми�
нимизации выхода газа из внутреннего межтрубного
в наружное затрубное кольцевое пространство.
При бурении скважин на месторождении Сабан ис�
пользовалось ������������������������
RCD���������������������
-устройство высокого ��������������
давления моде�
ли 7100 компании Weatherford�
������������ для
�������������
создания давления
�����������
в
кольцевом пространстве при использовании ���������
PCMD�����
-сис�
25
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: МЕТОД MPD
Поверхн.
Обсадная колонна (30″) типа X-52
с единичной линейной массой 196
фунт/фут, измеренная глубина 30 м
Обсадная колонна (20″) типа К-55 ВТС
с единичной линейной массой 94 фунт/фут,
измеренная глубина 350 м
Колпакс легким буровым раствором
в кольцевом пространстве, плотность
11,4 фунт/галл (расход 20 брл/ч)
Бурильная надставка, 9 5/8″ типа L-80, TenBlue,
с единичной линейной массой 47 фунт/фут
Рабочая жидкость с пониженной вязкостью,
плотность 8,6 фунт/галл (статический режим)
Втулка для нагнетания
DDV-клапан компании Weatherford
Пакер (Q1,VO) хвостовика 13 3/89,6″ типа
Baker ZXP
Механически устанавл. подвеска хвостовика
13 3/89,6″ типа Baker Flex III на гл. MD 1450 м
Обсадная кол. (13 3/8″) типа L-80, TenBlue,
с ед. лин. массой 72 фунт/фут, изм. гл. 1500 м
LAM в кольц. пр-ве хвост. с плотн. 11,4 фунт/галл,
расход 20 брл/ч при давл. 330 фунт/дюйм2
Раб. жидк. с пон. вязк., плотн. 8,6 фунт/галл,
нагн. в стат. режиме во вн. кольц. пр-во
при давл. 1200 фунт/дюйм2
Вязкая раб. жидк. для гидроразрыва, плотн.
8,6 фунт/галл нагн. в нижнюю часть колонны
бур. труб с расходом 300–500 фунт/дюйм2
при давл. 1500–2000 фунт/дюйм2
Колонна бурильных труб
Обсадная колонна (9 5/8″) типа L-80,
TenBlue, с единичной линейной массой
47 фунт/фут, измеренная глубина 2000 м
Cвита
батурая
2234 м
Дотретичная
система
2226 м
Зона поглощения
Буровое долото/Компоновка низа
бурильной колонны
Рис. 2. Система бурения скважин на месторождения Сабан с
находящимся под давлением колпаком для бурового раствора
для создания противодавления в кольцевом пространстве
темы (рис. 2). В динамическом режиме RCD������������
���������������
-устройство
может работать при давлении 2500 фунт/дюйм2 и может
быть увеличено до 5000 фунт/дюйм2 при его работе в
статическом режиме. Эта модель была выбрана потому
что максимальное давление на поверхности при выходе
газа всеми путями на поверхность изменялось в диапа�
зоне от 3400 до 3500 фунт/дюйм2.
PCMD���������
-система для
��������������������
бурения скважин �����������
Suban������
-10 и
11 собиралась в несколько этапов. ����������������
RCD�������������
-устройство,
клапаны и требуемые трубные колонны были уста�
новлены до начала бурения участка с 12 1/4-дюймо�
вым стволом и использовались для отвода циркулиру�
ющего бурового раствора при бурении этого участка.
Затем перед бурением 8 1/2-дюймового ствола в
продуктивном интервале, после спуска и цементиро�
вания 9 5/8-дюймовой эксплуатационной колонныхвостовика установили 9 5/8-дюймовый бурильный
переводник вместе с ����������������������
DDV�������������������
-клапаном и муфтой для
����
нагнетания.
ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИНЫ SUBAN����
���������
-10
И РЕЗУЛЬТАТЫ
Бурение обеих скважин оказалось успешным, но
сам процесс отличался. На скважине ��������������
Suban���������
-10 рабо�
26
ты в соответствии с MPD����������������������
�������������������������
-методом были начаты, ����
как
было запланировано, с установки RCD��������������
�����������������
-устройства и
компонентов ���������������������������������
PMCD�����������������������������
-системы перед бурением учас�
тка скважины с 12 1/4-дюймовым стволом (рис. 3).
DDV�������������������������������������������
-клапан было установлен вместе с опорой бу�
рильной надставки после цементирования 9 5/8-дюй�
мовой обсадной колонны на месте. ���������������
DDV������������
-клапан был
установлен на глубине 1428 м. Отклонение скважины
от вертикали составило около 12, 24°.
На первых этапах бурения 8 1/2-дюймового учас�
тка скважины, когда проходили через разломы на
глубинах 2107 и 2176 м, было обнаружено частичное
прекращение циркуляции. Поглощение бурового рас�
твора удалось остановить за счет использования LCM�
����материала. Полное поглощение произошло на глубине
2237 м, когда при бурении встретился большой разлом.
После этого при подготовке к выполнению ���������
PMCD�����
-опе�
раций газ «протолкнули» обратно в скважину. Пре�
жде чем был осуществлен переход на PCMD���������
�������������
-вариант
бурения, произошло поглощение бурового раствора в
пласте (примерно 2500 брл). В дальнейшем за счет ис�
пользования PCMD��������������������������������
������������������������������������
-варианта удалось успешно пробу�
рить интервал от 2238 до 2239 м (51 м) в MPD��������
�����������
-режиме.
Еще один большой разлом встретился на глубине
2276 м. Бурение продолжили до глубины 2286 м с уве�
личенным крутящим моментом и при изменяющихся
давлениях в кольцевом пространстве. Однако из-за
присутствия газа над ����������������������������
DDV�������������������������
-клапаном и под ним обес�
печить требуемый перепад давления для эффективно�
го уплотнения створок не удалось. Была предпринята
попытка отвода газа на поверхность, чтобы удосто�
вериться в том, что DDV����������������
�������������������
-клапан закрыт. Ее
���������
сразу же
���
прекратили, когда поняли, что над ����������������
DDV�������������
-клапаном на�
ходится слишком много газа, поэтому подъем давле�
ния на поверхности продолжился и достиг значения
3400 фунт/дюйм2 (что находится в границах возмож�
ностей RCD��������������
�����������������
-устройства). Газ
��������������������������
«протолкнули» вверх с
использованием рабочей жидкости пониженной вяз�
кости (Viscous Sacrificial Drilling Fluid – VSDF), после
чего �������������
DDV����������
-клапан и ��������������������
давление снизилось. ��������������
За счет этого
получили эффективное уплотнение створок ��������
DDV�����
-кла�
пана, в результате газ не мог больше поступать в сква�
жину. Была обеспечена циркуляция жидкости вниз во
внешнем кольцевом пространстве и вверх во внутрен�
нем кольцевом пространстве и изменение ее направле�
ния для вытеснения оставшегося газа в верхнюю часть
ствола. Когда значения давлений в наружном и внут�
реннем кольцевых пространствах становятся равны,
производится стандартный подъем долота из ствола
скважины. После обсуждения с партнерами и специ�
алистами было получено одобрение государственного
регулирующего органа на заканчивание скважины
(поскольку при ее бурении встретились четыре боль�
ших разлома). После этого сразу же провели подгото�
вительные работы по заканчиванию. Вместо глушения
скважины перед заканчиванием использовался ����
DDV�клапан для поддержания давления в пласте до тех пор,
пока в стволе выше него не будет установлен узел
заканчивания. Поскольку DDV���������������������
������������������������
-клапан не предназна�
чен для открытия при наличии перепада давления на
створках, производится выравнивание давления. Газ,
находящийся ниже �������������
DDV����������
-клапана, ������������������
вытесняется в ниж�
№7 • июль 2008
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: МЕТОД MPD
нюю часть скважины и обратно в
При бурении была зарегистриро�
пласт с высокой скоростью через
вана минимальная потеря воды и
наружное кольцевое пространство
бурового раствора, что было легко
и с малой скоростью через внут�
предотвращено за счет использова�
реннее кольцевое пространство
ния ����������������������������
LCM�������������������������
-материалов или снижения
мимо элементов пакера узла закан�
закачиваемого расхода.
чивания. Вытеснение газа с малой
скоростью в нижнюю часть внут�
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
реннего кольцевого пространства
Опыт бурения скважины ������
Suban�продолжается во время спуска узла
10 доказал, что MPD����
�������
- и DDV�������
����������
-техно�
заканчивания в ствол скважины
логии могут быть с успехом объ�
через ����������������
RCD�������������
-устройство. ����������
После это�
единены и применены в течение
го устанавливается пакер, который
бурения и заканчивания для полу�
обеспечивает эффективную изоля�
чения высокопроизводительных
цию и предотвращает поступление
скважин (рис. 4). Комбинация этих
газа из пласта в ствол скважины.
двух технологий позволяет осу�
Наличие наружного кольцевого
ществлять строительство газовых
пространства позволяет вытеснять
скважин с повышенной произво�
значительно большие объемы газа
дительностью за счет специально�
с более высокими скоростями не�
го поиска больших разломов и при
зависимо от перекачивания его Рис. 3. Устройство управления враще- этом минимального нарушения
мимо элементов пакера узла закан� нием (RCD) было установлено на противо- эксплуатационных качеств пласта.
чивания. После установки на место выбросовом превенторе скважины
Использование MPD����
�������
- и ����������
DDV�������
-техно�
нижней части узла заканчивания
логий, которые взаимно усиливают
производится подъем бурильной
возможности друг друга, позволит
надставки вместе с �������������
DDV����������
-клапаном
бурить меньшее число скважин, но
и втулкой для нагнетания. Затем
с большим дебитом, что значитель�
производится спуск инструмента
но улучшит экономику освоения
для очистки и вытеснения бурового
газовых месторождений.
раствора на утяжеленный рассол с
Перевел� В��
���. Клепинин
��������
плотностью 12 фунт/галл до спус�
СПИСОК�����������
ЛИТЕРАТУРЫ
����������
ка верхней 9 5/87 5/8-дюймовой
1. Beltran, J. C., Gabaldon, O., Puerto, G., Alvarado,
части узла заканчивания в сборе.
P. and V. Varon, «Case studies – Proactive managed
Suban-10 превы- pressure drilling and underbalanced drilling
Поглощение бурового раствора и Рис. 4. Дебит скважины
3
in San Joaquin wells, Venezuela», SPE
воды при достижении проектной шает 300 млн фут /сут газа. Более вы- application
сокая производительность ограничива- paper 100927-PP presented at the 2006 SPE Annual
полной глубины (�������������
TD�����������
) скважины ется возможностями, проложенного от Technical Conference and Exhibition, San Antonio,
Texas, September 24–27, 2006.
составило соответственно 5450 и скважины газового трубопровода
2. Colbert, J. W. and G. Medley, «Light annular
11 950 брл. Из этого количества
mudcap drilling – A well control technique for
около 2950 брл бурового раствора было поглощено в naturally fractured formations», SPE paper 77352 presented at the SPE Technical
and Exhibition, San Antonio, Texas, September 29 – October 2, 2002.
MPD���������
-режиме. Суммарное
����������������������������������
поглощение бурового рас� Conference
3. Hannegan, D. and K. Fisher, «Managed pressure drilling in marine
твора и воды вплоть до момента спуска узла заканчи� environments», paper IPTC-10173-PP presented at International Petroleum
Conference 2005 held in Doha, Qatar, November 21–23, 2005.
вания и изолирования скважины составило 7040 брл и Technology
4. Sweep, M. N., Bailey, J. M. and C. R. Stone, «Closed hole circulation drilling:
12 975 брл соответственно.
Case study of drilling a high-pressure fractured reservoir – Tengiz Field, Tengiz,
Дальнейшие операции опробования, выполнен� Republic of Kazakhstan», SPE/IADC paper 79850 presented at the SPE/IADC
Drilling Conference, Amsterdam, The Netherlands, February 19–21, 2003.
ные в скважине ����������
Suban�����
-10, подтвердили
�����������������������
высокую эф� 5. Timms, A, Muir, K. and C. Wuest, «Downhole deployment valve – case
фективность использования �������
MPD����
- и ���������������
DDV������������
-технологий history», SPE paper 93874 presented at the Asia Pacific Oil and Gas Conference
при бурении и заканчивании скважин. Полученные and Exhibition, Jakarta, Indonesia, April 5–7, 2005.
результаты показали, что скважина имеет высокий
дебит и обеспечивает подачу газа на газоперерабаты�
Nyoman Dharma (H. Дхарма), старший инженербурильщик, месторо-ждения Ставангер, компании Con�
вающий завод месторождения Сабан в объеме более
ocoPhillips. Г-н Дхарма получил степень бакалавра по
300 млн фут3/сут.
технологии добычи нефти в 1980 г. После 10 лет работы
в Индонезии в крупной компании, занимающейся
Скважина ���������
Suban����
-11. ������������
DDV���������
-клапан, ����������������
предназначенный
приготовлением буровых растворов, он работал в
для скважины ����������
Suban�����
-11, ����������������������������
был спущен в нее на глубину
компаниях Marathon, Clyde и Gulf. С 1990 г. г-н Дхарма
1395 м. Отклонение скважины от вертикали в этом мес�
работает в компании ConocoPhillips инженеромбурильщиком, инспектором по надзору над буровыми
те составило около 6,8°. Он был установлен на меньшей
работами и координатором по технологиям бурения.
глубине, чем в скважине ����������
Suban�����
-10, �����������������
чтобы можно было
Julmar S. Toralde (Дж. Ш. С. Тоуралд), работает в
повторно использовать линию управления DDV�����
��������
-кла�
компании Weatherford с 2005 г. в должности инженерапаном из скважины ����������
Suban�����
-10. �������
Однако ��������������
DDV�����������
-клапан не
бурильщика скважин с контролем давления и
использовался в скважине Suban�����
����������
-11, потому
������� что
�����������
при ее
специализируется в области бурения под управляемым
давлением. В 1999 г. м-р Тоуралд получил степень
бурении потери бурового раствора и воды оказались
бакалавра по геотермальный технике. В настоящее
минимальными. Из-за отсутствия потерь MPD�������
����������
-режим
время он работает над диссертацией для получения
степени магистра по математике.
также не использовался при бурении этой скважины.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2008
27
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ГЕОЛОГИЯ/ГЕОФИЗИКА
ЭМПИРИЧЕСКОЕ
ИССЛЕДОВАНИЕ МЕТОДОВ
РАСПОЗНАВАНИЯ
УГЛЕВОДОРОДОВ
H. Feng, University of Calgary; B. H. Russell, CGGVeritas, Calgary; J. Bancroft, University of Calgary
В зависимости от пластовых условий индикаторы флюидов имеют различную приближенность.
При этом некоторые из использующихся индикаторов более эффективны, чем другие
В последнее время появлялось
много публикаций на тему инди�
каторов флюидов, часто называ�
емых индикаторами углеводоро�
дов (�������
direct� hydrocarbon�
������������ indicators�
�����������
– DHI��
�����) и
������������������������
методов расчета, осно�
ванных на уравнении колебаний
амплитуды (����������
amplitude� variations�
�����������
with� �������
offset���
��
– ������
AVO���
). ��������������
Основная идея
этих методов заключается в ис�
пользовании линейного уравне�
ния Зоэпритца для определения
петрофизических параметров, та�
ких как Р-импеданс, S-импеданс,
модуль объемной деформации,
модуль сдвига, параметры Ламе,
коэффициент ���������
Poisson��. ���������
Свойства
флюидов определяются при по�
мощи параметров, взятых из гра�
фика. Для обобщения несколь�
ких существующих методов, в
которых использовался параметр
зависимости сухой породы Vp/�
V s,
Russell� [1]
���� использовал
���������������������
стандартную теорию пороэластичности,
объясненную впоследствии Biot�
�����
[2] и Gassmann�
��������� �����
[3]. �������������
В этом иссле�
довании мы использовали дан�
ные, полученные в лаборатории
Han� [4],
���������������������������
для сравнения обобщен�
ных методов определения флюи�
дов.
вВЕДЕНИЕ
Мы считаем, что общее линей�
ное приближение по Зоэпритцу
можно разделить на две катего�
рии. К одной категории линейнос�
ти относятся показатели Vp, Vs и ρ.
Для этой категории в уравнении
Aki������������
и ���������
Rechards� ����
[5] �������������
делается уда�
рение на увеличении числа изме�
нений Р- и S- волновых скоростей
и плотности. Изменение форму�
лировки приближения ���������
Aki������
и ���
Re�
28
chards��������������������������
является основной многих
эмпирических AVO�����������
��������������
-измерений
и трех полученных параметров:
пересечение, градиент и кривиз�
на. ������
Fatti� ����
[6] ���������������������
обеспечил показатель
вертикальности Р- и S- волн и
плотности. Shuey�
������ [7]
���� преобразо�
����������
вал Vs и ∆Vs в коэффициент Pois�
�����
son����������
, равный: σ = (γ2 – 2)/(2γ2 – 2)
и ∆σ.
Gray� [8]
���� показал,
���������������������
как оценить
параметры K, λ, μ и ρ при помо�
щи линейного уравнения AVO��
�����,
как это выполнил �����
Chen� �����
[9]. Из
���
оценки Р- и S- волн мы можем
вывести Р- и S-импедансы. Good�
�����
way� [10]
����� разработал
�����������������
метод λμρ,
в котором эти импедансы пре�
образованы для вычисления и
оценки λρ. ����������������
Russell���������
обобщил λμρметод, введя постоянный фактор
зависимости Vp/�
Vs, как основной
показатель распознавания флю�
идов.
В этой статье мы, прежде всего,
рассматриваем первый обобщен�
ный метод распознавания и затем
проверяем его, используя данные
влажной и сухой породы.
объемной деформации, μ – мо�
дуль сдвига, λ – параметр Ламе и
ρ – плотность.
На основе теории ��������������
Biot����������
-���������
Gassmann�
мы получаем следующую взаимо�
связь, как описано у Krief�
������ [11]:
�����
ОБОБЩЕННЫЙ МЕТОД
Как обсуждалось в работе ����
Rus�
sell������������������������������
, скорость сейсмической волны
изотопного материала может быть
определена при помощи модуля
породы и плотности. Р- и S-волно�
вые скорости изотопных материа�
лов определяются как:
= √ (Кdry + 4μ/3 + β2M)/ρsat, (5)
Vp = √(λ+ 2μ)/ρ = √(К + 4/3μ)/ρ,(1)
Vs = √(μ/ρ),
(2)
где Vp и Vs – являются Р- и S-вол�
новыми скоростями, К – модуль
λsat = λdry + β2M,
(3)
Ksat = K
�dry + β2M,
(4)
где λsat – первый параметр Ламе
для влажных грунтов; λdry – пер�
вый параметр Ламе для сухих
грунтов; Ksat – модуль объемной
деформации для влажных грунтов;
Kdry – модуль объемной дефор�
мации для сухих грунтов; β – ко�
эффициент Biot��
������; M – модуль или
давление, необходимое для нагне�
тания воды в пласт без изменения
объема.
Используя показатель β2M мы
можем переписать уравнение для
Р – волновой скорости (ур. 1) для
влажного грунта, как показано
ниже:
Vp = √ (λdry+ 2μ + β2M��
)/ρsat
Vp = √ (s� +
�� f�)/ρsat,
(6)
где f – показатель флюида, экви�
валентный β2M; s – показатель су�
хого грунта, который может быть
выражен как Кdry + (4/3)μ или
λdry + 2μ.
Используя Р- и S-волновые им�
педансы, мы получим обобщенный
показатель:
I2p – cI2s = ρ(s+ f + cμ��)
№7 • июль 2008
(7)
���
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
I2p – cI2s =
ρ(s + f + cμ��) =
�� ρf
(8)
В работах Murphy�
������� [12]
����� и
�� ��������
Hedling�
[13] предполагается, что Кdry/μ эк�
вивалентно 0,9, чтобы получить
показатель Кр, который эквива�
лентен β2M, как показано в ур. 3.
из этих формул мы получаем, что
С = 2,233. В работе �������������
Goodway������
пред�
полагается, что использование
показателя λρ, как индикатора уг�
леводородов, который подразуме�
вает, что С = 2. В работе ����������
Hilterman�
[12] допускается, что Кdry/μ экви�
валентно 1,0; это также означает,
что С = 2,233.
Используя Gray��������������
������������������
-параметры ли�
нейного уравнения AVO����������
�������������
, Russell�
��������
преобразовал уравнение �������
Aki����
-���
Re�
chards�����������������
в следующий вид:
Rpp (θ) = a(∆f��
/�f) +
b(∆μ/μ) + c(∆ρ/ρ),
где�
b = (γ2dry/4γ2sat)sec2θ –
(2/γ2sat) sin2θ,
c = (1/2) – (1/4)sec2θ,
при������
этом�
�����:
γ2sat = (Vp/Vs)2sat
γ2dry = (Vp/�
Vs)2dry,
что эквивалентно показателю С
(ур. 8).
Ур. 9 обеспечивает новую ин�
терпретацию взаимосвязи между
линейным ������������������
AVO���������������
и пороэластич�
ностью и обобщает уравнение
Gray��. Если
����������������
мы возьмем γ2dry = 2,
получим выражение λ, μ и ρ. Если
мы возьмем γ2dry = 4/3, получим
выражение К, μ и ρ. Russell����
�����������
по�
лагал, что γ2dry = 2,2333, что со�
ответствует К/μ = 1. Однако это
значение более соответствует по�
родам пласта, таким как мощные
песчаники.
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Давление, 5 МПа
Пористость
Рис. 1. График зависимости С от давления (слева). График зависимости С от
пористости и примеси сланцеватых глин при давлении 5 МПа (справа)
Средние значения стандартного отклонения и индикатора флюидов при давлении 5 МПа
Тип
Показатели
Сухие
Значение
Отклонение
Влажные Значение
Отклонение
Индикатор флюидов
Тип
Сухие
Показатели
Значение
Отклонение
Влажные Значение
Отклонение
Индикатор флюидов
Vp, км/с Vs, км/с
Vp/Vs
3���
,33
0,73
3,84
0,6
0,70
2,22
0,49
2,19
0,48
0,06
1,5
0,06
1,77
0,12
4,50
K, МПа
μ, МПа
λ, МПа
10,61
5,5
20,03
5,35
1,71
11,62
6,13
12,11
6,07
0,08
2,86
2,01
11,96
2,42
4,53
Индикаторы
Ρ, г/см3 Ip, г/см3 Is, г/см3
2,2
0,2
2,37
0,13
0,85
7,4
2,07
9,15
1,8
0,85
4,94
1,41
5,22
1,34
0,20
λ/�μ
σ
K-���
μ,
МПа
0,26
0,17
1,16
0,42
5,29
0,1
0,06
0,26
0,05
2,67
–1,01
1,86
7,29
2,6
4,80
μρ, г/см3
26,34
15,74
29,19
15,76
0,18
λρ, г/см3
6,29
4,68
28,59
6,87
4,76
Ip–Is, МПа, Коэффициент
г/см3
флюидов
–0,29
3,85
21,29
6,31
5,61
–0,29
0���
,06
–����
0,04
0,08
4,17
(9)
a = (1/4 – γ2dry/4γ2sat)sec2θ,
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Показатель С
Russell����������������������
предположил, что пра�
вильный выбор С может свести за�
менить показатель сухого грунта,
определенного в ур. 7. Если С =
(Vp/�
Vs)2dry, то ур. 7 может принять
следующий вид:
Показатель С
: ГЕОЛОГИЯ/ГЕОФИЗИКА
ЭМПИРИЧЕСКОЕ
ИССЛЕДОВАНИЕ
Чтобы определить приближен�
ность обобщенного показателя, мы
используем установочные данные,
взятые из метода �����
Han��. �����������
Эти данные
охватывают широкий диапазон
значений пористости и содержа�
ния глин при различных давлени�
ях. Эти примеры используются
не только для расчета показателя
флюидов, но и для изучения вли�
яния значений примеси глин, по�
ристости и давления на показатель
С в песчаниках.
На графике, представленном на
рис. 1, четко видно увеличение зна�
чения показателя С в соответствии
с изменением значений пористос�
ти и содержания глин. Кроме того,
с увеличением показателя С уве�
личивается и давление. Значение
2,233 определено для чистых пес�
чаников. Для лигнолитов значение
С составляет 2,333.
В таблице приведены средние
значения стандартного отклоне�
ния и индикатора для различных
типов флюидов при давлении 5
МПа. Каждый индикатор флюи�
№7 • июль 2008
дов соответствует определенному
приближению и определяется как
разница между сухим и влажным
грунтом, разделенная на стандарт�
ное отклонение для сухих и влаж�
ных песчаников. Можно предполо�
жить, что значения коэффициента
флюидов для λρ, К, λ, μ/λ, σ, К – μ,
I�
р2 – cIs2 и ∆F�������������������
значительны выше,
чем другие индикаторы, которые
используются для определения су�
хих и влажных песчаников. Среди
этих индикаторов I�
р2 – cIs2 явля�
ются наиболее приближенными.
Для повышения точности этих мо�
дулей используются такие показа�
тели как Vs, Is, μρ и μ. Мы почти не
имеем возможности определить
сухие и влажные песчаники.
На рис. 2 приведен график за�
висимости коэффициента индика�
ции от давления. Эти зависимости
наводят на мысль, что со снижени�
ем давления мы имеем больше воз�
можностей определить влажные
и сухие песчаники. При давлении
5 МПа сухие песчаники имеют зна�
чительно более высокий коэффи�
циент индикации для λρ, К, λ, μ/λ, σ,
К – μ, I�
р2 – cIs2 и ∆F, чем при
29
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ГЕОЛОГИЯ/ГЕОФИЗИКА
Коэффициент флюидов
11. Krief, M., Garat, J., Stellingwerff, J. and
J. Ventre, «A petrophysical interpretation using
the velocities of P and S waves», The Log Analyst,
Vol. 31 (6), 1990, pp. 355–369.
12. Murphy, W., Reischer, A. and K. Hsu, «Modu�
lus decomposition of compressional and shear ve�
locities in sand bodies», Geophysics, Vol. 58, 1993,
pp. 227–239.
13. Hedlin, K., «Pore space modulus and extrac�
tion using AVO», SEG Expanded Abstracts, 2000,
pp. 170–173.
14. Hilterman, F. J., «Seismic amplitude interpre�
tation», Short SEG Distinguished Instructor Series
4, 2001.
15. Russell, B. H., Gray, D., Hampson, D. and
L. R. Lines, «Linearized AVO and poroelasticity»,
CREWES research report, Vol. 18, 2006.
16. Han, D. H., and M. Batzle, «Fizz water and
low gas-saturated reservoirs:�������������
The
������������
Leading Edge»,
�������
Vol. 21, pp. 395–398, 2002.
17. Smith, G. C. and P. M Gidlow, «Weighted
stacking for rock property estimation and detec�
tion of gas», Geophys. Prosp., Vol. 35 (9), 1987,
pp. 993–1014.
МПа
Рис. 2. График зависимости значения индикатора от давления. Следует отметить, что
индикаторы Iр2 – cIs2, ∆К и К – μ наиболее эффективны
50 МПа. Это означает, что распоз�
нать сухие и влажные песчаники бу�
дет значительно проще на меньших
глубинах. Однако мы не утвержда�
ем, что это невозможно будет вы�
полнить и на больших глубинах.
ВЫВОДЫ
Для углеводородных индикато�
ров были предложены различные
варианты пропорций показателей.
На основании проведенных иссле�
дований были сделаны следующие
выводы. Между индикаторами
I�
р2 – cIs2, К – μ, λρ и μ/λ сущес�
твует зависимость. Для песчани�
ков показатель I�
р2 – cIs2 является
наиболее приближенным. Однако
большая часть этих индикаторов
дает одинаковые результаты с точ�
ки зрения значений. Более того,
самый лучший индикатор все рав�
но необходимо калибровать и ис�
следовать для различных свойств
породы.
Перевел� Г��
���. Кочетков
��������
список�����������
литературы
����������
1. Russell, B. H., Hedlin, K., Hilterman, F. J. and L.
R. Lines, «Fluidproperty discrimination with AVO:
A Biot-Gassmann perspective», Geophysics, Vol.
68, 2003, pp. 29–39.
2. Biot, M. A., «General theory of three-dimensional
consolidation», J. Appl. Physics, Vol. 12, 1941, pp.
155–164.
3. Gassmann, F., «Uber die Elastizitat poroser
Medien», Vierteljahrsschrift der Naturforschenden
Gesellschaft in Zurich, Vol. 96, 1951, pp. 1–23.
4. Han, D. H. and A. Nur, «Effects of porosity and
clay content on wave velocity of sandstones»,
Geophysics, Vol. 51, pp. 2093–2107, 1986;
Geophysics Reprint 10, 1988.
5. Aki, K. and P. G. Richards, «Quantitative
seismology: Theory and methods», W. H. Freeman
and Co., 1980.
6. Fatti, J. L., Vail, P. J., Smith, G. C., Strauss, P.
J. and P. R. Levitt, «Detection of gas in sandstone
reservoirs using AVO analysis: A 3-D seismic case
history using the geostack technique», Geophysics,
Vol. 59, 1994, pp 1362–1376.
7. Shuey, R. T., «A simplification of the Zoeppritz
equations», Geophysics, Vol. 50, 1985, pp. 609–614.
8. Gray, D., Goodway, W. and T. Chen, T.,
«Bridging the gap: Using AVO to detect changes
in fundamental elastic constants», SEG Expanded
Abstracts, 1999, pp. 852–855.
9. Chen, X. C., «Essentials of Geomodulus
Method», SEG Expanded Abstracts, 1999.
10. Goodway, W., Chen, T. and J. Downton,
«Improved AVO fluid detection and lithology
discrimination using Lame petrophysical
Parameters; Lambda-Rho, Mu-Rho, & Lambda/Mu
fluid stack, from P and S inversions», 1997.
Hong Feng (���
Н��. Фенг��������������������������
������������������������������
), студент����������������
�����������������������
университета���
�����������������
Калгари�������������������
, �����������������
сотрудник��������
�������
отдела� ���������������
CREWES (Consor�
tium for Research in Elastic Wave Exploration
Seismology). В
��������������������������������
этой работе он принимал актив�
ное участие.
Brian����
H��
���. ������
Russel (В. Расселл), работает над аспек�
тами разведочной геофизики. После прихода в
1976 г. в компанию ��������
Chevron� �����������������
Standard���������
он рабо�
тал интерпретатором сейсмических сигналов.
Затем д-р Расселл работал в компании ��������
Teknika�
Resources� ������������
Development���������������������
��������������������
на должности ведуще�
го геофизика. В 1983 г. он присоединился к
компании Veritas�
�������� Seismic���������������������
����������������������������
Ltd�����������������
��������������������
., где занимался
научными исследованиями. В 1987 г. д-р Рас�
селл вместе с г-ном Ханом создал компанию
Hampson���������
-��������
Russell� ���������
Software� ���������
Services���������������
��������������
Ltd�����������
., которая
занимается разработкой программных обес�
печений. С 2002 г. ����������������
Hampson���������
-��������
Russell� ���������
Software�
Services������
�����
Ltd��. ��������������������
является отделением ��������
Veritas� ����
DGC�
Inc��������������������������������������������
., где д-р Расселл занимает пост вице-прези�
дента. Д-р Расселл получил степень бакалавра
в области физики и геофизики в университете
г. Саскатчеван (Канада) и степень доктора в
университете г. Калгари.
John���������
Bancroft
�������� (Дж. Банкрофт), получил степень
бакалавра в университете г. Калгари (Канада) в
1970 г. и степень магистра по электротехнике в
1972 г. Кроме того, он получил степень доктора
по электротехнике в университете г. Брингхам.
������������������������������������������
-�����������������������������������������
���������������������������������������
���������������������������������������
Банкрофт�������������������������������
������������������������������
начал�������������������������
������������������������
свою��������������������
�������������������
карьеру������������
�����������
���������
National
Technical Institute for Deaf/Rochester Institute of
Technology �������������������������������
���������������������������������
должности����������������������
�������������������������������
научного�������������
���������������������
сотрудника��
������������.
В 1980 г. он закончил свои исследования по гео�
физике и вернулся в Калгари, в ������
Geo���
-��
X� ��������
Systems�
Ltd������������������������������������������
., где занял должность директора по иссле�
дованиям.
НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
Компании� National Oilwell Varco, Inc. и� Grant Prideco, Inc. приняли��������������������������������
решение������������������������
�������������������������������
���������������������
�����������������������
слиянии��������������
���������������������
, при���������
������������
котором�
��������
National Oilwell Varco приобретет������������
����������������������
все��������
�����������
активы�
������� ������
Grant
Prideco ������������������������
по����������������������
���������������������
стоимости������������
23,2 ������
долл��. ����������
за��������
�������
акцию��. �����������
Это состав�
ляет 0,4498 стоимости акции ���������
National� Oilwell�
�������� Varco��
�������.
Суммарная стоимость акции составит 58 долл. за ак�
цию. По договору этот шаг не должен отразиться на
производстве трубных изделий Vallourec� S���
����
.��
A�. компа�
нии Grant�
������ Prideco��
���������. �������������������������������
После завершения всех операций
акционеры ���������
National� ��������
Oilwell� ��������������������
Varco���������������
будут владеть ���
86 ��
%
активов совместной компании. Акционеры ������
Grant� ����
Pri�
30
deco�����������������������������
станут владельцами примерно 14
��� %
�� активов
������������
сов�
местной компании.
Дочерняя компания �����
John� �����������
Wood�������
������
Group����
���
PLC заключи�
ла договор о приобретении IMV� Corp�
�����. Предварительная
стоимость сделки оценивается в 140 млн долл. США. По
договору вся сумма будет выплачена до 2014 г. Компания
IMV� ������
Corp��. �������������������������������������������
осуществляла сервисные услуги, включая тех�
ническое обеспечение проектов и конструкторскую раз�
работку проектов для канадских отраслевых компаний.
В компании IMV�
���� Corp��
������. насчитывается
�������������� 650
����������������
сотрудников.
№7 • июль 2008
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ГЕОЛОГИЯ/ГЕОФИЗИКА
ПОЛУЧЕНИЕ
СЕЙСМИЧЕСКИХ ДАННЫХ СТРУКТУР
С ВКЛИНИВАЮЩИМИСЯ
ОСАДОЧНЫМИ ПОРОДАМИ
D. Pandey, National Oceanography Centre, UK
Сейсмические исследования базальтовой структуры декхан трэпс связаны с определенными проблемами моделирования сложной, многослойной последовательности
Построение подземной структуры с использованием метода отражения сейсмических волн представляет собой достаточно сложную задачу, особенно в зонах, где породы с высокой скоростью, такие
как базальт, залегают под породами с низкой скоростью. При наличии осадочных пород, вклинивающихся в базальтовые пласты, качество сейсмических
данных ухудшается. В этой статье описаны возможные проблемы, возникающие в процессе проведения сейсмических исследований в районе залегания
базальтовых пород. В дальнейшем для построения
изображения базальтовых пород и структур, прилегающих к ним, специалисты рассматривали возможность использования отраженных сейсмических
волн.
ПРЕДПОСЫЛКИ
Построение изображения структур, залегающих
под базальтовыми породами, является основной
проблемой разведочного сектора. Основные запасы
нефти мира залегают в третичных осадочных породах, вклинивающихся в базальтовые структуры
(либо подлежащих под базальтовыми структурами
или застывшими потоками лавы). Ниже приведены
некоторые из наиболее важных экспериментальных
результатов, связанных с построением изображения
подземных структур.
• Базальтовые структуры и осадочные породы,
вклинивающиеся в эти структуры, создают серьезные проблемы с точки зрения проведения сейсмических исследований.
• Значительное отличие импедансов на поверхности и дне базальтовой структуры, объясняющееся потерей энергии передачи сейсмических
волн, также является причиной возникновения
проблем.
• Нечеткость изображения и колебание анизотропии также объясняется наличием базальтовых пород.
Таким образом, качество сейсмических данных,
полученных в районах залегания вулканической породы, зависит от совокупного влияния вышележащих структур.
Проблемы построения изображения подбазальтовых структур, в некоторой степени обусловле-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2008
ны получением сейсмических данных при помощи
дальних сейсмоприемников, низкочастотных источников и отраженных сейсмических волн [1, 2].
Использование данных, полученных при помощи
дальних сейсмоприемников, для построения изображения подбазальтовых структур на сегодняшний
день является преимущественной технологией. Еще
К. Циолковский предположил, что низкочастотные
звуковые волны легче проходят через тонкие слои,
чем высокочастотные. Низкочастотные волны обеспечат лучшее изображение таких геологических
структур [3]. Reshef��������������������������������
������� �������������������������������
недавно представил результаты,
описывающие изображение подбазальтовых структур [4]. �����
Wang���
и
�� ����������������������������������
Singh�����������������������������
опубликовали метод классификации P����
�����
- и ��������������������������������������
S�������������������������������������
-волн, направленных под углом больше
критического и сейсмических данных, а также их
использование для построения сейсмического изображения [5].
Несмотря на технический прогресс в области
построения изображения подбазальтовой структуры, получение данных о вклинивающихся пластах
все еще используется, главным образом, в связи
со сложностями, связанными с гетерогенностью
базальтовых пластов. В качестве альтернативного
решения для построения изображения гомогенных
базальтовых структур используются отраженные
волны. Исследования влияния тонких слоев базальтовой лавы декхан трэпс на форму и качество сейсмического сигнала осуществлялось при помощи
искусственной модели, построенной с использованием промысловых данных. Несмотря на гетерогенность базальтовых пластов, процесс моделирования был связан с определенными сложностями.
Для того чтобы получить полную сейсмограмму,
как без использования, так и с использованием
отраженных волн, для определения влияния вклинивающихся осадочных структур на сейсмическое
изображение необходимо использовать программное обеспечение. Влияние вклинивающихся осадочных структур на сейсмические сигналы было
доказано, более того, проведено количественное
сравнение искусственной сейсмограммы и собранных предварительно промысловых данных.
Сравнение промысловых данных показывает, что
влияние множества вклинивающих в базальты тон31
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ГЕОЛОГИЯ/ГЕОФИЗИКА
Стратиграфия региона четко разделена на четыре основные структуры от докембрийского возраста
до четвертичного – третичного периодов [6]. Как
правило, проблемы построения изображения, связаны с отложениями мезозойского возраста из-за
осадочных структур, залегающих под базальтовыми
пластами.
Декхан Трэпс
МОДЕЛИРОВАНИЕ
Когда �����
P����
- и �������������������������������������
S������������������������������������
-волны сталкиваются с какой-либо поверхностью, происходит перераспределение энергии
в виде отраженных P����
�����
- и �������������������������
S������������������������
-волн. Измененные волны
становятся эффективными на границе раздела двух
сред, где скорость волны P���
����
(�
Vp) в структуре близка к
скорости волны S���
����
(�
Vs) в подлежащей структуре.
На рис. 2 однородная модель демонстрирует процесс отражения волн от каждого из пластов. Эта модель также используется для изображения стратиграфической последовательности структуры декхан
трэпс [7]. Для простоты на рис. 2 изображено только
по одной волне для каждого пласта.
Компьютеризация искусственной сейсмограммы.
Для использования искусственной сейсмограммы с
целью моделирования скорости – глубины залегания
использовался алгоритм отражательной способности
[8]. Была составлена компьютерная модель с использованием и без использования отраженных сейсмических волн однородной и многослойной базальтовой структуры. Для принятия сигналов на расстоянии
0,1 км был установлен приемник с минимальным и
максимальным диапазоном от 0,1 до 40 км. В качестве
Рис. 1. Карта региона залегания базальтового пласта декхан
источника сигналов использовался импульс Риккера
трэпс (наверху). Изображение местности, в которой находится
с частотой 10 Гц. Для более глубокого проникновения
месторождение (внизу), Центральная Индия
сигнала был выбран сравнительно низкочастотный
ких слоев может в значительной степени ухудшить импульс. Использование импульса Риккера в качестизображение.
ве источника обеспечило необходимую длину волны
Вулканическая провинция декхан (Центральная Р в диапазоне минимального (0,2 км для пласта 1) и
Индия) является одной из самых крупных континен- максимального (0,5 км для пласта 4) значений. Диатальных базальтовых структур, занимающих площадь пазон частот сейсмограммы колеблется в пределах
более 500 тыс. км2 (рис. 1). Образование этой провин- (1–2 и 30–40). Для каждой траектории, состоящей
ции связано с разломом индийской плиты Гондвана. из 4,096 примеров, временной интервал составлял
Этот разлом сопровождался обширным извержени- 0,008 с.
ем вулканов с выбросом огромного количества лавы
Таким образом, максимальная частота, которая
на протяжении мелового – третичного периодов.
может быть достигнута при получении этих данных,
Толщина структуры декхан трэпс колеблется от не- является частота Найквиста, составляющая 62,6 Гц.
скольких сотен до нескольких тысяч
Выбор большого числа примеров на
метров. Структура состоит из нетраекторию исключило ступенчаскольких тонких внутрибазальтовых
тость и циклическое воздействие.
слоев и большого числа базальтовых Поверхность
Ослабление энергии волны стало
Осадочные
пропластков. Декхан трэпс залегает
важным параметром алгоритма отпороды 1
Пласт 1
над мощной структурой мезозойражательной способности. На осноских осадочных пород, толщиной
ве промысловых исследований для
Базальт
Пласт 2
100–4000 м. Вулканическая порода
базальтовых структур был выбран
мелового – третичного периодов
Qp), софактор ослабления Р-волн (�
Осадочные
породы 2
создает необходимые термальные
ставляющий 50, тогда как для подP-волны
условия и является катализатором
стилающих пластов было выбрано
S-волны
Пласт 3
для накопления углеводородов мезначение, составляющее 100 [9, 10].
Пласт 4
Основа
зозойского возраста. Более того,
Чтобы понять влияние лавовых
осадочные отложения, залегающие
структур на сейсмические сигнапод морским дном, могут также солы для построения профиля скоздать благоприятные условия для Рис. 2. Возможные изменения модели рости-глубины были рассчитаны
базальтовых пластов
накопления углеводородов.
все возможные изменения. Была
Персидский залив
32
№7 • июль 2008
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ГЕОЛОГИЯ/ГЕОФИЗИКА
Время прохождения сигнала – расстояние, 4,5 с
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
Расстояние, км
Время прохождения сигнала – расстояние, 4,5 с
Глубина, км
Время прохождения сигнала – расстояние, 4,5 с
Глубина, км
Расстояние, км
Время прохождения сигнала – расстояние, 4,5 с
рость прохождения сигналов через
базальтовые пласты).
В соответствии с моделью
пласт ��������������������������
L�������������������������
3 с низкой скоростью волны залегает под пластом ����������
L���������
2 (время
прохождения изменяется в связи с
изменением скорости волны). Этот
артефакт (как показано на рис. 3
и 4) объясняется достаточно высокой скоростью волны около верхней границы структуры, которая
ограничена верхним пределом диапазона скоростей.
На основании анализа искусстРис. 3. Модель скорости-глубины базальтовой структуры (3-а). Изображение
венной сейсмограммы различные
синтетических сигналов (3-b) и средние значения преобразованной энергии (3-с)
прямые (Р1, Р2, Р3 и Р4) и измененные (����
S���
1, ����
S���
2, �����
S����
3 и ���������������
S��������������
4) фазы могут
Скорость, км/с
Расстояние, км
Расстояние, км
быть идентифицированы и классифицированы, как показано на диаграмме (рис. 2 и 3). Классификация
подразумевает следующее.
• Р1: Р-волны, отраженные от
поверхности между пластами �����
L����
1и
L�������
2 (РР).
• Р2: Р-волны, отраженные от
поверхности L��
���
2.
• Р3: Р-волны, отраженные от поверхности между пластами L����
�����
2 и L��
���
3.
• Р4: Р-волны, отраженные от поверхности между пластами L����
�����
3 и L��
���
4.
• Р5: Р-волны, отраженные от
Рис. 4. Модель скорости-глубины с многослойной базальтовой структуры L2
(4-а). Сейсмограмма, отражающая последовательность пластов в структуре
поверхности L��
���
4.
(4-b) и Сейсмограмма, отражающая возможные изменения (4-с)
• S�
1: Преломленные волны, отраженные от поверхности L��������
���������
2 (�����
PPS��
).
также рассчитана сейсмограмма без преобразования
• S�
2: Преломленные волны, отраженные от поверP����������������������������������������������
–���������������������������������������������
S��������������������������������������������
-волн. Этот подход продемонстрировал преиму- хности L���������
����������
2 (������
PSSP��
).
щество использования отраженного сигнала, однако
• S�
3: Преломленные волны, отраженные от поверв связи со сложной природой идентификация может хности L��������
���������
2 (�����
PSP��
).
оказаться достаточно сложной задачей.
• S�
4: Преломленные волны, отраженные от поверОднородная и многослойная базальтовая струк- хности L�����������
������������
4 (��������
PSPPSP��
).
тура. На рис. 3-а представлена однородная модель,
Предположим, что базальтовая структура позиспользующаяся для изображения залегающих под волит идентифицировать различные измененные
базальтовыми пластами структур. Изображения L���
����
1, фазы. Однако при помощи более действенного подL���
2, �����
L����
3 и ����������������������������������������
L���������������������������������������
4 соответствуют четырем различным плас- хода можно будет учесть возникающие сложности.
там: осадочным породам кватенари (�
Vp = 2 км), баИзменения модели, изображающей многослойзальтовым породам (�
Vp = 4,5 км), осадочным породам ную базальтовую структуру. В отличие от уже
мезозойского возраста (�
Vp = 3,5 км) и фундаменту (�
Vp рассмотренного случая однородная базальтовая
= 6 км). Скорости волны S�����������������������
������������������������
рассчитываются при по- структура заменяется моделью, изображающей
мощи эмпирической взаимосвязи. Скорость волны Р многослойную базальтовую структуру и осадочные
в осадочных породах кватенари выбирается почти эк- породы. Новая модель изображает шесть альтернавивалентной скорости волны S�����������������������
������������������������
в базальтовых пластах. тивных базальтовых пластов и последовательность
Базальтовая структура в модели состоит из 0,3-кило- осадочных пород. Толщина каждого из пластов сометрового подстилающего пласта и 0,6-километрового ставляет 50 м. Смоделированные параметры для нопокрывающего пласта. Фундамент (������������������
L�����������������
4) имеет толщину вой модели остаются без изменений. Таким образом,
1,8 км, мезозойские осадочные породы (��������������
L�������������
3) – 2,7 км. при сопоставлении двух моделей становится ясно,
На рисунке 3-��
b����������������������������������
���������������������������������
изображены искусственные сигналы что они отличаются только свойством структуры
для модели, изображенной на рис. 3-а. В процессе ис- (однослойная и многослойная). В действительности
следования были получены результаты сейсмограммы толщина пласта меньше 50 м и вычисление может
без изменения сигналов для модели, изображенной на быть связано с определенными сложностями. Крорис. 3-а. На рис. 3-с показаны средние значения пре- ме того, для выявления изменений условий в многообразованной энергии для модели на рис. 3-а. Расче- слойной базальтовой структуре используются мощты проводились при скорости сигналов 4,5 км/с (ско- ные (толстые) пласты.
Скорость, км/с
И
И
№7 • июль 2008
33
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ГЕОЛОГИЯ/ГЕОФИЗИКА
В связи с этим сравнение структур в этом регионе
сопровождается значительными трудностями.
Расстояние, км
Сниженная скорость волны, 4,5 км/с
Искусственные
данные
Действительные
данные
Рис. 5. Искусственная сейсмограмма, полученная с использованием скважинных данных
На рис. 4-��
b��������������������������������������
представлена
�������������������������������������
последовательность пластов в структуре и отражена сложность прохождения
волн в связи с вклинивающимися пропластками.
Во второй модели (рис. 4-с) среднее значение преобразованной энергии намного больше, чем в первой модели,
представленной на рис. 4-����������������������������
b���������������������������
. Искусственная сейсмограмма показывает, что в случае вклинивающихся осадочных
пластов, подбазальтовые структуры распознать достаточно сложно. В соответствии с точным изображением
структуры, вклинивающиеся в базальтовые пласты породы, состоят из нескольких слоев. Отраженные от базальтовых пластов волны, как правило, подавляются. Однако
они могут быть распознаны в двух случаях: �����
S����
1 и ��������
S�������
3 (это
соответствует отражению от пластов L����
�����
1 и L���
����
4).
Многослойная базальтовая структура представляет
собой более серьезную проблему, чем данные предполагаемой модели. Искусственная сейсмограмма, была получена с использованием скважинных данных, взятых
из предполагаемой модели скорости–глубины. Рис. 5
демонстрирует сравнение компьютерной сейсмограммы со скважинными данными и данными проведенных
ранее исследований. Эти данные используются для
изображения 10-метровой базальтовой структуры. Получение искусственной сейсмограммы, построенной с
использованием каротажных данных, помогает показать сложность идентификации отраженных волн.
По результатам сравнения искусственной сейсмической модели и диапазона сейсмограмм можно
сделать следующие выводы.
• Значительные помехи, которые возникают при
регистрировании сейсмограмм, делают идентификацию возврата волны почти невозможной, даже с учетом больших расстояний.
• Существуют когерентные помехи, которые возникают в результате отражения волн или столкновения с геологическими структурами.
34
ВЫВОДЫ
В настоящее время проводятся масштабные исследования процессов моделирования и изучение
условий прохождения сейсмических волн. В основном это теоретические исследования, в соответствии
с которыми предполагается, что базальтовые пласты
представляют собой однородную структуру. Эти исследования сопровождаются проблемами, связанными с получением сейсмических данных структуры
декхан трэпс. Эти проблемы обусловлены тем, что
в базальтовую структуру вклиниваются осадочные
породы, что в значительной степени влияет на ослабление сейсмических сигналов. Для интерпретации
и разведки подбазальтовых пластов используются
отраженные волны, но эту информацию достаточно
сложно идентифицировать.
Ослабление сейсмических сигналов может быть
также связано с многослойностью структуры. Для
моделирования используются данные искусственной
сейсмограммы, при помощи которой определяется
влияние вклинивающихся осадочных пластов на качество сигнала. Специалисты надеются на разработку новой технологии для решения данной задачи и
получения качественных данных.
Перевел Г. Кочетков
Список�����������
литературы
����������
1. Purnell, G. W., «Imaging beneath a high-velocity layer using converted
waves», Geophysics, 57, No. 11, 1992, pp. 1444–1452.
2. Eccles, J., White, R. S., Robert, A. W., Christie, P. A. F. and the iSIMM team,
«Wide angle converted shear wave analysis of a North Atlantic volcanic rifted
continental margin: constraint on sub-basalt lithology», first break, 25, 2007,
pp. 63–70.
3. Ziolkowski, A., Hanssen, P., Gatliff, R., Jakubowicz, H., Dobson, A.,
Hampson, G., Li, X. Y. and E. Liu, «Use of low frequencies for sub-basalt
imaging», Geophysical Prospecting, 51, No. 3, 2003, pp. 169–182.
4. Reshef, M., Shulman, H. and Z. Ben-Avraham, «A case study of subbasalt
imaging in land region covered with basalt flows», Geophysical Prospecting,
51, No.3, 2003, pp. 247–260.
5. Wang, Y. B. and S. C. Singh, «Separation of P- and S-wavefields from
wide-angle multicomponent OBC data for a basalt model», Geophysical
Prospecting, 51, No. 3. 2003, pp. 233–245.
6. Biswas, S. K., «Rift basins in western margin of India and their hydrocarbon
prospects with special reference to Kutch basin», American Association of
Petroleum Geologists Bulletin, 66, No. 10, 1982, pp. 1497–1513.
7. Pandey, D. K., Sinha, M., MacGregor, L. and S. Singh, «A multidisciplinary
geophysical study for sub-basalt imaging in the central western India»,
Journal of Conference Abstracts, Sub-basalt Imaging Workshop, Cambridge,
UK, April 9–11, 2002.
8. Fuchs, K. and G. Muller, «Computation of synthetic seismograms with the
reflectivity method and comparison with observations», Geophysical Journal
of Royal Astronomical Society, 23, 1971, pp. 417–433.
9. Christie, P., Gollifer, I. and D. Cowper, «Borehole seismic studies of a
volcanic succession from the Lopra-1/1A borehole in the Faroe Islands, NE
Atlantic» Geology of Denmark Survey Bulletin, 9, 2006, pp. 23–40.
10. Maresh, J., White, R. S., Hobbs, R. W. and J. R. Smallwood, «Seismic
attenuation of Atlantic margin basalts: observations and modeling»,
Geophysics, 71, 2006, pp. 211–221.
Dhananjai Pandey (Д. Панди), исследователь National
Oceanography Centre. М-р Панди получил степень
магистра в области разведочной геофизики и в
2003 г. степень бакалавра в университете г. Кембридж
(Великобритания). Его исследования связаны с
получением и обработкой сейсмических данных.
№7 • июль 2008
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
ПОВЫШЕНИЕ СКОРОСТИ ПРОХОДКИ
И УВЕЛИЧЕНИЕ ДЕБИТА СКВАЖИН
B. Houtchens, Fidelity Exploration and Production Co.; J. Foster, Tesco Corporation; B. Tessari, Turnkey E&P
Информация по 250 скважинам, пробуренным на обсадных трубах, в процессе моделировании
рисков служит обширной базой данных при подготовке оценок и прогнозов
Использование модели рисков
применительно к новой технологии
является сложной задачей из-за отсутствия базы данных, позволяющей количественно определить либо
вероятность появления события,
либо последствия этого события.
Это особенно справедливо в том случае, когда новая технология имеет
технические особенности, которые
идут вразрез с обычной практикой,
например, технология бурения на
обсадных трубах. Обсадная колонна используется в качестве бурильной колонны для решения проблем,
которые, в соответствии с обычной
точкой зрения, лишь усугубляются
за счет бурения с меньшим зазором
между колонной и стенками скважины, большей скоростью в кольцевом пространстве и ограниченными возможностями регулирования
свойств бурового раствора.
На сегодняшний день компанией
Tesco� (с
��������������������������
использованием системы
бурения на обсадных трубах) пробурено более 375 наземных и морских
скважин, в которых суммарная проходка (на различные пласты с разными характеристиками) составила
более 2,5 млн фут (1 фут = 0,3048 м).
Результаты бурения таких скважин
в сложных районах показывают, что
бурение на обсадных трубах более
эффективно и сопряжено с меньшими осложнениями, чем традиционное бурение и экономит компаниям время и деньги. Экономия может
выражаться в снижении суточных
эксплуатационных расходов, повышении безопасности персонала и
уменьшении страховых премий для
компаний-операторов и буровых
подрядчиков.
Информация по пробуренным
скважинам послужила базой данных, которую можно использовать
в процессе моделирования рисков
для подготовки оценки и прогнозов.
База данных содержит информацию по вертикальным и наклонно-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
направленным скважинам, пробуренным на пласты пород от очень
мягких до средней твердости.
Эксперты выполняют все оценки вероятности, учитывая известные факты, прошлый опыт и все
возможные варианты. Получение
информации и приобретение опыта, на основе которых строятся варианты моделирования – основная
цель сбора данных о скважинах,
пробуренных на обсадных трубах.
Сравнение отобранных скважин
со скважинами, пробуренными
традиционным способом и на тот
же пласт, послужило основой для
выводов относительно рисков, связанных с технологией бурения на
обсадных трубах [1].
Результаты анализа показывают, что бурение на обсадных трубах
в значительной степени влияет на
преодоление проблем, связанных с
потерей циркуляции (поглощением бурового раствора), осыпанием
стенок ствола и потерей контроля
над скважиной. Данные свидетельствуют о том, что скважины, пробуренные в районах, в которых обычно требовался спуск хвостовика
из-за потери циркуляции, осыпания стенок и потери контроля над
скважиной, повсеместно бурились
с меньшими осложнениями и не
требовали спуска дополнительного
хвостовика. В большинстве случаев обусловленная этим экономия
затрат может быть экономически
рассчитана (или нет).
При бурении на обсадных трубах надежность скважинного бурового оборудования вызывает
наибольшее беспокойство у инженеров. Скважинные инстру-
менты рассматриваются как единая система, включающая в себя
замковый узел (������
drill� �����
lock� ���������
assembly�
– DLA�����������������
��������������������
) и расширитель. Чтобы
���������
добиться успешности каждого рейса,
необходимо освободить DLA������
���������
, чтобы расширитель во время бурения
не отказал. Чтобы не препятствовать операциям, во время подъема
забойной компоновки на поверхность расширитель складывается.
Если не предпринималось никаких
попыток к подъему (например, для
обследования обсадной колонны),
рейс не засчитывался как попытка
подъема и не включался в статистические данные. В табл. 1 приведены
сведения об извлекаемых забойных
компоновках, которые применялись в промышленных скважинах с
января 2001 г. по июнь 2006 г.
Приведенные данные свидетельствуют об отличных производственных показателях и высокой
надежности (по сравнению с аналогичными показателями некоторых
скважинных инструментов, предназначенных для наклонно-направленного бурения). Для сравнения со
скважинными инструментами для
бурения на обсадных трубах можно
использовать широко применяемые
скважинные инструменты, например, управляемые забойные двигатели и вращающиеся управляемые
системы. На рис. 1 приведены результаты сравнения [2]. В соответствии с данными по извлекаемым системам, рассчитанная наработка на
отказ в период 2001–2006 гг. составляет 943 ч. Эта цифра показывает,
что такие инструменты значительно
надежнее, чем вращающиеся управляемые компоновки, даже при буре-
Таблица 1. Сводные статистические данные по успешным и неудачным подъемам
забойных компоновок
Всего
Число
Проценты
№7 • июль 2008
Извлекаемые забойные компоновки
Успешные подъемы Неудачные подъемы
Вертикальные скважины Наклонные скважины
890
100
822
92
68
8
857
96
33
4
35
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
Средняя наработка на отказ, ч
Вращающиеся управляемые инструменты
Скважинные инструменты для бурения на
обсадных трубах
Год
Рис. 1. Повышение надежности вращающихся управляемых систем
Таблица 2. Сводные данные об отказах в процессе бурения на обсадных трубах
Число пробуренных Ликвидированные Забуривание
интервалов, стволов или непригодные нового ствола
скважины
Число
Процент
654
100
0
0,00
3
0,46
нии в три раза меньшего интервала
за тот же период времени.
У операторов, применяющих
такой способ бурения, часто возникало ощущение, что использование
этих инструментов может привести к отказу, например, прихвату
обсадной колонны или засорению
скважины металлическим ломом.
Отказами считаются такие события,
которые приводят к потере ствола,
забуриванию нового ствола в обход
оставшегося инструмента, потере
контроля над скважиной или необходимости спуска еще одной обсадной колонны для сохранения ствола.
Вопреки этим ощущениям, результаты применения оказались вполне
удовлетворительными, если посмотреть, сколько раз применялся этот
способ бурения со столь незначительным числом отказов (табл. 2).
ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ
НА ОБСАДНЫХ ТРУБАХ
В 1997 г. компания Tesco�
����������
при����
ступила к разработке своей собственной системы бурения на обсадных трубах, которая получила
широкое признание и оказалась
удобным средством решения задач
бурения и снижения затрат. Она
применяется как на берегу, когда
скважины полностью бурятся на
обсадных трубах, так и в море, когда на обсадных трубах бурятся отдельные интервалы ствола.
На сегодняшний день в шт. Оклахома (США) на 4 1/2-дюймовых
36
Использование Перебуренные
Потеря
еще одной
интервалы
контроля
обсадной колонны
стволов
над скважиной
0
0,00
0
0,00
0
0,00
обсадных трубах пробурены вертикальные скважины глубиной
более 15 000 фут, а в Бразилии наклонно-направленная
скважина
(угол наклона 78°) при бурении на
9 5/8-дюймовых обсадных трубах
достигла замеренной глубины более 10 000 фут. В шт. Техас на 7 5/8дюймовых обсадных трубах были
пробурены горизонтальные интервалы стволов длиной 972 фут.
В бурении на обсадных трубах
задействовано как скважинное,
так и наземное оборудование, что
позволяет использовать обычные
обсадные трубы в качестве бурильной колонны, так что скважина одновременно бурится и
обсаживается [3]. Вращение обсадной колонны производится на
поверхности верхним приводом.
Буровой раствор движется вниз
по обсадной колонне и вверх по
кольцевому пространству между
колонной и стенками скважины,
как и при традиционном бурении.
Породоразрушающий инструмент
временно крепится внизу обсадной колонны механическим или
гидравлическим способом.
Применяемые обсадные трубы,
как правило, имеют тот же диаметр
и вес и изготовлены из той же марки
стали, что и трубы, обычно используемые при традиционном бурении.
Однако конструкция соединений
обсадных труб может быть изменена, поскольку они должны обладать необходимой прочностью при
кручении, усталостной прочностью
и обеспечивать достаточный зазор
между стенками ствола и самими
соединениями. Извлекаемая компоновка нижней части колонны
обычно состоит из пилотного долота и установленного выше него расширителя для доведения диаметра
ствола до требуемого значения. И
долото, и инструменты для бурения
на обсадных трубах спроектированы с возможностью извлечения
на канате, что позволяет спускать
забойную компоновку при любом
нормальном состоянии скважины и
сохранении способности осуществлять циркуляцию и расхаживать
обсадную колонну. Подъем забойной компоновки внутри обсадной колонны, а не в необсаженной
части ствола предотвращает повреждение ствола и делает спускоподъемные операции безопаснее.
Наращивание обсадной колонны незначительно отличается от
наращивания бурильной колонны.
Подхватывается очередная обсадная труба, подводится к выступающей части колонны и навинчивается. Завершают операцию при
помощи спайдера, что позволяет
обойтись без направляющего устройства в вышке. Это эффективный и безопасный способ работы с
обсадными трубами, и наращивать
обсадную колонну можно с такой
же скоростью, что и обычную бурильную колонну. Безопасность
работ также повышается, если при
наращивании обсадной колонны
максимально ограничиваются другие операции на полу буровой.
Бурение на обсадных трубах
позволяет без труда проводить значительные изменения угла наклона
и азимута ствола скважины. Однако
углы наклона и азимута ограничиваются максимально допустимыми
значениями для каждого диаметра обсадных труб, применяемых
при бурении. У каждого диаметра
колонны имеется свой предел выносливости, который зависит от
произведения частоты вращения
на продолжительность вращения.
Поэтому превышение частоты вращения и предела искривления для
каждого диаметра трубы в течение
длительного времени может привести к поломке обсадной колонны.
В скважинах с небольшим наклоном, с большим наклоном и горизонтальных скважинах применя-
№7 • июль 2008
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
ются традиционные инструменты
для наклонного бурения и вращающиеся управляемые компоновки,
сопряженные с системой бурения
на обсадных трубах. Эти компоновки извлекаются из скважины таким
же способом, что и компоновки для
вертикальных скважин и/или приборы для проведения каротажа в
процессе бурения, то есть на канате
или трубах.
Прихват обсадной колонны сведен к минимуму благодаря штукатурящему эффекту. Это явление
обусловлено сочетанием обстоятельств, при которых плавное непрерывное касание вращающейся
колонны стенок ствола приводит к
вдавливанию частиц выбуренной
породы и/или глинистой корки в
пористые и проницаемые участки пласта по мере подъема частиц
породы буровым раствором вверх
по
кольцевому
пространству.
Дифференциальный прихват (под
действием перепада давления) при
бурении на обсадных трубах происходит редко и в большинстве случаев поддается прогнозу до начала
бурения. При бурении на обсадной
колонне с очень гладкими соединениями, степень центрирования
которой невелика или вообще отсутствует, прохождение интервалов пород с большой пористостью
может приводить к дифференциальному прихвату обсадной колонны во время ее наращивания.
Однако обсадная колонна быстро
освобождается натяжением колонны или после установки ванны
с добавлением органических растворов или смазки без катастрофических последствий, например,
потери ствола. Кроме того, опасность дифференциального прихвата сводится к минимуму благодаря
применению вращающихся или
невращающихся центраторов, разработанных компанией.
Некоторые поставщики предлагают системы, в которых применяется специальное долото, прикрепляемое к низу обсадной колонны
для бурения вертикальной части
ствола для последующего спуска
новой обсадной колонны. В других
системах на обсадных трубах может быть спущено обычное долото
и оставлено в скважине. Бывают
ситуации, когда и та и другая система может обеспечить оптимальное
решение.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Однако, если необходимо бурить
при помощи забойного двигателя
с целью максимального снижения
вращения обсадной колонны, или
же интервал ствола не может быть
уверенно пройден одним долотом,
необходимо применять извлекаемую забойную компоновку. В этом
случае применение извлекаемой
системы бурения на обсадных трубах становится предпочтительным
вариантом для наклонно-направленного бурения из-за необходимости подъема из скважин дорогостоящих инструментов наведения.
Извлекаемая система также позволяет проводить замену вышедшего из строя скважинного оборудования до достижения проектной
глубины и обеспечивает быстрый
и экономически эффективный доступ к пластам ниже башмака обсадной колонны.
ПРЕИМУЩЕСТВА БУРЕНИЯ
НА ОБСАДНЫХ ТРУБАХ
Для применения этого способа
бурения имеется ряд причин. Наиболее очевидным является то, что
отпадает необходимость, по крайней мере, в одной операции (спуск
обсадной колонны). Уже одно это
может быть достаточной причиной
для использования этого способа
бурения.
Более существенным является
то, что бурение на обсадных трубах
значительно снижает продолжительность осложнений и при этом
одновременно позволяет обойтись
без некоторых традиционных методов (приемов), применяемых для
предотвращения осложнений [4]. К
самым распространенным приемам
относится подъем инструмента (на
несколько свечей) для кондиционирования (восстановления) свойств
бурового раствора, рейсы по очистке ствола, более частое кондиционирование бурового раствора и
поддержание небольшой скорости
спускоподъемных операций. Кроме того, благодаря штукатурящему
эффекту в скважинах, бурящихся
на обсадных трубах, существенно
сокращается число случаев поглощения бурового раствора и потери
контроля над скважиной. Это особенно актуально в скважинах, в которых перед зоной более высоких
давлений встречается слабая зона. В
такой ситуации часто трудно уравновесить возможное поглощение в
№7 • июль 2008
верхней зоне с возможным притоком в нижней зоне, особенно, когда
при традиционном бурении необходимо поднять бурильную колонну для спуска обсадной колонны.
Бурение на обсадных трубах не
только снижает затраты на строительство скважины, но и дает возможность проводить работы там, где
смета затрат оказывается невыгодной для бурения скважин традиционным способом. Затраты на скважины, в которых прогнозируются
осложнения, например, ловильные
работы, прихват бурильной колонны и потеря контроля над скважиной, могут легко превысить пределы
затрат, установленных для бурения
разведочной площади. Благодаря
штукатурящему эффекту бурение
на обсадных трубах также может
снизить опасность ухода больших
объемов промывочной жидкости в
продуктивные интервалы с низким
давлением и, как следствие, снижение добычи, так что экономически
невыгодная при традиционном бурении разведочная площадь становится рентабельной.
МЕСТОРОЖДЕНИЕ ЛОБО,
ЮЖНЫЙ ТЕХАС
Крупная компания добывает
примерно 520 млн фут3/сут природного газа на месторождении
Лобо в Южном Техасе, реализуя с
1997 г. длительную программу разбуривания этого месторождения большим числом буровых установок.
Максимальное число осложнений
[5] неизменно приходится на прихваты труб, поглощения и потерю
контроля над скважиной (рис. 2). До
внедрения метода бурения на обсадных трубах из-за этих осложнений
при традиционном способе бурения
было потеряно примерно 3 % скважин. Бурение на обсадных трубах
признали в качестве технологии, которая потенциально может решить
эти проблемы и обеспечить постепенное изменение показателей бурения на этом месторождении.
В результате, в середине 2001 г.
приступили к пробной программе
бурения (пяти скважин) на обсадных трубах. Достигнутый успех
позволил компании расширить
программу бурения с обязательством изготовить по особому заказу
три буровые установки для бурения на обсадных трубах. Первую
буровую установку доставили в
37
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
Скорость проходки, фут/сут
Процент осложнений, которые потенциально может
предотвратить бурение на обсадных трубах
Осложнения:
прихват труб
потеря контроля
циркуляция
цементирование
буровой раствор
искривление ствола
механические
развинчивание 7″
Бур.
уст. 1
38
Бур.
уст. 5
Рис. 3. Скорости проходки для разных буровых установок (месторождение Лобо)
Рис. 2. Разбивка времени по видам осложнений в 2000 и 2001 гг. при традиционном
способе бурения
конце 2002 г., а последняя буровая
установка приступила к работе в
январе 2003 г. Одна буровая установка до сих пор работает на месторождении и используется для бурения более сложных скважин. За
последние шесть лет на месторождении Лобо на бурильных трубах
пробурили более 130 скважин.
Скважины для бурения этим способом выбираются на основе данных бурения соседних скважин, в
которых отмечаются значительные
осложнения, например, поглощения,
потеря контроля над скважиной,
осыпание стенок ствола, истощенные зоны. Скважины, находящиеся в
окружении безаварийных скважин,
предназначаются для бурения традиционным способом, что уменьшает
буровые риски. Компания добилась
значительных выгод, наметив для бурения на обсадных трубах скважины
с большими рисками, а скважины с
небольшими рисками для бурения
традиционным способом.
После того, как были выявлены
все риски, инженерам и руководителям было необходимо количественно определить стоимость и
преимущества технологии. Обычно ключевым фактором является
скорость проходки. Новая технология не получит признания, если
скорость проходки упадет на 50 %,
да еще при повышенных ставках
использования буровой установки.
Бурение на обсадных трубах часто
сравнивали с обычным расширением ствола, которое может быть
связано либо с бурением того же
интервала ствола во второй раз,
либо постоянным замедлением
скорости проходки проблемного
интервала. Скорость проходки при
бурении на обсадных трубах [5]
практически равна скорости про-
Бур. Бур. уст. Бур.
уст. 2 для бур. уст 4
на обс. тр.
ходки при бурении традиционным
способом (рис. 3). Для определения
времени, необходимого для бурения на обсадных трубах одной
скважины, отобрали 50 скважин и
вывели среднее значение. В каждой скважине имелись интервалы,
пройденные на обсадных трубах
диаметром 9 5/8, 7 и 4 1/2″. Расчеты показали, что требуется 186 ч
чистого времени, чтобы пробурить
10 048 фут при скорости проходки 54 фут/ч. В среднем требуется
11,1 сут для бурения до проектной
глубины 10 098 фут, т.е. 905 фут/сут
при условии, что 70 % времени
долото вращается на забое. На бурения одной скважины на месторождении Лобо в среднем уходит
15 сут (от забуривания до достижения проектной глубины).
МЕСТОРОЖДЕНИЕ
СТРАТТОН, ЮЖНЫЙ ТЕХАС
Месторождение Страттон приурочено к моноклинальной складке
виксберг в округах Нуэкс и Клеберг
в Южном Техасе. С 1937 г. из песчаников фрио (речные и дельтовые отложения) и виксберг (мелководные
морские отложения) добыто свыше
2,8 трлн фут3 газа. Месторождение
представляет собой комбинированную структурно-стратиграфическую ловушку и содержит большое
число изолированных друг от друга
залежей. В течение длительного времени разбуривание месторождения
обеспечило добычу газа, но привело
к появлению истощенных продуктивных зон и, в дальнейшем, к поглощениям значительных объемов
бурового раствора, прихватам труб
и проблемам с цементированием.
Реализация на месторождении
программы бурения давала результаты ниже средних, как с экономичес-
кой, так и с производственной точки
зрения, что можно объяснить тремя
причинами. Первой проблемой стало количество бурового раствора,
ушедшего в пласты в процессе бурения и его влияние на дебит скважин и экономические показатели.
Во-вторых, неустойчивость стволов
в интервале анахуак-шейл явилась
причиной прихвата труб. Третьей
проблемой стала низкая скорость
проходки глинистых сланцев.
Бурение на обсадных трубах выбрали в качестве способа бурения
скважин с меньшими поглощениями и рисками. Анализ также показал, что скважины можно бурить
быстрее за счет предотвращения
проблем, связанных с устойчивостью стволов в анахуак-шейл. Такой
способ бурения выбрали исходя из
того, что скважины можно бурить
эффективнее и с такой же или
большей скоростью проходки, чем
при традиционном бурении.
Для определения времени, необходимого для бурения одной скважины на обсадных трубах, отобрали
20 скважин и вывели среднее значение. В каждой скважине имелись интервалы, пройденные на обсадных
трубах диаметром 9 5/8 и 7″. Расчеты показали, что требуется 110 часов
чистого времени, чтобы пробурить
6976 фут при скорости проходки
63 фут/ч. Бурение до проектной глубины 7032 фут занимает 5,28 сут, то
есть 1321 фут/сут. Среднее время
работы долота на забое составляет
87 % от общего времени. На бурение
одной скважины на месторождении Страттон в среднем требуется
6,77 сут (от забуривания до достижения проектной глубины).
Для сравнения, в 2001 г. среднее
время бурения таких же скважин
традиционным способом состав-
№7 • июль 2008
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
Время, сут
CWD��������������������������������������
-проект бурения месторождения Страттон
Традиц.
способ
Скв. 1–5
Скв. 6–10
Скв. 11–15 Скв. 16–20 Скв. 21–25 Скв. 26–30
Скв. 31–35
Средняя добыча газа, млн фут /мес
Рис. 4. Продолжительность бурения скважин (от забуривания до достижения проектной глубины) традиционным способом и на бурильных трубах (месторождение
Страттон)
3
2000 г. – традиционный способ
2004 г. – CWD
���
Время, мес
Рис. 5. Увеличение добычи, обусловленное бурением скважин на обсадных трубах
ляло чуть больше 14 сут (рис. 4).
При бурении на обсадных трубах
продолжительность
возможных
осложнений сведена к минимуму,
при этом поглощение бурового
раствора в среднем на одну скважину не превышало 100 брл, тогда
как при традиционном способе бурения поглощение бурового раствора на одну скважину составило
примерно 7000 брл. Документально
установлено, что во время бурения
97 % всех операций по извлечению
скважинных инструментов закончились успешно. Отказов, таких
как потеря скважины или забуривание новых стволов, зафиксировано не было.
Наряду с повышением эффективности бурения, также заметно
возросла добыча газа из скважин,
пробуренных на обсадных трубах
[7]. Было проведено сравнение
средней добычи по 17 скважинам,
пробуренным традиционным способом и 28 скважинам, пробуренным на обсадных трубах (рис. 5).
Увеличение добычи объясняется
штукатурящим эффектом, который способствовал снижению количества ушедшей в проницаемые
зоны бурового раствора и повышению прочности стенок ствола. Это
отразилось на улучшении процесса цементирования.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Хотя некоторые специалисты до
сих пор считают бурение на обсадных трубах нетрадиционным способом, преимущества его применения становятся более очевидными
для нефтяных и газовых компаний.
Метод бурения на обсадных трубах
становится еще более приемлемым
вариантом при его сопоставлении с
традиционным способом, требующим всякий раз подъема бурильной
колонны при необходимости сменить долото или забойную компоновку и после достижения глубины
спуска эксплуатационной обсадной
колонны. Компании убеждаются
в том, что данный способ бурения
снижает затраты на строительство
скважин и позволяет бурить проблемные участки ствола с меньшими затратами. Экономия затрат
обусловлена тем, что отсутствуют
расходы, связанные с закупкой,
погрузкой, разгрузкой, проверкой,
транспортировкой бурильных труб
и проведением спускоподъемных
операций бурильной колонны.
Более того, экономия затрат от
снижения числа осложнений при
бурении ствола может быть даже
более значительной. Поскольку бурение на обсадных трубах ведется с
непрерывной циркуляцией бурового
раствора, оно однозначно безопас-
№7 • июль 2008
нее, чем оставление скважины без
циркуляции при спускоподъемных
операциях бурильной колонны. Сокращение числа спускоподъемных
операций способствует снижению
пульсации и колебаний давления от
свабирования (поднимаемой колонной), которые могут приводить к потере контроля над скважиной.
Информация по скважинам,
пробуренным на обсадных трубах,
свидетельствует о том, что такой
способ бурения более эффективен и
способствует предотвращению проблем, типичных для традиционного
способа бурения, снижению эксплуатационных расходов, повышению безопасности персонала и снижению страховых премий. Все эти
преимущества означают снижение
рисков для компаний. Моделирование рисков подтверждает эти выводы. В настоящее время, когда компании заняты поиском инструментов,
которые помогают им избавиться от
неопределенности и нейтрализовать
риски в буровых проектах, результаты бурения на обсадных трубах
показывают, что оно является одним
из таких инструментов.
Перевел С. Сорокин
B�����
ruce ����������
Houtchens� �(Б. Хутченс) директор по эксплуатации буровых установок компании ���������
Fidelity�
Exploration� and�
���� ��������������������������������
Production����������������������
. Работает в компании
с 2007 г., до этого 10 лет сотрудничал в компании
Tesco� Corporation������������������������������
�����������������������������������������
, занимаясь технологией и оборудованием для бурения на обсадных трубах. До
этого 19 лет работал в крупной подрядной буровой компании, ведущей работы в Скалистых горах, западном Техасе и ряде зарубежных стран.
В 1976 г. закончил Университет штата Колорадо,
получив диплом инженера.
Jeff� �������
Foster� (Дж. Фостер) занимает пост старшего
вице-президента по эксплуатации в компании
Tesco� Corporation��������������������������������
�������������������������������������������
. Начал свою карьеру в компании
Exxon�����������������������������������������
, занимаясь бурением и заканчиванием разных сложных скважин в Мексиканском заливе.
В 1996 г. начал работать в компании Halliburton�
���������������
группе Integrated�
����������� Solutions������������������������
���������������������������������
, а затем стал руководителем отдела проектирования программ борьбы с
выносом песка. С 2005 г. работает в Tesco�
�����������
вице�����
президентом по бурению на обсадных трубах, а в
2007 г. получил новое назначение. Имеет степень
магистра в области делового администрирования,
полученную в Университете Тулейн, и степень бакалавра по механике, полученную в Университете
Оклахомы. Является членом Общества инженеров-нефтяников (������������������������������
SPE���������������������������
), Американской ассоциации
инженеров-буровиков (����������������������
AADE������������������
) и Международной
ассоциацией буровых подрядчиков (�����
IADC�)
Bob� ��������
Tessari� (Б. Тессари) президент и главный исполнительный директор компании ��������
Turnkey�������
������
E�����
&����
P���
–
буровой и независимой нефтегазовой компании,
работающей в США и применяющей технологию
бурения на обсадных трубах для уменьшения буровых рисков и увеличения добычи. В 1986 г. г-н
Тессари основал компанию Tesco�
�����������������������
и
�����������������
в 2007 г. ушел
из нее, когда начал работать в ��������
Turnkey����������
���������
E��������
&�������
P������
. Продолжает оставаться директором Tesco������������
�����������������
. В 2007 г.
получил награду за выдающиеся достижения ����
OTC�
Titanium������������������������������
, спонсорами которой являются �������
Cullen�
School����
of��������������������������������������
��� Engineering��������������������������
�������������������������������������
при Хьюстонском университете и Американское общество инженеров-механиков (�����
ASME�)
39
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: КАРОТАЖ, ОЦЕНКА ПЛАСТА
ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ПРОБЛЕМ
ПРИ ПОМОЩИ
НОВОГО ИНСТРУМЕНТА
C. Jones, W. Alta, JOB Pertamina-Hess Jambi Merang; J. Singh, B. Engelman, M. Proett, B. Pedigo,
Halliburton Energy Services
Новый датчик, оборудованный вставкой овальной конфигурации, обладает всеми преимуществами
сдвоенного пакера
Отбор проб однофазного рет- МЕСТОРОЖДЕНИЕ
ру дна шельфа Сунда Кратон. На
роградного газа из гетероген- ДЖАМБИ МЕРАНГ
участке Джамби Меранг карбоных трещиноватых карбонатных
Ретроградный газ накаплива- натная платформа изолирована от
пластов связан с определенными ется в карманах карбонатного га- палеоцоновой береговой известпроблемами, особенно в случаях, зоносного пласта джамби меранг. няковой платформы, простираюкогда пластовое давление незна- Участок Джамби Меранг (Южная щейся вдоль побережья и распочительно превышает точку росы. Суматра) начал разрабатываться ложенной выше участка Джамби
Традиционный отбор проб газа в 1989 г. С тех пор в этом регионе Меранг. Изолирующий слой вклюпри помощи датчиков или пакер- было пробурено десять скважин, чает в себя серию образований
ных компоновок, спускаемых на шесть из которых – разведоч- сунджай кенаванг [1].
канате, в этой ситуации стано- ные и четыре оконтуривающие
Толщина газоносного карвится нежелательным, поскольку (рис. 1). Карбонаты бассейна Юж- бонатного
пласта,
составляет
из-за их незначительного диа- ная Суматра представляют собой 700–1000 фут. Ретроградный газ
метра (по сравнению с другими платформу, простирающуюся па- перемещается по пластовому вовозможными конфигурациями) раллельно эквивалентной морской доносному горизонту. С целью выв скважине повышается депрес- сланцевой структуре. Несмотря полнения оценки пласта компания
сия. К тому же, при использо- на карбонаты, эта известняковая JOB� Pertamina�������������������
����������������������������
-������������������
Hess��������������
пробурила на
вании датчика диаметром 1/2” платформа твердая и микритовая. месторождении две разведочные
(по сравнению со сдвоенными Пористость породы объясняется скважины. Программа оценки
пакерами, установленными на преимущественно
подземными включала каротаж в открытой
интервале 1 м) вероятность уста- водами, протекающими на повер- скважине, отбор и исследование
новки в открытой трещине или хности карбонатов, поэтому в ло- керна и плотности, нейтронный
кармане гидравлической взаимо- вушках образуется характерная каротаж, акустические исследосвязи достаточно незначитель- стратиграфическая
диагенети- вания и отбор проб. Каротаж в
ная.
ческая пористость. Карбонатная открытом стволе включал исслеНадувные сдвоенные пакеры платформа формирует структу- дование стандартного удельного
сопротивления и плотносмогут спускаться без спети нейтронный каротаж,
циального инструмента
акустические исследовадля отбора проб, но эти
ния, спектральный гаммаприборы имеют огранианализ и электромикрочения по температуре
визулизацию.
использования. Как и паИсследование давлекеры, устанавливаемые
ния, отбор проб и анализ
на некотором интервале,
Oval�
–флюидов стали наибоновый инструмент �����
–7
–1
–8
–2
Pad� эффективен
������������������
для отлее важной частью про–3
–4
бора тонкослойных проб
граммы оценки пласта.
–5
–6
в твердых породах, треОтбор проб газа был необСовместное управление
щинах и карманах карбоходим для планирования
месторождением
PERTAMINA – AMERADA HESS
натных пластов. Овальная
добычи в будущем. Но спеУчасток��������������
Джамби�������
�������������
Меранг
������
Осн. тектонические элементы
конфигурация
вставки
циалисты были озадачены
позволяет инструменту
тем, что значение точки
охватить значительный Рис. 1. Участок Джамби Меранг:
росы оказалось не выше
вертикальный интервал 1 – высокое залегание; 2 – глубокое залегание; 3 – поверхность; 50 �������
psi����
(1 ����
psi� ��
= �����������
6,89 кПа).
– отсутствие нефтяных карманов; 5 – первоначальная граница
скважины, даже при ус- 4месторождения;
Итак,
получение
пробы
6 – откорректированная граница месторождения;
ловии повышенного дав- 7 – нефтяное месторождение; 8 – газовое месторождение
ретроградного газа и конления в пласте.
денсата оказалось пробле40
№7 • июль 2008
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: КАРОТАЖ, ОЦЕНКА ПЛАСТА
мой. Специалисты решили поддерживать дифференциал давления
на вскрытой поверхности пласта на
20 psi��������������������������
�����������������������������
ниже пластового давления.
ОЦЕНКА ПЛАСТА
И ИНСТРУМЕНТ OVAL�
����� PAD
���
Современные спускаемые на
канате инструменты для отбора проб были разработаны в
1990-х гг. и оборудованы одинарным или сдвоенным датчиком (рис.
2). Большая часть этих инструментов для отбора пластовых проб
(���������
wireline� formation�
���������� ���������
tester���
– �����
WFT��)
оборудованы датчиками диаметром 1/2–1” (максимум 2”). Отбор проб в твердых гетерогенных
пластах связан со значительными
проблемами, поэтому на основании технологии сдвоенного пакера
был разработан новый инструмент
Dual� Straddle��������
����������������
Packer�
������� ��������������
System��������
(������
SPS���
),
Рис. 2. Новая система сдвоенных датчиков с овальной вставкой (справа)
и традиционная система с двойными
датчиками (слева). Система с овальной
вставкой имеет диаметр 10"
Таблица 1. Планирование работ
Наименование работ
Планирование входных переменных RDT
���
Параметры
Максимальный интервал кадров в секунду, ∆Pfps, psi
���
4000
���
Максимальный дифференциал давления отбора проб, ∆Ppump, psi
25
���
Гидростатическое избыточное давление, ∆Pover, psi
500
Объем нагнетания��,� V�pout, k
20
Диаметр скважины, D
�w, дюйм
8,5
Время выполнения операции, ∆Tmax, с
30
Планирование пластовых переменных
Проницаемость���
,��k�1, мД
��
200
Вязкость флюидов��, μ,���
�����
сП
1,00
Анизотропия��, λ,��k�v/kh
0,10
Суммарная сжимаемость��, c�t, 1/psi
1,00E-05
Пористость��, φ
0,25
Таблица 2. Планирование оценки при параметрах пласта 200 мД/сП
Системы
Одинарная Двойная С овальной
вставкой
Предварительная оценка
Наименование работ
Скорость потока, Q
�ptest, см3/с
Дифференциал давлений, ∆Pptest, psi
���
Дифференциал давлений при вертикальном датчике, ∆Pvp, psi
, см3
Объем нагнетания, �V ptest
�����
Время стабилизации давления T�vp, ч:мин:с
SPS
0,60
1,21
3,75
59,22
25,00
25,00
25,00
25,00
0,19
1,44
0,52
0,05
18,10
36,20
112,57 500,00
0:00:08 0:03:45
0:03:45 0:08:25
Оценка отбора
Скорость потока, Q
�pout, см3/с
1,21
3,75
59,22
Дифференциал давлений, ∆Ppout, psi
25,00
25,00
25,00
25,00
Диаметр нагнетания D
�i, дюйм
����
57,13
57,13
57,13
57,13
Время стабилизации давления, T�v�����
, ч:мин:с
-����
pout
0:00:54 0:05:43
0:03:45 0:08:25
Время нагнетания, T�pout, ч:мин:с
9:12:31 4:36:16
1:28:50 0:29:51
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
0,60
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2008
который обеспечил необходимые
преимущества при отборе проб в
условиях низкой проницаемости и
гетерогенности.
В карбонатах песчаники напластованы тонкими слоями с
естественными трещинами. Наиболее продуктивная добыча углеводородов осуществляется из
небольших куполов, отбор проб из
которых связан с определенными
трудностями и проблемами. SPS�
����
обычно располагают на интервале
1 м, что позволяет взять качественную пробу.
Основное преимущество ����
SPS�
заключается в возможности охватывать для отбора проб вертикальный интервал. Новая концепция
инструмента с овальной вставкой
(����������������������
reservoir�������������
description�
������������ tool���
����� –
�� RDT��
�����)
может охватывать и вертикальный
интервал, и обеспечивать подробную характеристику гетерогенного пласта. При помощи овальной вставки можно исследовать
примерно 10” вертикального или
горизонтального интервала, что
составляет почти одну четвертую
SPS���������������
-интервала [2].
ПЛАНИРОВАНИЕ РАБОТ
Анализ работ может помочь в
планировании WFT�������������
����������������
-операций отбора проб. Обычные параметры
для проведения этого анализа перечислены в табл. 1. Просуммированные результаты приведены
в табл. 2. В системе �������������
RDT����������
могут использоваться два отдельных датчика (диаметром 7 1/4”), которые
могут отбирать пробы на одном интервале. Системы ��������������
SPS�����������
наполняются газом в течение 30 мин. Система с овальной вставкой выполняет
такие же операции в течение 1,5 ч.
Однако для отбора качественной
пробы необходимо примерно 10 ч.
При разработке плана проведения операций была выбрана система с овальной вставкой. Основной причиной этого выбора стал
всесторонний замер давления.
Проведение исследований в этом
карбонатном пласте при помощи
WFT�������������������������
-датчика выбранной конфигурации было связано со значительными проблемами. Однако использование системы с овальной
вставкой в таких условиях оказалось успешным [2]. В то же время
использование сдвоенных паке41
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: КАРОТАЖ, ОЦЕНКА ПЛАСТА
ров было связано с ограниченным
временем отбора проб и другими
сложностями. Скорость потока
одинарного датчика составляет
0,6 м3/с, в то время как овального
датчика – 3,75 м3/с при дифференциале давления 25 psi��
�����(∆Ppout =
∆Pformation – ∆Pflowing). Скорость потока в датчике с овальной вставкой
в этих условиях в шесть раз больше. Поскольку газ нагнетается в
примерно 10-дюймовое отверстие
эффективность исследования давления и отбора проб в условиях
карбонатного пласта может быть в
значительной степени повышена.
ИССЛЕДОВАНИЕ ДАВЛЕНИЯ
Для исследования свойств
карбонатных пластов и характеристик пластовых флюидов на
месторождении Джамби Меранг
были пробурены две скважины. В
процессе предварительного ����
WFT�отбора проб в этих конденсатных
пластах исследовались загрязняющие примеси флюидов. В этом случае входное давление потока было
уменьшено ниже точки росы, что
стимулировало приток нежелательного жидкого конденсата в
уже насыщенные пласты. Попадание жидкого конденсата в поровое пространство способствует
снижение проницаемости и дальнейшее снижение давления. Отбор проб газа при давлении выше
точки росы предотвратит как нежелательную фазу сепарации, так
и изменение параметров проб. Это
гарантирует, что при сборе проб
будут сохранены все компоненты
пластовых флюидов. Выполнение
предварительного планирования
операций производится для оптимизации характеристик инструмента и достижения незначительного дифференциала давления
при отборе проб.
RDT��������������������������
состоит из нескольких узлов, соединенных между собой
для проведения исследований [3,
4] и отбора проб (рис. 3). Традиционная система состоит из гидравлического силового узла (����������
hydraulic�
power� ����������
section���
– ����������������
HPS�������������
), кварцевую
систему (�������
quartz�������
gauge�
������ system���
���������
–
QGS����������������������������
), промывочный насос (������
flushing� pump�
����� ����������
section���
– ���������������
FPS������������
) и многокамерный узел (������
multi� ��������
chamber� ��������
section�
– MCS������������������������
���������������������������
), двойной силовой узел
(�����
dual� power�
������ system��������
��������������
– DPS��
�����
).
42
Байпасный поток:
нагнетаемый поток
направляется
в MRILab
Нормальный
поток продолжает
нагнетаться и
направляется в
MRILab
Рис. 3. Конфигурация RDT показывает
преимущество байпасного метода
В процессе традиционного отбора проб флюиды пропускаются через магниторезонансную
лабораторную систему (���������
magnetic�
resonance� ���������������������
imaging��������������
�������������
laboratory���
–
MRILab�������������������������
) и выводятся в скважину
через выпускной клапан. Байпасный метод был разработан для
проведения ����
NMR� ���������������
T��������������
1-измерений в
MRILab�������������������������
без нарушения геометрии
нагнетаемых флюидов. Скорость
нагнетания соответствует скорости байпасного потока. Флюиды
выводятся в скважину через выпускной клапан ����������������
MCS�������������
. Периодически байпасный поток используется
для улучшения ����������������
NMR�������������
-соотношения
сигнал/шум и усиления Т1-сигнала.
Метод откачки был выбран,
поскольку он поддерживается
наиболее эффективной конфигурацией системы для отбора
проб легкой нефти и газа. Более
тяжелые примеси отделяются естественным путем. Это свойство
способствует повышению эффективности определения типа флюидов и оценки примесей. Система
с овальной вставкой была выбрана
для предотвращения возможных
проблем, связанных с исследованием давления, гетерогенностью
проб и пористостью карбонатных
пластов. Эта система имеет ряд
преимуществ по сравнению с традиционными датчиками, оснащенными герметичным уплотнением.
Для проведения анализа примесей и проб флюидов во время отбора система была оснащена узлом
MRILab����������������������
. Общепринятый подход
идентификации флюидов основан
на оптическом исследовании частиц, отбираемых детектором [5]. C�
��
другой стороны, MRILab���������
���������������
-анализатор флюидов (������
fluid� �����������
analyzer���
– ����
FA��)
обеспечивает исследование альтернативных ���������������
NMR������������
-частиц флюидов [6, 7]. ��������������������
MRILab��������������
осуществляет
T���������������������������
1-оценку насыщения отбираемых флюидов (�����������
saturation� recovery�
���������
– �����������������������������
SR���������������������������
) во время отбора проб. Одновременно могут быть проанализированы и примеси. Получить
информацию о состоянии пластовых флюидов можно при помощи
анализа RDT������������������
���������������������
/�����������������
MRILab�����������
-примесей,
вязкости, диффузии и водородного индекса [8].
Каротаж в открытой скважине 1. Скважина 1 является оконтуривающей. Первостепенной задачей в процессе исследований стал
отбор и извлечение однофазных
проб ретроградных конденсатных
жидкостей. Поскольку пластовое
давление может оказаться эквивалентным или немного выше точки
росы в плане учитывается регулирование дифференциала давления
между пластовым давлением и давлением входящего потока менее
20 psi�
����.
В процессе проведения исследований производится съемка с
высоким разрешением с целью
определения условий отложения
гетерогенных карбонатов, их которых отбирают пробы. При использовании системы с овальной
вставкой давление падает меньше,
чем при использовании традиционных DPS��������������������
�����������������������
датчиков. Предварительное планирование основано
на избыточном давлении и максимально возможном снижении
дифференциала, что подтверждает преимущество системы с
овальной вставкой перед другими
системами. Конфигурация инструмента обеспечивает эффективный отбор проб, повышение
фильтрации утяжеленных водных
буровых растворов и другие преимущества.
№7 • июль 2008
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: КАРОТАЖ, ОЦЕНКА ПЛАСТА
Оценка проб. Снижение давления на входе в процессе отбора проб было достигнуто за счет
поддержания давления флюидов
выше точки россы. Эффективность уплотнения соответствует
стандартному датчику ���������
WFT������
. При
помощи четырех датчиков было
собрано шесть проб. Из них три
прибора предназначены для отбора проб газа и один – для отбора
проб пластовой воды. Эффективность уплотнения системы с овальной вставкой составляла 87 %.
Анализ проб и примесей. На
начальном этапе давление на выходе указывает на некоторое загрязнение прибора в процессе отбора проб, что компенсировалось
регулированием нормы закачки
и выбором различных выходных
портов. Дифференциал между
пластовым давлением и давлением
на входе регулировалось в пределах 15 �������������������������
psi����������������������
, что обосновано регулированием однофазных условий
выше точки росы.
Скважина 2: отбор проб газа.
Для отбора проб конденсата в скважине 2 использовалась конфигурация ������
RDT���с ����������������������
MRILab����������������
. Кавернограмма
показала неудовлетворительные условия на глубине скважины в месте
размещения системы с овальной
вставкой. Отбор проб осуществлялся в условиях значительного вымыва флюидов выше точки размещения системы. Скорость нагнетания
была первоначально снижена, чтобы минимизировать давление. Для
регулирования
дифференциала
ниже 20 psi���������������������
������������������������
скорость нагнетания
следовало поддерживать в пределах
8 фут3/с в течение 1000 с.
Использование аналитического
метода FluidXpert��������������
������������������������
, объединяющего несколько сенсорных измерений для оценки примесей, результирующая
идентификационная
диаграмма свойств флюидов отражает возможное пропускание
жидкости через систему. Специалисты выдвинули предположение,
что этой жидкостью может оказаться газ. При помощи диаграммы FluidXpert��������������������
������������������������������
также определяется
содержание примесей, составляющее менее 5 % объема.
Исследование состояния бурильной колонны. После заканчивания скважины 1 проводилось исследование состояния бурильной
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Таблица 3. Результаты проведения DST-исследований
Интервал, фут
Брл/сут
Коэффициент
Х965–Х979
Х979–Х024
Qt
Qo
Qg
Qoпов
Qgпов
6103
2242
0
0
6103
2242
238
8���
,��
6�5
11 644
0
11 644
6432
0
6432
523
18,6
Q1
Х965–Х979
Q�2
Х979–Х024
Таблица 4. Скважинные пробы
Скважина
1
1
1
2
Проба
RDT��
-�1
RDT��
-�2
DST� BHS
���
RDT��
-�1
Пластовые характеристики
Буровой раствор
Температура, °�F Давление, psi
���
279,5
279,7
298,7
266,1
3969,6
3973,4
3960
2762,6
4307,8
4341,7
NA
2929,1
Давление
на входе, psi
���
3975,9
3978,9
NA
2771,7
Давление
на выходе, psi
���
5200
7500
800*
6980
* При температуре 86 °F
Таблица 5. Пробы с поверхности интервала
Скважина
Проба
1
1
1
1
2
RDT��
-1
RDT��
-2
DST� BHS
���
DST����
STS
���
RDT��
-�1
Пластовые характеристики
Температура, °�F
76
76
70
118
73
Давление, psi
���
2300
2800
7500
510
4000
колонны (����������
drillstem� ����������������
test������������
– ���������
DST������
). Бурение скважины осуществлялось
на протяжении шести дней, затем
строилась диаграмма результатов геофизических исследований
(���������������������������������
production�����������������������
����������������������
log�������������������
– ����������������
PL��������������
). Отбор скважинных проб (�����������
bottomhole� �������
sample�
– BHS�����������������������
��������������������������
) проводился на первом
этапе DST����������������������
�������������������������
перед проведением исследований ���������������������
PL�������������������
. Эти исследований
проводились в стационарных условиях. Для определения объемного распределения флюидов из карбонатного интервала Х,965–Х,085
фут (в 7-дюймовом хвостовике)
за основу брались два различных
коэффициента. Результаты исследований показали неожиданное
изменение плотности флюидов
в центре перфорированного интервала и превращение в этом
интервале жидкости в газ. PL����
������
-исследования двух перфорированных интервалов также показали
преимущество добычи из верхнего интервала. Оба эти интервала
оказались газоносными (табл. 3).
Исследования подтвердили, что
газ в скважине конденсировался в
момент падения давления. Отбор
проб осуществлялся в процессе
конденсации газа. Это означает,
№7 • июль 2008
Результат лабораторных исследований
Точка росы
С7+, моль. %
Давление,
Температура,
psi
°�F
279,5
279,7
304
304
NA
4020
4513
4093
3833
NA
2,27
2,34
1,84
NA
3,53
что скважина является своеобразным сепаратором, по этой причине пробы, взятые в скважине
выше перфорированного интервала, могли не отразить реального
состояния флюидов.
РЕЗУЛЬТАТЫ
ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОБ
Результаты представленные в
табл. 4, основаны на характеристиках отобранных проб. Результаты,
представленные в табл. 5, отражают состояние флюидов на поверхности интервала и результаты
исследований, выполненных в лаборатории, включая точку росы, а
также состав тяжелых углеводородов (С7+ моль %). Как показано в
табл. 4 две ���������������������
RDT������������������
-пробы были взяты
в скважине 1 (Х,931 фут). Одна
проба была взята выше перфорированного интервала (Х,964–
Х,979). Результаты исследования
дополнительной пробы (��������
surface�
stock� tank���
�������
– ������������������
STS���������������
) представлены
в табл. 5. Эта проба была взята в
скважине 2 (Х,609,5 фут).
Для выполнения детального
композиционного анализа RDT�
����проб, взятых в скважине 1, при помощи PVTsim���������������������
���������������������������
[10] было разработа43
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: КАРОТАЖ, ОЦЕНКА ПЛАСТА
но уравнение состояния (���������
equation�
of� state���
��������
– ������
EOS���
). �����������������
Чтобы определить
чувствительность проб в утяжеленных углеводородных примесях
(С7+) были две дополнительные
модели ������������������������
PVT���������������������
(при условии 1 % молекулярного веса дополнительных
примесей С7+ и других – менее
1 %). По результатам этого анализа стало ясно, что незначительные
изменения утяжеленных углеводородных примесей могут сильно
повлиять на точку росы.
ВЫВОДЫ
Результаты исследования подтвердили успешность применения
новой системы с овальной вставкой. Предыдущие попытки получить качественные пробы при помощи WFT����������������������
�������������������������
-технологии оказались
неудачными из-за падения давления флюидов ниже точки росы.
Система с овальной вставкой
успешно работает при незначительном дифференциале давления
по сравнению с традиционными
датчиками. RDT����������������
�������������������
-инструмент позволяет осуществлять контроль и
поддерживать дифференциал давлений в пределах 20 psi����������
�������������
. Образцы
флюидов отбирались из двух скважин, включая RDT���������������
������������������
- и �����������
DST��������
-пробы.
Для оценки содержания и свойств
примесей применялись технологии MRILab���
���������
и FluidXpert�
�����������.
В процессе проведения лабораторного анализа проб сравнивались образцы ��������������
RDT�����������
и ��������
PL������
DST��
�����.
Моделирование �������������
EOS����������
���������
PVT������
было
основано на составе �������������
RDT����������
-проб. На
основе моделирования был сделан
вывод, что в процессе отбора традиционными методами проб могла
быть допущена ошибка.
Перевел Г. Кочетков
Chris� Jones
����� (К. Джонс), главный инженер-нефтяник JOB�
�������������������������
Pertamina������������
���������������������
-�����������
Hess�������
Jambi�
������ ���������
Merang���в
Джакарте.
Wandi� Alta
���� (У. Альта), помощник инженера JOB�
����
Pertamina������������
-�����������
Hess�������
Jambi�
������ Merang������������
������������������
в Джакарте.
Jorawar� Singh
����� (Д. Сингх),
технический менеджер компании Halliburton��
�������������. Г-н
����������
Сингх
занимается
скважинными
инструментами, спускаемыми на канате и аспектами
проведения
исследований.
Г-н Сингх работает в компании с 2000 г., где до настояще-
го времени занимал должность главного инженера. Г-н Сингх получил образование в области
разработки электронного оборудования, закончив в 1990 г. технический университет в Индии.
После окончания университета до 2000 г. работал
в индийской национальной нефтяной компании.
Bob� Engelman
�������� (Б. Энгельман)
занимается отбором и исследованием проб скважинных
флюидов. Г-н Энгельман сотрудничает с компанией Hal����
liburton� Wireline�
��������� ��
& Perforating�
������������
Services������������������
. После окончания
механического факультета
университета Колорадо он
получил степень бакалавра. В настоящее время занимается вопросами
скважинного каротажа. В отрасли г-н Энгельман работает более 28 лет.
Mark� А.
��� Proett
������ (М. А. Проетт),
советник по научным вопросам Halliburton�
������������ Energy�
������� Servic�������
es����������������������������
. После окончания в 1980 г.
университета г. Мерилэнд он
получил степень бакалавра и
степень магистра в университете John�
����� Hopkins��
���������. Г-н
�����������
Проетт
разработал систему проведения пластовых исследований,
является обладателем 40 патентов, 36 из которых
выданы за разработку скважинных технологий.
Bob Pedigo (��������������������
Б�������������������
. Педидо�����������
�����������������
) менеджер�
��������� ������������
Halliburton
Wireline Services. Г-н
���������������������������
Педидо получил степень
бакалавра в области геологии в университете Ball�
����� State�����������������������������������
����������������������������������������
. C��������������������������������
���������������������������������
1984 г. он работает в компании
Halliburton� ���������
Wireline� �������������������������
Services�����������������
. До этого он занимался вопросами проведения скважинных
исследований на месторождениях Венесуэлы.
В Индонезии г-н Педидо работает с 2003 г.
НОВЫЕ НАЗНАЧЕНИЯ В ОТРАСЛИ
Wood� ���������������
Group����������
���������
Pressure� ��������������
Control�������
, отделение международной сервисной энергетической компании �����
John� Wood�
�����������
Group�
������
PLC������������������������
, объявила о назначении W��. ������
Denyko
(У. Денуко) на должность директора
US� Service���
����������
и L��. Boisvert
�������� (Л. Бойсверта) на
должность операционного менеджера.
Перед переходом в ��������������������
Wood� ���������������
Group����������
���������
Pressure�
Denyko
Control����������������������
м-р Денуко работал в ������������
FMC���������
на должности специалиста по обучению операциям
установки оборудования на морских сооружениях. Г-н Бойсверт работает в отрасли на
протяжении 14 лет. За время работы г-н Бойсверт занимал должности вице-президента
и генерального менеджера ����������������
Wood������������
�����������
Group������
�����
Pressure����������������������������
���������������������������
Control��������������������
. Главным директором отделения
Well� ��������
Support� ��������������������
Wood� ���������������
Group����������
���������
Pressure� ��������
Control�
Boisvert
. �������
Renfroe (Дж. Ренфрой). До рабыл назначен J���������
боты в компании Wood�
��������������������
���������������
Group����������
��������� Control�������������
Pressure�
�������� г-н
������������
Ренфрой
30 лет проработал в Halliburton�
������������.
J��. Lindsay
������� (Дж. Линдси) вице-президент американского и международного отделений ����������
Helmerich� ��
& ���������
Payne����
In���
ternational����������
���������
Drilling� ������������������������������������
Co����������������������������������
. в 2008 г. был выбран председателем Международной ассоциации буровых подрядчиков
(��������������
International� ������������
Association� ������������
of����������
���������
Drilling� ���������������������
Contractors����������
– IADC���
�������
).
Заместителем председателя IADC��������������������
������������������������
был выбран исполнительный директор �������
Maersk� ������������
Contractors� C��. ����������
Hemmingsen
(К. Хеммингсен). Кроме того, на различные должности
����� (Ф. Райдер) – казначей,
были следующие лица. P��. Rider
Hunt (Л. Хант) – президент, B��. �����
Petty (Б. Петти) – спеL��. ����
������� (Д. Рассел)
циалист по делопроизводству, D��. Russell
����� (Т. Юран) – руководитель
– вице-президент, T��. Juran
Richards (С. Ричардс) – серморскими операциями, S��. ��������
висные службы.
D��. �������
Silver� (Д. Силвер) начал работать в компании �����
Fullbright� &
�� Jaworski�������������������������������������
���������������������������������������������
LLP���������������������������������
������������������������������������
в Дубаи, где представляет корпоративных клиентов Персидского залива и прилегающих
регионов. Руководителем проектов по Ближнему Восто������� (Д. Морони). Советником
ку был назначен D��. Moroney
по финансовым, корпоративным и другим вопросам
������ (Л. Гуард).
была назначена L��. Guard�
Компания Lufkin����������������������������
����������������������������������
Industries�����������������
���������������������������
, Inc������������
���������������
. назначила M��. E��
���. �����
Crews
(М. Креуза) на должность вице-президента и генерального менеджера отдела компании �������������������
OilField� ����������
Division��.
М-р Креуз более 29 лет работает в области добычи нефти, а также разработки сервисного оборудования.
М-р Креуз пришел в компанию Lufkin���������������������
���������������������������
Industries����������
��������������������
, Inc�����
��������
. из
Cameron International Corp.
44
Компания ����������
BreitBurn� �����������������������������
Energy�����������������������
Partners��������������
����������������������
L������������
�������������
.�����������
P����������
. назначиL��. �����
Pease (���������������������������������
M��������������������������������
. Пиза) операционным директором
ла Mark� ���
компании в офисе в Хьюстоне. М-р Пиз более 27 лет сотрудничал с компанией ��������������������������������
Anadarko������������������������
�����������������������
Petroleum��������������
, где занимал
должность вице-президента отдела North�
������ Ame-rica�
��������� E���
����
&��
P�.
№7 • июль 2008
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: RMOTC
УНИКАЛЬНЫЙ
МЕТОД ИЗВЛЕЧЕНИЯ
НЕФТЯНЫХ ПАРОВ
D. Doyle, Rocky Mountain Oilfield Testing Center; K. Shurtleff, Mountain West Energy
Для извлечения нефти из традиционных нефтеносных пластов и нефтеносных сланцев был предложен инновационный метод, который может помочь преодолеть многие технологические барьеры
Компания ���������
Mounting� �����
West� ���
En� нефть. Однако 66 % потребляе� ных сланцев был применен метод
ergy� (�����
������
MWE��) �����������������
предложила иссле� мой в 2005 г. в США нефти было гидроразрыва. В скважину была
довать, разработать и продемонс� импортировано. Последний пик спущена специальная колонна
трировать метод извлечения пара добычи нефти в США был заре� для нагнетания природного газа
(��������
in������
-�����
situ� ������
vapor� �����������
extraction� ��
– �����
IVE��) ����
для гистрирован в 1971 г., отчасти в пласт. По мере попадания газа
преодоления
технологических из-за того, что с тех пор не было в пласт повышалось давление и
барьеров, характерных для мето� предложено достаточно эффек� температура, что способствовало
дов повышения нефтеотдачи (���
en� тивного решения для повышения нагреву сланцев до температуры
hanced� ����
oil����������
���������
recovery� ��
– �����
EOR��) ��
и ���
су� нефтеотдачи.
пиролиза и снижению проникно�
хой перегонки горючих сланцев.
вения воды.
Метод ��������
IVE�����
был �����������
разработан ����
MWE� IVE�������
-МЕТОД
В результате нефть, газ и во�
в партнерстве с ������
Rocky� ���������
Mountain� ПОВЫШЕНИЯ ОТДАЧИ
дяной пар поднимаются на по�
Oilfield� ��������
Testing� �������
Center� ��������
(�������
RMOTC��) ИЗ НЕФТЕНОСНЫХ
верхность пласта, где выносятся
с целью демонстрации на мес� ПЕСЧАНИКОВ
в потоке на поверхность по меж�
торождении Типот Доум, распо�
Конечная цель проекта IVE����
�������
за� трубному пространству. Пакеры,
ложенном недалеко от г. Каспер ключается в разработке обшир� расположенные между обсадной
(Вайоминг). Реализация проекта ных ресурсов нефти, залегающих и эксплуатационной колонной,
должна была начаться уже весной в нефтеносных сланцах на западе изолируют нагнетаемый газ со
2008 г.
США. Процесс IVE��������������
�����������������
-добычи из не� дна скважины от газа, отбирае�
IVE��������������
представляет собой
������ ус�
��� фтеносных сланцев в упрощен� мого на поверхности скважины.
коренный процесс добычи (по ном виде представлен на рис. 1. Нефтяные и водяные пары кон�
сравнению с традиционным) за На одной из скважин, пробурен� денсируются обратно в жидкость
счет химической реакции испа� ных в нефтеносных песчаниках, и отделяются от газа непосредс�
рения сырой нефти непосредст- использовался традиционных ме� твенно на поверхности. Газ вновь
венно под землей. Однофазный тод. Скважина была пробурена и сжимается, нагревается и нагне�
отбор газа из отдельной сква� зацементирована. Для повыше� тается в скважину для продолже�
жины (в соответствии с методом ния проницаемости нефтенос� ния процесса.
MWE��) является
�����������������
абсолют�
но новым решением для
ТЕХНИЧЕСКИЕ
Компрессор
нефтяной отрасли. Эф�
ЗАДАЧИ
фективность метода IVE�
����
Для разработки про�
Нагреватель
для ����
EOR� ��������������
(повышения от�
цесса
����
IVE� ����
MWE� �������
сформу�
Газ
Сепаратор
дачи продукта) составля�
лировала следующие тех�
Конденсатор
ет более 80 %. Метод IVE�
����
нические задачи.
Нефть
может повысить нефте�
• Лабораторное
������������� �������
регули�
Нагнетательная/
отдачу из традиционных
рование градусности API�
����
эксплуатационная
Вода
скважина
нефтеносных пластов и
добываемой из нефтенос�
сделать процесс испаре�
ных сланцев нефти пред�
ния нефти и извлечение
ставляет собой функцию
нефтяных паров из нефIVE������������
-параметров ����������
(скорость
теносных сланцев тех�
отбора газа, температура,
Газовые пузырьки
нически и экономически
давление и состав).
Нефтеносный пласт
осуществимым.
• Определение
�����������������
в ис�
Из общего объема
следовательском центре
энергоресурсов, потреб�
при университете Юты
ляемых в США в 2005 г., Рис. 1. Упрощенное схематическое изображение процесса IVE (����������
Petroleum����������
research�
��������� center�
�������
более 40 % составляет
– ������
PERC��) ����������������
растворимости и
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2008
45
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: RMOTC
мобильности природного газа в
ДЕМОНСТРАЦИЯ
нефтеносных песчаниках, как
IVE�����������
-ПРОЦЕССА,
функции давления и темпера�
РАЗРАБОТАННОГО ДЛЯ EOR
���
туры.
После разработки конст• Определение механичес�
рукции, сборки и испытания
ких характеристик нефтенос�
системы следующим шагом
ных сланцев при помощи ис�
является демонстрация ����
IVE�следования интервалов грин
процесса для �����������
EOR��������
. Место�
ривер, парашют грик и маха�
рождение нефти Типот Доум
гони и подготовка плана гидро�
(управляемое RMOTC�����
����������
под
разрыва.
контролем DOE��
�����) �����������
было выбра�
• Разработка
����������� совместно
������������с
но испытательной площадкой.
PERC���������������������
компьютерной модели
Испытания будут проводить�
нефтеносного пласта и моде�
ся поэтапно в зависимости от
лирование конструкции сква�
результатов. Данные, собран�
жины и IVE����������
�������������
-процесса.
ные в ходе проведения ����
IVE�• Разработка,
������������ создание
��������������
и ис�
испытаний, очень важны с
пытание оборудования, пред�
точки зрения эффективности
назначенного для IVE��������
�����������
-процес�
IVE�������������������������
-процесса на нефтеносных
са.
сланцах. На первом этапе ис�
• Демонстрация
������������� (под
����� руко�
�����
пытаний ставятся следующие
водством Министерства энер�
цели.
гетики – �����
DOE��) �������������
IVE����������
-процесса
• В
�����������
процессе добычи
�����������
гео�
непосредственно на скважине Рис. 2. Лабораторная система для проведения
метрия потока обеспечит как
в пласте шеннон на месторож� исследований
горизонтальный, так и верти�
дении Типот Доум.
кальный отбор продукта.
• Демонстрация
������������� IVE��������
�����������
-процес� лением обратно в компрессор газ
• Подбор
���������������������
инструмента и сбор
�����
са на месторождении в процессе проходит через распределитель� данных корректируются в соот�
добычи нефти из нефтеносных ный клапан и два дополнительных ветствии с поставленной задачей.
сланцев.
конденсатора с охлаждающей во�
• ���������������������������
Работа с инструментом абсо�
дой.
лютно безопасна.
СИСТЕМА
Результаты предварительно�
• �������
Данные ����������������
лабораторных ис�
ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ
го MWE���������������������
������������������������
-испытания показали, пытаний могут быть обоснованы
IVE��������������
-ЛАБОРАТОРНЫХ
что градусность API������������
���������������
изменяется повышением добычи (из пласта
ИССЛЕДОВАНИЙ
в зависимости от температуры и шеннон) нефти низкой вязкости.
Система
для
проведения интенсивности подачи природ�
На месторождении Типот Доум
IVE���������������������������
-лабораторных исследований ного газа (т.е. скорости нагрева на пласт шеннон пробурено бо�
при извлечении нефти из нефте� нефти, добываемой из нефтенос� лее 450 эксплуатационных сква�
носных сланцев используется в ных сланцев). Низкая скорость жин. Этот продуктивный пласт
Utah� Geological�
����������� Survey�
������� Core�
����� Re�
��� нагрева нефти способствует по� залегает сравнительно неглубоко
search� Center�
������� для
�����������������
получения об� вышению градусности ����������
API�������
. В на� – 250–110 фут (1 фут = 0,3048 м).
разцов (рис. 2.). На рисунке (вни� стоящее время для достижения По оценке специалистов запасы
зу) можно видеть стандартный самого высокого качества нефти нефти этого пласта составляют
компрессор, сжимающий газ при� необходим временной интервал 143 млн брл, из них добыто всего
мерно до 100 ����
psi ���
(1 ����
psi ��
= �����������
6,85 кПа)��. свыше двух часов. В результа� 11,5 млн брл. До настоящего време�
Газ поступает в компрессор через те градусность ����
API� ��������������
достигнет 21. ни нефть из этого пласта добыва�
змеевик, расположенный внут� Специалисты ставят цель отре� лась при помощи нагнетания при�
ри электронагревателя (наверху гулировать градусность API�
���� до�
��� родного газа в пласт. Отдельные
системы), где он нагревается при� бываемой нефти в пределах 30. участки пласта стимулировались
мерно до 450 °C������������������
. Газ под высоким Более низкий показатель будет при помощи нагнетания пара и
давлением и при высокой темпе� способствовать повышению ка� природного газа. Все первичные и
ратуре нагнетается в нижнюю чества добываемой нефти и это вторичные методы добычи и тех�
камеру реактора, где насыщает может положительно повлиять нология �����������������
EOR��������������
, применяемые ����
для
куски нефтеносного сланца. Газ на повышение экономической пласта шеннон, были сфокусиро�
поднимается наверх через не� привлекательности проекта. Для ваны на добыче флюидов и мно�
фтеносный сланец и поступает в определения оптимальных пара� гофазной добыче. Добыча газовой
верхнюю камеру, оттуда направ� метров добычи и достижения не� фазы из этого пласта может обес�
ляется по конденсационному зме� обходимой градусности API����
�������
пе� печить большую эффективность.
евику. Сконденсированная нефть ред демонстрацией �������������
IVE����������
-процесса
Метод ��������������������
IVE�����������������
имеет значитель�
поступает в стальной цилиндр со необходимы дополнительные ла� ные преимущества с точки зре�
стороны камеры. Перед поступ� бораторные испытания.
ния применения ��������
EOR�����
при добыче
�������
46
№7 • июль 2008
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: RMOTC
из традиционных пластов. Напри�
мер, по сравнению с другими ме�
тодами �����������������
IVE��������������
представляет ������
собой
наиболее эффективную техно�
логию при добыче нефти низкой
вязкости. В то же время это инно�
вационная технология �������
EOR����
за счет
�����
испарения нефти, мобильность
пластовых флюидов значительно
выше при наличии газа по сравне�
нию с нефтью. Соответственно,
интенсивность добычи газа будет
значительно выше, особенно при
применении ���������������������
IVE������������������
-метода. В процес�
се традиционной добычи нефти,
капиллярные силы между жидкой
нефтью и пластовой породой бу�
дут препятствовать извлечению
нефти из пласта. С применением
IVE��������������������
-метода капиллярные силы
��������
ос�
лабевают, по этой причине отбор
нефти упрощается. Из этого мож�
но сделать вывод, что теоретичес�
ки можно достигнуть 100-процен�
тной эффективности метода IVE��
�����.
Успешная разработка технологии
IVE�������
может способствовать
��������������� увели�
������
чению добычи нефти вдвое.
Пласт шеннон на месторож�
дении нефти Типот Доум был вы�
бран для проведения испытаний по
ряду причин. Термический метод
EOR� уже
���� достаточно
����������� распростра�
�����������
нен. Разведочная скважина, была
пробурена в центре зоны, где уже
проводились EOR��������������
�����������������
-операции при
помощи паровых генераторов.
Геология региона была также
четко определена. История до�
бычи подтвердила изоляцию раз�
ведочной скважины от зоны на�
гнетания. Неглубокое залегание
пласта шеннон влияло на сниже�
ние затрат на проведение первого
этапа исследований.
Высокое содержание парафи�
на в сырой нефти, добываемой из
пласта шеннон, повлияло на вы�
бор этой скважины для проведе�
ния первого этапа исследований.
Компания планировала иниции�
ровать значительное нагревание
пластовой нефти. В результате по�
лучили нефть с низким содержа�
нием парафина и свободный при�
родный газ. Несмотря на то, что
это не было конверсией керогена
нефтеносных сланцев, конверсия
нефти пласта шеннон продемонс�
трировала, что процесс разжиже�
ния нефти произошел.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
СН4 + нефть 50 °С СН + нефть 100 °С
4
130 psi 6300 фут3/м 1300
psi 630 фут3/м
Хранилище газа/
буферного раствора
Газопровод
Газовый
компрессор
Нефтехранилище,
100–200 брл
Хранилище для воды,
500–1000 гал/сут
Трехфазный
сепаратор
Оребренный
лопастный
конденсатор
СН4 + нефть 50 °С
130 psi 6300 фут3/м
СН4 + нефть 150 °С
1300 psi 630 фут3/м
Газовый
нагреватель
Теплообменник
Проточный
редукционный
клапан
Композиционная
печь СН4 110 фут3/м
1,74 МВт
СН4 + пар 150 °С
130 psi 6300 фут3/м
СН4 + пар 200 °С
1300 psi 630 фут3/м
Извлечение
СН4 + 400 °С
1300 psi
630 фут3/м
Нагнетание
Рис. 3. Схематическое изображение IVE-оборудования
ДЕМОНСТРАЦИЯ
IVE�����������
-ПРОЦЕССА,
РАЗРАБОТАННОГО
ДЛЯ НЕФТЕНОСНЫХ СЛАНЦЕВ
Заключительный этап проекта
продемонстрировал эффектив�
ность применения новой техно�
логии на нефтеносных сланцах.
Для проведения демонстраци�
онного применения техноло�
гии было выделено 880 акров
(1 акр = 4046,86 м2) в басс. Юин�
та (Юта). По оценкам Геологи�
ческой службы США (���
US� Geology�
��������
Survey� –
�� ������
USGS��) ��������������
запасы продук�
тивного пласта махагони (толщи�
ной 100 фут) составляют 180 тыс.
брл/акр. После проведения каро�
тажных исследований компания
подтвердила результаты оценки.
Если за год при помощи
IVE���������������������������
-процесса можно нагреть по�
ловину нефти, содержащейся на
площади 0,72 акра (в нефтенос�
ном сланцевом интервале маха�
гони), до температуры 350 °С, то
на завершающем этапе проекта
на этой площади можно будет до�
быть дополнительно 60 тыс. брл.
Однако на первом этапе проекта
компания не планирует достичь
такого результата (специалис�
ты были бы удовлетворены эф�
фективностью 50 %). Результаты
операции (��������
In������
-�����
situ� Conversion�
����������� Pro�
����
cess� –
�� ICP��
�����) показали
��������� увеличение
�����������
добычи всего на 1500 брл на ин�
тервале 25–30 фут. Целью этого
этапа – увеличение добычи на
12 тыс. брл на одной скважине
(10 % эффективности). Достиже�
ние такого результата на первом
№7 • июль 2008
этапе подтвердило эффектив�
ность ������������������������
IVE���������������������
-процесса и необходи�
мость проведения дальнейшей
модернизации.
ПОЛНОМАСШТАБНОЕ
ИСПЫТАНИЕ
IVE��������
-СИСТЕМЫ
Для проведения полномасш�
табных испытаний потребова�
лась предварительная разработка
IVE���������������������������
-системы, в которой исполь�
зовались отдельные узлы обо�
рудования (рис. 3). Однако это
оборудование не может быть сов�
мещено, как показано на рисунке.
Усовершенствованные техноло�
гии интеграции будут способство�
вать повышению отдачи нефти и
природного газа. Например, на�
гревание сжатого газа до 400 °С и
более связано со значительными
проблемами. В результате может
произойти утечка газа и возго�
рание. Соответственно, система
должна быть более безопасной и
надежной, включая определение
утечек и автоматическое отклю�
чение.
Автоматический сбор опе�
ративных данных необходим.
Хотя этот метод сбора информа�
ции не является общепринятой
практикой. Еще одним уникаль�
ным оборудованием IVE�������
����������
-систе�
мы является теплообменник для
нагревания газа, поступающего
из эксплуатационной в нагнета�
тельную скважину. Теплообмен�
ник может также использоваться
для поддержания температуры
нагретого газа, поступающего
47
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: RMOTC
из истощенной скважины и пос�
ледующего транспортирования
его в нагнетательную скважину.
Это очень важный узел системы,
способствующий снижению за�
трат на проведение �����������
IVE��������
-процес�
са. Технической задачей этого
этапа проекта стало завершение
планирования интегрированной
конструкции, специальных уз�
лов, всей системы, а также ее ис�
пытание.
ПРЕИМУЩЕСТВА
IVE��������
-СИСТЕМЫ
По сравнению с другими тех�
нологиями ���������������������
IVE������������������
-система способствует преодолению технических
и экономических барьеров. Как
подтвердили специалисты ком�
пании Equity�
������� Oil���
���� и
�� Chevron�������
��������������
нагне�
тание горячего газа в нефтенос�
ные сланцы (с целью повышения
нефтеотдачи) представляет со�
бой совершенно новую техно�
логию. Однако использование
только газовой фазы для извле�
чения нефтяных паров является
абсолютно уникальной техноло�
гией, в результате применения
которой получалось две фазы
(газ и жидкость). Газовая фаза
IVE�������������������������
-процесса возможна благо�
даря инновационному решению
– интервал добычи расположен
выше интервала нагнетания. Это
расположение необходимо для
поддержания низкой плотности
газа.
Использование одной сква�
жины для испытания новой тех�
нологии является оригинальным
решением. При испытании любой
другой технологии нагнетания
газа используются две или более
скважин. Кроме того, интервалы
добычи и нагнетания изолируют�
ся. При использовании ��������
IVE�����
-тех�
нологии конфигурацией скважи�
ны предусмотрены многофазные
условия в процессе добычи. При
использовании IVE������������
���������������
-технологии
для добычи нефти из нефтенос�
ных сланцев на площади 10 акров
необходимо пробурить 14 сква�
жин.
IVE����������������������
-технология
перегонки
обеспечивает и другие преиму�
щества. Во-первых, конвекцион�
ное нагревание осуществляется
быстрее, чем кондуктивное. Сжа�
48
тый природный газ является пре�
восходным передатчиком тепла;
растворимость природного газа в
сланцах выше, чем других газов,
таких как двуокись углерода или
двуокись азота. Кроме того, при�
родный газа является не очень
дорогим источником и может
использоваться в нефтеносных
сланцах и других нефтеносных
пластах США, особенно, если
учесть ограничения по выбросам
СО2. Поскольку нагретый природ�
ный газ абсорбируется в сланцах,
он эффективно передает тепло,
что в значительной степени влия�
ет на повышение объемов добычи
нефти.
В процессе пиролиза природ�
ный газ «забирает» пар, «остав�
ляя» более тяжелые нефтяные
компоненты. Если испаряющие�
ся компоненты не «забираются»
они продолжают реагировать, в
результате чего образуется ме�
тан. Компания надеется конт�
ролировать качество и объемы
добываемой нефти при помощи
регулирования скорости отбора
природного газа, температуры
и давления. Кроме того, природ�
ный газ добывается в процессе
пиролиза керогена. Если исполь�
зовать другой вид газа, такого
как СО2 (с низком БТЕ), в кото�
ром природный газ присутству�
ет только в качестве примеси,
перед повторным использова�
нием этот газ будет сепариро�
ваться. Природный газ можно
сжигать для выделения тепла и
рециркуляции. Кроме того, ре�
циркуляция природного газа в
значительной степени влияет на
снижение вред, причиняемого
окружающей среде.
ТЕХНИЧЕСКИЕ
БАРЬЕРЫ И РИСКИ
Одним из наиболее важных
технических барьеров в ходе ре�
ализации ����������������������
IVE�������������������
-технологии на мес�
торождении является определе�
ние объемов нагреваемой нефти
в отдельной скважине. Если бы
IVE�������������������������
-процесс заключался в на�
гревании только незначительной
площади вокруг скважины, эко�
номическая жизнеспособность
была бы достигнута. Одной из
причин, по которой природный
газ был выбран для переноса
тепла является то, что он раство�
рим в сланцах. Высокая раство�
римость этого газа в нефтенос�
ных сланцах влияет на хорошую
распределяемость вокруг сква�
жины. Нагретый газ, абсорби�
руемый сланцами, эффективно
распределяет тепло. Высокая
растворимость природного газа
в нефтеносных сланцах влияет
на нагревание большей площади
вокруг скважины.
Для сравнения, при нагнетании
в нефтеносные сланцы нагретого
СО2 процесс перегонки аналоги�
чен стандартному заводнению
нефтеносного пласта. Однако
СО2 нерастворим в нефтеносных
сланцах, это означает невозмож�
ность эффективного нагревания
интервала между горизонталь�
ными интервалами нагнетания и
добычи. Технической задачей на
этом этапе проекта станет опреде�
ление растворимости природного
газа в нефтеносных сланцах, как
функции температуры и давле�
ния.
Для повышения добычи нефти,
может быть, необходимо произ�
вести гидроразрыв пласта. Гидро�
разрыв пласта является общепри�
нятой и широко применяемой на
газовых и нефтяных скважинах
технологией. Однако гидрораз�
рыв не может быть использован
до тех пор, пока не будут опреде�
лены механические свойства нефтеносных сланцев. Контракт на
проведение таких исследований
был подписан с геологической
службой Юты (������
USGS��
).
Традиционный гидроразрыв
обычно используется в слабых по�
родах. Хотя этот метод влияет на
повышение добычи при помощи
IVE����������������
-процесса можно достигнуть
�����������
лучших результатов без агрессив�
ного воздействия на пласт.
Данные о растворимости и мо�
бильности используются для раз�
работки компьютерной модели
пласта махагони и моделирования
IVE���������������������������
-процесса. Особые техничес�
кие задачи этого этапа проекта
заключаются в расчете динами�
ки температуры пласта и интен�
сивности добычи как функции
времени. PERC���������������
�������������������
занимается ис�
следованием этих типов моделей
№7 • июль 2008
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: RMOTC
Баррели (эквивалент)
Басс.
Шри Дивайд
Басс. Грин
Ривер
Вайоминг
Рок Спрингс
Басс.
Вошейкл
Юта
Аляска Альберта Вайоминг Юта Колорадо
Сев.склон нефтенос. угольн. нефтенос. нефтенос.
песчаники пласты сланцы сланцы
Вернал
р. Грин
Колорадо
р. Уайт
Басс. Юта
Басс.
Пайсенс
Нефтеносный
пласт навал 2
км
Райфл
р. Колорадо
Рис. 4. Нефтеносные сланцы региона Грин Ривер
пласта и расчетом термальных
многофазных потоков для проек�
тов EOR��
�����, ���������������������
добычи тяжелой нефти
и добычи нефти из нефтеносных
сланцев.
На основе данных о темпера�
туре, давлении и интенсивности
добычи было разработано семь
моделей. Профиль температуры
пласта сопоставляется с кинети�
ческим пиролизом керогена, про�
филем давления пара и расчетом
потока. Это выполнялось для под�
готовки прогноза качества нефти
и интенсивности добычи.
Техническими рисками, свя�
занными с ��������������������
IVE�����������������
-процессом можно
считать следующие факторы.
• �����������������������
Невозможность оптимиза�
ции параметров температуры,
давления и интенсивности добы�
чи газа для EOR���
������
и добычи
�������������
нефти
из нефтеносных сланцев, а также
для достижения хорошего качес�
тва нефти (30 °API��) и
������������
повышения
добычи на одной скважине на
30 брл/сут.
• ���������������
Незначительное �����������
содержание
керогена в нефтеносных сланцах
и слишком большое содержание
воды для эффективного выполне�
ния пиролиза и достижения необ�
ходимой температуры.
• �������������������������
Нерастворимость и мобиль�
ность керогена нефтеносных
сланцев и сокращение площади
вокруг IVE�������������������
����������������������
-скважины, которая
нагревается при помощи пироли�
за, и в результате снижения эф�
фективности извлечения нефти.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
• ��������������
Невозможность �����������
достижения
однофазной добычи нефти при
помощи ���������������������
IVE������������������
-процесса или воз�
никновения проблем с достиже�
нием необходимой температуры
нагревания.
• ��������������
Невозможность �����������
достижения
энергетического баланса исполь�
зования одного энергоресурса
для извлечения другого энергоре�
сурса.
ПРЕИМУЩЕСТВА
Поскольку демонстрация ����
IVE�технологии оказалась успешной
для ее внедрения и промышлен�
ного применения необходимы
крупные нефтяные компании.
Тогда в ближайшее десятилетие будет добыто дополнительно
10 млн брл нефти. Благодаря новой
стратегии, возможно, сократить�
ся зависимость США от импорти�
руемой из нестабильных регио�
нов нефти. С тех пор как началась
добыча на нефтеносных сланцах
(было выдано 94 % лицензий на
разработку региона Грин Ривер
в шт. Колорадо, Юта и Вайоминг)
налоги в Федеральную казну на
разработку ресурсов превысили
6 млн долл/сут.
ВЛИЯНИЕ
НА РАЗВИТИЕ
ОТРАСЛИ
Успешное исследование, раз�
работка и демонстрация ��������
IVE�����
-тех�
нологии в значительной степени
повлияет на развитие отрасли и
№7 • июль 2008
увеличение запасов нефти США
(рис. 4). Одним из выводов в до�
кументе ����������
Strategic� �������������
Significance�
of� America�
�������� Oil�
���� Shale�
������ Resources��
�����������,
часть 1, опубликованном �����
DOE��,
стал прогноз развития к 2011 г.
сектора добычи нефти из нефте�
носных сланцев и ее увеличение
к 2020 г. до 2 млн брл/сут. MWE�
����
прогнозирует, что такого увели�
чения добычи можно достигнуть
за 2–3 года. Компания предпола�
гает, что ���������������
IVE������������
-технология ��������
докажет
свою жизнеспособность уже к
концу 2009 г. по сравнению с дру�
гими технологиями повышения
добычи.
Добыча с каждой скважины
увеличится на 60 тыс. брл/год
или 160 брл/сут. К 2011 г. компа�
ния планирует добывать с каждой
скважины 16 тыс. брл/сут. Это
будет способствовать снижению
стоимости нефти до 300 долл/брл.
При достижении планируемой до�
бычи стоимость нефти снизится
до 15–20 долл/брл в зависимости
от эффективности добычи.
Перевел Г. Кочетков
Kevin Shurtleff (К. Шатлефф),
после окончания школы
менеджмента г. Мариотт
получил степень магистра и
степень доктора в области
физической
химии
в
университете Бригхэм. Он
является президентом и
председателем Trulite Tech�
nology and Synexus Energy и
директором Trulite, Inc. Г-н Шатлефф занимался
вопросами разработки углеводородных топлив.
Он руководил рядом проектов разработки
традиционных и нетрадиционных ресурсов.
Dave Doyle (Д. Дойл) получил
звание профессионального
инженера. Г-н Дойл более
25 лет работает в отрасли
и занимается вопросами
испытания инновационных
технологий и реализацией
проектов. В 1979 г. г-н Дойл
окончил университет г. Стэйт
Пейн. Г-н Дойл является
автором двух технических трудов и ряда статей.
49
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ОТРАСЛЕВАЯ СТАТИСТИКА
В январе 2008 г. в Китае, Бразилии и Канаде добы�
ча нефти повысилась до 86,64 млн брл/сут. Добыча в
странах, входящих в ОПЕК, включая Эквадор, в этот
период повысилась на 70 тыс. брл/сут благодаря уве�
личению добычи в Анголе и, несмотря на сокращение
добычи в Ираке и Нигерии. После диверсии на тру�
бопроводе в январе 2008 г. (в Нигерии) и сокращения
на 150 тыс. брл/сут поставок нефти с месторождения
Форкадос, компания Shell��������������������������
�������������������������������
объявила о форс-мажорных
обстоятельствах. Кроме того, в тот же период был за�
регистрирован ряд простоев на нефтеперерабатываю�
щем заводе Ирака и, соответственно, сокращение до�
бычи и экспорта. По данным EIA��������������������
���� �������������������
объемы переработки
нефти в феврале 2008 г. составили 74 млн брл/сут, что
на 60 тыс. брл/сут меньше, чем в январе. Фьючерские
цены NYMEX������������������������
������ в
�����������������������
этот период достигли 90
������������
долл/брл.
Добыча нефти в США****, тыс. брл/сут
Добыча нефти и конденсата в мире, млн брл/сут
Штат, регион
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
Страна, регион
Средняя дневная добыча за месяц
Январь 2008 г.* Январь 2007 г.**
20��
,0
744,0
16,0
665,0
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
265,0
5066,0
4322,0
Разница, %
19,0
772,0
17,0
682,0
63,0
6,0
26,0
94,0
6,0
1337,0
15,0
49,0
79,0
6,0
160,0
115,0
15,0
170,0
1324,0
51,0
161,0
26,0
5193,0
4421,0
Декабрь 2007 г.*
5,3
–3,6
–5,9
–2,5
–17,5
0,0
0,0
11,7
33,3
–1,3
6,7
14,3
13,9
16,7
–1,3
9,6
0,0
0,0
–6,0
0,0
–9,9
0,0
–2,4
–2,2
19,0
771,0
6,0
656,0
48,0
5,0
25,0
103,0
9,0
1331,0
16,0
54,0
90,0
6,0
157,0
122,0
16,0
171,0
1266,0
50,0
143,0
25,0
5069,0
4318,0
* Оценка API.
** Данные DOE за 10 месяцев.
*** Включая Аризону, Индиану Миссури, Неваду, Нью Йорк, Пенсильванию, Южную Дакоту, Теннеси, Виргинию и Западную Виргинию.
**** Включая добычу конденсата.
Число буровых установок для капитального ремонта в США*
Регион
Техас, Мексиканский залив
Арклатекс
Восточный регион США
Южная Луизиана
Центральная часть США
Западный Техас/Пермский басс.
Скалистые горы
Западное побережье Аляски
Всего в США
Канада
Январь 2008 г.
197
194
83
67
449
766
334
376
2476
729
2007 г.
Изменение, %
Декабрь Ноябрь Январь По месяцам По годам
190
189
81
62
418
766
334
380
2420
617
204
187
78
58
434
750
349
348
2408
627
187
159
71
46
424
720
366
334
2307
836
–6,9
1,1
3,8
6,9
–3,7
2,1
–4,3
9,2
2,3
18,2
1,6
18,9
14,1
34,8
–1,4
6,4
–8,7
13,8
7,3
–12,8
Источник: Baker Hughes Inc.
* Включая работы по извлечению труб из скважин, за исключением скважин глубиной менее 1500 фут.
Цены на природный газ, долл/тыс. фут3
12 месяцев
Действительные данные
Источник: The Gas Price Report
50
Саудовская Аравия
Иран
Ирак
ОАЭ
Кувейт
Нейтральная зона
Катар
Ангола
Нигерия
Ливия
Алжир
Эквадор
Венесуэла
Индонезия
Природный газоконденсат и конденсат
Всего в ОПЕК
Январь 2008 г. Декабрь 200����
7���г. Август 2007 г. Август 2006 г.
Страны ОПЕК*
8,86
3,93
2,23
2,59
2,28
0,58
0,75
1,80
2,07
1,77
1,40
0,50
2,44
0,83
4,96
36,99
8,81
3,93
2,35
2,54
2,26
0,58
0,80
1,69
2,16
1,75
1,40
0,50
2,43
0,84
4,88
36,92
8,48
3,97
2,09
2,51
2,18
0,56
0,80
1,61
2,14
1,71
1,36
0,50
2,39
0,84
4,82
35,94
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
США
Мексика
Канада
Великобритания
Норвегия
Европа – другие
Австралия
Страны тихоокеанского бассейна
Всего
7,43
3,44
3,31
1,67
2,54
0,72
0,58
0,11
19,80
7,51
3,33
3,19
1,64
2,53
0,72
0,62
0,11
19,65
7,47
3,48
3,31
1,66
2,56
0,73
0,55
0,08
19,84
7,34
3,68
3,19
1,66
2,78
0,74
0,53
0,05
19,97
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
12,79
3,80
0,80
0,82
1,13
0,13
2,29
0,75
0,55
0,43
0,70
0,38
0,32
0,63
0,23
1,99
27,74
2,11
86,54
12,73
3,60
0,80
0,82
1,14
0,13
2,17
0,76
0,55
0,43
0,7�0
0,38
0,32
0,63
0,23
1,93
27,32
2,11
86,00
12,76
3,73
0,76
0,81
1,11
0,13
2,14
0,76
0,53
0,39
0,71
0,39
0,34
0,63
0,23
1,88
27,30
2,07
85,15
11,25
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, входящие в организацию экономического содружества**
Страны, не входящие в ОПЕК*
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
Западно-техасская
Смесь Брент
Арабская легкая
Источник:DOE
№7 • июль 2008
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Число буровых установок для капитального Число буровых установок вращательного
ремонта
бурения в мире в целом
Источник: Baker Hughes Inc. и M-I-SWACO.
Источник: Weatherford.
Число буровых установок вращательного бурения в мире в целом
Январь 2008 г.
Наземные Морские
Страна, регион
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
358
29
6
5
0
0
2
1
15
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
1193
Декабрь 2007 г.
Наземные Морские
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
358
26
4
4
0
0
2
2
14
233
9
51
53
65
19
5
31
121
29
39
14
2
24
13
294
87
21
40
68
58
20
146
10
0
55
44
0
7
19
3
0
8
1178
2
46
1
1
2
19
0
20
3
35
4
7
0
11
0
0
13
27
0
11
1
7
0
8
76
0
25
0
30
13
8
114
11
22
29
22
11
0
0
8
4
7
300
Январь 2007 г.
Наземные Морские
565
22
5
3
1
0
2
1
10
230
9
46
40
72
24
4
35
114
24
35
12
3
27
13
265
85
16
24
57
55
28
138
10
0
54
33
0
8
20
3
0
10
1334
4
48
0
0
4
16
0
23
5
27
5
8
0
6
0
0
8
26
0
9
1
6
0
10
70
0
20
0
27
18
5
113
11
18
32
16
14
3
0
9
4
6
288
Источник: Baker Hughes Inc.
* Нет данных по Ираку.
Морские буровые установки в мире в целом
Мексиканский залив Европа/Средиземное море
В мире в целом
Мобильные Платформы Мобильные Платформы* Мобильные Платформы*
Январь 2008 г.
Всего буровых установок
2007 г.
Аренда по контракту
2007 г.
Коэффициент использования
буровых установок, %
2007 г.
125
138
96
117
56
55
30
24
102
100
102
99
107
108
107
107
67�6
656
606
607
29�5
283
242
233
76,8
53,6
100,0
100,0
88,8
82,0
84,�7
4���
3��
,6
9���
9��
,0
99,1
92,�5
82,3
Источник: ODC-Petrodata Weekly Mobile Offshore Rig Count.
* Корректированные данные.
Регионы
Февраль 2008
Скалистые горы
Центральный район
Югозапад
Мексиканский залив
Морские участки
Другие
Всего
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Е
Х
Н
О
Л
Январь 2008 г.
11
25
10
0
16
6
76
Источник: IHS Energy.
О
Г
И
И
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
№7 • июль 2008
6
26
9
10
15
10
76
Февраль 2007 г.
8
18
11
10
8
9
64
Январь
2008 г.
2007 г.
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
5
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
Декабрь
2007 г.
5
4
0
1
6
6
0
28
36
32
4
88
0
11
10
194
53
20
46
68
2
15
18
0
1
92
11
34
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
5
5
0
0
9
9
0
45
37
35
2
109
0
15
8
159
58
27
27
48
1
11
10
0
3
74
1
51
13
198
19
0
6
884
12
2
18
35
74
85
185
120
39
59
116
25
46
69
37
36
70
7
62
1811
Разница, %,
Январь 2008 г. Январь 2007 г.
–40б0
–25,0
–
–100,0
16��
,7
16,7
–
60,7
13,9
21,9
–50,0
13,6
–
27,3
–20,0
–����
23,2
–���
1,9
10,0
–����
41,3
–29,4
–50,0
–33,3
–33,3
–
300,0
–23,9
–54,5
41,2
37,5
6,1
33,3
–
200,0
10,0
0,0
0,0
–���
5,9
32,0
15,3
–6,3
34,3
–���
4,1
–����
19,5
20,9
17,6
–����
20,0
21,1
9,4
–19,1
14,8
–20,4
20,0
–31,0
2,1
Источник: Baker Hughes Inc.
Геофизическая активность в мире в целом
Регионы
Геофизическая активность в США
Т
Число буровых установок вращательного
бурения в США
Африка
Канада
Страны бывшего СССР
Европа
Дальний Восток*
Ближний Восток
Латинская Америка
США
Всего
Февраль 2008 г.
58
25
48
21
58
23
32
76
341
Январь 2008 г.
Февраль 2007
58
23
41
21
42
15
29
76
305
48
22
40
11
35
17
24
64
261
Источник: IHS Energy.
* Включая Китай.
51
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATERTECHNOLOGY
РЕШЕНИЕ НТНР–ПРОБЛЕМ
БЛАГОДАРЯ
ИННОВАЦИОННОМУ
ИНСТРУМЕНТУ
J. Clemens, Halliburton и�
�� L. F. Rivas, Chevron
Экономически выгодный спуск на канате забойных пакеров обеспечивает значительную экономию
затрат в глубоководный проект Tahiti компании Chevron
Проект Tahiti�
������� в
�� Мексиканс�
����������
ком заливе связан с разработкой
глубокозалегающей залежи с вы�
соким пластовым давлением, что
связано с определенными трудно�
стями (рис. 1). Оператором проек�
та выступает компания Chevron��
���������,
доля которой составляет 58 %, а
доля компаний-партнеров Statoil�
��������
и ������
Total� ������������
составляет, соответствен�
�������������
но, 25 и 17 %. Месторождение
Таити расположено примерно в
100 милях (1миля = 1,609 км) юж�
нее Луизианы в водах глубиной
4100 фут (1 фут = 0,3048 м), при�
чем основной продуктивный го�
ризонт залегает на глубине около
26 000 фут (рис. 2).
На этой площади компа�
ния ����������������������
Chevron���������������
успешно закон�
чила разведочную скважину,
и в свое время это была самая
глубокая опробованная сква�
жина в Мексиканском заливе.
Забойное давление составляет
около 20 000 фунт/дюйм2; добы�
ча на скважинах составляет в
среднем 25 000 брл/сут нефти.
Компании-партнеры хотели найти альтернативу традиционно�
му способу установки забой�
ных пакеров в таких глубоких
скважинах при помощи труб и
обратились с этой проблемой к
компании Halliburton���������
��������������������
. Обычно
установка забойного пакера та�
ким способом на глубине около
25 000 фут занимает 48 ч.
Учитывая высокие ставки за
аренду буровой установки, ком�
пания ��������
Chevron� �������
искала �������
альтер�
нативу традиционному способу
установки пакеров с помощью
труб. С учетом того, что на пер�
52
Штормы и ураганы
Уровень моря
Кольцевые и вихревые
течения вызывают колебания и
перемещения бурильной колонны
Мексиканский залив
Отложения
Купол
аллохтонной соли
Непредвиденные
приповерхностные газовые
пропластки с высоким давлением
Купол подвижной, текучей,
растворимой соли толщиной
10 000 фут с непредвиденными
прослоями захваченных
отложений
Подошва солевых отложений –
быстрые перепады давления
Верхнетретичные
отложения
Нижнетретичные
отложения
Автохтонная соль
Фундамент
Зоны низких давлений, которые
являются причиной потери
циркуляции – поглощения промывочной
жидкости
Глубокозалегающая залежь с
высоким давлением, температурой
и невысокими естественными
фильтрационными характеристиками
Рис. 1. Технические трудности в районе месторождения Таити многочисленны и
разнообразны
Скважинаоткрывательница
Оценочная
Разведочная
Северный центр
эксплуатационного
бурения
Основные проекты
Южный центр
эксплуатационного
бурения
Рис. 2. Площадь Таити расположена примерно в 100 милях южнее Луизианы в водах
глубиной 4100 фут
вом этапе проекта Tahiti�
������� необхо�
�������
димо было закончить пять сква�
жин, экономию затрат можно
было умножить на пять (при ис�
пользовании канатного спуска
оборудования).
№7 • июль 2008
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATERTECHNOLOGY
Рабочий предел по гидростати�
ческому давлению для обычных
канатных посадочных инстру�
ментов взрывного типа оказался
ниже 20 000 фунт/дюйм2 (забой�
ное давление скважин проекта
Tahiti���
). Вопрос
������������������
заключался в
�� том,
�����
существует ли надежный способ
спуска забойных пакеров при по�
мощи каната при очень высоких
давлениях и температурах. Ус�
тановку пакера в первой закон�
ченной бурением скважине проекта Tahiti�
������� наметили
��������� на
��� сентябрь
���������
2006 г.
Во всех скважинах место�
рождения планировалось ус�
тановка забойного пакера в
нижней части, в которой раз�
мещается
противопесочный
фильтр нижнего интервала.
Поскольку при таких глубинах
и давлениях для установки за�
бойных пакеров, мостовых про�
бок и цементировочных паке�
ров нельзя было использовать
традиционные посадочные инс�
трументы, единственным способом установки этих инстру�
ментов были трубы. Спуск и ус�
тановка инструментов при по�
мощи рабочей колонны заняла
бы, как минимум, двое суток.
Для спуска забойного пакера
при помощи каната сервисная
компания предложила исполь�
зовать скважинный исполни�
тельный механизм (���������
downhole�
power� �����
unit� ��
– �����
DPU��) ��
– ��������
электро�
механический посадочный инс�
трумент. Для размещения ����
DPU�
было предложено задействовать
канатные подъемники, которые
имелись на полупогружных бу�
ровых установках пятого поко�
ления Cajun� �������
Express и Discovery�
Deep� Seas,
���� оснащенных систе�
мой динамического позицио�
нирования и способных вести
бурение до глубины 35 000 фут.
Владельцем установок является
компания Transocean�
�����������.
Поскольку в результате ис�
следования выяснилось, что при
имеющихся глубинах и давлени�
ях установка забойного пакера
при помощи традиционных ка�
натных посадочных инструмен�
тов невозможна, компании ре�
шили провести аттестационное
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Соединение с канатом
Локатор муфт
Электродвигатель
Линейный привод
Переходник
Рис. 3. DPU является электромеханическим посадочным инструментом,
применяемым для установки забойного
пакера при помощи каната
испытание DPU�������������
����������������
при высоких
давлениях.
DPU����������������������
применяется для уста�
новки ствольных герметизирую�
щих устройств более десяти лет.
Электроэнергия к DPU��������
�����������
подает�
ся по электрокабелю от наземного источника питания посто�
янного тока. Данный инструмент
рассчитан на давление смятия
20 000 фунт/дюйм2, температуру
200 °С (400 °F�����������
) и усилие сдвига
�������
60 000 фунт (1 фунт = 0,453 кг).
Максимальный
эффективный
ход посадки составляет 8,75”, как
и для большинства канатных по�
садочных инструментов взрыв�
ного типа.
Поскольку DPU����������
�������������
представ�
ляет собой электромеханический инструмент, усилие сдви�
га 60 000 фунт обеспечивается в
течение всего посадочного хода.
Расчет конструкции ������
DPU���
и ана�
����
лиз конечных элементов показа�
ли, что работа DPU�
���� ��
в ����������
условиях,
существующих на забое скважин
месторождения Таити, будет про�
ходить в допустимых техничес�
ких пределах.
В скважине на глубине
26 500 фут (при забойном давле�
нии 20 400 фунт/дюйм2, темпе�
ратуре 200 °F��������������������
, и жидкости для за�
№7 • июль 2008
канчивания скважин плотностью
14,8 фунт/галл) необходимо было
установить забойный пакер диа�
метром 9 7/8”. Кроме того, при�
шлось обеспечить усилие сдвига
55 600–63 840 фунт-сила. Для
уравновешивания забойного дав�
ления при перфорировании сква�
жины после установки забойного
пакера потребовалась утяжелен�
ная жидкость с добавлением ������
ZnBr��.
DPU��, имеющий
�������� нижнее
��������������
резьбо�
вое соединение, имитирует обыч�
ный посадочный комплект, кото�
рый совместим с соединениями
забойного пакера и требуемой
длиной хода.
Поскольку давление в сква�
жине очень высокое, для под�
тверждения надежной работы
DPU���������������������������
была предложена программа
испытаний. Условия в скважине
вызывали опасения, к числу ко�
торых относилось высокое гид�
ростатическое давление, утечки
в кольцевом уплотнении, утечки
в уплотнении рабочего штока и
чрезмерный электрический ток
из-за сжатия уплотнения на рабо�
чем штоке.
Серьезное беспокойство так�
же вызывало трение каната при
больших глубинах (требующее
проведение моделирования по
каждой скважине), целостность
электрокабеля и утечки тока в
жилах, а также потребление тока
компоновкой в процессе установ�
ки пакера.
Испытания проводились в че�
тыре этапа:
•имитация
хода
посадки
пакера
в
атмосферных
условиях;
• ����������
испытание ���
на ���������������
сдвиг при высоком давлении и температуре;
• ���������������������
натурное комплексное �����
испытание с наземной техникой,
электрокабелем и компоновкой инструментов;
• ��������������������������
испытание по установке пакера в обсадной трубе при
высоком давлении и температуре.
Эти испытания подтвердили
надежную работу DPU�
���� в
�� экстре�
�������
мальных рабочих условиях, что
обеспечило экономические вы�
годы, которых добивалась компа�
ния Chevron�
��������.
53
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATERTECHNOLOGY
ОПИСАНИЕ
DPU
DPU�������
можно спускать
��������� на
��������
глад�
ком канате, канате с оплеткой,
электрокабеле или гибких тру�
бах. Инструмент приводится в
действие либо от аккумуляторов
в операциях на гладком канате,
либо от наземного источника пи�
тания в операциях с электрокабе�
лем (рис. 3). Инструмент обладает
целым рядом характеристик, ко�
торые способствуют улучшению
процесса установки и повыше�
нию безопасности работ. К таким
характеристикам относится сле�
дующее.
• Приводится в действие не
взрывным способом. Поскольку
инструмент является электроме�
ханическим, особые проблемы с
транспортировкой не возникают,
не требуется соблюдать радио�
молчание во время операции, и
не нужен персонал, обученный
обращению с взрывчатыми ве�
ществами.
• Скорость установки со�
ставляет около 0,5 дюйм/мин.
Сверхмалая скорость установки
позволяет плашкам ствольных
герметизирующих
устройств
медленно сцепиться с колонной
НКТ. Уплотняющий элемент
ствольного герметизирующего
устройства расширяется посте�
пенно, обеспечивая надежное
прилегание к поверхности НКТ
и обсадной колонны по всей ок�
ружности.
• Посадочное усилие увели�
чивается гидростатическим дав�
лением, что позволяет проводить
операции в скважинах с высоки�
ми давлениями и температурами.
Что же касается выходного по�
садочного усилия взрывных по�
садочных инструментов, то оно
уменьшается при превышении
расчетного
гидростатического
давления.
• Инструмент может обеспе�
чивать максимальное посадоч�
ное усилие в течение всего хода
штока. Взрывные же посадоч�
ные инструменты обеспечивают
максимальное посадочное уси�
лие, которое возникает в конк�
ретном месте во время установ�
ки.
54
• Усилие можно прилагать при
ходе штока внутрь или наружу.
Рабочие параметры для дан�
ного случая были равны или не�
много превышали паспортные
рабочие параметры инструмента.
Хотя ��������������������������
DPU�����������������������
уже много лет успешно
применяется в обычных эксплу�
атационных условиях по всему
миру, это был первый случай ис�
пользования этой технологии при
высоком давлении и температу�
ре. Поэтому для подтверждения
эффективной и надежной рабо�
ты инструмента потребовалось
проведение всесторонних испы�
таний.
ИСПЫТАНИЯ
Для данного проекта было
предложено провести четырехэ�
тапное испытание с двумя DPU�
����.
Этап 1. Проверка на испытательном стенде и имитация сдвига. Цель первого этапа – удосто�
вериться в том, что электрический
ток и механические усилия при
обязательном испытании на мак�
симальный сдвиг не превышают
технических возможностей DPU��
�����.
Во время испытания проводилась
регистрация рабочего напряже�
ния и тока в инструменте.
Инструмент закрепили на
испытательном стенде и имити�
ровали явления сдвига при уста�
новке пакера. Испытательный
стенд представляет собой гидро�
цилиндр, который создает усилия
(до 116 000 фунт), направленные
против инструмента и равные
всем значениям сдвига во время
установки пакера. Создаваемые
усилия разнесены в пространстве
так же, как во время установки
пакера.
Инструмент успешно выдер�
жал испытание.
Этап 2. Испытание на сдвиг при
высоком давлении и температуре.
Цель испытания – удостовериться
в том, что электрический ток и ме�
ханические усилия при обязатель�
ном испытании на максимальный
сдвиг (64 000 фунт-сила) не превы�
шают технических возможностей
DPU�������������
. Инструмент испытывали
����������� в
��
камере, в которой поддержива�
лась температура 275 °F������������
и давление
21 000 фунт/дюйм2. Условия испы�
тания выходили за пределы мак�
симального расчетного давления и
усилия сдвига инструмента.
В инструменте имеется внут�
реннее атмосферное давление;
гидростатическое давление «по�
могает» инструменту благода�
ря снижению потребления тока
электродвигателем. Паспортное
максимальное усилие сдвига инс�
трумента равно 60 000 фунт, а пас�
портное максимальное давление
составляет 20 000 фунт/дюйм2. Во
время испытания проводилась ре�
гистрация рабочего напряжения и
тока. Эти данные были необходи�
мы для сравнения с данными чет�
вертого этапа.
После успешной установки
пакера при высоком давлении и
температуре инструмент разо�
брали и проверили на отсутствие
отклонений. Проверка показала,
что все узлы инструмента рабо�
тали нормально. Инструмент вы�
держал этот этап испытаний.
Этап 3. Испытание с канатным подъемником. Два инстру�
мента успешно прошли испыта�
ния на канатном подъемнике с
полностью заполненным кабель�
ным барабаном для подтвержде�
ния надежного электропитания.
К электропитанию предъявляют�
ся высокие требования, поэтому
провели подтверждающую про�
верку и гарантирующую подачу
электроэнергии через локатор
муфт, установленный выше инс�
трумента.
Потребность в электроэнер�
гии инструмента �������������
DPU����������
во время
установки пакера не такая, как
у обычного канатного посадоч�
ного инструмента. На протяже�
нии всей операции необходимо
компенсировать потери напря�
жения в электрокабеле. Потери
напряжения в жилах кабеля за�
висят от сопротивления брони
кабеля и брони жилы. Темпера�
тура в скважине также негатив�
но влияет на потери напряжения
в кабеле в процессе установки
пакера.
Этап 4. Пробная установка пакера в обсадной трубе при высоком давлении и температуре. На
заключительном этапе испыта�
ний в обсадной трубе установили
№7 • июль 2008
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATERTECHNOLOGY
9 5/8-дюймовый пакер, при
В 20:50 начали подъем
этом в испытательной ка�
компоновки из скважины и
мере поддерживалось дав�
к 1:00 компоновка была на
ление 20 000 фунт/дюйм2 и
поверхности. После спуска
температура 275 °F�������
. Элек�
в скважину колонны НКТ
троэнергия подавалась с
ее башмак посадили на па�
каротажной станции. Для
кер и приложили нагрузку
проверки работы ����
DPU� ис�
���
в 30 000 фунт для проверки
пользовались две разных
прочности посадки пакера.
DPU�����������������
-системы. В двух неза�
�����
Пакер не сдвинулся с мес�
висимых испытаниях уста�
та.
новили два пакера.
DPU����������������
присоединили к
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
пакеру и разместили эту
Экономическая
цель,
компоновку в испытатель�
поставленная компанией
ной камере, в которой всю
Chevron����������������
, была достигну�
ночь поддерживалось вы�
та. Успешная установка
сокое давление и темпера�
забойного пакера при по�
тура. С помощью канатно�
мощи каната позволила
го подъемника запустили
сэкономить, как минимум,
процесс установки пакера.
24 ч, что вылилось в значи�
При этом велась регистра�
тельную экономию затрат.
ция рабочего напряжения
После проведения этой
и тока, которые сравнили с
успешной операции ����
DPU�
результатами, полученны�
еще использовали для ус�
ми на втором этапе.
тановки четырех забойных
После успешной уста�
и двух цементировочных
новки пакера при высоком Рис. 4. После присоединения пакера к DPU всю компоновку пакеров в ходе реализации
давлении и температуре спустили в скважину
первого этапа проекта ���
Ta�
инструмент разобрали и
hiti���������������������
. Сервисная компания
проверили на отсутствие откло� тан на максимальную нагрузку провела еще двадцать операций
нений. Проверка показала, что 25 000 фунт и имеет рабочую на� с этим инструментом в анало�
при таких экстремальных усло� грузку 15 000 фунт.
гичных условиях для компании
виях все узлы инструмента рабо�
и других заказчиков.
К �������������������������
DPU����������������������
присоединили переход� Chevron���������������������
тали нормально.
Перевел С. Сорокин
ник, который представляет собой
нижнее соединение инструмен�
УСТАНОВКА
та. 20 ноября 2006 г. в 15:15 DPU�
����
ЗАБОЙНОГО
присоединили к локатору муфт.
ПАКЕРА
Чтобы убедиться в правильной
Jack Clemens (Дж. Клеменс)
Вопросы безопасности обго� работе DPU���������������������
������������������������
, подали электропита�
получил степень бакалавра
ворили на месте расположения ние. Рабочий шток выдвинулся на
по механике в университете
Арканзаса в 1971 г. Прошел
скважины до начала операции. 1/16”. Это подтвердило, что DPU�
����
квалификационные испы�
После присоединения ������
DPU���
к сис�
���� и система установки скомпонова�
тания и зарегистрирован
как специалист в шт. Техас.
теме установки провели назем� ны правильно.
Имеет 20-летний опыт ра�
ное испытание на сдвиг. Цель
К DPU���������������������
������������������������
присоединили пакер.
боты в Halliburton и других
– убедиться в правильности ком� Затем всю компоновку подняли
компаниях. Область его
интересов – скважинные
поновки DPU��
�����, ������������������
системы установки и ввели в скважину (рис. 4). Вес профессиональных
электромеханические инструменты, приме�
и удостовериться в том, что пита� компоновки в воздухе равнялся няемые в операциях на канате и перфориро�
ющее напряжение, напряжение 1130 фунт. Компоновку начали вании. Имеет восемь патентов, является соав�
тором многочисленных технических статей.
в �����������������������������
DPU��������������������������
и ток во время установки спускать в скважину, при этом Г-н Клеменс является техническим советником
соответствуют норме.
для коррекции глубин три раза в Halliburton Wireline and Perforating Group.
Наземное испытание на сдвиг проводили регистрацию дан� Luis F. Rivas (Л. Ф. Ривас) получил степень
было необходимо для безотказ� ных.
бакалавра по технологии добычи нефти и газа
университете штата Пенсильвания. Имеет
ной работы DPU��������
�����������
. Перед спус�����
Компоновку расположили на в30-летний
опыт работы. Работает в компании
ком DPU�
���� ��
в ���������
скважину ���������
на глуби� глубине 26 996,5 фут и привели в Chevron с 1980 г. на различных должностях.
ну 27 095 фут спустили метал� действие DPU������������������
���������������������
для установки за� Работает в области бурения, заканчивания
добычи (Мексиканский залив,
лоуловитель и кольцо-калибр бойного пакера. Затем компонов� скважин,
Скалистые горы, Калифорния). В настоящее
диаметром 8,5”. Емкость бараба- ку приподняли и вновь опустили время является старшим советником по
заканчивания скважин в Chevron
на канатного подъемника состав� на пакер для проверки его место� технологии
North America Upstream в группе проекта Таити
ляла 36 000 фут. Канат рассчи- положения и посадки.
(Хьюстон, шт. Техас).
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2008
55
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING, Vol. 87, № 2, 3 – 2008
F. Yu, Jacobs Engineering Group, Houston, Texas
ALLOWABLE VAPOR CONTROL VALVE PRESSURE DROPS
S. K. Lahiri, N. Khalfe, C. Lenka и� M. Al-Baiyaa,
Jubail United Petrochemical Co., Sabic, Saudi Arabia
NOVEL APPROACH FOR PROCESS PLANT MONITORING
J. Mott, Shimadzu Scientific Instruments, Inc.,
M. Taylor, Shimadzu Scientific Instruments, Inc.
CHROMATOGRAPHIC METHODS TO ANALYZE ETHANOL
AND GASOLINE/ETHANOL BLENDS
B. Tammami, Fluor Corp., Houston, Texas
HOW TO SELECT THE BEST REBOILER FOR YOUR
PROCESSING OPERATION
T. Sofronas, Consulting Engineer
CASE 43: CONTAINING A FAILED IMPELLER
M. R. Simmons, Simmons & Company International
CAN MOTOR FUELS BE REDESIGNED?
C. H������
����
dge, A 2nd Opinion, Inc.
WHAT IS OUTLOOK FOE RENEWABLE DIESEL?
K. Corkwell, The Lubrizol Corp.
���
85 –
���������������������������
IT’S A WHOLE NEW BALLGAME
R. Chen, Thermo Fisher Scientific USA;
D. Cavagnino, Thermo Fisher Scientific Italy
ANALYZE BIODIESEL USING LIQUID CHROMATOGRAPHY
/MASS SPECTROMETER INSTRUMENTATION
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
HYDROCARBON PROCESSING
КОРОТКО О РАЗНОМ
W. Weirauch, главный редактор НР
СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО РЫНКА США
Главному бюджетно-контрольному управлению США (Government Accountability Office –
GAO) было поручено оценить тенденцию в мировой торговле нефтепродуктами, состояние мировых и американских нефтеперерабатывающих
мощностей и инфраструктуры снабжения нефтью
внутри страны.
На протяжении последних 25 лет в мире нефте­
продукты производились в избытке, однако в последние годы излишки стали сокращаться по мере
опережающего роста потребления нефтепродуктов,
что вынуждало нефтеперерабатывающие компании
эксплуатировать свои НПЗ почти на предельной
мощности. Специалисты затрудняются дать точную
оценку продолжительности напряженного состояния рынка отчасти потому, что сохраняется неопределенность с точки зрения фактического наращивания нефтеперерабатывающих мощностей перед
лицом растущих затрат на строительство и в связи
с инициативами, которые в будущем могут привести
к сокращению спроса на нефтепродукты, в частности, связанные с использованием значительных объемов биотоплив в качестве компонентов для смешения с автомобильными топливами.
Инфраструктура снабжения нефтепродуктами
в США в основных регионах страны достаточно
напряжена, и в будущем напряженность, вероятно, будет нарастать. Однако ни в одном из центральных источников информации эта тенденция
не отслеживается. «Несмотря на общепризнанную
необходимость проведения исследований с целью
выяснения степени неадекватности инфраструктуры и ее влияния на цены, до сегодняшнего дня
такой анализ не производился, хотя еще в 2006 г.
Конгресс принял законодательное решение об
обязательном проведении глубокого исследования
с предельным сроком – июнь 2008 г.», – отмечают
авторы доклада GAO.
Поэтому одна из рекомендаций, содержащаяся
в докладе GAO, заключается в том, чтобы министры транспорта и энергетики скоординировали свои
действия с другими агентствами с целью более равномерного и однообразного использования биотоплива и нефтепродуктов при производстве товарных
автомобильных топлив и назначения ведущего агентства, ответственного за координацию разрешений на
строительство инфраструктуры.
Полный отчет доклада GAO-08-14 помещен на
сайте www.gao.gov.
Предложение о запрете импорта
НЕКОТОРЫХ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫХ КУЛЬТУР,
ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА БИОТОПЛИВ
Ответственные работники Европейского Союза
предложили запретить импорт некоторых биотоплив
(http://ec.europa.eu). Если это предложение будет
№7   июль 2008
одобрено Европейским правительством, то новый
закон запретит ввоз в блок 29 стран топлив, произведенных из культур, выращенных на определенных
землях, включая леса, болота или луга. Большинство
культур, используемых в Европе для производства
биотоплив, включает panc (известный также как
«канол», возделываемый в ряде регионов Европы).
Однако в Европу также импортируется пальмовое
масло из Юго-Восточной Азии, соя из Латинской
Америки и этанол из Бразилии. Европа производит
часть собственного этанола из пшеницы и сахарной
свеклы. Уже поставлена цель, к 2010 г. производить
5,75 % биотоплив в балансе топлив для автотранспортных средств. Но эта цель вряд ли будет достигнута, полагают авторы законопроекта. В 2005 г. на
долю биотоплив в ЕС приходился только 1 % в общем объеме автомобильных топлив. По прогнозам
Европейской Комиссии, если эта тенденция будет
продолжаться, то к 2010 г. доля биотоплив не превысит 4,2 %.
ЕДИНСТВО ВЗГЛЯДОВ
НА СОСТОЯНИЕ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ
И НЕФТЕХИМИЧЕСКОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
«Основными проблемами станут глобализация,
высокие цены на нефть, наращивание мощностей на
Ближнем Востоке и в Китае и цикличность базовых
и функциональных продуктов в химической промышленности», – полагает Дж. Джипсон, директор
Engineering Solutions Technology Center при Dow
Chemical Co. В дискуссии «круглого стола» на недавно состоявшейся конференции DaratechPLANT 2008
Н. МакКенна, менеджер Quality and Managerment
Systems компании ConocoPhillips заявил, что из-за
разбросанности внутренних ресурсов доступ к внешним ресурсам становится все более трудным, и
геополитический риск все более превалирующим.
Поэтому внимательная и четкая реализация проектов становится жизненно важным фактором для
обеспечения конкурентоспособности. Он также отмечал, что стоимость проектов будет и впредь увеличиваться, хотя, возможно, более умеренными темпами. Кроме того, потребуются значительные инвестиции в промышленность в ближайшие 20 лет.
ОПЕК СОХРАНЯЕТ ДОБЫЧУ НЕФТИ
в прежних объемах
На февральском совещании стран, входящих
в ОПЕК, было решено оставить добычу нефти в
прежнем объеме для поддержания цен на нефть.
Объясняя свое решение, 13 членов ОПЕК исходили из предположения о наращивании запасов нефти у нефтепереработчиков в первой половине
2008 г. Добыча нефти в странах ОПЕК составляет
40 % мировой добычи или 29,67 млн брл. По оценкам Международного энергетического агентства
(International Energy Agency – IEA) напряженность
нефтяного рынка приводит к падению прибыльности и снижению активности нефтепереработки в период, когда нефтепереработчики обычно накаплива57
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
ют товарные запасы нефтепродуктов перед весеннелетним закрытием НПЗ на планово-профилактический ремонт.
РЫНОК ДАТЧИКОВ ТЕМПЕРАТУРЫ ДОСТИГНЕТ
386 млн долл. К 2012 г.
«Усиленное стремление к совершенствованию
управления основными фондами и повышению безопасности производства будет способствовать расширению мирового рынка датчиков температуры
с приростом на 6,5 % в год в ближайшие 5 лет», –
полагают авторы исследования, проведенного ARC
Advisory Group. «Несмотря на раннюю стадию внедрения беспроводных средств, устанавливаемых непосредственно в условиях эксплуатации оборудования, это окажет драматическое влияние на динамику
рынка датчиков температуры и других «полевых устройств», – отмечают авторы из ARC. Беспроводная
технология позволит экономически выгодно использовать «полевые» устройства для снятия показаний с
технологического оборудования, эксплуатируемого в
отдаленных и трудно доступных местах, что было бы
невозможно ранее из-за крупных затрат на проводные средства связи. Прогнозируется самый крупный
рост потребления датчиков температуры на Ближнем
Востоке, где высока концентрация нефтегазовой активности отрасли, и в Азии, где отмечаются крупные
инвестиции в строительство новых нефтеперерабатывающих и нефтехимических объектов.
ФАКТОРЫ ВЛИЯНИЯ НА ПЕРЕРАБАТЫВАЮЩУЮ
ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
Китай лидирует в области применения метано­
ла в качестве компонента автомобильных топлив.
«В 2007 г. Китай стал крупнейшим в мире производителем и потребителем метанола. Китай также является лидером в области применения метанола в качестве альтернативного автомобильного топлива, используя около 1 млрд галл метанола в бензине», – говорится в исследовании, опубликованном Methanol
Institute (www.methanol.org).
Таксомоторный и автобусный парки эксплуатируются на смесях с высоким содержанием метанола (М-85 до М-100), тогда как в розничной торговле
во многих частях страны продают смеси с низким
содержанием метанола (М-15 или ниже). На протяжении более 10 лет руководители угледобывающих
провинций реализуют демонстрационные программы разработки метанольных топлив.
Эти программы реализуются с участием производителей метанола, автомобилестроителей и академических институтов. Провинции, в которых проведены официальные испытания, приняли свои собственные спецификации на метанольные топлива для
проведения демонстрационных пробегов автомобилей на метанольном топливе.
«Миллионы миль, преодоленных легковыми и грузовыми автомобилями и автобусами на метанольном
топливе, показывают всему миру как из угля можно
получать экологически чистые топлива для автотранспортных средств», – говорит Дж. Ли, президент и
высшее должностное лицо Methanol Institute.
58
Активный рынок. Метанол продают по 350 долл/мт,
тогда как оптовая цена на бензин почти втрое выше
(965 долл/мт). Это поощряет неофициальное применение низко-метанольных топливных смесей даже
в тех частях страны, где отсутствуют спецификации
на метанольное топливо.
«В 2007 г. в Китае в качестве компонента смешения бензина было израсходовано около 2,71 млн т
метанола (около 1 млрд галл), причем в 2008 г. ожидается увеличение этого показателя на 0,8 млн т метанола на топливные нужды», – свидетельствуют данные из Methanol Market Service Asia.
В Китае в эксплуатации находятся 200 метанольных установок суммарной мощностью более 11 млн т
(3,6 млрд галл). Много мелких установок закрывается, и вместо них строятся крупные установки мирового класса. К 2010 г. китайская производительная мощность метанола может превысить 20 млн т
(6,6 млрд галл). Для сравнения напомним, что в настоящее время в мире производится 45 млн т (15 млрд
галл) метанола.
«Если рост спроса на традиционных рынках метанола (формальдегид, уксусная кислота, МТБЭ) измеряется двухзначными цифрами, то эти дополнительные мощности будут вырабатывать достаточные
объемы метанола для топливных рынков. Если 5 %
китайских легковых автомобилей будут эксплуатироваться на М-85 или М-100 и еще 15 % на М-15, то
Китай мог бы заменить 13 млн т бензина (4 млрд галл)
и значительно снизить свою зависимость от импортируемой нефти», – прогнозирует г-н Ли.
В 2007 г. Китай запретил использование зерна
для производства топливного этанола с целью снабжения продовольствием. По оценкам Министерства
энергетики США производственные затраты на метанол из угля составляют 50 цент/галл В Китае запреты в среднем составляют 110–165 долл/мт метанола
из угля или 33–50 цент/галл
Стандарты на топливо. Китай в настоящее время готов к переходу от демонстрационных пробегов
автомобилей на метанолсодержащем топливе к широкомасштабному промышленному применению.
Разработкой национальных стандартов на топлива
занимается шанхайский Институт двигателей внутреннего сгорания, имеющий 50-летний опыт исследований и разработки.
Эти усилия являются составной частью инициатив в области альтернативных топлив. В марте 2008 г.
Комитет по стандартизации выдвинул требования на
разработку нескольких стандартов на метанолсодержание топлива.
Топлива с высоким содержанием метанола. На
основе ASTM D-5797 – стандарт на М-70 и М-85.
Проект стандарта разослан.
М-15. Завершение разработки ожидается
к июню 2008 г. (15%-ный метанольный компонент будет также содержать присадку/сорастворитель).
Изобутанол и МТБД. Обычно применяются в качестве сорастворителей для улучшения смазочных
характеристик топлива.
Конвертируемое метанольное топливо. Этот стандарт также будет разработан к июню 2008 г.
№7   июль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Эти стандарты на М-100 – чистый метанол, который будет применяться в качестве компонента смешения бензина на уровне М-15. «Стандарты, несомненно, будут способствовать регулированию текущего рынка метанола и будет определять направление
дальнейших разработок в области метанола», – заявил Чжон Юн-Фен из China Petroleum and Chemical
Corp.
КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ БЕЗОПАСНОСТИ НА РАБОЧИХ
МЕСТАХ И ПОСЛЕДСТВИЙ ИНЦИДЕНТОВ
Профессиональный травматизм и заболеваемость не являются оптимальными критериями оценки эффективности программы безопасности процессов компании Baker Panel, расследовавшей причины катастрофы на НПЗ ВР в Техас-Сити в 2005 г.
Специалисты компании отметили отсутствие качественных критериев и рекомендовали промышленности, перерабатывающей углеводородное сырье, разработать согласованные критерии оценки состояния
безопасности.
В результате проведенных исследований Центр
по безопасности химических процессов (Center for
Chemical Process Safety – CCPS) опубликовал документ и связанную с ним Методику оценки инцидентов, связанных с нарушением техники безопасности.
Это стало завершением двухгодичной программы по
разработке общих критериев оценки безопасности.
«Компании, использующие эти новые критерии,
получат возможность с достаточной точностью отслеживать состояние безопасности в соответствии
с их программами и вносить в них изменения. По
мнению С. Бергера, директора CCPS, «широкое применение общей системы измерений позволит компаниям сравнивать состояние безопасности с общей
тенденцией в промышленности».
Широкий диапазон входных данных. Для проверки пригодности новых критериев для разных отраслей промышленности в программу CCPS были
вовлечены многие американские и международные
организации, в том числе: Американский Совет по
химической промышленности (American Chemistry
Council – АСС), Американский Нефтяной Институт
(American Petroleum Institute – API), Агентство США
по безопасности труда (National Petrochemical and
refiners Association – US OSHA). Управление по охране здоровья на рабочих местах Великобритании
(Helth Safety Executive of the United Kigdom – HSE
UK), Объединенные профсоюзы металлургов (United
Steelworkers – US), Европейский Центр по безопасности (European Process Safety Centre – ESC) и
Европейская организация по сохранению чистоты
воздушного и водного бассейнов (Conservation of
Clean Air and Water in Europe – CONCAWE).
«В этих работах приняли участие 50 специалистов по безопасности процессов из США, Канады,
Европы, Южной Америки и Индии, так что компании во всех регионах мира могут успешно применять
эти новые критерии, извлекая пользу для себя», –
утверждает Т. Овертон, главный инженер-технолог
по безопасности The Dow Company и председатель
CCPS – комитета по метрическим системам.
№7   июль 2008
На протяжении многих лет в рамках программы
Responsible Care Американский Совет по химической промышленности (АСС) добровольно отслеживает состояние безопасности компаний – членов
этой ассоциации.
«CCPS заслуживает всяческой похвалы за работу по созданию ценного инструмента, который
позволит промышленности лучше отслеживать,
выбирать ориентиры и докладывать о состоянии
безопасности процессов. АСС будет делать все для
обеспечения соответствия оценок безопасности
общим принципам измерения безопасности процессов, принятым в промышленности», – заключает Дж. Джерард, президент и высшее должностное лицо АСС.
Более подробную информацию о критериях CCPS
можно найти в полном изложении на сайте: www.
aiche.org/ccps.
ЗНАЧИТЕЛЬНЫЙ СКАЧОК
В ОБЛАСТИ ПЛАНИРУЕМЫХ ОСТАНОВок
НА КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ ПРЕДПРИЯТИЙ
Число планируемых остановок предприятий нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности в Северной Америке в последние годы
сокращалось, но в 2008 г. и в последующем число
объектов, останавливаемых на капитальный и планово-профилактический ремонт, резко увеличится.
В конце 2006 г. Industrial Info Resources (www.industrialinfo.com) сообщила о 257 установках, планируемых к выходу из строя в связи с капитальным ремонтом в 2008 г. и далее. Всего компания отслеживает 1282 проекта.
Нефтеперерабатывающие компании на Северо­
американском континенте расширяют производ­
ственные мощности и повышают к.п.д. установок путем строительства большого числа новых установок,
расширения и модернизации существующих объектов. В 2007 г. было заявлено 622 проекта на общую
сумму инвестиций (tital investment value – TIV) около 64,6 млрд долл.
В промышленности, перерабатывающей углеводородное сырье, в последние годы наблюдалась
тенденция к снижению числа остановок, останавливаемых на капитальный ремонт из-за ограничений,
связанных с рабочей силой, и растущей прибыльностью производства. Некоторые проекты были реализованы с опозданием и перенесены на другие более
поздние сроки из-за нехватки рабочей силы.
Объекты, подвергаемые капитальному и пла­
ново-профилактическому ремонту. В 2008 г. большинство объектов, останавливаемых на ремонт, будут включать в себя установки АВТ, отбора серы, реформинга, каталитического крекинга (fluid catalytic
cracker – FCC) и замедленного коксования. Большая
часть работ будет произведена в юго-западном регионе США в штатах Арканзас, Луизиана, Оклахома и
Техас. В этом регионе в 2007 г. реализовалось максимальное число нефтеперерабатывающих проектов (251). Самые высокие суммарные инвестиции
отмечены в атлантической Канаде. Несмотря на небольшое число проектов (всего 18), их TIV составля59
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
ет 11,7 млрд долл. На втором месте по инвестициям
находится юго-западный рынок со 11,6 млрд долл.
Сроки реализации этих проектов варьируются от
конца 2007 г. до первого квартала 2013 г.
60
180
Q3�2007: 166
170
DCCI, 2000 г. = 100
ПЕРЕСМОТР ЭМПИРИЧЕСКИХ СПОСОБОВ ОЦЕНОК
ЗАТРАТ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ ОБЪЕКТОВ
На разных стадиях проекта инженеры и аналитики эмпирическим путем устанавливают издержки
производства, которые могут быть оправданы. Эти
оценки обычно базируются на исторически сложившейся разбивке компонентов затрат.
Недавнее резкое повышение затрат на строительство объектов в нефтеперерабатывающей промышленности побудило аналитиков из CERA исследовать
справедливость эмпирических правил, принятых
в 2002 и 2007 гг. В результате их исследования выявлены следующие факты.
Затраты на уровне проекта повысились с 2000 г
на 66 % (по оценкам INS/CERA Индекса капитальных затрат в нефтепереработке). Однако основные
затратные категории увеличивались по-разному, что
нарушило эмпирические правила 2002 г.
Если бы эмпирические правила 2002 г. были
применены в 2007 г., то в результате были бы недооценены общие затраты на проектирование, изготовление оборудования и были бы переоценены затраты на оплату труда.
Учитывая эти результаты и текущую динамику
затрат, CERA рекомендует компаниям регулярно пересматривать свои эмпирические правила в периоды
повышения затрат.
Мировая активность. В октябре 2007 г. был зарегистрирован индекс капитальных затрат (Downstream
Capital Costs Index – DCCI), равный 166 пунктам, что
указывает на 8%-ное повышение на строительство
новых нефтеперерабатывающих и нефтехимических установок. Все цифры индексированы к 2000 г.
Следовательно, единица оборудования, стоившая
100 долл. в 2006 г., в конце 2007 г. уже стоила 166 долл.
(см. рис. 1).
Тенденция к повышению DCCI стала наблюдаться с 2003 г., и в последние три года повышение составило 7, 17 и 14 %, соответственно.
«Глобально нефтеперерабатывающий и нефтехимический сектор испытывает значительные трудности со строительством новых объектов на Ближнем
Востоке и в Азии, расширением мощностей США
и с проектами, связанными с битуминозными песками провинции Альберта в Канаде, причем все
эти объекты строятся одновременно», – отмечает
Дж. Форрест, ведущий научный сотрудник CERA.
«В ближайшие пять лет мы прогнозируем глобальный прирост нефтеперерабатывающих мощностей
на 1,7 % в год с учетом ожидаемых задержек в реализации и аннулированных проектов», – добавил
он. Это на 20–30 % больше по сравнению с тем, что
наблюдалось в недавнем прошлом. Прирост мощностей НПЗ на 1,7 % эквивалентен приросту производства на 1,5 млн брл/сут.
«Если в этой отрасли промышленности не произойдут неожиданные и драматические перемены,
190
Q1�2007: 154
160
150
Q3�2006: 145
140
130
120
110
100
90
2000
2001
2002 2003
2004
2005
2006
2007 2008
Источник: Cambridge Energy Research Associates
Индекс капитальных затрат в нефтеперерабатывающей промышленности. Деталь оборудования, стоившая 100 долл.
в 2000 г., в конце 2007 г. стоила 166 долл.
то активность и напряженность рынка будет способствовать поддержанию DCCI на этих уровнях,
если не выше, на ближайшие 12–18 мес.», – полагают специалисты CERA. «После этого периода, возможно, произойдет разбалансирование промышленности в сторону либо снижения числа активных
проектов, либо увеличения фактических мощностей,
либо и то, и другое», – заключают авторы аналитического обзора.
ВЫСОКИЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ ПОТЕНЦИАЛ АЛЯСКИ
Министерство энергетики США (Department of
Energy – DOE) недавно опубликовало новый обширный доклад, в котором исследован потенциал арктической Аляски как крупного источника энергоснабжения США.
Основные положения доклада указывают на то,
что при условии оптимистического сценария нефтегазовые ресурсы Северного Склона Аляски (Alaska
North Slope – ANS) могут дать дополнительно
136 млрд брл нефти и 137 трлн фут3 природного газа
по оценкам доказанных запасов.
С точки зрения разведочного бурения Северный
Склон не является зрелым нефтяным месторождением и может давать нефть, и потенциально природный газ, на многие годы. До настоящего времени
большую часть природного газа, добываемого попутно с нефтью, нагнетали обратно в скважины для
увеличения нефтеотдачи. По мере снижения добычи нефти, если остаточные запасы природного газа
на заброшенных нефтепромыслах составят не менее
35 трлн фут3, поставка этого газа на внутренние рынки США может стать серьезным вкладом в энергетический баланс страны.
Вклад нефти Северного Склона в нефтедобычу
США снизился с 25 % в 1988 г. до 17 % в настоящее
время. Если строительство газопровода будет продолжаться, то активность поисково-разведочных
работ на Северном Склоне повысится, что приведет
к открытию новых месторождений и расширению
инфраструктуры, а также продлению срока службы
нефтегазопроводной системы Аляски (Trans Alaskan
Pipeline System – TARS) до 2050 г. и далее. Однако
№7   июль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
более ранний вывод TARS из эксплуатации означал
бы потерю для нефтяного рынка США 1 млрд брл
неф­ти из разведанных запасов.
Перспективы. В 2004 г. на нефтепромыслах ANS
было добыто 15 млрд брл нефти или 70 % от оценочных экономически обоснованных объемов добычи
из освоенных и обустроенных нефтепромыслов. По
оценкам DOE не добытыми на этих промыслах остались 6–7 млрд брл.
«В краткосрочной перспективе, в период 2005–
2015 гг. поисково-разведочные работы должны дать
дополнительно 2,9 млрд брл нефти и 12 трлн фут3
природного газа. Поисково-разведочные работы будут сосредоточены на землях и акватории штата в
Центральной Арктике. Серьезные поисково-разведочные работы на природный газ начнутся, когда будет проведен газопровод до предгорья Центральной
Арктики, южнее существующей зоны. «Разведка в
Национальном заповеднике Арктики (Arctic National
Wildlife Reserve – ANWR) очень важна, потому что в
этом регионе на площади 1,9 млн акр (1 акр = 4,046
× 103 м2) залегает (по оценкам) 10,4 млрд брл нефти.
Открытие зоны ANWR 1002 значительно повысило
бы активность поисково-разведочной деятельности
и увеличило бы потенциал открытия дополнительных запасов нефти и газа.
Строительство к 2015 г. газопровода на Аляске с
пропускной способностью 4,5 млрд фут3/сут и возможность продавать газ, добываемый на месторождениях Прудо Бей и Поинт Томсон будет способствовать почти двойному увеличению доходов держателей акций (шт. Аляска, федерального правительства
и промышленности). Открытие новых нефтегазовых
месторождений, катализируемых прокладкой газопроводов, позволит еще больше увеличить доходность. По оценке DOE для достижения прогнозируемых объемов добычи нефти и газа на Аляске потребуются инвестиции, превышающие 14 млрд долл.,
не считая затраты на строительство газопроводной
системы Аляски. Суммарные эксплуатационные затраты превысят 59–85 млрд долл.
Ознакомиться с полным текстом доклада DOE
«Нефть и газ Северного Склона Аляски» можно, посетив сайт: www.fossil.energy.gov.
ВЫСОКая ПРИБЫЛЬНОСТЬ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ
И ЦЕНЫ НА НЕФТЕПРОДУКТЫ
ConocoPrhillips (CP) сообщила о высокой нетто-доходности в четвертом квартале 2007 г. по сравнению
с соответствующим периодом 2006 г. Чистый доход
компании составил 4371 млн долл. против 3197 млн
долл. в том же квартале 2006 г. Доходы в 2007 г. составили 52,7 млрд долл. против 41,5 млрд долл. годом раньше.
«В четвертом квартале 2007 г. наш нефтедобывающий сектор добыл 2,26 млн брл/сут. в нефтяном
эквиваленте, включая долю Лукойла», – сообщил
Дж. Малва, председатель и высшее должностное
лицо СР. – В нефтеперерабатывающем бизнесе
коэффициент использования наших мощностей во
многих регионах мира достиг 95 %».
CP завершила квартал с долгом в размере
21,7 млрд долл., с отношением долг/капитал 19 % и
№7   июль 2008
кассовым остатком 2,5 млрд долл. в обычных акциях, финансировала 4,3 млрд долл. по программе капиталовложений, снизила задолженность на 0,2 млрд
долл. и выплатила 0,7 млрд долл. в виде дивидендов.
В 2007 г. доходы составили 11 891 млн долл., включая второй квартал. В разведке и добыче (exploration and production – E&P) доходность снизилась на
4512 млн долл. из-за экспроприации доли СР в проектах Венесуэлы. с поправкой на Венесуэлу доходы
в 2007 г. составили 187,4 млрд долл. против 15 550 млн
долл. в 2007 г. Прибыль в 2007 г. составила 187,4 млрд
долл. по сравнению с 183,7 млрд долл. в 2006 г.
Среди других результатов, сообщенных СР, внимания заслуживали следующие факты.
Разведка и добыча нефти и газа. Чистая прибыль
от E&P в четвертом квартале составила 2608 млн долл.
против 2087 млн долл. в 2006 г. Повышение достигнуто, главным образом, за счет более высоких цен и налоговых преимуществ, введенных в Канаде.
Суточная добыча нефти в E&P-сегменте, включая канадскую синтетическую нефть и исключая
сегмент инвестируемый со стороны Лукойл, в среднем составляет 1,84 млн брл/сут. в нефтяном эквиваленте (т.е. снижение с 2,05 млн брл/сут в четвертом квартале 2006 г.). Снижение добычи в основном
связано с эксплуатацией доли СР в нефтяных проектах Венесуэлы, прекращением операций компании в
Дубаи и неплановыми простоями в Нигерии.
Переработка нефти и сбыт нефтепродуктов.
Чистый доход в четвертом квартале 2007 г. составил
1122 млн долл. против 1307 млн долл. в предыдущем
квартале и на 919 млн долл. выше, чем в четвертом
квартале 2006 г. Снижение объясняется более низкой нетто-прибылью в результате рационализации
и исключения налоговых льгот, существовавших в
Германии. Коэффициент использования мощностей
внутри страны составил 96 % (на 1 % ниже, чем в предыдущем квартале) из-за увеличения числа остановок
на капитальный и планово-профилактический ремонт.
Мировой коэффициент использования мощностей АВТ составил 92 % (против 84 % в предыдущем
квартале) в значительной степени благодаря сокращению числа неплановых простоев и возвращению в
эксплуатацию НПЗ в Вильгельмсхафене, Германия.
Химическое производство. Чистая прибыль в
этом сегменте СР в четвертом квартале 2007 г. составила 99 млн долл., а в целом за 2007 г. 359 млн долл.
(против 492 млн долл. в 2006 г.). Снижение объясняется снижением прибыльности производства олефинов и полиолефинов, а также повышением затрат на
ремонт и техническое обслуживание.
«Наша ранее объявленная программа капиталовложений на 2008 г. (15,8 млрд долл.) подтверждает
стратегию, направленную на наращивание добавленной стоимости, а также дополнительную финансовую
стратегию, рассчитанную на увеличение выплат дивидентов акционерам и продолжение покупки ранее
проданных активов», – заключает г-н Малва.
Связаться с главным редактором НР Wendy Weirauch
(В. Вейрах) можно по адресу: WW@Hydrocarbon
Processing.com.
61
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
НР В СПГ
B. Cooper, внештатный обозреватель НР
УБРАТЬ ПРЕПЯТСТВИЯ НА ПУТИ К СПГ
Нет сомнения в том, что по мере увеличения численности населения США должны быть приняты
критически важные решения проблемы удовлетворения неуклонно растущего спроса на энергию.
Самым жизнеспособным выбором в решении этой
проблемы является природный газ (ПГ) – самое чистое сгораемое ископаемое топливо.
Проблемы снабжения. Несмотря на богатые запасы ПГ в США, федеральные ограничения не позволяют максимально осваивать их внутри страны.
Импорт ПГ в виде сжиженного природного газа
(СПГ) является безопасным и эффективным способом пополнения поставок в США, сохраняя энергозатраты на конкурентоспособном уровне. В США в
эксплуатации находятся пять терминалов импортного СПГ и еще пять терминалов находятся в процессе строительства. Но этого все еще недостаточно.
Требуются дополнительные терминалы на восточном
и западном побережьях страны вблизи от крупных
населенных центров с высоким потреблением ПГ.
Но не все в Конгрессе соглашаются с этим.
Препятствия на пути к энергии. Закон о переподчинении Береговой охраны 2007 г. (H.R. 2830)
содержит два положения, которые препятствуют строительству новых СПГ-терминалов в США.
Законопроект, находящийся на рассмотрении специального Комитета, вскоре будет передан в Палату
Представителей, где в него, несомненно, будет внесено много поправок.
Раздел 319 в кратком изложении гласит: «Судно
или транспортное средство, на которое не было выдано регистрового индоссамента, не имеет права быть
задействовано в регазификации в судоходных водах,
если это судно или транспортное средство не транспортирует газ из иностранного порта». Целью этого
законодательного акта является создание плавучих
хранилищ и регазификационных установок (floating
storage and regasification units – FSRU), офшорных
установок, предназначенных для регазификации СПГ
на борту судна с последующей транспортировкой ПГ
на сушу по газопроводу. FSRU не смогут удовлетворять требованиям этого раздела законопроекта, потому что только судно может добиться регистрового
индоссамента в специальном наборе обстоятельств.
«Судно» по определению кодекса США это «водное
транспортное средство или иное механическое приспособление, применяемое или пригодное к применению в качестве средства транспортировки по воде».
FSRU не являются судами «пригодными к применению в качестве средства транспортировки по
воде». FSRU это предприятия. Однако предприятие не
может претендовать на регистровый индоссамент. И
что в результате этого? Законопроект, если он станет
законом, приостановит реализацию проектов, предусматривающих применение FSRU. Может ли юридическая безграмотность в законодательном акте выиграть в судебном разбирательстве? Вероятно, нет. Но
62
задержки, вызванные судебным разбирательством,
вероятно, означают, что эти проекты также не выиграют и станут служить судебным прецедентом.
Нет – несправедливым налогам! Самой вопиющей проблемой 328 раздела законопроекта является
стиль его изложения. Он разрешает федеральным,
штатным и местным органам управления вводить
зоны безопасности вокруг СПГ-терминалов или судов и требовать от терминала возмещения затрат на
создание зоны безопасности. Это положение выливается в дискриминационный налог на владельцев
СПГ-терминалов, которым не облагаются другие перевозчики грузов или продуктов.
Агентства штатов и местные органы управления,
ответственные за безопасность и надежность, заключают соглашения о разделе ответственности с
владельцами СПГ-терминалов как через добровольные взносы со стороны владельцев терминалов, так
и в силу Закона о политике в области энергетики от
2005 г. Береговая охрана США по закону не имеет
права на возмещение своих затрат на обеспечение
безопасности и надежности. Так что, на первый
взгляд, изложение раздела 328 кажется резонным.
Однако в законодательном акте отсутствует механизм, который позволил бы Береговой охране США
получать такое возмещение в соответствии с этим
положением. Деньги, выплаченные владельцем терминала, были бы зачислены в фонд Государственного
казначейства США. Фонды, затем, были бы использованы федеральным правительством для финансирования любых программ по усмотрению Конгресса,
даже если они совершенно никакого отношения не
имеют к безопасности и надежности портов. Это положение, фактически, представляет собой дискриминационный налог, взимаемый со специфической
отрасли промышленности для оказания помощи правительству в реализации других программ.
Не повышает безопасность. Принятие упомянутых разделов законопроекта стало бы серьезным
препятствием на пути развития столь необходимого
СПГ – безопасного, чистого и надежного источника
энергии. Эти разделы ничего не дали бы в смысле
безопасности и надежности СПГ, кроме существующих программ, которые в настоящее время внедряются всеми уровнями властей для обеспечения координированного подхода к безопасности морских
портов страны. Центр СПГ и другие организации,
озабоченные энергетическим будущим США, продолжают поддерживать оппозицию со стороны промышленности в залах Конгресса.
Bill Cooper (Б. Купер), президент Центра
(Center for Liquefied Natural Gas – CLNG) –
коалиции производителей, перевозчиков
СПГ, владельцев и разработчиков терминалов,
ассоциации сбытовых организаций и потребителей природного газа. Цель CLNG состоит
в расширении воспитательной и образовательной деятельности, направленной на правдивой информации и разъяснении значения СПГ среди общественных кругов страны.
Связаться с Б. Купером можно по адресу: info@Ingfacts.org.
№7   июль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
НР В АССОЦИАЦИЯХ
B. Thinnes, редактор раздела «Новости» HP
шать проблемы, возникшие прошлой ночью. Как
можно заставить людей, занятых текущей повседFIATECH СПОСОБСТВУЕТ РАЗРАБОТКЕ ТЕХНОЛОГИЙ
невной работой, думать о более эффективном исДЛЯ ПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ОТРАСЛЕЙ
пользовании технологии?
ПРОМЫШЛЕННОСТИ
У меня есть карикатура, которую я использую
FIATECH был создан для оказания помощи строна многих презентациях для иллюстрации содерительной отрасли как консорциум, фокусирующий
жания. На рисунке изображен средневековый
свое внимание на ускоренной разработке и внедревоин на фоне средневековой битвы со стрелами,
нии технологий, которые в значительной
мечущимися вокруг. На рисунке также
степени совершенствуют проектирование,
показан маркитант, пытающийся ему
строительство, ремонт и техническое обчто-то продать. «У меня нет времени для
служивание капиталоемких проектов и объразговора с торговцем. Я должен воеектов. Директором этой организации являвать», – говорит воин. Мораль понятна.
ется д-р Р. Джексон. Ниже в сокращенном
Если бы вы обратили внимание на техноизложении помещено интервью НР с д-ром
логию, то могли бы выйти победителем в
Р. Джексоном.
этом бою.
Hydrocarbon Processing (HP). Каковы осНам, к сожалению, не удалось увлечь
новные темы для Вас в данный момент?
слишком многих представителей нефтеД-р Ric Jackson,
Какие цели Вы хотели бы достичь в ближайперерабатывающей
промышленности,
Fiatech
шие 12–18 мес. для FIATECH и промышлендаже среди тех компаний в FIATECH,
ности в целом?
которые связаны с процессами нефтеRic Jackcon. Мы реализуем проекты в различных
переработки. Это, отнюдь, не означает, что эти
сферах: от совершенствования способов применекомпании меня не интересуют. Мы отслеживаем
ния датчиков и беспроводных технологий до роботов
жизненный цикл. Я намерен вовлечь как можно
и их программного обеспечения.
больше людей в разрешение проблем жизненного
Некоторые из этих проектов будут завершены
цикла, и для того, чтобы сделать это, мы должны
в ближайшее время. В частности ISO 15926 будет полпривлекать людей, работающих в пределах этого
ностью готов к применению в рамках массового сожизненного цикла.
трудничества. (ISO 15926 – это «он-лайн»-справочЯ полагаю, что слишком малая вовлеченность
ная библиотека данных, включающая информационнефтеперерабатывающей промышленности в деные модели жизненного цикла всего срока службы
ятельность FIATECH это кратковременное явпредприятия и средства математического обеспечеление, и, если мы к этому стремимся, то должны
ния для информационной интеграции в обрабатывапойти им навстречу, и я ищу способы такого сблиющей промышленности). Этот проект получит такое
жения.
широкое распространение, что станет абсолютно неНР. Выявила ли Ваша технология исследований
заменимым. У нас также есть владельцы и подрядчипроцессы, применимые к нефтеперерабатывающеки, пользующиеся им наряду с разработчиками маму бизнесу?
тематического обеспечения. Нам необходимо ввести
Jackcon. Абсолютно справедливо, что новая техвсю эту информацию в базу данных с тем, чтобы люнология и более эффективное использование сущесбой имел возможность воспользоваться ими. Я надетвующей технологии помогут нефтепереработке.
юсь, что это произойдет в текущем году. Мы создаем
Например, «умные» чипы. Группа людей в FIATECH
интернет-порталы для того, чтобы мелкие произвобыла заинтересована в более эффективном примедители в любом регионе мира могли принимать учаснении датчиков. Мы провели эксплуатационные истие в проектах по стандартизации при помощи отпытания с применением беспроводных датчиков темкрытия интернет-страницы в базе данных, которая
пературы («умных» чипов для мониторинга степени
может быть включена в ISO 15926. Этот проект повыдерживания бетона). Были опубликованы научказывает, что даже мелкие предприятия могут в нем
но-исследовательские статьи, в которых авторы утучаствовать, и, благодаря этому, устанавливать более
верждали, что применение датчиков температуры для
тесные отношения со своими конечными пользовамониторинга скорости выдерживания бетона позвотелями.
ляет быстрее, чем традиционным методом, прогноНР. Каковы отношения FIATECH с нефтепереразировать готовность крекинг-цилиндров. В конечном
батывающей промышленностью?
итоге, результаты испытаний позволили нам надвое
Jackcon. Эксплуатационники и ремонтно-техсуток раньше, чем традиционным методом снять форнический персонал нефтеперерабатывающей промы. Ускорение проекта на двое суток это большое домышленности это люди, которые не очень активстижение, не говоря уже о сэкономленных средствах
но участвуют в этих проектах. И это легко понять,
на исследования в долларовом исчислении. Вы можепотому что они ежедневно бывают заняты своим
те прикинуть в уме, что означает для вас. Мы многоделом. Встав утром с постели, они вынуждены рему научились на этом. Если вам удастся поделиться
№7   июль 2008
63
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
опытом с руководителем проекта, который говорит,
что у него нет времени для разговоров о новой технологии, то вы уже добились прогресса.
Главное в моем ответе на ваши вопросы заключается в том, что существует новая технология, доступная для любого нефтепереработчика. Найдите несколько минут, послушайте и посмотрите. Обратитесь
к FIATECH. Познакомьтесь с некоторыми идеями.
Существует множество технологий, которые можно
внедрять без каких бы то ни было опасений.
Связаться
с
редактором
раздела
«Новости»
НР Billi Thinnes (Б. Тиннес) можно по адресу: bt@
HydrocarbonProcessing.com.
ПИСЬМА РЕДАКТОРУ
классификация ГЛОБАЛЬНЫХ ЗАПАСОВ УГЛЯ
Письмо от читателя НР из Лахора, Пакистан
Я постоянный читатель журнала Hydrocarbon
Processing. Но мне хотелось бы высказать свои замечания по поводу материала, опубликованного в разделе «HP Impact» под названием «Экономические
реальности акцентируют внимание на роле угля в
качестве химического сырья» (стр. 19–21 в HP № 6,
2007 г.)
В общем, это была интересная статья с глубоким анализом современных топлив и их положения
на рынке. Но меня поразило то, что в информации
о странах, обладающих крупными потенциальными
угольными ресурсами, названы только Китай, США
и Индия, и не нашлось места для Пакистана, занимающего четвертое место в мире по запасам угля и,
фактически, первое место по запасам лигнита (бурого угля). Пакистан обладает не только огромным
потенциалом по генерированию энергии, но и по получению ценных нефтяных фракций путем газификации угля.
Аффан Садик,
инженер-разработчик DESCON Engineer Ltd., Лахор.
Ответ авторов
Мы учитываем ценные замечания г-на Садика
в нашем анализе глобальных угольных ресурсов и их вероятного использования (см. статью
«Энергетические балансы и изменение климата –
тяжелый выбор для Азии» в HP № 5, 2007 г.). В этой
статье мы выделили страны, обладающие крупными доказанными запасами угля и значительными
объемами добычи. Пакистан занимает одиннадцатое место среди этих стран с запасами примерно
в 1982 млн т и добывает только 0,1 % от суммарной
глобальной добычи угля (Статистический обзор ВР,
июнь 2007 г.).
Однако мы соглашаемся с г-ном Садиком в том,
что следует признать важность стран, относящихся к недоказанной категории, и мы используем новейшие данные из обзора энергетических ресурсов 2007 г., опубликованного Всемирным советом
по энергетике, в котором названы шесть важнейших стран с подобными недоказанными запасами
угля. Они приведены ниже в перечне по трем категориям.
64
Битуминозный уголь, недоказанные запасы, имеющиеся
в залежах, млн т
США
445 346
Россия
1 200 000
(по всем трем категориям суммарно)
Индия
157 435
Польша
27 401
Германия
8065
Япония
6298
Полубитуминозный уголь, недоказанные запасы,
имеющиеся в залежах, млн т
США
273 593
Индонезия
27 601
Бразилия
15 319
Япония
5936
Украина
5875
Пакистан
4704
Лигнит – бурый уголь, недоказанные запасы,
имеющиеся в залежах, млн т
США
393 822
Пакистан
63 366
Германия
34 100
Индия
32 893
Польша
11 837
Индонезия
11 103
В азиатском контексте (регионе, которому
была посвящена наша статья) многие дополнительные угольные ресурсы, указанные в перечне для
Пакистана, Индии и Индонезии, нуждаются в доказательстве возможности их промышленного применения. Однако низкосортный уголь может стать
причиной возникновения серьезных проблем, с точки зрения выбросов СО2 и внедрения технологии
«чистый уголь» с целью их снижения.
Д. Вуд, David Wood & Associates
Дж. Гири и С. Мохатаб,
Aaditya Energy Foundation, Ченней, Индия
Перевел Г. Липкин
№7   июль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: Инструменты
ДОПУСТИМЫЕ ПЕРЕПАДЫ ДАВЛЕНИЯ
НА КЛАПАНАХ, РЕГУЛИРУЮЩИХ ПОДАЧУ
СЫРЬЯ*
F. Yu, Jacobs Engineering Group, Хьюстон, Техас
Понимание зависимости между перепадом давления и системой регулирования процесса очень важно
В статье, ранее опубликованной в НР, автор показал преимущества подбора регулирующих клапанов,
используя минимально допустимый перепад давления при максимальном расходе сырья. В данной статье автор предлагает читателю больше информации
о зависимости между предельно допустимым перепадом давления на регулирующем клапане и системой, которую он обслуживает. Предметом рассмотрения данной статьи является допустимый перепад
давления только на клапанах, регулирующих давление в паровой фазе.
С точки зрения конструкции мы стремимся подобрать регулирующий клапан, способный регулировать
подачу технологической жидкости в желаемом диапазоне расхода, причем, чем меньше размер регулирующего клапана, тем ниже капитальные затраты, и, чем
меньше перепад давления на регулирующем клапане,
тем ниже эксплуатационные затраты.
Регулирующий клапан является частью технологической системы. Его функция заключается в регулировании расхода технологического сырья с целью
выдерживания определенных условий процесса.
Технологическая система состоит из источника и целевого оборудования, связанных с технологической
линией для перемещения технологической жидкости от источника к месту назначения. В технологической линии установлено другое технологическое оборудование, приборы, клапаны и арматура для переработки технологической жидкости. Переменными
в технологической системе являются температура и
давление на входе и выходе, расходные показатели,
размер поточной линии, регулирующий клапан и перепад давления в системе. В данной статье перепад
давления в системе определяют как общий перепад
давления в технологическом оборудовании, приборах и линиях, исключая перепад давления на регулирующих клапанах в технологической системе.
Перепад статического напора в паровой системе невелик, и им можно пренебречь. Увеличивая расход,
мы снижали перепад давления на регулирующем
клапане и в системе, и наоборот.
Если в технологической системе имеется компрессор, то он является источником перепада давления. Обычно это поршневой компрессор, и давление в системе будет зависеть от кривой, характеризующей его эксплуатационные возможности.
Поршневой компрессор создает меньший напор или
более низкое давление на входе при высоком расходе, и более высокий напор или более высокое давление на входе в систему при низком расходе.
В большинстве случаев инженер-технолог обеспечит допустимый перепад давления на клапане, регулирующем давление паров, а инженер (специалист по
КИП) подберет регулирующий клапан соответствующего размера. Инженеры-технологи иногда специально подбирают регулирующие клапаны с максимально
допустимым перепадом давления при максимальном,
персональном и минимальном расходах технологического сырья, но иногда обеспечивают этот перепад
давления только при минимальном расходе (так как
это легко сделать путем гидравлических вычислений).
ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ
Наиболее широкое применение в промышленности получили шаровые и двухстворчатые регулирующие клапаны (шаровые затворы или шаровые
клапаны). Шаровой клапан обычно меньше шарового затвора. Разница в размерах этих двух типов клапанов составляет 6–8 . При выборе между шаровым
и двухстворчатым регулирующими клапанами следует отдавать предпочтение шаровым клапанам, потому что они имеют более широкий рабочий диапазон. Трехстворчатый шаровой затвор выбирают для
больших расходов.
Приемлемый рабочий диапазон каждого типа
регулирующего клапана изменяется в зависимости от назначения. Приемлемый рабочий диапазон
шарового клапана составляет 20–90 % открытия.
Приемлемый рабочий диапазон шарового золотникового клапана составляет 15–90 открытия.
Приемлемый рабочий диапазон двухстворчатого шарового затвора составляет 15– 60 открытия. В данной статье принят приемлемый рабочий диапазон
шарового регулирующего клапана 20–90 % открытия, и приемлемый рабочий диапазон шарового затвора 20–90 открытия. Кроме того, принято считать, что фактором геометрии трубопроводной обвязки можно пренебречь.
*Сокращенный перевод. – Прим. ред.
БАЗОВЫЕ УРАВНЕНИЯ
Каждая технологическая система предназначена
для переработки технологической жидкости в максимальном и минимальном диапазонах расхода, с нормальным расходом между этими двумя пределами.
Задача инженера-технолога заключается в проведе-
№7   июль 2008
65
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: Инструменты
нии гидродинамических расчетов для технологической системы на основе нормального расхода для определения профиля давления и допустимого периода
давления на регулирующих клапанах. Кроме гидродинамических расчетов другим источником допустимого перепада давления на регулирующем клапане
является гидродинамический расчет компрессора,
который обычно основан на его проектной производительности.
Размер регулирующего клапана, как правило, зависит от максимального расхода и допустимого перепада давления на регулирующем клапане. Чем
меньше допустимый период давления на регулирующем клапане, тем больше регулирующий клапан.
В большинстве случаев экономически выгодно иметь
более крупный регулирующий клапан с меньшим
перепадом давления, потому что высокие затраты на
крупный регулирующий клапан окупаются за счет
меньших эксплуатационных затрат. Если обозначить
низкий допустимый перепад давления на регулирующем клапане DPo при максимальном расходе, Qo,
то допустимый перепад давления на регулирующем
клапане при нормальном и минимальном расходе
можно вычислить по следующему уравнению:
DPx = DPo + DPso [1 – (Qx/Qo)2] + DPh x = 1,2 (1)
где: DPso – перепад давления в системе при максимальном расходе, а DPx – перепад давления на регулирующем клапане при нормальном расходе (Q2, x = 2).
Перепад давления в системе в этом исследовании
представляет собой перепады давления во всех трубопроводных обвязках, оборудовании и приборах,
которые изменяются с изменением расходов. DPh
это напор компрессора или повышение давления
при нормальном или максимальном расходе по сравнению с максимальным расходом. Ур. 1 представляет
собой общее (генеральное) уравнение, применяемое
к любым технологическим системам.
Поскольку в большинстве случаев перепад давления DPs1 вычисляют, перепад давления в системе при
максимальном расходе DPso можно рассчитать при
помощи следующего уравнения:
DPso = DPs1 (Qo/Q1)2
(2)
Для регулирующего клапана в первой фазе, регулирующий клапан CVo при максимальном технологическом расходе или CVx при другом расходе можно
рассчитать по следующим уровням:
(3а)
(3b)
где: Р1 – давление на входе в регулирующем клапане,
фунт/дюйм2; Т1 – температура на входе в регулирующий клапан, а R (Rankline), Gg – отношение молекулярной массы газа к воздуху, а Z – коэффициент
66
сжимаемости; CVo и CVx – регулирующий клапан CV
при максимальном и других расходах, Qx, фут3/ч.
Хх – отношение перепада давления на регулирующем клапане (DPx , x = 0, 1, 2) к P1, безразмерно.
Его вычисляют по следующему уравнению:
Xx = DPx/P1 x = 0, 1, 2
(3c)
Yx – коэффициент расширения (отношение коэффициента расхода для газа к коэффициенту расхода для жидкости при том же числе Рейнольдса, безразмерно Yx вычисляют по следующему уравнению:
(3d)
Fk = k/1,4
(3e)
Fk – отношение удельной теплоемкости газа к воздуху, 1,4; XTx – коэффициент отношения перепада
давления для регулирующего клапана без подключенной арматуры. Это отношение перепадов давления,
которое требуется для обеспечения критического или
звукового потока через клапан, когда Fk = 1,0. Yx –
больше, чем 0,667, когда поток через регулирующий
клапан дозвуковой и равен 0,667, когда поток через
регулирующий клапан звуковой. XTx изменяется в зависимости от степени открытия регулирующего клапана, и его величину можно позаимствовать из каталога производителя регулирующего клапана.
Если взять отношения из уравнений 3а и 3b, то
может быть получено следующее уравнение:
(4)
Из уравнений 1 и 4 может быть получено уравнение, выраженное в Qx/Qo:
(5)
Qo, DPo, DPso, Yo и CVo (при максимальном расходе)
известны, потому что они используются для выбора
регулирующего клапана. Если регулирующий клапан
выбран, то его CVх при любом открытии регулирующего клапана может быть заимствован из каталога
производителя. Расход при данной степени открытия
клапана Qx может быть вычислен путем итерации по
уравнениям 5, 3с, 3d и 1.
ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ
Приведенные выше уравнения служат для изучения зависимости допустимого перепада давления
на регулирующем клапане и в технологической системе. Для упрощения анализа в качестве технологической жидкости используют воздух при 15,6 С.
Давление воздуха на входе в регулирующий клапан
составляет 100 фунт/дюйм2. Размер линии подбирают так, чтобы перепад давления в линии составлял
1 фунт/дюйм2/100 фут при максимальном расходе.
№7   июль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: Инструменты
Рабочий диапазон технологического потока подбирают от 50 % (минимум) до 110 % (максимум) от
нормального расхода. Допустимый перепад давления на регулирующем клапане подбирают, исходя из
максимального расхода, Qo. Для каждого варианта
расхода подбирают регулирующий клапан из соответствующего каталога производителя.
Результаты исследования для шаровых и двухстворчатых регулирующих клапанов приведены ниже.
Для шарового регулирующего клапана избраны
максимальные расходы воздуха 3000, 150 000, 420 000 и
840 000 фут3/час, используя линии диаметром 1, 2, 4,
6 и 8 , соответственно. Были избраны пять перепадов
давления в системе (при максимальном расходе): 5, 25,
50, 75 и 100 фунт/дюйм2 для каждого варианта расхода.
При этом были исследованы следующие факторы.
1. Допустимый перепад давления на регулирующем клапане, DPo при максимальном расходе, Qo.
Были подобраны допустимые перепады давления
на регулирующем клапане: 5, 10 и 15 фунт/дюйм2.
Регулирующие клапаны выбраны с близкими к максимально допустимым степеням открытия (90 %) с равными процентными характеристиками. Результаты
показаны в табл. 1.
Как видно из табл. 1, требуется регулирующий
клапан большего размера, если допустимый перепад давления на регулирующем клапане меньше, но
иногда один и тот же регулирующий клапан подбирают для различных допустимых перепадов давления на регулирующем клапане (см. максимальный
расход = 3000 фут3/ч).
2. Эксплуатационные характеристики регулирующего клапана при различных перепадах давления
в системе, DPso. Это исследование основано на регулирующих клапанах, подобранных с допустимым перепадом давления 5 фунт/дюйм2 при максимальном
расходе воздуха (см. табл. 1).
При приемлемом минимальном и максимальном
открытии регулирующего клапана (20 и 90 %) пропускную способность рассчитывают в процентном отношении для систем с разными перепадами давления
(при максимальном расходе). Результаты представлены в табл. 2 для максимального расхода воздуха 3000,
150 000, 420 000 и 840 000 фут3/ч. Цель заключается
в достижении возможности эксплуатации регулирующего клапана в диапазоне открытия от 50 до 90 %
при нормальном расходе.
Из этой таблицы видно, что избранные шаровые
регулирующие клапаны способны работать в диапазоне расходов от 50 до 110 %, фактическом расходе
103–108 % от нормального потока для перепада давления в системе 5 фунт/дюйм2 и 95–79 % от нормального расхода для перепада давления в системе от 25 до
100 фунт/дюйм2. Рабочий диапазон расхода уменьшается по мере повышения давления в системе. Для вариантов с перепадом давления 100 фунт/дюйм2 расход (течение) при 20%-ном открытии регулирующего
клапана звуковой, так как Y2 = 0,667.
3. Выбор регулирующего клапана независимо от
приемлемого максимального открытия регулирующего клапана.
Перечисленные в табл. 2 регулирующие клапаны
подобраны с близкими к приемлемым максимальным
степеням открытия (90 % открытия).
4. Эффект более широких пределов максимальных расходов.
Таблица 1. Выбор регулирующего клапана при разных перепадах давления на регулирующем клапане
DPo фут/дюйм2
CV – расчетный
Открытие клапана, %
Избранный клапан
5
0,431
69,8
1", 0,25-дюйм канал, три канавки, cv = 1,07
10
0,313
60,0
1", 0,25-дюйм канал, три канавки, cv = 1,07
15
0,260
87,3
1", 0,25-дюйм канал, три канавки, cv= 0,354
Максимальный расход воздуха = 3000 фут3/час
5
2,153
85Ю6
1", 0,375-дюйм канал, cv= 3,07
10
1,566
85,4
1", 0,375-дюйм канал, cv= 3,07
15
1,315
70,5
1", 0,375-дюйм канал, cv= 3,07
Максимальный расход воздуха = 150 000 фут3/час
5
107,3
84,5
3", 3 7/16-дюйм канал, cv = 136,0
10
77,66
83,6
2,5", 2 7/8-дюйм канал, cv = 99,4
15
64,90
77,2
2,5", 2 7/8-дюйм канал, cv = 99,4
Максимальный расход воздуха = 420 000 фут3/час
5
299,9
77,9
6", 7-дюйм канал, cv = 394,0
10
218,1
87,8
6", 43/8-дюйм канал, cv = 274,0
15
180,4
82,8
4", 43/8-дюйм канал, cv = 224,o
Максимальный расход воздуха = 840 000 фут3/час
5
600,2
69,6
8", 8-дюйм канал, cv = 818,0
10
435,4
86,1
8", 8-дюйм канал, cv = 567,0
15
359,8
88,4
6", 7-дюйм канал, cv = 394,0
№7   июль 2008
67
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: Инструменты
регулирующем клапане не улучшает ограничение
потока при минимальном расходе и 20%-ном открытии клапана путем подбора различных регулирующих клапанов.
5. Эффект изменения высоты напора компрессора
в зависимости от расхода. Изменение высоты напора
компрессора в зависимости от расхода показано на
рисунке. Форма кривой компрессора зависит от степени сжатия, типа газа и конструкции компрессора.
Как правило, гидравлический напор компрессора или
давление на выходе повышаются по мере снижения
расхода. Величина повышения или снижения напора
зависит от кривой и рабочей точки.
Поскольку регулирующий клапан подбирают на
основе максимального расхода и открытия, близкого к 90 %, величина высоты напора увеличится при 20%-ном открытии и снизится при 90%-ном
открытии. Эффекты повышения высоты напора на
5–10 фунт/дюйм2 при 20%-ном открытии регулирующего клапана и 90%-ном открытии шарового
регулирующего клапана при 20%-ном (самом низком допустимом открытии) показывают, что расход
Выбор регулирующих клапанов, перечисленных
в табл. 1, основан на максимальном потоке, составляющем 110 % от нормального расхода. В этом разделе
мы исследуем выбор регулирующих клапанов, исходя из 120–150 % от нормального расхода. Результаты
показывают, что максимальный расход и максимальный перепад давления в системе увеличиваются пропорционально.
При увеличении максимального расхода от 110 до
120 % от нормального расхода подбирают шаровые клапаны одинакового размера. Однако при
повышении расхода от 110 до 150 % от нормального расхода требуются более крупные шаровые
клапаны. Отобранный регулирующий клапан на
204 546 фунт3/ч способен работать при минимальном расходе в системах с более высоким перепадом давления (более 139,5–186 фунт/дюйм2). Для
предотвращения этой проблемы рекомендуется
подбор второго регулирующего клапана меньшего размера, рассчитанного на малый расход.
Отдельные вычисления показывают, что повышение предельно допустимого перепада давления на
Таблица 2. Эксплуатационные характеристики регулирующих клапанов при различных перепадах давления в технологической системе
DPso,
фунт/дюйм2
Процент расхода
при 20 % открытия
Процент расхода
при 90 % открытия
Диапазон
расхода, %
Охватывает
50–110 % расхода
Максимальный расход воздуха = 3000 фут3/ч; используйте 1"; клапан с каналом 0,375", cv = 3,07;
cv (20 % открытия) = 0,199, cv (90 % открытия) = 2,43
5
14,0
116,7
102,6
Да
25
21,9
112,1
90,2
Да
50
26,0
111,2
85,2
Да
75
27,1
110,8
83,7
Да
100
30,6 (звуковой)
110,6
80,0
Да
Максимальный расход воздуха = 150 000 фут /ч; используйте 3"; клапан с каналом 3 7/16";
cv = 136; cv (20 % открытия) = 7,53, cv (90 % открыт) = 120
3
5
10,7
116,1
105,4
Да
25
16,8
111,9
95,1
Да
50
20,1
111,1
91,0
Да
75
21,1
110,7
89,6
Да
23,6 (звуковой)
110,6
87,0
Да
100
Максимальный расход воздуха = 420 000 фут3/ч; используйте 6"; клапан с каналом 7";
cv = 394; cv (20 % открытия) = 25,8; cv (90 % открытия) = 368
5
13,0
120,8
107,8
Да
25
20,4
113,3
92,9
Да
50
24,3
111,8
87,5
Да
75
25,4
111,2
85,8
Да
100
28,5 (звуковой)
110,9
82,4
Да
Максимальный расход воздуха = 840 000 фут3/ч; используйте 8"; клапан с каналом 8";
cv = 818; cv (20 % открытия) = 58,1; cv (90 % открытия) = 761
68
5
14,6
122,4
107,8
Да
25
22,8
113,8
91,0
Да
50
27,0
112,0
85,0
Да
75
28,1
111,4
83,3
Да
100
31,9 (звуковой)
111,1
79,2
Да
№7   июль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: Инструменты
№7   июль 2008
Кривая А
Лини
я пов
ышен
ия да
влен
ия
нормального поиска для перепада давления в системе 5 фунт/дюйм2 и 103 до 93 % от нормального
расхода для перепада давления в системе от 25 до
100 фут3/ч. По сравнению с обычным шаровым клапаном (см. табл. 2, 420 000 фут3/ч) шаровой затвор
имеет приблизительно такой же диапазон расхода
при перепаде давления в системе 5 фунт/дюйм2
(107,3 против 107,8 %) не имеет более широкий
диапазон для других вариантов перепада давления
в системе (103–99 % против 93–82 %). Шаровой
затвор имеет более широкий диапазон расхода,
особенно для систем с большим перепадом давления
(более 5 фунт/дюйм2).
3. Выбор регулирующего клапана независимо от
приемлемого максимального открытия регулирующего клапана.
Если рабочий диапазон регулирующего клапана
выходит за пределы максимально приемлемого открытия, то требуются более высокие капитальные
затраты. В частности, при перепаде давления в системе 5 фунт/дюйм2 раскрытие 133 против 107 % при
расходе 420 000 фут3/ч) и (98 против 100 % при расходе 8 500 000 фут3/ч). Шаровые затворы сохраняют
свою работоспособность при проектном диапазоне
расхода (50 до 110 % от нормального расхода).
4. Эффект более широких пределов максимальных расходов. Выбор регулирующих клапанов основан на максимальном расходе 110 % от нормального.
При более широком диапазоне максимальных расходов (120 и 150 % от нормального расхода) максимальный расход и максимальный перепад давления
в системе увеличиваются пропорционально.
При увеличении максимального расхода от 110 до
120 % от нормального расхода требуется более крупный регулирующий клапан (4-дюймовый вместо
3-дюймового) для расхода 420 000 фут3/ч, но один
и тот же регулирующий клапан подбирают для расхода в 8 500 000 фут3/ч.
При увеличении максимального расхода от 110 до
150 % от нормального расхода требуются более крупные шаровые затворы. Отобранные шаровые затворы способны работать при минимальном расходе
(50 % от нормального расхода) для всех перепадов
давления в системе.
5. Эффект изменения высоты напора компрессора в зависимости от расхода сырья (см. рис.).
Высота напора, фут
также увеличивается при различных максимальных
перепадах давления в системе. Самое большое увеличение высоты напора наблюдается в системе с самым низким перепадом давления (5 фунт/дюйм2).
Кроме того, снижение высоты напора компрессора
при 90%-ном открытии клапана влияет на снижение
расхода на 35,8 до 0,3. При снижении высоты напора на 10 фунт/дюйм2, процентное снижение расхода
составляет приблизительно 120,8 до 0,3. Самое большое снижение опять-таки наблюдается в системе
с самым маленьким перепадом давления. Поскольку
отобранные регулирующие клапаны основаны на
верхнем пределе расхода, они способны работать
на всем диапазоне. При приемлемом максимальном
открытии клапана (90 %) отобранные шаровые клапаны могут оказаться неспособными работать на
верхнем пределе расхода из-за снижения напора
компрессора, особенно для мелких регулирующих
клапанов и систем с меньшим перепадом давления
(менее 25 фунт/дюйм2) или большем снижении высоты напора компрессора (более10 фунт/дюйм2).
Для шарового раствора (золотника Кориолисса)
избраны максимальные расходы воздуха 420 000,
25 500 800 и 8 500 000 фут3/ч, используя линии диаметром 6, 12 и 20 , соответственно. Были избраны пять перепадов давления в системе (на основе максимального
расхода): 5, 25, 50, 75 и 100 фунт/дюйм2 для каждого варианта расхода. Исследованы следующие факторы.
1. Допустимый перепад давления на регулирующем клапане, DPо при максимальном расходе,
Qo. Подобраны допустимые перепады давления
на регулирующий клапан 5, 10 и 15 фунт/дюйм2.
Регулирующий клапан подобран с близкой к максимальной степени открытия (90 ) с равными процентными характеристиками. Результаты показывают,
что требуется шаровой затвор большего размера,
если допустимый перепад давления на регулирующем клапане меньше, и, наоборот. Но иногда один
и тот же регулирующий клапан подбирают для различных допустимых перепадов давления (см. вариант 420 000 фут3/ч). Для расхода 420 000 фут3/ч при
DPo = 5 фунт/дюйм2 подбирают 3-дюймовый шаровой затвор, но для выполнения той же работы требуется 6-дюймовый обычный шаровой клапан.
2. Эксплуатационные характеристики регулирующего клапана при различных перепадах давления
в системе.
Это исследование основано на регулирующих
клапанах, подобранных с допустимым перепадом
давления 5 фунт/дюйм2 при максимальном расходе воздуха. При приемлемом минимальном и максимальном раскрытии регулирующего клапана
(20 и 90 ) пропускную способность вычисляют в процентном отношении для систем с разными перепадами давления (считая на максимальный расход).
Приведены результаты для максимального расхода
420 000 и 8 500 000 фунт3/ч. Цель заключается в том,
чтобы регулирующий клапан мог работать в диапазоне от 50 до 110 % от нормального расхода.
Как показывают результаты, избранные шаровые затворы способны работать в диапазоне от 50 до
110 %, практически в диапазоне от 114 до 107 % от
Кривая В
Расход, галл/мин
Рис. Кривая поршневого компрессора показывает изменения
напора (высоты нагнетания) компрессора в зависимости от расхода сырья
69
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: Инструменты
При 20-градусном открытии клапана напор компрессора увеличивается на 5–10 фунт/дюйм2 и
снижается на 5–10 фунт/дюйм2 при 90-градусном
открытии регулирующего клапана. По мере увеличения напора компрессора (на 5 или 10 фунт/дюйм2)
увеличивается расход (но незначительно – на 1,8 до
0 %) при различных перепадах давления в системе.
Самое большое увеличение напора наблюдается
в системе с перепадом давления 5 фунт/дюйм2.
При 90-градусном открытии шарового затвора
напор компрессора снижается на 5 фунт/дюйм2 при
одновременном снижении расхода (в процентах)
на 38,7 до 0,1, а при снижении напора компрессора
на 10 фунт/дюйм2 расход (в процентах) снижается
на 122,4 до 0,3. Самое большое снижение наблюдается в системе с перепадом давления 5 фунт/дюйм2.
При приемлемом максимальном открытии клапана
(90 ) для расхода 420 000 фут3/ч отобранный шаровой затвор может работать при максимальном расходе в системе с более высоким перепадом давления (более 75 фунт/дюйм2) и меньшем перепаде
напора компрессора (5 фунт/дюйм2). Для расхода
8 500 000 фут3/ч отобранный шаровой затвор может
работать при максимальном расходе с перепадом давления в системе более 25 фунт/дюйм2 и более высоком перепаде напора компрессора (10 фунт/дюйм2).
Поэтому более крупный шаровой затвор менее
чувствителен к снижению напора компрессора
при 90-градусном открытии.
ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ
1. Инженер-технолог должен обеспечить предельно допустимый перепад давления на регулирующих
клапанах при минимальных, нормальных и максимальных расходах с тем, чтобы инженер по приборам мог подобрать соответствующий регулирующий
клапан для полного рабочего диапазона. Для системы
без компрессора в результате гидравлических исследований часто удается определить перепад давления
только при нормальном расходе. Но для определения
перепада давления при максимальном расходе можно использовать ур. 2. Кроме того, допустимые перепады давления можно определить при максимальном и минимальном расходах с помощью ур. 1. Для
системы с компрессором часто имеются данные по
перепаду давления при максимальном расходе, потому что гидравлические характеристики компрессора
основаны на максимальном расходе.
2. В целях снижения эксплуатационных затрат рекомендуется установить минимально допустимый перепад давления на регулирующем клапане при максимальном расходе. Рекомендуется также подбирать
размер регулирующего клапана с близким к максимально допустимому открытию клапана, т.к. это позволит выбрать регулирующий клапан меньшего размера (меньшие капитальные затраты) и обеспечить
более широкий диапазон расхода.
Если между компрессором и обслуживаемым оборудованием имеется несколько ветвей, то выше упомянутое правило должно относиться к критически
важной ветви, что приведет к самому низкому давлению на выходе компрессора.
70
3. Шаровой затвор, как правило, имеет более широкий диапазон расхода (107–92 % от нормального),
чем обычный шаровой регулирующий клапан (93–
82 % от нормального расхода) в системе с перепадом
давления более 5 фунт/дюйм2. При перепаде давления 5 фунт/дюйм2 диапазон расхода из регулирующих клапанов обоих типов приблизительно одинаков (107 против 108 %).
4. Для системы с более широким диапазоном расхода (50–150 % от нормального расхода) шаровой
клапан иногда не охватывает минимальный расход,
тогда как шаровой затвор не создает таких проблем.
5. В данном исследовании отобранные шаровые
регулирующие клапаны способны снижать расход
до 18–31 % от нормального при 20%-ном открытии,
исходя из предположения, что напор компрессора
повышается на 10 фунт/дюйм2. Для отобранных шаровых затворов при 20-градусном открытии и повышении напора компрессора на 10 фунт/дюйм2 расход может быть снижен до 7–18 % от нормального
расхода.
Отобранные шаровые клапаны способны обеспечивать 110 % от нормального расхода при 90%ном открытии регулирующего клапана, если перепад давления в системе выше 25 фунт/дюйм2.
Отобранные шаровые затворы при 90о открытии
способны обеспечивать 110 % от нормального расхода, если размер регулирующего клапана выше
(более 3 ), перепад давления в системе велик (более
25 фунт/дюйм2) и снижение напора компрессора
менее (менее 10 фунт/дюйм2).
Поскольку регулирующий клапан подбирают,
исходя из максимального расхода и близкого к приемлемому максимального открытия регулирующего
клапана, отобранный регулирующий клапан гарантированно способен работать в режиме максимального расхода.
6. Анализ, предложенный в данном исследовании,
основан на гидравлических расчетах с учетом фактических условий эксплуатации. Часто в этих расчетах
переоценивают перепады давления в оборудовании
или приборах. Это приводит к более высокому перепаду давления на регулирующем клапане в реальных
условиях эксплуатации.
Перевел Г. Липкин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. F.C. Yu. «Easy way to estimate realistic control valve
pressure drops», Hydrocarbon Processing, August 2000,
p. 45–48.
2. Control Valve Handbook, 3rd edition, Fisher Controls
International, Inc., 2001.
Frank C. Yu (Ф. Ю), ведущий инженер-технолог Jacobs Engineering Group, Хьюстон,
Техас. Специализируется на разработке
нефтехимических процессов. Д-р Ю имеет
ученые степени бакалавра, магистра и доктора в области разработки химических
технологий.
№7   июль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: инструменты
НОВЫЙ ПОДХОД К МОНИТОРИНГУ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК
S. K. Lahiri, N. Khalfe, C. Lenka и M. Al-Baiyaa, Jubail United Petrochemical Co., Sabic, Saudi Arabia
Путем сжатия статистических данных могут быть быстро обнаружены и идентифицированы важные изменения в технологических процессах
Для мониторинга условий на современных
сложных технологических предприятиях часто
требуется много времени, потому что множество
приборов измеряют тысячи переменных технологических процессов через каждые несколько секунд. Это приводит к «перегрузке данных» и изза отсутствия надлежащего анализа эта ценная
информация оказывается недоиспользованной.
Операторы используют только несколько переменных для мониторинга состояния технологического процесса. К счастью, группы переменных часто объединяются, так как один и тот же ведущий
принцип процесса характеризуется несколькими
переменными.
Многомерные статистические методы, например,
основной компонентный анализ (principal component analysis – РСА), способны сжимать информацию. С помощью такого метода сжатия статистических данных была разработана многомерная методика мониторинга. При этом преследуется цель
повышения эффективности мониторинга состояния крупных процессов и быстрого обнаружения и
идентификации важных изменений в технологических процессах. Был разработан графический интерфейс, позволяющий отражать состояние установки в
реальном масштабе времени по единственной точке.
Расположение этой точки показывает, работает ли
установка нормально, или есть ли аномальные зоны.
В режиме он-лайн диагностируется причина неполадок в процессе. Кроме того, графический интерфейс показывает параметры процесса, вышедшие из
нормального рабочего режима и делающие процесс
аномальным. Это помогает быстро идентифицировать неполадки в процессе, без изучения деталей,
которые в противном случае могли бы остаться незамеченными на их начальной стадии. Это математическое обеспечение было внедрено на установке
по производству этилена и успешно диагностирует
сбои и аномалии в процессах, что позволяет на ранней стадии составлять план обнаружения и устранения неполадок. Это обобщенное программное обеспечение может применяться к любым технологическим установкам.
ВВЕДЕНИЕ
Мониторинг и выявление неполадок являются
неотъемлемой частью успешного ведения любого
процесса. Мониторинг состояния процесса мож№7   июль 2008
но осуществлять путем сравнения фактических результатов с прогнозами механической модели или
путем использования карт статистического контроля процессов (statistical process control – SPC)
например, карты Стюарта, CUSUM-карты или
EWMA-карты для сравнения текущего состояния
процесса с «нормальными условиями эксплуатации.
Проблематичность мониторинга процессов заключается в колоссальном числе коррелируемых данных,
собранных с множества датчиков через каждые несколько секунд. Этот переизбыток данных и отсутствие надлежащих аналитических средств привели
к тому, что очень мало делалось для использования
этой богатейшей информации. Наиболее значительный недостаток применения механистического
подхода заключается в необходимости разработки
детальной модели, даже если детальная механистическая модель разработана, и параметры неопределенны и часто нуждаются в корректуре в реальном
времени. Преимущество применения созданных
карточных методов стати­стического контроля заключается в том, что они не нуждаются в модели,
а непосредственно используют операционные данные. Значительный недостаток этих контрольных
карт заключается в том, что они были разработаны
для мониторинга одномерных проблем или наборов
независимых переменных и расширение на случай со многими скоррелированными переменными
затруднительно. Эти методы все еще находят применение на базе «одна переменная в определенное
время» к многомерным процессам, либо формально
с помощью карт Стюарта, либо неформально, когда операторы осуществляют мониторинг основных
параметров. Этот подход, как правило, адекватен,
хотя экстремально неэффективен, однако, если параметры коррелируют, то этот подход может привести к ошибочным результатам.
В данной статье описан другой, более эффективный подход к мониторингу процессов с помощью
многомерных статистических методов РСА. Эти методы особенно пригодны для анализа крупных наборов коррелируемых данных.
В общей проблеме измерения, произведенные
в процессе, собирают с установки и упорядочивают
в n k матрицу, где Х состоит из n наблюдений и k
переменных. Цели многомерной SPC схемы заключаются в мониторинге процесса с помощью этих наблюдений и качества продуктов, а также в обнару71
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: инструменты
жении неполадок в процессе, сбоев в работе оборудования и прочих «нештатных» ситуаций. Конечная
ступень методики заключается в выявлении причин
и устранении этих «нештатных» ситуаций, таким
образом, восстанавливая нормальное течение процесса.
При наличии компьютерных систем управления
процессами, анализаторов на потоке и лабораторий
автоматического контроля качества нередко в режиме он-лайн измеряют сотни переменных через
каждые несколько секунд или минут и десятки переменных через каждые несколько минут или часов.
Несмотря на возможность измерения множества
переменных, они почти никогда не бывают независимыми, они, наоборот, в значительной степени
скоррелированы. Истинные размеры пространства,
в котором происходит процесс, почти всегда значительно меньше, чем число измерений.
В некоторых ситуациях это объясняется фундаментальными зависимостями между переменными.
Например, в гипотетической реакции А + В → С,
где А и В подают в реактор в заданном соотношении, несмотря на измерение концентрации А, В и
С (трехмерное измеряемое пространство), фактическая проблема одномерна (стехиометрическая
зависимость и фиксированное соотношение сырья
фактически исключают степень свободы). В других
ситуациях размещение измерений и характер процесса делают эти измерения в значительной степени скоррелированными. Рассмотрим дистилляционную колонну, в которой только три параметра
(орошение, ребойлер и состав сырья) изменяются
независимо. Первоначально измеряют температурный профиль путем измерения температуры
каждой четвертой тарелки. Если число измерений
увеличивают до температуры каждой тарелки для
получения более детального температурного профиля, то размер пространства измеряемых переменных значительно увеличивается, однако ситуация не изменяется. Для окончательной иллюстрации рассмотрим другую ситуацию, где произведены измерения многих разных переменных, но
природа процесса и нарушения таковы, что только
они позволяют параметрам перемещаться в пространстве намного меньшего размера. Например,
при производстве синтетических волокон обычно
измеряют более 10 параметров качества, таких как
титр волокна, растяжение под различными нагрузками, прочность на разрыв, глубина окраски и т.д.
Физическое значение этих измерений гарантирует, что в процессе можно получать волокна только
с определенным сочетанием свойств, и нарушения
в процессе влияют на многие из этих переменных
в очень скоррелированной форме. Например, волокна с достаточно низкой массой/единицей длины не могут иметь высокую прочность на разрыв.
Нарушения, ведущие к снижению этого параметра, неизбежно ведут к уменьшению прочности на
разрыв.
72
Как упоминалось выше, к счастью, в наборах данных со многими переменными, группы переменных
часто перекликаются, потому что один и тот же принцип, определяющий поведение системы, измеряют
с помощью нескольких переменных. Во многих нефтехимических системах имеются лишь несколько
таких движущих сил. Но изобилие приборов позволяет нам измерять десятки системных переменных.
При этом мы можем воспользоваться этой избыточной информацией. Мы можем упростить нашу проблему путем замены группы переменных на одну
единственную новую переменную.
РСА – количественно жесткий метод для достижения этого упрощения. Этот метод генерирует
новый набор переменных, называемых основными
компонентами. Каждая основная компонента представляет собой линейную комбинацию исходных
переменных. Все основные компоненты взаимно
ортогональны, так что отсутствует избыточная информация. Основные компоненты, взятые в целом, образуют ортогональную базу для пространства данных. РСА был первоначально разработан
Пирсоном и является стандартным многомерным
статистическим методом, описанным во многих
учебниках (например, Андерсоном [7], Мардиа [8]
и Уолдом [9]).
АНАЛИЗ ОСНОВНЫХ КОМПОНЕНТОВ
Мы живем в многомерном мире, но визуально можем представлять этот мир только в трех измерениях. Рассмотрим трехмерную картину (рис. 1, а) при
наблюдении в двух измерениях (рис. 1, в). Очевидно,
что двух измерений недостаточно для рассмотрения
трехмерной зависимости. Однако мы сможем построить эту зависимость в двух измерениях (рис. 2),
если идентифицируем две линейные комбинации
x, y и z с тем, чтобы большая часть вариаций в этих
трех переменных была охвачена. Эти линейные комбинации переменных называют скрытыми компонентами.
РСА представляет собой метод трансформирования данных, который поворачивает данные таким
образом, что основная ось находится в направлении
максимальной вариации (рис. 3). Мы можем рассмотреть повернутые данные на новых основных
осях. «Координаты» данных в этой новой «системе
b
a
8
4
z0
�4
�8
3 2
1 0
y �1 �2
2
1
y 0
�1
3
1 2
�1 0x
�2
�3 �3
�2
�3
�3
�2
�1
Рис. 1. Трехмерные (а) и двухмерные данные (в)
№7   июль 2008
0
1
2
3
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: инструменты
координат» известны как множество основных компонентов. Они, в сущности, являются проекциями
данных на основные оси. Основные оси (компоненты) это векторы в исходном изменяющемся пространстве. Эти «векторы» называют основными нагрузками компонентов.
Для чего нам необходима ротация данных?
Несмотря на то, что набор данных содержит много
переменных (т.е. n размеров) изменения часто ограничиваются несколькими основными направлениями. Путем переориентации нашей системы координат для соосности с этими основными (многовариантными) направлениями мы часто можем видеть, что
некоторые направления, перпендикулярны этому
пространству, содержат очень незначительные изменения, которыми можно пренебречь. Следовательно,
путем переориентации способа рассмотрения данных можем выжать максимально возможное количество информации, втиснув ее в три ключевых направления.
Как мы генерируем основные компоненты?
Основные компоненты представляют собой выбор
новой системы координат путем ротации исходных
переменных и их проецирования в уменьшенное
пространство, определяемое первыми несколькими
основными компонентами, где данные адекватно
описаны в упрощенной и более значимой форме.
Основные компоненты упорядочены так, что первая описывает самое большое число вариаций данных, вторая – второе по числу вариаций данных и
т.д. При высокой степени корреляции данных мы
обычно находим, что для объяснения самой важной
вариации требуются лишь несколько основных компонентов.
Основные компоненты должны обладать следующими свойствами: они должны быть ортогональны (т.е. независимы). Первая основная компонента
указывает направление максимальной вариации
данных. Для гарантии этих свойств, столбцы исходных данных должны быть ортонориальны (нормализованы).
Мы можем нормализовать набор данных Х по
формуле: Xs = Xd × D, где «средне-центрированная
матрица Xd может быть получена путем вычитания
Первая основная компонента (направление
максимальной дисперсии)
LV1=(0,1658X)+(0,6120Y)+(0,7733Z)
Исходная переменная 2
Основная компонента
(направление максимальное
дисперсии)
Исходная переменная 1
LV2 = (-0,9652Х) + (0,2615У)
Аномальная
зона
Третья основная компонента
Нормальная
рабочая зона
Вторая основная компонента
Первая основная компонента
Рис. 4. График зависимости первой и второй основной компоненты компрессора
Рис. 3. Проецирование данных в направлении максимальной
дисперсии
Третья основная компонента
Вторая основная компонента
Рис. 2. Трехмерное изображение, показанное в двух размерах
Рис. 5. График зависимости второй и третьей основной компоненты компрессора
№7   июль 2008
Первая основная компонента
Рис. 6. График зависимости первой и третьей основной компоненты компрессора
73
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: инструменты
Первая основная компонента
Можно показать, что для матрицы нормализованных данных Xs (т.е., XsTXs = 1) собственный вектор
(eigenvector) XsTXs (ковариационная матрица) с максимальным собственным значением будет указывать направление максимальной вариации данных.
В действительности, вариация данных вдаль каждого
собственного вектора равна собственному вектору
собственного значения (eigenvalue).
Проверка также показывает, что собственные
векторы по определению взаимно ортогональны.
Следовательно, собственные векторы ковариационной
матрицы являются основными компонентами данных.
Ступени вычисления основных компонентов.
Рассмотрение матрицы Х – нормализованных
данных (каждый столбец имеет среднее нулевое
значение стандартного отклонения) по размерам n
строк и m столбцов (n × m). Ковариация Х = ХТХ.
Вычисление всех собственных векторов и собственных значений ХТХ.
Размещение собственных векторов по убывающему собственному значению. Эту матрицу называют нагрузочной матрицей, Р(m × m).
Вычисление множества основных компонентов (т.е. проецирование исходных нормализованных
данных на базу этого нового собственного вектора), умножение нормализованной матрицы Х на Р.
Расчетная матрица будет Т = ХР(n × m).
Переход от нормальной
рабочей зоны в аномальную
зону
Число записей
Рис. 7. Тренд первой основной компоненты в зависимости от
числа записей
74
Загрузочные векторы, Р, ортонормальны и указывают направления с максимальной изменчивостью. Т-множества от различных основных компонентов представляют собой координаты объектов
в уменьшенном пространстве. Они не скоррелированы и поэтому измеряют различные «скрытые
структуры» данных. Путем построения графика
зависимости значений одной основной компоненты от другой, можно легко увидеть какой из объектов имеет сходства в измерениях и образует гнезда
(кластеры) и какой изолирован от других и, поэтому является необычным объектом, или аутсайдером. Преимущество РСА заключается в том, что
он дает более простое и более экономное описание
ковариационной структуры данных, чем исходные
данные.
ИССЛЕДОВАНИЕ НА КОНКРЕТНОМ ПРИМЕРЕ.
МОНИТОРИНГ ЦЕНТРОБЕЖНОГО
RECLAIM-КОМПРЕССОРА
На установке по производству этиленгликоля
применяли поршневой компрессор для сжатия отходящего технологического газа с 0,1 до 20,2 атм
(1 атм = 1 кг/см3) с целью отбора. Это трехступенчатый поршневой компрессор с промежуточным
охлаждением и сепаратором на каждой ступени.
Выпускные клапаны, применяемые в этом компрессоре, склонны к повреждению (обычный срок
службы составляет всего один год), если из газа даже
незначительное количество влаги уносится в компрессор или происходит конденсация. Когда компрессор работает, очень трудно определить ухудшение
характеристик впускных клапанов, несмотря на то,
что об этом можно судить по температуре на ступени
нагнетания. Если бы не были обнаружены аномалии
в работе впускных клапанов на их начальной ступени, то впускная остановка компрессора привела бы
к значительным сбоям в процессе. Цель использования многомерной системы мониторинга на этом
компрессоре заключается в диагностике проблем,
связанных с впускными клапанами по начальной
Объясненная дисперсия, %
соответствующей средней из каждого элемента матрицы: Xd = X – X.
D и Sxi определяют как:
Основная компонента
Рис. 8. Дисперсия, объясняемая первыми несколькими основными компонентами
№7   июль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: инструменты
ступени с тем, чтобы ремонт и
техническое обслуживание можно было спланировать, и, благодаря этому, предотвратить аварийное выключение компрессора и
последующие сбои в процессе.
Первый исДля разработки системы монипарительный
барабан
торинга на основе РСА были собраны исторические данные по всем
параметрам (всего 29 параметров, в
частности, всасывание, выкид, температура и давление между ступеВыпуск газа
нями, уровень сепарации между
из контактора
Второй испарительступенями и 10 показаний вибраный барабан
ции, снижаемых в разных зонах
Ненасыщенный
компрессора) имеющимся в DCS
карбонат
применительно к этому компресРегенератор
сору. Среднечасовые прогнозируТеплообменник
Контактор
емые значения для этого регенераПодача
ционного компрессора, нанесенрецирк.
ные на плоскость (после удаления
Острый пар
газа
низ. давл.
всех аутсайдеров), определяемые
в контактор
первыми тремя основными компонентами, показаны на рис. 4, 5 и 6.
Насыщенный
Точки данных видны в кластерах
карбонат
в двух определенных зонах, которые соответствуют различным
Ребойлер
условиям эксплуатации. Простое
рассмотрение индивидуальных
графиков переменных процесса
Насос для карбоната
может внести путаницу и отнять
время, не выявляя такой информации. Для облегчения диагностики причин этих сдвигов в ходе
Перечень приборов
процесса можно запросить соТеги
Описание
ответствующую
многомерную
Д1–1
Он-лайн денсиметр для ненасыщенного карбоната
модель и определить влияние
ДР1
Дельта Р в колонне регенератора
переменных процесса на эти
сдвиги. После детального исслеF1
Расход пара в ребойлере
дования данных процесса было
F2
Расход пара на регенератор
сделано заключение о том, что
MV1
Открытие регулирующего клапана (давления) верхней части
зеленый кластер соответствует
первого испар. барабана
нормальной работе компрессора,
а красный кластер соответствуР1
Давление в верхней части первого испар. барабана
ет неудовлетворительной работе
Р2
Давление в верхней части второго испар. барабана
выпускного клапана и последуюТ1
Температура в нижней части регенератора
щему ухудшению эксплуатационных характеристик компрессора.
Рис. 9. Идентифицированы восемь параметров для установки удаления СО2
После обнаружения различных кластеров все данные, относящиеся к нормальной работе (зеленый кластер),
венной изменчивости, объясняемой каждой основразделяют, и применяют РСА для идентифицированой компонентой. Мы можем видеть, что первые
ния диапазона зоны нормальной работы в плоскостри основных компоненты объясняют почти две
тях первых трех основных компонентов.
трети общего числа переменных. Таким образом,
На рис. 7 показана диаграмма изменений первых
можно заключить, что вместо мониторинга 29 паосновных компонентов во времени (т.е., рекордное
раметров компрессора можно осуществлять мозарегистрированное число). Заметное увеличение
ниторинг первых трех основных компонентов
числа основных компонентов свидетельствует о
и получить достаточную информацию о состопереходе из нормальных зон в аномальные из-за
янии работы компрессора. После определения
плохого срабатывания впускного клапана.
нормальных и аномальных зон эксплуатации
На рис. 8 представлен график процента качестпо диаграмме изменения мы в режиме он-лайн
№7   июль 2008
75
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: инструменты
76
Третья основная компонента
Hotelling T2
Объясненная дисперсия, %
Первая основная компонента
Вторая основная компонента
ИССЛЕДОВАНИЕ
НА КОНКРЕТНОМ ПРИМЕРЕ.
МОНИТОРИНГ И ДИАГНОСТИКА
ОТКАЗОВ УСТАНОВКИ
УДАЛЕНИЯ СО2
Установка удаления СО2 (carbon dioxide removal unit – CRU)
является неотъемлемой частью
установки по производству этиленгликоля (ethylene glycol – EG),
Первая основная компонента
Первая основная компонента
где СО2 удаляют из рециркулирующего газа (содержащего этилен,
Рис. 10. График зависимости первой и
Рис. 11. График зависимости первой и
кислород, метан, СО2 и следы этивторой основной компоненты CRU
третьей основной компоненты
леноксида) абсорбцией СО2 горячим раствором карбоната калия
в абсорбере-контакторе (рис. 9)
Насыщенный раствор карбоната,
Медленное увеличение тренда
поступающий из нижней части
указывает на постепенное накапливание гликоля
контактора, содержит непрорев карбонате
агировавшие карбонат и калий.
Бикарбонат и воду испаряют
в двух испарительных барабанах
низкого давления для удаления
растворенного этилена и метана. Затем насыщенный раствор
карбоната подают в регенератор,
куда нагнетают тепло для удаления СО2 путем конверсии бикарЧисло записей
боната в карбонат. Бедный расРис. 12. Тренд первой основной компоненты в зависимости от числа записей
твор карбоната из нижней части
регенератора нагревают в теплообменнике
«процесс-процесс»
и снова рециркулируют обратно
Эти всплески
объясняются
в контактор для новой абсорбции.
аномальной
Стабильная и эффективная рабоработой
установки
та CRU важна для установки EG,
поскольку она оказывает долговременное влияние на катализатор для получения этиленоксида
(ethylene oxide – ЕО) и общую
экономику производства.
Одна из крупнейших проблем,
с которой обычно сталкивается
Основная компонента
Число записей
CRU, заключается в образовании
гликоля в растворе карбоната с
Рис. 13. Дисперсия, объясняемая первыРис. 14. График Hotellig T2
последующим ухудшением споми несколькими компонентами CRU
собности карбоната удалять СО2.
Иногда, особенно летом, в рециркулирующем газе, подаваемом на установку, содерстроим графики 4, 5, 6 и 7. На экране компьютера
жится больше допустимого этиленоксида из-за плографически изображается только одна точка в техой работы ЕО-скруббера, что приводит к реакции
чение одной (каждой) минуты, и по расположению
в контакторе ЕО с водой и образованию гликоля.
этой точки можно легко определить находится ли
Образовавшийся гликоль накапливается в системе и
компрессор в зеленой (нормальной) или в красной
очень трудно поддается удалению. Если содержание
(аномальной) зоне. Местоположение точки может
гликоля в растворе карбоната превышает 10 %, он
указывать на ситуацию, когда компрессор медленбыстро вызывает вспенивание в контакторе, и в эксно выходит из зоны нормальной эксплуатации и
тремальных случаях приводит к выходу установки из
впускной клапан начинает работать с отклонением
строя. Основная проблема при обнаружении гликоля
от нормы. Следовательно, можно на начальной став растворе карбоната заключается в его очень меддии диагностировать отказ системы.
№7   июль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: инструменты
ленном образовании и накапливании (накапливается
в течение месяца), причем его влияние на параметры
процесса неоднозначно поддается определению.
Разработка системы мониторинга. Основная
цель применения многомерного мониторинга процесса к этой секции CRU заключается в диагностировании проблем, связанных с образованием гликоля
на ранней стадии с тем, чтобы спланировать соответствующие меры и предотвратить сбои в последующем
процессе из-за чрезмерного вспенивания.
Для разработки системы диагностирования неполадок была глубоко изучена система CRU, и на основе
опыта и знаний технологии процесса были идентифицированы восемь параметров процесса (см. рис. 9).
Были собраны среднечасовые данные за приблизительно семь месяцев, по этим восьми параметрам и
произведен основной компонентный анализ (РСА).
Спроектированные среднечасовые данные (после
удаления аутсайдеров) были нанесены на плоскость,
определенную по первым трем основным компонентам, как показано на рис. 10 и 11. И в этом случае точки данных образуют кластеры в двух четко очерченных зонах, которые соответствуют разным рабочим
условиям. Левый кластер опять-таки, соответствует
нормальной рабочей зоне, а правый соответствует
аномальной зоне из-за высокого содержания гликоля в растворе карбоната. Медленное нарастание первой основной компоненты на рис. 12 (в отличие от
случая с компрессором, где прирост значительный)
свидетельствует о том, что накапливание гликоля
происходит медленно, и процесс постепенно переходит из нормальной зоны в аномальную зону. На рис.
13 показан статистический критерий Т2 Hotelling
многомерного расстояния каждого наблюдения от
центра набора (множества) данных. Это аналитический способ нахождения экстремальных точек данных. Так что вместо мониторинга всех параметров
определить, нормален или аномален процесс (рис.
14) можно просто по графику Hotelling.
После определения нормальных и аномальных
зон, в режиме «он-лайн» были построены графики
10, 11 и 12 (точно такие же, как в случае с компрессором) для выборочного плана в реальном масштабе
времени. Местоположение точки внутри графиков
тщательно отслеживали, и параметры процесса
были скорректированы, когда эта «живая» точка
начинала смещаться из нормальной зоны в аномальную.
Когда точка находится внутри красного кластера, оператор получает своевременный сигнал возможного пенообразования в системе.
Следовательно, оператор уже готов к борьбе против вспенивания с помощью антипенных добавок.
Кроме того, был разработан графический интерфейс для указания на параметры процесса, которые склонны к выходу из нормального диапазона
и делают процесс аномальным, путем детектирования параметра, вызывающего изменения основных компонентов. Таким образом, этот графичес-
№7   июль 2008
кий интерфейс позволяет оператору быстро обнаруживать неполадки на ранней стадии развития и
направляет его в сферу рассмотрения причинноследственной зависимости.
Перевел Г. Липкин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Shewart, W.A., Economic Control of Quality of
Manufactured Produkt, Van Nostrand, Princeton, New
Jersey, 1931.
2. Woodward, R. H. and P. L. Goldsmith, Cumulative Sum
Technigues, Oliver and Boyd, London, 1964
3. Hunter, J. S., «Exponentially Weighted Moving
Average», J. Qual, Technol., 18, 1986, pp. 203–210.
4. Woodhall, W. H. and M. M. Ncube, «Multivariate
CUSUM Qualiry-Control Procedures», Technometvics,
27, 1985, pp. 285–292
5. Jackson, J. E., «Principal Components and Factor
Analysis: Part 1 – Principal Analysis», J. Qual. Technol.,
12, 1980, pp. 201–213.
6. Pearson, K., «On Lines and Planes of Closest Fit to
Systems of Points in Space», Philos. Mag., 2, 1901,
pp. 559–572.
7. Anderson, T. W., Introduction to Multivariate Statistical
Analysis. 2nd ed., Wiley, New York, 1984.
8. Mardia, K. V., J. T. Kent and J. M. Bibby, Multivariate
Analysis, Academic Press, London, 1982.
9. Wold, S., N. Kettaneh-Wold and B. Skagerberg. «NonLinear PLS Modelling», Chem. Intell. Lab. Sys., 7, 1989,
pp. 53–65.
Sandip Kumar Lahiri (С. К. Лаири), инженер-технолог с 14-летним опытом работы в нефтехимической промышленности.
Специализируется на моделировании процессов, оптимизации и выявлении неполадок. Имеет ученую степень магистра в области химических технологий.
Nadeem Khalfe (Н. Халф), инженер-технолог
с семилетним опытом работы на установке
этиленгликоля. Специализируется на обнаружении и устранении неполадок на нефтехимических установках. Имеет ученую степень бакалавра.
Chinmaya Lenka (Ч. Ленка), инженер с восьмилетним опытом работы на установке
этиленгликоля. Имеет ученую степень бакалавра в области химических технологий.
Специализируется на выявлении и устранении неполадок на нефтехимических установках.
Mohd. Al-Baiyaa (М. Аль-Байя), инженер
с пятилетним опытом работы на нефтехимических предприятиях. Имеет ученую степень бакалавра в области химических технологий.
77
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: инструменты
ХРОМАТОГРАФИЧЕСКИЕ
МЕТОДЫ АНАЛИЗА СМЕСЕЙ
J. Mott, Shimadzu Scientific Instruments, Inc., Ленекса, Канзас, и M. Taylor, Shimadzu Scientific Instruments, Inc., Колумбия,
Мэриленд
Эти методы обеспечивают качественный контроль процесса; обращается внимание на выбор конструкций
аналитических систем
Поскольку стоимость сырой нефти на оптовых
рынках продолжает колебаться в пределах 90 долл/
брл, биотоплива и топливные добавки привлекают повышенное внимание нефтеперерабатывающих заводов. Вместе с тем уделяется большое внимание проблемам выбросов так называемых «парниковых газов» и
их разрушающего влияния на окружающую среду.
Этиловый спирт или этанол (ethanol – EtOH) является высокооктановым топливом, вырабатываемым
путем ферментации заводского сахара. Этанол начали добавлять в бензин еще в семидесятых годах прошлого века и в настоящее время используют эту смесь
приблизительно в 46 % бензина, идущего на продажу
на транспортный рынок США. Еще до недавнего времени основная роль этанола рассматривалась как повышение октанового числа, а также как альтернатива
бензину в целях охраны окружающей среды. Имея
октановое число смеси (R+M)/2 равное 112,5, этанол
является одним из наиболее экономичных «усилителей» октанового числа для топливных смесителей.
В США Е-10 (10 % этанола и 90 % бензина) это наиболее широко применяемая смесь, но ее вырабатывают вплоть до Е-85 (рабочие условия для Е-85 требуют
специально выпускаемого «гибкого растворителя топлива»). Согласно положениям 2006 г. Ассоциации по
заменяемым топливам (Renewable Fuels Association –
RFA) США имели более чем 5 млрд галл годовой производительности 113 EtOH. DFA также сообщила
о том, что на новых заводах в ближайшем будущем
предполагается расширение мощностей до суммарной производительности этанола 6,2 млрд галл/год.
С расширением рынка производители этанола
и нефтепереработчики, производящие бензин, разрабатывают совместно методики и оборудование для
проведения анализов качества продукции на протяжении всего процесса. Два наиболее эффективных,
точных и экономически выгодных методов это газовая хроматография (gas chromatograph – GC) и высоко эффективная жидкостная хроматография (high
performance liquid chromatograph – HPLC).
От поля до топлива
В США кукуруза является одним из основных пищевых продуктов, использующихся для производства этанола. Этанол также производится из таких
органических продуктов, как ячмень, пшеница, рис,
сорго обыкновенное, подсолнечник, картофель, маниока, патока и др. За пределами Северной Америки
наиболее свойственными продуктами для производства этанола являются сахарный тростник и сахарная
78
свекла. EtJH может быть также произведен из диких
трав, пшеничной соломы и других органических отходов, таких как рисовая солома, отходы лесоматериалов и заводские отходы. Кукурузные остатки –
наиболее распространенные сельскохозяйственные
отходы, применяемые в Америке.
Для производства этанола из кукурузы существует два производственных процесса – мокрое и сухое
извлечение. При сухом извлечении полные ядра кукурузы размалывают и превращают в муку. Из муки
делают жидкую кашицу, куда добавляют ферменты,
таким образом, превращая смесь в декстрозу. Затем
в смесь добавляют аммиак для контроля рН и как питательную закваску. Полученная кашеобразная смесь
в освинцованном чане подвергается технологической переработке при высокой температуре, снижая
уровень бактерий перед ферментацией. Полученную
смесь охлаждают и добавляют закваску.
Процесс ферментации занимает около 40–50 ч,
после которого EtOH отделяется из смеси. Затем этанол концентрируют с применением обычной дистилляции и обезвоживают (до 100 %). После этого этанол
смешивают с денатурирующим средством, таким как
бензин или другие нефтяные дистилляты (примерно
2–4,75 %).
При мокром извлечении зерна вымачивают в воде
и выдерживают в серной кислоте вплоть до 48 ч, чтобы способствовать разделению зерен на требуемые
компоненты. После вымачивания кашица из зерен
размельчается, чтобы отделить из смеси микроорганизмы. Крахмал и оставшаяся вода из смеси, подвергается брожению аналогично сухому методу.
Анализ
Расчеты, применяемые для GC или HPLC, включают оценку на чистоту и качество сырья и веществ,
участвующих в процессе, а также конечного продукта. Жидкостная хроматография обычно используется для анализа веществ, участвующих в процессе
ферментации, чтобы определить разложение молекул крахмала в глюкозу, затем превращение в этанол
следует по типичному динамическому циклу Krebs.
Чрезмерная ферментация станет причиной превращения этанола в уксусную кислоту. Для анализа ферментации используют ионообменную технологию.
Калибровка системы жидкостного хроматографа,
предполагающая стандартное растворение компонентов, позволяет пользователю получить результаты в виде массовых процентов для исследования
жидкой пробы.
№7   июль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: инструменты
обеспечит достаточную точность для MeOH. Кроме
Большинство производственных лабораторий,
того, выбор правильного хроматографа и правильной
анализирующих EtOH, следуют методу ASTM,
колонки крайне необходим. Это поможет снизить
D5501-04 для определения газовой хроматографии
суммарное время работы хроматографа.
конечного денатурированного этанола. Этот метод
Наличие более современного газового хроматогчасто модифицируют с целью определения количесрафа с электронно-контролируемым газовым носитва EtOH, метанола (MeOH) и суммарного денатурителем сокращает время анализа (до 15 мин). Также
рующего вещества в продукте.
исследования показывают, что альтернативная техКак руководящее указание для выполнения ананология колонки может значительно сократить врелиза и данных процесса ASTM, D5501-04 не требует
мя анализа. Первоначальные результаты показали,
каких-либо аналитических приборов. Хроматограф
что время анализа может уменьшиться до 10 мин.
должен обеспечивать воспроизводимость газовых
Другим вариантом является двуразмерная (2D)
потоков для всех газов и многократно программирохроматография. Основанная на упрощенном присповать температуру термостата колонки. Температура
соблении для очень узкой фракции и колонки с пев нагретой зоне газового хроматографа должна быть
реключением пробы; 2D-хроматография использует
не ниже 300 °С. Для проведения лабораторных исследве коротких колонки различной избирательности
дований следует применять очень длинную, с узким
для анализа содержания спирта в денатурированном
отверстием капиллярную колонку, пламенно-ионитопливе EtOH. Такая система позволит пользоватезационным детектором (frame ionization detection –
лю завершить анализы значительно раньше, чем по
FID) и большой программой температуры – приблистандартному методу D5501.
зительно на 40 мин. В подвижных фазах часто применяют гелий, а большинство систем оборудовано
Смешение с бензином
автоматическими пробоотборниками.
Также значительным при производстве автоПри создании системы обработки данных следует
мобильных топлив, таких как Е-10, является метод
учитывать возможность выполнения хроматографиASTM. D4806-06с «Стандартная спецификация для
ческих операций на компьютере, обеспечения точденатурированного топливного этанола при смешеного сбора хроматографических записей, обработки
нии бензинов для систем искрового зажигания» [1].
хроматограмм при последующем сборе данных и поЭта спецификация охватывает номинально обезлучения результатов обработки данных.
воженное денатурированное топливо EtOH, имея
Качество хроматографа определяют по плотности
в виду смешение его с неэтилированным или этилипрограммируемой температуры и способности точно
рованным бензином при 1–10 об. % для применения
контролировать поток носителя газа. Данные опредев механизмах искрового зажигания (см. табл.).
ляют тремя следующими критическими значениями.
ASTM D4815-04 «Стандартный метод для опре Пики MeOH.
деления MTBE, ETBE, TAME, DIPE, триамилспирт
Пики EtOH.
и С1–С4 в бензине с помощью газовой хроматогра Сумма всех площадей других пиков.
фии» применяют для определения содержания этаПрименение длинной колонки это хорошее отденола в смеси бензин / EtOH до Е-10, но исключается
ление пиков EtOH от других компонентов.
высокое содержание этанола [2].
Исходя из площади пиков, можно рассчитать масЭтот метод подразумевает многоразмерную форсовую реакцию, скорректированную на площадь
му – два этапа выполняют с применением двух анав процентах этих компонентов. Применение расчетов величин удельного веса и данных анализа воды по Karl-Fisher
ASTM D4806 для этанола в топливе
поможет лаборанту обеспечить
качество анализа.
Показатель
Значения
Но у лаборанта часто возникаЭтанол, об. %
92,1*
ют сомнения в правильности иденМеОН,
об.
%
0,5** (5000 млн-1)
тификации некоторых пиков, поскольку приборы имеют нестандарВода, об. %
1,0** (10 000 млн-1)
тную конфигурацию или выбрана
Растворитель для смол, мг/100 мл
5** (50 млн-1)
не соответствующая технология.
Ионы хлорида, мг/л
40** (40 млн-1)
Исследователи также рассматривают пути сокращения суммарИоны сульфата, мг/л
4** (4 млн-1)
ного времени работы прибора.
Содержание меди, мг/кг
0,1** (0,1 млн-1)
Пики от не полностью отделенных
компонентов часто влияют на праКислотность в качестве уксусной
0,07** (70 млн-1)
кислоты, мас. %
вильность воспроизведения пиков
MeOH с применением соответсДенатурирующее вещество, об. %
1,96*–4,96** натурального бензина,
твующих методов. Пики в денатукомпонентов бензина или бензина,
рированной пробе EtOH фактичессодержащего тетраэтилсвинец
ки являются пиками MeOH (благодаря тому, что в пробе имеется
* Минимальные значения
** Максимальные значения
небольшое количество MeOH), что
№7   июль 2008
79
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: инструменты
литических колонок, характеризующихся различной
полярностью, соединенных посредством многоходового клапана.
В соответствии с ASTM D5599-00 (2005) также
рассматривается метод насыщения кислородом (оксигинатами) бензина с применением кислородо-селективного пламенно-ионизационного детектора
(O-FID). Этот метод дает возможность количественно определить (массовая концентрация) органические насыщенные кислородом соединения в бензине,
имеющем конечную точку кипения не выше 220 С и
с насыщением кислородом точку кипения в пределах
130 С. Предложенный метод требует знаний каждого
оксигината, определяемого в калибровочных целях.
Такой метод обеспечивает превращение только насыщенных кислородом смесей в метан, поэтому системы должны быть построены таким образом, чтобы
добиться полного разделения только кислородсодержащих смесей. Это может быть достигнуто при помощи одной неполярной капиллярной колонки с толщиной пленки и соответствующей длиной колонки.
Первый из этих двух методов ASTM D4815-04
требует большего времени для выполнения и может дать неточные результаты из-за компонентов,
не полностью проявленных после предварительного
фракционирования. O-FID-анализ является менее
сложным, выполняется быстрее и не требуется вторичная обработка колонки. Но оба метода, если они
выполнены правильно, дают точные результаты.
Агентство по охране окружающей среды
(Environmental Protection Agency – epa) США требует лабораторных анализов с применением модифицированного метода ASTM, D-3606-06e1 для предотвращения одновременных проявлений этанола
и бензола (в составе EtOH 1–5 об. %). Этот метод
может быть выполнен с применением двухколонной
установки на GC-FID и гелия в качестве газового носителя при расходе потока 25 мл/мин.
Так как биотоплива продолжают быть центром
внимания на энергетических рынках, точные аналитические расчеты увеличивают значимость биотоплив. Скорость анализа становится решающим
вопросом в каждом производственном процессе.
Продолжающееся совершенствование методов и соответствующей аппаратуры поможет гарантировать
качество продукции на энергетических рынках.
Перевел А. Степанов
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. ASTM Standard D4806-06c, «Standard Specification for
Denatured Fuel EtOH for Blending with Gasolines for
Use as Automotive Sparklgnition Engine Fuels», ASTM
International, West Cjnshohocken, Pennsylvania, www.
astm.org.
2. ASTM Standard D4815-04, «Standard Test Method
for Determination of MTBE, ETBE, TAME, DIPE, tertiary-Amyl Alcohol and C1 to C4 Alcohols in Gasoline
by Gas Chromatography», ASTM International, West
Vonshohocken, Pennsylvania, www.astm.org.
Jim Mott (Дж. Мотт) получил степень бакалавра в Winona State College, Вайнона
(Миннесота) и доктора в Purdue University,
Западный Лафайет (Индиана). Д-р Мотт провел несколько лет, занимаясь различными
исследованиями при Университете шт. Айова
до того, как проработал в промышленности в
области аналитической аппаратуры. В настоящее время он
занимает должность старшего технического специалиста в
региональном офисе Midwest (Ленекса, Канзас).
Mark Taylor (М. Тайлор), менеджер Shimadzus GC/GCMS,
работает в компании около 10 лет. Прежде чем стать менеджером весной 2006 г., м-р Тайлор занимал различные
должности, включая должность специалиста по продукции
и полевой технической поддержки.
РЕГИОНАЛЬНЫЕ НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
БЛИЖНИЙ ВОСТОК
Компания Saipem подписала контракт на разработку проекта Qafco 5 строительства промышленного комплекса по производству аммиака и мочевины в
Кафко (Катар). Компания будет оказывать техническую поддержку и осуществлять поставки. Контракт
подписан сроком на 40 мес.
АЗИАТСКОТИХООКЕАНСКИЙ РЕГИОН
Chevron Corp. подписала контракт с China
National Petroleum Corp. (CNPC) на совместную разработку месторождения природного газа Гуандонбей.
Компания Chevron выступит оператором проекта
и владельцем 49 % активов. Компания CNPC станет
владельцем 51 % активов.
Jacobs Engineering Group Inc. подписала контракт
с Hindustan Petroleum Corp. Ltd. (HPCL) на оказание
консультационных услуг для проекта строительства
промышленного перерабатывающего комплекса в
Мумбаи (Индия). Затраты на реализацию проекта
80
составят примерно 160 млн долл. После реализации
проекта производительная мощность комплекса составит 200 тыс т/год.
Jacobs Engineering Group Inc. подписала контракт
с INVISTA Pte. Ltd. на оказание технической поддержки и поставок для завода по производству азотной
кислоты в Сингапуре на о-ве Джуронг. Новый завод
будет введен в эксплуатацию в 2009 г.
АФРИКА
Chevron Corp. подписала проект модернизации
завода по производству СПГ в Анголе. Компания
Angola LNG Ltd. подписала инвестиционный контракт с Sonangol на разработку проекта. Компания
Angola LNG Ltd. планирует транспортировать природный газ на завод с морских месторождений.
Природный газ на завод будет поставляться в объеме примерно 1 млрд фут3/сут. Производительная
мощность завода составит 5,2 млн фут3/сут.
№7   июль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: теплообменники
ВЫБОР РЕБОЙЛЕРА
ДЛЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА
B. Tammami, Fluor Corp., Хьюстон, Техас
Рассматриваются тенденции выбора ребойлеров для повышения эффективности технологических
процессов
На нефтеперерабатывающих
заводах ребойлеры применяют
повсюду, поэтому очень важно, чтобы они были надежды в
эксплуатации. Они производят
пары, которые направляются
в ректификационную колонну для разделения на фракции.
Следовательно, правильный выбор ребойлера это одно из очень
важных решений для повышения
эффективности технологического процесса.
Одним из наиболее распространенных считается ребойлер
трубчатого типа. В данной статье
рассмотрено несколько примеров
по характеристикам различных
кожухотрубчатых ребойлеров и
проанализирован выбор критериев для конкретных технологических процессов.
Вполне возможно вести процесс с несколькими ребойлерами для одной ректификационной
колонны. Ребойлеры с одинаковыми рабочими температурами должны быть идентичными,
установленными
параллельно
вместе с идентичными трубами
и уравновешивающими линиями. Данная концепция не будет
рассматриваться детально с точки
зрения конструкторских особенностей; мы будем определять характеристики кожухотрубчатых
ребойлеров и исследовать выбор
критериев, предпочтительных для
одной конфигурации.
Типы ребойлеров
В табл. 1 приведено несколько
типов кожухотрубчатых ребойлеров с различными вариантами
теплопередачи.
Котловые ребойлеры. Наи­
бо­лее широко применяемыми
в нефтеперерабатывающей промышленности являются ребойлеры котлового типа. Для подачи жидкости из нижней части
колонны часто требуется насосное оборудование. Сборниккипятильник – типичная характеристика ребойлера котлового
типа с выпариванием от 20 до 100
%. Однако рекомендуется поддерживать выпаривание на уровне
80 % и, таким образом, минимизировать чрезмерную загрязненность ребойлера.
В ребойлере этого типа (рис. 1)
пар проходит через трубы и конденсируется. Жидкость со дна
колонны, обычно называемая
«остатком от разгонки», поступает в межтрубную тепловую
зону. Конструкция ребойлера
предусматривает
подпорную
стенку, обычно называемую перегородкой сливного отверстия,
где отводятся остатки жидкости
(остаточный от разгонки продукт). Жидкость должна быть
на таком уровне, чтобы покрывать весь пучок труб с помощью
перегородки. Это необходимо,
чтобы обеспечить максимальную
эффективность теплоотдачи, избежать «высушивания» труб под
влиянием теплового воздействия, которое может привести к
серьезным повреждениям труб.
Размер котлового ребойлера зависит от требуемого объема выведения пара и от количества
выделяемой жидкости, уровня
жидкости и т.д.
Термосифонные ребойлеры
Этим ребойлерам не требуется
подача жидкости из нижней части колонны насосом (см. табл. 1).
За счет разности плотностей
между жидкостью из нижней
части колонны на входе в ребой-
Нижняя секция
дистилляционной
колонны
Пары в колонну
Пар
Уровень жидкости
Остаточный
продукт из колонны
V – пар
L – жидкость
Поток
Сливной стакан
Тарелка
с жидкостью
Смесь жидкость + пар
Термосифонный
ребойлер
Жидкость
Конденсат
Остаточный
продукт
Конденсат
Остаточная жидкость
Рис. 1. Типичный котловой ребойлер с паровым обогревом
№7   июль 2008
Остаточный
продукт
Рис. 2. Типичный горизонтальный термосифонный ребойлер
81
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: теплообменники
Таблица 1. Преимущества и недостатки котловых и термосифонных ребойлеров
Преимущества
пов термосифонных ребойлеров,
включая вертикальные (с восходящим потоком парообразования
в трубной зоне) и горизонтальные
(с парообразованием в межтрубной зоне). Ребойлеры могут разрабатываться с рециркуляцией и
без рециркуляции. Основные подходы к проектированию термосифонных ребойлеров заключаются
в следующем:
оценка испаряющихся фракции;
определение скорости циркуляции для схемы расположения системы труб и перепада давления;
расчет интенсивности теплопередачи.
Расчеты повторяют до тех пор,
пока не совпадут данные по оцененным паровым и рассчитанным
фракциям. Испаряемые фракции
составляют примерно 25 % в вертикальных установках; в горизонтальных установках этот процент
гораздо выше. Основная цель при
ведении процесса – контроль
расхода остатков от разгонки при
помощи термосифона и благодаря
парообразованию.
Обычно более хорошие результаты парообразования при более
низком коэффициенте теплопередачи обусловливают более низкую
степень теплопередачи пара.
Нерециркулируемые термосифоны можно применять для
регенерации чувствительной к
нагреву остаточной продукции,
но степень парообразования лучше контролируется с применением циркуляционных процессов.
Точность термодинамики и характер передвижения кипящей
жидкости очень важны при выборе размеров термосифонов.
Недостатки
Котловые ребойлеры
Интенсивны в гидродинамике
Грязевой сборник требует частой
очистки
Легко модернизируемы
Легкие, небольшие размеры
Влияние концентрации; может стать
причиной многократной очистки или
коррозии
Хорошая характеристика при
глубоком вакууме и почти
критическом режиме
Широкие пределы кипения смеси и
большой пучок труб, затрудняющий
техническое обслуживание
Увеличенная поверхность наиболее
эффективна
Возможно применение установки по
регенерации тепла
Склонность к интенсивности
парообразования из-за большого
теплового потока
Фактически нет вибрации труб
Унос жидкости с большой массой
остатков
Простота обслуживания
Высокие капитальные затраты
Горизонтальные термосифонные ребойлеры
Превосходные характеристики при
небольшом перепаде температур
Загрязнение на стенках корпуса,
сложная очистка
Идеален при широких пределах
кипения смеси
Интенсивное парообразование
Незначительные требования к
головной жидкой фракции по
сравнению с VTS*
Большие размеры установки
требуют много патрубков и дорогую
трубопроводную обвязку
Высокая степень циркуляции для
жидких головных погонов
Недостаточно удачная конструкция
выпускных труб, что может привести
к эксплуатационным проблемам
Вертикальные термосифонные ребойлеры
Высокая интенсивность потока
снижает степень загрязнения
Сложность в обслуживании
при глубоком вакууме и почти
критическом режиме
Загрязнение на трубах – несложная их
очистка
Склонность к нестабильности
при низком давлении и высокой
температуре потока
Невысокая стоимость системы корпуструбы
Большое затуманивание при выходе
паровых фракций или при низкой
скорости циркуляции
Лучшие конструкционные
возможности с чувствительной
нагреваемой средой
Неудовлетворительные
характеристики при низком перепаде
температур
* Вертикальные термосифонные (vertical thermosyphon – VTS).
лер и смесью жидкость-пар на
выходе из ребойлера создается
естественная циркуляция. Это
обеспечивает достаточный напор жидкости с низа колонны
в ребойлер.
82
Термосифонные
ребойлеры
более сложные, чем ребойлеры
котлового типа, и требуют серьезного внимания со стороны
заводских операторов (рис. 2).
Существует много различных ти-
Ребойлеры
с принудительной
циркуляцией
Ребойлеры этого типа функционируют с насосами, обеспечивающими поток жидкости через теплообменник. Они могут
быть также горизонтальными или
вертикальными одно- или многопроходной конструкции (рис. 3).
Основная характеристика процесса – низкий процент парообразования при высокой циркуляции жидкости.
№7   июль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: теплообменники
Принудительную
циркуляцию применяют особен­но, когда
вязкость жидкости выше 2 cП.
Эффективность
ребойлеров
с принудительной циркуляцией
идентична эффективности естественной циркуляции термосифонных ребойлеров, обеспечивающих небольшую циркуляцию,
которая не всегда удовлетворяет
требования эксплуатации.
Ребойлер
с падающей пленкой
Ребойлеры с падающей пленкой (falling film reboiler – FFR),
или испарители, могут быть
вертикальными или горизонтальными.
Вертикальные ребойлеры.
Ре­циркулирующая
жидкость
подается на весь пучок вертикальных труб и опускается на
тонкую пленку внутри труб.
Жидкость поглощает тепло потока, конденсирующегося на наружной поверх­ности труб, и вода
испаряется. Этот тип испарителя
обычно выбирают для жидкостей
высокой вязкости и при высококонцентрированных теплочувствительных растворах, которые
требуют небольшой выдержки
времени. Парообразование имеет
место исключительно на турбулентных пленках, а не на поверхности труб. Этот процесс требует низкого перепада температур.
Основное требование к системе
падающей пленки это жидкость
должна быть распределена равномерно.
Горизонтальные ребойлеры.
Рециркулирующая жидкость нагревается и распыляется по наружной стороне горизонтального
пучка труб при низком давлении
потока; таким образом, водяные пары внутри труб конденсируются. Пар из испарителя
может быть использован повторно в качестве теплопередающей среды.
Конструкционные
материалы
Выбор конструкционных материалов для ребойлеров подобен
принципу выбора материалов
для стандартных теплообменников. Сплавы из низкоуглеродистых сталей имеют превосходный
Смесь жидкости и пара в колонну
Пар
Конденсат
Остаточный продукт
Остаточный продукт
из колонны
Насос
Рис. 3. Типичный ребойлер с паровым обогревом и принудительной циркуляцией
коэффициент теплопередачи и
долгий срок службы. Медные
сплавы применять не рекомендуется вследствие их свойств
смешиваемости. Иногда заказывающие оборудование компании
могут потребовать изготовления
труб из легированной стали с целью снижения вероятности повреждений вслед­ствие коррозии.
Однако оборудование из сплавов
легированной стали может повлиять на эффективность процесса, так как теплопередача при
Таблица 2. Выбор ребойлера в зависимости от условий процесса*
Условия процесса
Рабочее давление:
среднее
почти критическое
глубокий вакуум
Тип ребойлера**
KI
HTS
VTS
FRF
FAF
OE
B–OE
G
G
R
R
B
RD
RD
OE
OE
OE
OE
R
B
G
R
G
F
B
G–RD
RD
P
OE
OE
RD
P
OE
P
G
B
G
RD
P
P
G
G
RD
P
G
B
B
RD
OE
OE
G
B
OE
G
G
G–RD
G
G
F
F–P
G
G
B
G–RD
G
B
G
P
OE
OE
OE
G
G
G
G–R
Перепад температур, Т:
средний
OE
большой
B
небольшой
G–F
очень небольшой
F–P
Загрязнения:
чисто
средние
тяжелые
очень тяжелые
Фракция:
чистый компонент
узкая
широкая
очень широкая
(вязкая жидкость)
* В – лучше всего; G – хороший процесс; F – удовлетворительно, но лучше альтернатива; RD – риск, если только тщательно не спроектировано; R – риск вследствие неудовлетворительных данных; Р – неудовлетворительный процесс; ОЕ – технологическая
гибкость, необязательно дорого.
**KI (kettle or internal) – котловой или внутренний; HTS (horizontal tgermosyphon) –
горизонтальный термосифонный; VTS (vertical thermosyphon) – вертикальный термосифонный; RFR (forced flow reboiler) – с принудительной циркуляцией ребойлер; FAF (falling film) – с падающей пленкой.
№7   июль 2008
83
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: теплообменники
торами отдельно (рис. 4). Табл. 2
суммирует все преимуще­ства и
недостатки кожухотрубчатых ре­
бойлеров.
Перевел А. Степанов
Начало
Нет
Пары >30 %
Да
Да
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Насос для остаточной
продукции
Вязкость >2 сП
Да
Нет
Да
1. Tammani B., «Dimplifying reboiler entrainment calculations», Oil
Gas Journal, July 15, 1985.
Да
Расположение
колонны
Площадь 600 фут
Да
Нет
Вязкость >5 сП
Да
Нет
Да
Длина трубы 20 фут
Нет
Принудительная
циркуляция
Горизонтальный
термосифон
Котловой
ребойлер
Вертикальный
термосифон
Рис. 4. Блок-схема выбора ребойлера в зависимости от условий процесса
Ben Tammami (Б. Там­
мами) имеет примерно
29-летнюю практику
в вопросах технологии и проектирования
процессов, разработки
спецификации оборудования для этих процессов и изготовления технологического оборудования, в частности, кожухотрубчатых
теплообменников и аппаратов высокого давления. М-р Таммами имеет
около 6500 исследовательских работ
по теплообмену, из которых 2700 известны во всем мире, разработал программное обеспечение по проектированию теплообменного оборудования
и экономические расчеты в этой области. М-р Таммами имеет степень
бакалавра химико-технологического
университета г. Талса, член ALChE,
зарегистрирован как профессиональный инженер в Техасе.
ном итоге все эти факторы сниBOXSCORE DATA
BASE
NOW ONLINE!
жают максимальную
эффектив-
этом будет ниже, чем теплопередача низкоуглеродистой стали,
особенно, если ребойлеры работают на максимальной нагрузке.
Выбор ребойлера
Многие факторы влияют на
выбор типа ребойлера. В конеч-
ность, влияют на характеристики процесса и экономику.
Каждый нефтеперерабатывающий завод будет взвешивать те
или иные тенденции и находить
альтернативу между этими фак-
New projects being added at a rate of 40 per week!
Construction activity in the global hydrocarbon processing
industry is increasing at rates not seen in twenty-five
years. Since September 2007, there has been an average
of 40 projects per week added to the Boxscore Data Base
which now totals over 4,200 projects in various stages from
planning, engineering and construction. Subscribe today and
start receiving these projects every week in an e-mail plus the
additional enhancements listed below:
Export searches to Excel
Access to www.HydrocarbonProcessing.com
Posted press releases of project announcements
2007 HPI Market Data Book
Process Handbooks online:
Refining, Petrochemical, Gas Processing, Advanced Control
Improved user interface
Contact: Kevin Wright
Phone: +1 (713) 525-4626
E-mail: kevin.wright@gulfpub.com
84
www.constructionboxscore.com
№7   июль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: случай из практики
МЕТОД СДЕРЖИВАНИЯ ПОЛОМОК
РАБОЧИХ КОЛЕС
T. Sofronas, инженер-консультант, Хьюстон, Техас.
Быстрый анализ может способствовать снижению поломок рабочих колес турбоагрегатов
Когда производство рабочих колес газотурбинных двигателей осуществлялось на стороне, т.е. отдельно от основного производства, то затем при испытании двигателя в его корпусе находили обломки
металлических деталей. Если же высокоскоростные
рабочие колеса будут ломаться неоднократно, то это
чревато тем, что может разорвать корпус и причинить значительный вред.
Приведенный в этой статье анализ был выполнен
с целью определить, каким образом в закрытом корпусе были сломаны рабочие колеса [1]. Хотя анализ показал возможность поломки через корпус, конструкторская группа заявила, что будет проводить дорогостоящее рекомендуемое руководством испытание.
Маховики, роторы и рабочие колеса обычно ломаются в местах просверленных отверстий.
Высокоскоростная фотография показала, что эти
обломившиеся детали имеют тенденцию двигаться
в направлении вращения рабочего колеса. Рисунок
показывает фрагмент, движущийся тангенциально
со скоростью вращения по формуле:
V = ( RB об/мин)/ 30, дюйм/с
В итоге будут динамические воздействия на корпус, при этом допускается, что кинетическая энергия
равна потенциальной энергии, имея в виду застревание в корпусе оторвавшегося фрагмента; в результате можно написать следующее уравнение:
= WV2(2Pg)
Насколько фрагмент весом W врезается в корпус,
обозначено , а Р – сила, необходимая для совершения этого действия. Основанная на принципе металлического «процесса штампования» сила для этого
действия – срезывающее усилие shear, умноженное
на площадь эпюры срезывающей силы.
Площадь срезывания это периметр отпечатка динамического воздействия L , словно фрагмент ударял корпус по окружности. Это показано на рисунке
в виде заштрихованной зоны.
P = shearL , фунт (1 фунт 0,453 кг)
Произведя замены и упростив, получим
До тех пор, пока толщина t больше, чем глубина
проникновения , она не должна учитываться.
Данные для рассматриваемого случая следующие
W = 3 фунт; об/мин = 10 000;
2
shear = 50 000 фунт/дюйм ;
№7   июль 2008
RB
RPM
R
V
t
Вид сбоку
пробитого
корпуса
Фрагмент
Поломка рабочего колеса и фрагмент удара его о корпус
RB = 3”; t = 0,25“; L = 12“;
g = 386 дюйм/с2.
= 0,25“.
Основываясь на этих данных с учетом толщины корпуса, равной 0,25“, рассчитывают уравнение
с глубиной проникновения в корпус 0,25“, полагая,
что пробивание может быть через корпус насквозь.
Применение этого уравнения целесообразно, когда на основании рассчитанных данных при испытании газотурбинного двигателя ротор набирает слишком большую скорость и ломается рабочее колесо.
Отношение test/ calculated ( испытуемое к расчетному) находится в пределах 0,6 1,8“. Это означает, что
величина фактического проникновения может быть
практически наполовину меньше.
Хотя эта ошибка инженерам может показаться
значительной, напоминаю, что данные по толщине
корпуса в 1/4“ были вполне адекватными или учтен
сдерживающий допуск.
Эти расчеты целесообразны в том, чтобы убедиться в необходимости испытаний, касающихся сдерживания поломок.
Перевел А. Степанов
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Sofronas, A., Analytical Troubleshooting of Process
Machinery and Pressure Vessels: Including Real-World Case
Studies, John Wiley & Sons, ISBN: 0-471-73211-7, p. 293.
Dr. Tony Sofronas (Д-р Т. Софронас), инженер-консультант в Хьюстоне (Техас).
М-р Софронас был широко известен как
ведущий
инженер-механик
компании
ExxonMobil, в настоящее время находится
на пенсии. Чтобы получить информацию по
его книгам, материалам семинаров, следует обратиться на
сайт: http://www.mechanicalengineeringhelp.com.
85
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: «чистые» топлива
Проблемы разработки
«чистых» моторных топлив
M.R. Simmons, Simmons & Company International, Хьюстон, Техас
Можно ли решить проблему снабжения «чистыми» топливами для автотранспортных средств без доведения
мировой экономики до банкротства?
Несколько десятилетий назад нефтеперерабатывающая промышленность впервые выдвинула инициативу изъятия свинца из бензина. Несмотря на
трудность реализации этой инициативы, она стала
возможной благодаря изобретательности промышленности, перерабатывающей углеводородное сырье. Позднее нефтеперерабатывающая промышленность США решила еще одну топливную проблему –
исключила МТБЭ в качестве компонента смешения
бензина. Одновременно нефтепереработчики США
начали вырабатывать чистейшие в мире ультра-малосернистые дизельные топлива (ultra-low-sulfurdiesel – ULSD). Причем нефтепереработчикам США
удалось решить эти две проблемы в рекорд­но короткие сроки.
Впервые в современной энергетической эре,
предпринимаются с целью проодолеть сверхзависимость США от нефти, особенно импортируемой из «не очень дружественно настроенных»
стран. Поскольку нефть, главным образом, используется для производства автомобильных топлив.
Единственным способом получения топлив «расходуя намного меньше этого дорогостоящего сырья,
является изобретение жизнеспособных альтернатив.
В настоящее время единственно возможным способом достижения таких изменений является производство биотоплив, опирающихся на этанол на базе
кукурузы. Для достижения этой цели США придется
со временем заменить 20 % моторного бензина, потребляемого в стране, на биотопливо.
Важный энергоресурс
Существуют разные побудительные мотивы
для развернувшейся в стране кампании за обеспечение энергетической безопасности. Наиболее
серьезной причиной озабоченности является быстрое нарастание зависимости США от импорта
нефти и нефтепродуктов (рис. 1). Когда две трети
суточного потребления нефти составляет импортный продукт, которой почти два месяца находится
в пути, прежде чем попасть на приемочные терминалы, то эта озабоченность заслуживает серьезного внимания.
Сторонники движения «Чистые топлива», считают что следует производить моторные топлива из
чего угодно, только не из нефти (в отличие от ULSD).
Эти люди обеспокоены, главным образом, глобальным потеплением или, по меньшей мере, непредсказуемым изменением климата. Взаимовлияние
86
Рис. 1. Восточная установка НПЗ ВГ в Техас-Сити.
Фото предоставлено компанией ВР рlc
этих двух сил дает толчок к серьезному движению
за местное производство экологически чистой
энергии.
Альтернативы для сырой нефти
Слдедует ли молчать о том, что в ближайшее
время 20 % бензина, потребляемого в США, будут получать не из нефти (или природного газа)?
Сколько времени потребуется на этот переход» и
во что это обойдется? Существуют ли биотоплива,
необходимые для перехода на эти виды топлива в
настоящее время, или промышленность должна их
№7   июль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: «чистые» топлива
сначала изобрести и развернуть широкое производство?
На все эти простые вопросы последуют ответы
«трудно», «сверхдорого» и «еще конь не валялся».
В нашем мире новых технологических достижений
возможно все, что угодно, если кто-нибудь напрягает
свой ум на изобретение. Простая физика также является камнем преткновения в энергетической сфере и ограничивает объемы любых серьезных новых
разработок в области энергетики горсткой призраков, на изобретение которых требовались десятилетия и еще несколько десятилетий для их последующего внедрения.
В знаменательном столетии, когда человечество
делало свои крупнейшие открытия в невиданно короткие сроки, мы изобрели только один новый источник энергии: ядерную энергию. Потребовались годы
для создания энергии, выделяемой ядерной бомбой,
и многие годы для развития атомной электроэнергетики. Все остальное в энергетике было открыто еще
до 1900 г.
перспективы
Исторический прецедент подсказывает, что предстоит, по меньшей мере, устрашающая работа. И то,
что еще более усугубляет проблему и еще выше
поднимает планку, так это объем моторных топлив,
потребляемых нашей страной ежедневно. В 2007 г.
среднее потребление моторного бензина составляло в среднем 9,3 млн брл/сут. В разбивку, в галлонах: 9,3 млн брл 42 + 391 млн галл/сут 365 +
+143 млрд галл/год.
Если пересчитать сумму в галлонах в более понятных потребителю единицах измерения, то
143 млрд галл эквивалентно 2,3 трлн «чашек» бензина в год.
Эти цифры потребления не всегда были такими крупными. В последнем десятилетии потребление моторного бензина возросло только на 16 %.
Несколько десятилетий назад, когда средний пробег легкового автомобиля составлял 13,6 миль на
галл, США потребляли только 6,67 млн брл/сут
бензина. И пробег этих «экономичных» автомобилей составлял только 9880 миль/год. Средний
пробег легкового автомобиля в настоящее время
составляет 12 300 миль/год (по данным EIA Energy
Data Series).
Эти данные могли бы показаться чрезмерными,
если бы мы говорили о глобальном потреблении
бензина, но эти показатели относятся исключительно к ежедневному потреблению американскими автовладельцами. В этих цифрах не учтен растущий спрос на дизельное топливо, причем не только
для наших тяжелых грузовых автомобилей и автобусов, но также для все более увеличивающегося
парка легковых автомобилей с турбо-дизельными
двигателями, которые колесят по дорогам США.
Биотопливо
Ничего так наглядно не иллюстрирует эти проблемы как приверженность США к этанолу на базе
№7   июль 2008
кукурузы и ряд непредвиденных последствий, вызванных этой бешеной гонкой за этанолом.
Топливо, получаемое из кукурузы –
это не вновь созданный продукт
Два десятилетия назад потребление биотоплив
на транспортные нужды составляло около 60 тыс.
брл/сут. Технология дистилляции кукурузы стара
как «лунный свет». Реальный «взлет» этанола произошел, когда винокуры обратились с прошением
к Кукурузному Лобби, которое в свою очередь лоббировало Конгресс, требуя специальной субсидии
на этанол из кукурузы. Эта экстремально эффективная кампания была сфокусирована на кукурузном этаноле как на истинной форме экологически
чистой энергии. Представьте себе воздействие
этого «зеленого» топлива на умы американских
граждан, особенно тех, кто одержим нарастающей озабоченностью по поводу парниковых газов.
Эффект был почти равен наэлектризованности
общества.
Экономика, основанная на водороде
Когда прозвучал призыв Администрации Буша
к населению США о постепенном снижении привязанности к нефти и отказе от «этой вредной привычки», в распоряжении США имелись только два возможных пути начала реализации этой идеи. Первый
путь заключался в создании экономики, основанной
на водороде. Когда началась эта «водородная» кампания, многие реалистически мыслящие ученые быстро выполнили свое «домашнее задание» и вскоре
поняли, что становление водородной экономики
в США по затратам вдвое или втрое превысило бы
затраты высадки американских космонавтов на Луну
прежде, чем страна была бы переведена на водородные топливные элементы. Но водородная мечта быстро поблекла, и единственной оставшейся возможностью попытки достижения «несбыточной» цели
было производство экологически чистого этанола на
базе кукурузы.
Проблемы, связанные
с экологически чистыми топливами
В последние два года пышным цветом расцвел
бизнес, связанный с возделыванием кукурузы для
производства экологически чистой энергии. Но по
мере пробуждения от этой мистерии ширилось осознание того, что кукуруза это ценный источник продовольствия и кормов для скота. Кроме того, кукурузные плантации занимают громадные площади самых
плодородных сельскохозяйственных угодий. Более
того, хотя конечный продукт – топливо, возможно,
и будет «зеленым» (т.е. экологически чистым), для
возделывания кукурузы требуются огромные количества ископаемых топлив, начиная от удобрения
почвы, посева и кончая уборкой урожая. В конце
2007 г. было опубликовано несколько серьезных независимых исследований, показавших колоссальные
затраты на возделывание кукурузы еще до того как
она поступит на перегонку. Спорным остается соот87
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: «чистые» топлива
Солнечная
энергия
Переработка
урожая
Пищевые
продукты
Производство
биодизеля
Возобновляемое
топливо
Производство
глицерина
CO2
67
BIO
Существующая
технология
Возобновляемые
источники
Рис. 2. Жизненный цикл возобновляемых биотоплив
ношение затрат энергии на возделывание и переработку кукурузы и энергосодержанием получаемого
топлива, считая на баррель. Однако почти никто не
использует аргумент очень низкого энергосодержания топлива на базе кукурузы.
Когда популярность этанола поднялась до небес, на
вновь появившейся арене не было отбоя от частных
компаний. Между тем, в результате увеличения объема производства этанола с 300 тыс. брл/сут в 2004 г.
(что почти вдвое превышало уровни производства
2001/2002 гг.), цена на кукурузу увеличилась почти в два раза, а цены на землю в Кукурузном Поясе
подскочили настолько, что это поставило под угрозу национальную продовольственную систему из-за
расходования огромного количества кукурузы на
производство топлива с очень невысоким энергосодержанием.
Несмотря на то, что 450 тыс. брл/сут этанола это
внушительный объем, производителям этанола следует помнить, что это лишь компонент смешения
топлива. Важно иметь в виду, что это составляет
лишь около 5 % от суточного объема бензина, потребляемого в США (рис. 2).
Бразилия: пример успешного
решения проблемы
Век альтернативных источников биоэнергии, не
основанных на кукурузе, очень реален. Бразильский
успех производства этанола из сахарного тростника
в этом отношении примечателен. Но Бразилия потратила более двух десятилетий на совершенствование
этого биологического источника энергии, и общий
объем этанола, производимого в этой стране, эквивалентен объему этанола, производимому в США из
кукурузы. Но, несмотря на успешное производство
биотоплива на базе сахарного тростника, следует отметить низкую энергетическую интенсивность этого
топлива.
88
Несмотря на широкий диапазон возможностей
получения различных других форм биотоплив, мы зависим от разных видов ферментов, необходимых для
сбраживания древесных отходов, пищевых отбросов
или любого иного биосырья.
Трудно представить себе картину, где эти топлива суммарно смогли бы заменить хотя бы часть ископаемых топлив, хотя бы в нескольких штатах настолько, чтобы снизить зависимость потребителей
от ископаемых топлив для эксплуатации грузовых и
легковых автомобилей, не говоря уже об удовлетворении потребностей мировой авиации.
суровая Реальность
Нравится вам это или нет, но мир привязан
к топливам нефтяного происхождения почти для
всех транспортных средств. Для перевода мирового автомобильного парка численностью почти
900 млн единиц с нефтяных топлив на новый парк,
эксплуатируемый на экологически чистых топливах, потребуются десятилетия. Существующий
автомобильный парк нуждается в энергии высокой плотности в жидком виде. До сих пор единственным практичным решением остается товарный автомобильный бензин и товарное дизельное
топливо.
Именно жидкая природа и энергетическая плотность нефтепродуктов были основной причиной
становления нефти самым широко потребляемым
естественным источником энергии и королем всех
ископаемых топлив. Из барреля переработанной
нефти получают немногим более одного барреля
моторного бензина. При этом в традиционном автомобиле с кондиционером и отпускаемыми стеклами шесть пассажиров с багажом проезжают почти две мили при помощи всего одной чашки бензина. Когда я слышу множество жалоб на высокие
цены на бензин, мне хочется напомнить им, что
они платят всего 20 центов за чашку бензина, за
каждые 2 мили.
Жаль, что поставки нефти осуществляются достаточно давно, традиционные поставки легких
нефтей, которые мы получали из гигантских нефтепромыслов мира еще несколько десятилетий
назад, запасы которых уже перевалили за «полдень» или близки к истощению. Со временем мир
будет вынужден задуматься над тем, как выйти из
положения с меньшим количеством нефти не по
соображениям выбросов СО2 или энергетической
безопасности, а просто потому, что запасы будут
истощаться.
Устаревшая инфраструктура
Наряду с устареванием систем снабжения нефтью и снижением количества легких нефтей, которые мы получали из гигантских промыслов мира
еще несколько десятилетий назад, также слишком
устарела глобальная система нефтепереработки.
Несмотря на модернизацию НПЗ все последние
годы, основное оборудование на многих заводах находится в эксплуатации уже 80 лет. Некоторые вла№7   июль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: «чистые» топлива
дельцы замораживают свои планы расширения или
модернизации предприятий из-за опасений падения
цен на нефтепродукты, когда новые мощности будут
введены в эксплуатацию, или из-за боязни того, что
рынок биотоплив слишком негативно отразится на
потреблении нефтепродуктов.
Наши НПЗ остро нуждаются в модернизации. Мы
также нуждаемся в новых НПЗ, не просто для наращивания мощностей, а для замены технологических
установок, которые когда-то были построены для
переработки высококачественных нефтей, и теперь
безнадежно устарели, неэффективны и в некоторых
случаях, опасны.
Пренебрегать неуклонным снижением поставок
нефти нельзя, при этом необходимо иметь в виду,
что инфраструктура для переработки этих урезанных поставок устаревает, и мощности начали сокращаться.
Таковы реальные проблемы, с которыми столкнется энергетика автотранспортных средств в будущем. Эти проблемы должны быть решены, по крайней мере, для сохранения образа жизни, к которому
мы привыкли, как для ныне живущего поколения,
так и для будущих поколений.
Перевел Г. Липкин
Matthew R. Simmons (М. Симмонс), председатель Simmons & Company International,
специализированной банковской фирмы, занимающейся инвестициями в энергетику. Окончил университет шт. Юта.
Имеет ученую степень доктора наук. М-р
Симмонс Председатель Совета Директоров Brown-Forman
Corp и Houston Technology Center, бывший президент
Harward Business School. Член Национального нефтяного
комитета (NPC), Совета по Международным отношениям
и Атлантического Совета США.
Г-н Симмонс недавно опубликовал книгу «Сумерки в пустыне. Надвигающийся нефтяной шок Саудовской Аравии
и мировая экономика», признанную бестселлером. Автор
многочисленных статей по энергетике в индустриальных
журналах, часто выступает с докладами на правительственных форумах, симпозиумах по энергетике и на советах директоров ведущих энергетических компаний в разных регионах мира.
РЕГИОНАЛЬНЫЕ НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
СЕВЕРНАЯ АМЕРИКА
Компания JBEK подписала пятилетний контракт с
DuPont Engineering на оказание технической поддержки, поставок и обеспечение управления проектом
модернизации завода компании DuPont Engineering
в США. По предварительной оценке стоимость контракта составит 10 млн долл.
Jacobs Consultancy Inc. подписала контракт на
проведение исследований битуминозных песчаников (Petro-Canada), расположенных недалеко от
Форт МакМюрей (Альберта). Это исследование поможет оператору оптимизировать добычу и модернизировать оборудование. Исследование включает
изучение возможности оптимизации добычи тяжелой нефти, проведение модернизации оборудования, моделирование процессов и оценку затрат.
Целью исследований является повышение добычи
до 300 тыс. брл/сут.
Компания Dow Chemical Co. объявила о сооружении новой интегрированной установки по производству алканаминов в Плакемине (Луизиана). В настоящее время проводятся операции по сдаче мощности в эксплуатацию.
На месторождении Сармонт (Канада) приступили к 1 этапу промышленной добычи. Оператором
проекта выступает компания Total, которая владеет 50 % активов. 1 этап проекта включает добычу
в 25 тыс. брл/сут.
ЮЖНАЯ АМЕРИКА
CB&I подписала контракт с Refiner a de
Cartagena
S.A.
на
модернизацию
завода
в г. Картахена (Колумбия). Компания CB&I обес№7   июль 2008
печит сервисные услуги, включая техническую
поддержку, поставки и размещение оборудования,
а также монтаж 14 новых установок. Целью проекта станет повышение производительной мощности
с 80 до 150 тыс. брл/сут.
Solvay Indupa подписала контракт на реализация
135-миллионной инвестиционной программы расширения и модернизации установки по производству
винила в Санто Андре (Бразилия). Завершение реализации проекта намечено на 2010 г. после модернизации
на заводе будет производиться 360 тыс. т/год поливинилхлорида, 360 тыс. т/год винил хлорида, 235 тыс. т/год
каустической соды и 60 тыс. т/год биоэтилена.
ЕВРОПА
Компания BASF планирует модернизировать производство с целью повышения производительной
мощности установки в г. Людвигсхафен (Германия).
После реализации проекта производительная мощность повысится с 80 до 390 тыс. т/год.
Компания Metso подписала контракт на поставку программных решений для завода по производству биодизельного топлива Neste Oil в Порво
(Финляндия). Завод буде введен в эксплуатацию
в 2009 г. Производительная мощность предприятия
составит 170 тыс. т/год. На заводе будут сооружены
центр управления и интегрированная система безопасности HIMA.
Компания Techip подписала контракт с Grupa
Lotos на оказание сервисных услуг для перерабатывающего завода в г. Гданьск (Польша). Целью проекта является повышение производительной мощно­
сти. Проект будет завершен в 2010 г.
89
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: «чистые» топлива
ПЕРСПЕКТИВЫ
ДЛЯ ВОЗОБНОВЛЯЕМОГО
ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА
C. Hоdge. A 2nd Opinion, Inc., г. Вудлэнд, Техас
«Зеленые» топлива становятся заслуживающими доверия автомобильными дизельными топливами
Недавно несколько компаний объявили о своих
планах производства возобновляемых дизельных
топлив. Технологии подразделяются на три обширные категории: гидроочистку, газификацию/синтез
по Фишеру-Тропшу – обе подпадающие под определение «термическая деполимеризация» Закона о политике в области энергетики 2005 г. (EPAct05) и биотехнологию. Общее для этих технологий заключается в переработке углеводородов, которые вписываются в существующую инфраструктуру. Это бурно
развивающаяся область. В данной статье предложено описание этих технологий и их конкурента: биодизельного топлива.
В настоящее время экономика этих процессов, как
правило, не является достоянием гласности. Однако
предлагаемое автором краткое описание свойств продуктов выбросов и проблем может оказаться полезным для промышленности и, возможно, даже для разработчиков нормативно-правовой документации.
Предпосылки
Определение EPAct05 биодизель включает в себя
не менее двух типов биодизельного топлива: традиционный сложный метиловый эфир жирной кислоты
(fatty acid methyl esters – FAME) и не-эфирный возобновляемый дизель (non-esters renewable diesel –
NERD). Термин «термическая деполимеризация»,
содержащийся в EPAct05, означает технологию, которая может стать самым эффективным средством
снижения выбросов парниковых газов (greenhouse
gas – GHG). На рис. 1 показаны технологии производства биодизельного топлива EPAct05.
Ветвь FAME биодизельного топлива практически
состоит из зрелой технологии. Некоторый прогресс
достигнут в разработке непрерывной технологии, но
продукт остается в сущности неизменным.
По данным Национального Совета по биодизельному топливу в стране было 165 производителей FAME с производством от 50 тыс. галл/год
или 3 брл/сут до 100 млн галл/год или 700 брл/сут.
Суммарная мощность составляет 1850 млн галл/год
или 121 тыс. брл/сут. Производственные мощности еще на 1370 млн галл/год (89 тыс. брл/сут.) находятся в стадии строительства. В перспективе спрос
на дистилляты в США составит немногим более
4 млн брл/сут.
Технология NERD включает в себя как изменяющиеся мировые технологии, так и быстро развивающиеся алканы. Если продукт крекинга с установки
90
Биодизель
Неэфирное возобновляемое дизельное топливо, NERD
Смешанная термическая деполимеризация
Изменение
мировых
технологий
Смешанная
гидроочистка
Моноалкилэфиры
жирных кислот,
FAME
Возобновляемые
алканы
Термическая деполимеризация
Автономная
гидроочистка
Биотехнология
Периодический
процесс
Непрерывный
процесс
Синтез по ФишеруТропшу
Рис. 1. Существующие и вновь разрабатываемые технологии производства возобновляемого дизельного топлива и биодизеля
коксования под высоким давлением пара представляет собой котельное топливо, содержащее смесь
углеводородов и, возможно, других соединений, то
термин «термическая деполимеризация» в контексте EPAct05 интерпретируют как технологические достижения, которые могут стать эффективным средством снижения выбросов СО2 в США.
Технологии возобновляемых алканов подразделяются на технологию термической деполимеризации
и биотехническую. Биотехническая компания разрабатывает крупномасштабный процесс ферментации
для производства топлива. Этот продукт, находящийся в стадии разработки, представляет собой заменитель дизельного топлива, который, в соответствии
с прогнозом, станет дешевле, и будет вырабатываться в больших объемах, чем биодизельное топливо на
базе растительных масел. Биодизельное топливо следующего поколения по своей природе будет обладать
более высокой низкотемпературной стабильностью
и не будет разрушаться при длительном хранении и
транспортировке, аналогично обычному биодизельному топливу. Заменитель дизельного топлива будут
получать из того же сырья и на тех же установках, на
которых производят этанол.
№7   июль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: «чистые» топлива
Активность термической деполимеризации можно подразделить на следующие три вида: смешанную
гидроочистку, автономную гидроочистку и синтез
по Фишеру–Тропшу. Несколько крупных НПЗ концентрируют свои усилия на смешанной обработке,
в которой биомассу (жир или масло) подвергают
совместной обработке на типичной установке гидроочистки дистиллятов вместе с нефтяным дистиллятом. В Европе этот процесс основан на рапсовом
масле, тогда как в Австралии применяют животный
жир. Одна крупная международная нефтеперерабатывающая компания внедрила этот процесс в
Ирландии.
Бразильская государственная нефтяная компания сообщает об успешном завершении исследований на пилотных установках и намерении внедрить
этот процесс на своих НПЗ в конце 2007 или в начале 2008 гг.
Независимая финская нефтяная компания летом
2007 г. ввела в эксплуатацию первую автономную
промышленную установку и процесс получения
биодизельного топлива из смеси рапсового и пальмового масла и животного жира. Продукт отвечает требованиям ASTMD975 и имеет температуру
помутнения –20 С. Вторая идентичная установка
строится в Порву, Финляндия, и вступит в строй
действующих в 2009 г. Компания объявила о выводе установки на проектную мощность 800 тыс. т/год
в конце 2010 г. Кроме того, финская нефтеперерабатывающая компания планирует совместное строительство подобной установки в Австрии и активно
стремится к созданию других совместных предприятий по производству возобновляемого дизельного
топлива.
В апреле 2007 г. крупные нефтеперерабатывающая и сельскохозяйственная компании США объявили о намерении производства 12 тыс. брл/сут.
возобновляемого дизельного топлива из животных
жиров, начиная с конца 2007 г.
Сельскохозяйственная компания будет также
поставлять низкокачественный животный жир для
другой установки по производству возобновленных
топлив мощностью 4892 брл/сут (75 млн галл/год) с
вводом в эксплуатацию к середине 2010 г. Когда все
эти установки будут введены в эксплуатацию, сельскохозяйственная компания будет поставлять сырье для производства возобновляемого дизельного
топлива в объеме, превышающем суммарное производство биодизеля в США в 2006 г., составившего
менее 250 млн галл/год или около 16 тыс. брл/сут.
В будущем возобновляемое дизельное топливо
будут получать газификацией отходов или целлюлозных материалов с последующим образованием
молекул дизельного топлива из молекул газа, или
с помощью другой, пока еще не раскрытой, технологии.
Основная общая цель всех процессов получения
возобновляемого дизельного топлива заключается
в производстве алканов, полностью совместимых
с существующими критериями качества дизельного
топлива, смешения и инфраструктурой распределения и потребления.
№7   июль 2008
необходимость увеличения
численности парка
дизельных автомобилей
Для того чтобы эти низкоуглеродистые топлива
помогли снижать выбросы парниковых газов в США,
необходимо заменить часть бензиновых автомобилей на дизельные автомобили для легких условий
эксплуатации. Благодаря присущей дизельному топливу эффективности его средний углеродный индекс
(average fuel carbon index – AFCI) составляет 0,77 по
сравнению с 1,00 для бензина.
Средний углеродный индекс топлива (AFCI) применяется для сравнения стратегий различных низкоуглеродистых топлив. Его вычисляют путем деления
глобальной тепловой интенсивности (global warming
intensity – GWI) альтернативного топлива на GWI
бензина и затем используют коэффициент эффективности технологии. Для бензина этот коэффициент равен 1,00; для дизельного топлива: 0,78. Для базового сравнения напомним, что Е85 (85 % этанола
и 15 % бензина) из кукурузы имеет AFCI, равный
0,85 (см. табл. 1). Пользователь, пытающийся сэкономить на разнице в ценах на дизельные и бензиновые автомобили, практически увеличивает выбросы парниковых газов на 30 %, когда он использует
бензин, и на 10 %, когда он работает на Е85 по сравнению с выбросами при работе на обычном дизельном топливе.
В США новые дизельные двигатели должны быть
такими же чистыми как бензиновые, поэтому дизельные автомобили для легких условий эксплуатации фактически являются автомобилями, работающими на альтернативном топливе. Как таковые, эти
автомобили, с учетом экологической чистоты и GHGпреимуществ, должны получать такие же льготные
условия по налогообложению, как гибридные автомобили, с тем, чтобы многочисленные семьи также
могли способствовать снижению свои выбросов парниковых газов.
Автомобилестроительные компании прислушиваются к голосам ученых. Двадцать из них заявили, что
к 2010 г. они начнут выпуск дизельных автомобилей
для легких условий эксплуатации (табл. 2), включая
легкие грузовые автомобили. У семи автомобильных
компаний такие двигатели уже имеются в настоящее время. J.D. Power and Associates прогнозирует,
что доля дизельных автомобилей для легких условий
эксплуатации на автомобильном рынке США будет
повышаться до 6,9 % в 2012 г. и 14,4 % к 2017 г.
Почему дизельное топливо из биомассы?
Био-возобновляемое дизельное топливо может
восполнить критически важный пробел в стратегии
альтернативных топлив и будет удовлетворять требованиям, предъявляемым к калифорнийским топливам для автотранспортных средств с точки зрения парниковых газов. Как показано в табл. 1, если
дизельное топливо получено из биомассы, его AFCI
еще ниже. В зависимости от выбора сырья и практики его обработки в сельском хозяйстве AFCI возобновляемого дизельного топлива может находиться в
пределах от 0,24 до 0,46. Даже пальмовое масло с его
91
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: «чистые» топлива
Таблица 1. Интенсивности глобального потепления и средние
индексы топлив по выбросам СО2
GWI
СО2
экс./мг
Коэффициент
эффективности,
ИС
1,00
Сред. этанол из кукурузы
0,9
AFCI
Этанол из
целлюлозы
0,8
0,7
Среднее значение
для CARB бензина
92,8
1,00
Среднее значение
для CARB дизельного топлива
91,6
Е85 из кукурузы,
этанола
78,5
1,00
0,85
Е85 из этанола
с низкими
выбросами GHG
17,3
1,00
0,19
Типичный FAME
из сои
41
AFCI
Топливо
1,0
0,6
0,5
Типичный
FAME из сои
0,4
0,78
0,77
Типичное дизельное
топливо из пальм.
масла
0,3
Дизельное топливо из рапса
Дизельное топливо
из целлюлозы
0,2
0,1
0,0
0
20
40
60
80
Концентрация возобновляемого топлива, об. %
100
Рис. 2. Средний углеродный (СО2) индекс «возобновляемых»
топлив, находящихся в стадии разработки и производства
0,78
0,34
негативным экологическим «прошлым» из-за типичных сельскохозяйственных условий возделывания,
Возобновляемое
снижает выбросы СО2 на 54 % и более, чем типичный
дизельное топликалифорнийский бензин.
во из:
Типичный FAME из сои имеет AFCI равный 0,34.
29
0,78
0,26
местного рапсоПоскольку сырье и способы его возделывания игравого масла
ют такую важную роль в анализе жизненного цикла, возобновляемое дизельное топливо из сои долж43
0,78
0,36
импортного
но практически иметь такой же AFCI, как и FAME.
рапсового масла
Сырье поступает на обе установки с одинаковым уг36
0,78
0,30
хорошего пальлеродным потенциалом. Воздействие на образование
мового масла
и выбросы СО2 на производство метанола и водорода
почти
не различаются. Возобновляемое дизельное
типичного паль55
0,78
0,46
топливо
транспортируют по трубопроводам, тогмового масла
да как FAME транспортируют в автоцистернах. Для
жировых отходов
9
0,78
0,08
возобновляемого дизельного топлива из целлюлозы
или целлюлозы
возможен AFCI, равный 0,08.
На рис. 2 показано как изменяется AFCI для этанола и дизельноТаблица 2. Автомобильные компании, участвующие в проектах, связанных с возобго топлива из биомассы в зависиновляемыми биодизельного топливами в США
мости от их концентрации в топливе и соотношения. Благодаря
Производитель
Год начала
Производитель
Год начала
различиям в эффективности
(компания)
производ­ства
(компания)
производ­ства
двигателей и нетто-энергетических потребностей на протяжеАуди
2009
Джип
н.в.
нии жизненного цикла дизельное
топливо из биомассы производит
BMW
2008
Киа
2010
меньше выбросов СО2, чем типичный этанол из кукурузы. FAME
Шевроле
н.в.
Линкольн
2010
превосходит в гонке за снижение
Крайслер
2009
Мерседес-бенц
н.в.
выбросов СО2, но уступает из-за
ограниченного доступа на рынок.
Додж
н.в.
Мицубиси
2010
FAME останавливается на уровне
В20 (20 % биодизельного топлива),
Форд
н.в.
Нисан
2010
который является типичной максимальной концентрацией, допусGMC
н.в.
Субару
2009
тимой к применению в парках автомобилей. Концентрация FAME
Хонда
2008
Тойота
2010
ограничена 5 % в спецификациях
на дизельные топлива категории
Хиундай
2010
Фольксваген
н.в.
1, 2 и 3 и нулевым проектом для
дизельного топлива самой чисЯгуар
2010
Вольво
2010
той категории 4. Целлюлозный
92
№7   июль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: «чистые» топлива
этанол становится конкурентоспособным по отношению к дизельному топливу из пальмового масла,
произведенного в типичных сельскохозяйственных
условиях при Е40 (40 % этанола). Он догоняет возобновляемое дизельное топливо, полученное из местного рапсового масла при Е55 (55 % этанола). Он
становится конкурентоспособным по отношению
к целлюлозному возобновляемому дизельному топливу при максимально допустимой концентрации
этанола Е85. Поскольку производители возобновляемого дизельного топлива стремятся к тому, чтобы
их продукт удовлетворял требованиям стандартов
ASTM D975, целлюлозное дизельное топливо можно
будет использовать в чистом виде, и в этом случае
оно выиграет гонку за снижение выбросов СО2.
Как целлюлозный этанол, так и целлюлозное дизельное топливо будут вырабатываться в промышленных масштабах через несколько лет. Поэтому,
если мы хотим снижать выбросы СО2 уже сегодня, то следует опираться на биодизельное топливо
и/или возобновляемое дизельное топливо.
Что представляет собой
возобновляемое
дизельное топливо?
На базе общей тенденции в технологии получения возобновляемого дизельного топлива все процессы рассчитаны на производство парафиновых
углеводородов (алканов), которые всегда были самыми желаемыми компонентами дизельного топлива.
Ветвь возобновляемых алканов на рис. 1 показывает текущие тенденции в технологии. Хорошее техническое определение возобновляемого дизельного топлива должно звучать следующим образом:
линейные и/или разветвленные алканы, содержащие от 10 до 22 алканов углерода, получаемые из
биомассы или отходов. Хорошим юридическим
определением было бы следующее: возобновляемое дизельное топливо это топливо, получаемое
из биомассы или отходов, зарегистрированное
в соответствии с нормативным документом ЕРА
«Регистрация топлив и присадок к топливам», и
отвечающее требованиям ASTM D975 либо в чистом виде, либо в качестве компонента другого типичного дизельного топлива.
Различия
между биодизелем
и возобновляемым
дизельным топливом
Приведенные ниже сравнения основаны на информации, почерпнутой из различных источников.
Сравнения фокусируются на возобновляемом дизельном топливе (био-алканах) и на биодизеле (биосложных эфирах).
Технология. Существующая технология, выбор
сырья и сельскохозяйственная практика определяют
суммарные преимущества (см. табл. 1) и затраты как
FAME, так и возобновляемого дизельного топлива
(табл. 3) с учетом снижения выбросов СО2.
Для испытанной технологии (этерификации
и гидроочистки) производственные затраты и преимущества по GHG настолько близки, что разработчики нормативно-правовых документов вынуждены одинаково относиться к этим двум топливам,
если стремятся к снижению выбросов СО2 и затрат
со стороны потребителей, максимально диверсифицируя источники энергии и обеспечивая энергетическую безопасность страны. Процесс ФишераТропша, позволяющий получать возобновленное
дизельное топливо из целлюлозного сырья, дороже
и еще не был испытан в промышленных масштабах.
Однако его более диверсифицированная сырьевая
база и меньшие нетто-выбросы СО2 могут оправдать более крупные субсидии для ускорения процесса исследований, разработок и внедрения в промышленность.
Био-сложные эфиры (например, FAME) получают в реакции спирта с животными жирами и/или
растительными маслами с образованием оксигенизированных химических продуктов, удовлетворяющих регистрационным стандартам ASTM D6751
и ЕРА на топливо. Поскольку чаще всего для реакции используют метанол ископаемого происхождения, молекулы FAME обычно содержат не менее
одного атома углерода, производного от ископаемого источника. Технология этерификации сравнительно развита. Основная техническая проблема
заключается в переводе этой традиционной периодической методологии в непрерывный процесс на
крупных предприятиях.
Таблица 3. Сравнение затрат на производство биодизельных топлив с помощью избранных технологий
Технология
Сырье
Расход сырья,
т/год
Стоимость сырья
Объем производ­
ства, млн галл/год
Производственные
затраты долл/галл
FT
Древесина
700 000
500 долл/сухая т
28
3,66
Этерификация
Соевое масло
200 000
0,35 долл/фунт
52
2,98
Гидроочистка
Соевое масло
500 000
0,35 долл/фунт
128
3,00
Примечание. Затраты на сырье, прогнозируемые на 2015 г. Производственные затраты на биотопливо не включают затраты
на транспортировку на терминал или доставку конечному потребителю.
Прогнозируемая оптовая цена на бензин в 2015 г. (EIA): 1,51 долл/галл.
Прогнозируемая оптовая цена на дизельное топливо № 2 в 2015 г. (EIA): 1,60 долл/галл.
Источник: Anneliese Schmidt & Edward Gray, Antares Group Inc. Конференция Западных Губернаторов, октябрь 2007.
№7   июль 2008
93
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: «чистые» топлива
Проверенная временем технология получения
возобновленных дизельных топлив позволяет получать био-алканы путем термической деполимеризации тех же источников биомассы, которые могут
быть использованы для производства FAME в присутствии водорода и катализатора. В процессе гидроочистки водород внедряется в разорванные молекулы триглицеридов точно так же, как метанол
в реакции этерификации, но образует насыщенные
углеводородные молекулы, а не сложные эфиры.
Все атомы углерода, содержащиеся в возобновляемом дизельном топливе, возобновляемы. Аналитики
жизненного цикла не учитывают выбросы возобновляемого СО2 с отработавшими газами автомобилей. Это означает, что основным выбросом автомобиля, работающего на возобновляемом топливе,
является вода, точно также как в отработавших газах автомобиля, эксплуатируемого на водородных
топливных элементах.
Поскольку все смешанные процессы нацелены
на обессеривание дизельных топлив, молекулы возобновляемого дизельного топлива склонны к образованию длинноцепочечных линейных парафинов с низкотемпературными свойствами, корректируемыми путем смешения. В варианте автономной переработки условия процесса и катализаторы
могут быть отрегулированы для осуществления легкого гидрокрекинга и/или изомеризации с целью
улучшения низкотемпературных свойств и получения более однородного продукта независимо от
свойств исходного сырья. В каких бы смешанных
или автономных процессах ни получали углеводороды, они всегда схожи с алканами, которые всегда присутствуют в дизельном топливе нефтяного
происхождения.
Выбросы. За исключением оксидов азота (NОx)
как FAME, так и возобновляемое дизельное топливо
склонны снижать выбросы с отработавшими газами
автомобилей при их смешении с дизельным топливом нефтяного происхождения. При сравнении возобновляемого дизельного топлива с экологически
чистым дизельным топливом получены следующие
результаты.
В возобновляемом дизельном топливе на 18 %
меньше NОx, чем в ультра-малосернистом дизельном
топливе (ULSD), содержащем менее 15 млн–1 серы.
В FAME на 28 % больше NОx по сравнению с малосернистым (менее 500 млн–1) экологически чистым
дизельным топливом.
CARB (California Air Resources Board –
Калифорнийское управление материально-технического снабжения BBC)* осуществляет программу,
в которой оба топлива испытываются в одинаковых
условиях.
Поскольку разные разработчики и аналитики
используют разные базовые топлива, приведенные
в табл. 4 данные, скорее отражают направление
и размер воздействия возобновляемого дизельного
* Стандарты CARB используются для сертификации
бензина и дизельного топлива на тихоокеанском побережье
США. – Прим. пер.
94
Таблица 4. Сравнение биотоплив по выбросам отработавших
газов
Выбросы
Чистое
дизельное
топливо
Возобновляемое
дизельное
топливо
FAME
Nox
+
++
–
PM (твердые
частицы)
+
++
++
Углеводороды
+
++
СО
+
+++
+++
+
+++
+++
Токсичные газы
+
GHG
Примечание: + хорошо; – плохо
топлива и FAME на выбросы с отработавшими газами автомобилей, чем цифровые значения наблюдаемых изменений в выбросах. Уровень NОx от FAME
является предметом широкого обсуждения.
Стандарты на качество
возобновленных топлив
Разработчики возобновляемого дизельного топлива стремятся к созданию парафиновых углеводородов (алканов) – молекул, которые всегда присутствовали в дизельном топливе – они стабильны
и полностью совместимы с существующей практикой контроля качества дизельного топлива, стандартами (ASTM D975), инфраструктурой производства,
распределения от НПЗ до выхлопной трубы. Будучи
полностью насыщенным водородом, возобновляемое дизельное топливо также стабильно и пригодно к применению в резервном, аварийном и тактическом оборудовании. Как таковое возобновляемое
дизельное топливо аналогично возобновляемому
электричеству, невидимому для потребителя, но полезному для общества. Приемлемые концентрации
находятся в пределах от 0 до 100 %. Розничная маркировка не требуется, потому что этот продукт совместим, и не практична из-за сложности трубопроводной сети для транспортировки продуктов.
Для FAME требуется отдельная спецификация
(ASTM D6751) и распределительная система. Это делает маркировку топлива возможной. Отсутствие однородных методов подхода производителей к возобновляемым топливам делали их маркировку необходимой. Биологическая разлагаемость топлив делает
необходимым введение стабилизирующей присадки
в FAME, либо контроль товарных запасов для обеспечения свежести FAME и осторожности при его
применении в резервном, аварийном или тактическом оборудовании.
Типичные свойства возобновляемых топлив приведены в табл. 5. FAME получили больше минусов,
чем возобновляемое дизельное топливо. Введение
молекулы спирта в глицеридную фракцию утяжеляет ее как в удельном весе, так и в дистилляции при
№7   июль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: «чистые» топлива
Перераспределение
Таблица 5. Сравнение свойств возобновляемых топлив
использовании в дизельном топливе и снижает ее энергетическую плотность. Введение только
Свойства
Чистое
Возобновляемое
FAME
водорода, а не углерода, кислодизельное
дизельное
топливо
топливо
рода и водорода в глицеридную
фракцию в процессе гидроочисТемпература помутнения,
–5
–10 –30 +
0––
тки приводит к образованию мо°С
лекулы дизельного топлива с максимально возможной концентраЭнергетическая плот43
44+
38 – –
ность, MJ/кг
цией водорода и энергетической
плотностью. Таким образом, полуМакс. Т90, °С
338
295–300 +
355 – – –
чаемая молекула возобновляемого дизельного топлива становится
Плотность, г/мл
<0,84 +
0,78 + –
0,88 – –+
пригодной для введения в дизельЭнергосодержание, MJ/I
35 to 36
34 to 35 –
33–34 – –
ное топливо. Следовательно, возобновляемое дизельное топливо
Цетановое число
>52+
75–99 + + +
42–60 +
получает больше плюсов.
<10
<10
<10
Содержание серы, млн–1
Различия в системах распре­
деления. По разным причинам
Содержание ароматики,
<25 +
0 +++
0 +++
FAME не транспортируют по
об. %
специальным трубопроводам. На
рис. 3 показано, что возобновляСмазочные свойства
требуется
требуется
превосходит
присадка
присадка
+++
емое дизельное топливо (био-алканы) по распределительной сисСтойкость к окислению
базовая
превосходная
требуется
теме похоже «на человека, ока+++
присадка
завшегося не на своем месте».
–––
Обычно дизельное топливо компаундируют на уровне НПЗ и по
Примечания: + хорошо; – плохо.
нефтепроводам или в танкерах
доставляют на терминал. FAME
(био-сложные эфиры) обычно
транспортируют автоцистернами
Водород
на терминал, где их смешивают
Пропан
перед доставкой автоцистернами
БиоБиоэфиры
НПЗ (ULSD)
НПЗ
алканы
в розничную распределительную
R10O
сеть. Так как возобновляемое
B10O
дизельное топливо аналогично
RO до R100 ULSD
нефтяному дизельному топливу,
ULSD
FAME можно вводить в смеси воПо железной дозобновляемых дизельных топлив.
Резервуар
роге, автоцистерТранспортировка:
Оба этих топлива являются
для В100 на
Терминал
нами, танкерами
по трубопроводам,
альтернативными. Это означатерминале
танкерами, железной
ет, что для того, чтобы они стали
дорогой
и автоцистернами
экономически
оправданными,
ВО до В5 ULSD
цена на нефть должна продолжать
повышаться, а затраты на сырье
должны снижаться, или они должПотреАвтоцистернами
ны быть внедрены принудительно
битель
в законодательном порядке, либо
субсидированы. Следовательно,
необходима система учета или
отчетности для отслеживания исРис. 3. Распределительная сеть для био-алканов и био-эфирных топливных
продуктов
полнения мандата или получения
субсидий. Эта система должна
быть привязана к первоначальному компаундированию для розничного потребления.
дизельного топлива в настоящее время получены
Для био-алканов или возобновляемого дизельного
относительно скудные данные. Вот некоторые из
топлива учет должен быть налажен на НПЗ, тогда
них. Новая установка по производству возобновкак учет био-сложных эфиров должен производить­
ляемого дизельного топлива производительностью
ся на уровне терминала.
75 млн галл/год оценивается в 150 млн долл. по капиКапитальные затраты. По капитальным затратальным затратам. Действующая установка в Порву
там на процессы производства возобновляемого
(Финляндия) производительностью 58 млн галл/год
№7   июль 2008
95
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: «чистые» топлива
Затраты на суточную
сертификацию, цент/галл
65
100
90
Мощность, брл/сут
652
6,523
65,232
Био-эфиры
Био-алканы
80
70
60
50
40
30
20
10
0
0
10
100
1,000
Мощность, млн галл/год
Рис. 4. Затраты на контроль качества био-эфирных топлив
и био-алканов на установках различной мощности
возобновляемого дизельного топлива обошлась
в 100 млн евро. В эти суммы для обеих установок
включены затраты на предварительную обработку
сырья. Округленно, капитальные затраты составляют около 2 долл/галл на автономных установках.
Капитальные затраты на FAME вдвое ниже. Данные
для комбинированных предприятий пока недоступны. Там потребуются затраты на хранение и предварительную обработку сырья, частую замену катализаторов и расширение установок гидроочистки и
водородных установок.
С учетом масштабности экономики, строящиеся установки должны проектироваться с производительностью более 50 млн галл/год. Но расчеты
суточных затрат на галлон, с учетом контроля качества, показывают предпочтительность даже более мощных установок, и что мелкие производители, вероятно, будут вынуждены выйти из игры.
На рис. 4 показано как суточная сертификация
качества продуктов (считая на галлон) и их соответствия ASTM D975 или ASTM D6751 отражаются на затратах в сторону увеличения, особенно для
мелких производителей. Именно этим объясняется
тот факт, что только 19 из 165 производителей биодизельного топлива аккредитованы по стандарту
качества BQ–9000: биодизельное топливо имеет
неблагоприятную историю контроля качества, и
выпадение мелких производителей «из обоймы»
очевидно.
ПЕРСПЕКТИВЫ
Широкое применение дизельных автомобилей
для легких условий эксплуатации и дизельного топлива из биомассы являются самой эффективной
стратегией в области биотоплив для снижения выбросов СО2 в США и зависимости страны от импортируемой нефти.
Возобновляемое дизельное топливо (био-алканы)
(это стабильное дизельное топливо качества премиум) полностью совместимое с существующей инфраструктурой. Биодизельное топливо (био-эфиры),
96
даже с учетом контроля качества, проблем выбросов NOx и стабильности, нуждаемости в отдельной
распределительной сети, остается значительным
прогрессом в технологии по сравнению с непосредственным сжиганием растительных масел и животных жиров в двигателях автомобилей.
Даже при ценах на нефть 95 долл/брл, эти топлива, аналогично большинству альтернативных топлив,
нуждаются в мандатах на обязательное применение
или в субсидиях для обеспечения их конкурентоспособности. Эти технологии и технологии будущего
должны быть субсидированы.
Преимущества в отношении выбросов парниковых газов многообразны и зависят от выбора сырья
и сельскохозяйственной практики его возделывания. Целесообразны структурные субсидии для
фермеров, создающих сырье с применением передовой практики, или для производителей топлив
с применением передовых и самых эффективных
процессов превращения сырья, как вознаграждение за достойный труд.
Перевел Г. Липкин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. National Biodiesel Board, Commercial Biodiesel
Production Plants, September 2007.
2. http://www.amyrisbiotech.com/projects_biofuels.html.
3. Fernandes, N., Platts Renewable Diesel Com­
ference,November 2007, Houston.
4. Farrell, A., er al., «A Low-Carbon Fuel Standard for
California, Part I», Daniel Sperling of UC Davis and
Contributors, 2007.
5. The IFEU-Institute for Energy and Environmental
Research of Heidelberg, Germany.
6. Bedwell, A., «Global Diesel Lighr Vehicle Trends»,
Platts Renewable Diesel Conference, November 2007,
Houston.
7. Simeroth, D., «Chief Critreia Pollutants Branch», Platts
Conference, November 2007, Houston.
8. Worldwide Fuel Chatter, Foerth Ed., September 2006,
ACEA, Alliance, EMA, JAMA.
9. Schmidt, A. and E. Gray, Antares Group Inc., Western
Governors Conference, October 2007.
Cal Hodge (К. Ходж), президент А 2nd
Opinion, Inc (A2O) в Хьюстоне, Техас.
Окончил Канзасский университет в 1968
г., имеет степень бакалавра. До основания А 2nd Opinion, Inc. работал в Amoco,
The Pace Consultants и Valero Energy.
Специализировался на совершенствовании технологии
топлив. Участвовал в разработке и внедрении неэтилированного и реформулированного бензина. В настоящее
время занимается разработкой возобновляемых дизельных топлив с целью снижения выбросов парниковых
газов. В А2О г-н Ходж консультирует клиентов по проблемам, связанным с экологически чистыми топливами,
экономикой и стратегией развития.
№7   июль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: «чистые» топлива
Е85 – СОВЕРШЕННО новый продукт
K. Corkwell, The Lubrizol Corp., Уиклифф, шт. Огайо
Для использования более высоких концентраций этанола в возобновляемых топливах необходима разработка
программ применения присадок
Быстрое распространение и доступность в США
топлива Е85 (85 % этанола и 15 % бензина) для эксплуатации семи миллионов автомобилей с «гибкими» двигателями, потребляющими различные виды
топлив, flexible fuel vehicles (FFV) – способствуют
созданию совершенно новой ситуации во многих
отраслях промышленности, вовлеченных в цепочку
снабжения Е85: нефтяных компаний, автомобилестроителей (original equipment manufactures – OEM),
компаний, производящих присадки и других. Но наряду с возникшими проблемами существуют и пути
для их разрешения.
Спецификации на Е85
Спецификация ASTM D5798 охватывает топливные смеси, содержащие 75–85 % этанола и 25–15 %
углеводородов, применяемых в автомобильных двигателях с искровым зажиганием. Эта спецификация была первоначально одобрена в 90-х гг., задолго до массового появления FFV на дорогах США.
Несмотря на то, что доступность к Е85 все еще ограничена, 1300 из 170 тыс. АЗС, насчитывающихся в
США, потребление этого топлива в последние годы
неуклонно расширяется. По мере роста спроса на это
новое топливо, важно, чтобы спецификация отражала интересы производителей, продавцов и потребителей. Спецификация первоначально основывалась
на знаниях (имевшихся в то время), которые опирались на прошлый опыт применения метанолсодержащих топлив, в частности, М85 (85 % метанола). По
мере роста потребления и испытания Е85 повышался
уровень знаний. Поэтому была создана специальная
группа ASTM на принципе консенсуса, в состав которой входят эксперты от производителей этанола,
нефтяных компаний, автомобилестроителей производителей присадок. Эта группа работает над совершенствованием последнего варианта ASTM D5798.
Работа продолжается, и голосование по рекомендуемым рабочей группой изменениям спецификации
состоится не ранее июня 2008 г.
Аналогично спецификациям на бензин, спецификация на Е85 включает в себя изменение температуры по
месяцам и географическому положению. Это позволяет использовать более летучие компоненты смешения
в холодное время года и в холодных географических
зонах для обеспечения легкого запуска двигателей.
В отличие от многочисленных классов бензина
по испаряемости, D5798 определяет только три класса испаряемости для Е85. Класс 3 применяемый при
самых низких температурах, нуждается лишь в 70 %
этанола и высших спиртов и позволяет поддерживать давление насыщенных паров по Рейду на уровне
вплоть до 83 КПа (12 фунт/дюйм2). Введение высших
№7   июль 2008
углеводородов способствовало улучшению низкотемпературного запуска двигателя. Однако простое
смешение этих пропорций этанола с любым имеющимся бензином может не дать желаемого результата, и Е85 не будет удовлетворять требованиям спецификаций по давлению насыщенных паров, если для
смешения не будет подобран соответствующий углеводородный компонент.
В таблице приведены основные требования спецификаций на Е85 в соответствии с ASTM D5798, включая рН, кислотность и содержание неорганических
хлоридов. Эти требования специально рассчитаны на
предотвращение коррозии, которая может влиять на
FFV и топливно-раздаточное оборудование. В отрасли
ведутся дискуссии по поводу достаточности существующих спецификаций для защиты от коррозии, не
являются ли они чрезмерными или следует включить
дополнительные антикоррозийные требования. ASTM
D5798 опирается на многие индивидуальные методы
испытания. В некоторых случаях эти методы изначально были рассчитаны на использование других углеводородов с бензином и не рассчитаны на применение или не были испытаны на пригодность для Е85.
Спецификации на Е85 в соответствии с ASTM D5798
Показатель
Этанол + высшие спирты,
об. %, мин
Метанол, об. %, макс.
Высшие спирты (С3-С8),
об. %, макс.
Кислотность, мас. %, макс.
Содержание вымытых
смол, мг/100 мл, макс.
рНе
Содержание невымытых
смол, мг/100 мл, макс.
Неорганические хлориды,
мг/кг, макс.
Медь, мг/л, макс.
Вода, мас. %, макс.
Концентрация
70 % (в зависимости
от класса испаряемости)
0,5
2
0,005
5
6,5–9,0
20
1
0,07
1,0
Присадки к Е85
В некоторых разделах ASTM D5798 упоминаются
присадки, предотвращающие образование отложений, однако в настоящее время они не регламентируются спецификациями. Проведенные в последнее
время исследования показывают, что в двигателях
FFV, работающих на Е85, могут образовываться отложения. К счастью, проблемы отложений, связанные с Е85, могут быть решены с помощью специаль97
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: «чистые» топлива
но разработанных присадок, отличающихся от присадок к бензину.
В бензине обычно содержится ряд присадок, обеспечивающих чистоту двигателя. Предпринимаются
попытки к применению тех же присадок в Е85.
Однако присадки к бензинам по своей композиции
не могут удовлетворять особым требованиям Е85.
Проблемы применения присадок к Е85
Типичные присадки к бензинам, предотвращающие образование отложений, не только не удовлетворяют требованиям, но и потенциально вредны для
Е85. Высокое содержание этанола в Е85 в значительной степени изменяет полярность и растворимость
топлива по сравнению с бензином, и даже по сравнению с бензином, содержащим 10 % этанола, который
теперь широко применяется в США. Следовательно,
типичные присадки к бензину, предотвращающие
образование отложений, могут создавать трудности,
оставаясь в растворе с Е85.
Если присадки к бензину не остаются в Е85, возникает риск их выделения из раствора в различных
точках топливной системы, потенциально образуя
отложения на фильтрах, в топливных инжекторах и
выпускном канале двигателя. Недавно опубликованные данные по результатам исследования фильтруемости присадок показывают, что присадки к бензину
могут приводить к забивке фильтров Е85 и резкому
увеличению продолжительности фильтрования. При
низких уровнях этанола в Е85 можно вводить любую
дозу присадок к бензину без чрезмерного увеличения продолжительности фильтрования. Однако при
высоких уровнях этанола (Е85), большие дозы типичных присадок к бензину могут привести к быстрому
увеличению продолжительности фильтрования, как
показано на рис. 1. И, наоборот, присадка, специально разработанная для Е85, обеспечивает нормальную
продолжительность фильтрования, независимо от ее
концентрации или уровня этанола.
Возможным непреднамеренным следствием
применения плохих композиций присадок в бензине может быть заедание выпускного клапана.
Время, с
Время фильтрации
400 мл в зависимости от этанола и дозы моющей присадки А
Присадка, млн-1
Этанол, %
Рис. 1. Продолжительность фильтрации присадок к бензину
при их применении в Е85
98
В этой ситуации часть присадки может накапливаться в кольцевом пространстве между стержнем выпускного клапана и направляющей клапана на головке
цилиндра. При низких температурах любые скопления
в этой зоне становятся более вязкими и препятствуют движению клапана. В экстремальных условиях пружина клапана не в состоянии закрыть
впускной клапан, что приводит к потере сжатия.
Следовательно, двигатель не заведется.
Современные присадки к бензинам разработаны
специально для исключения этой проблемы в нормальном бензине. Однако недавние исследования
показали, что этанол может усугубить проблему заседания выпускного клапана и подтверждают необходимость проведения испытаний присадок к бензинам в широком диапазоне их применения, включая
широко используемые низкотемпературные этанолсодержание топливные смеси. И, что еще важнее,
для более экстремального случая Е85, необходимы
специальные присадки к Е85, исключающие возникновение этих проблем без нежелательных побочных
эффектов, например, заедания выпускного клапана.
Отложения на впускном клапане
Серия испытаний с 5000-мильным пробегом FFV
была проведена с разными смесями этанола и бензина. Результаты испытаний показывают, что без
присадок этанол негативно влияет на отложения на
выпускном клапане (intake-valve deposits – IVD),
образовавшиеся в двигателе. При низких уровнях
этанола, например, Е10 (10 % этанола) IVD фактически увеличиваются до более высоких уровней, чем
в бензине в чистом виде. При высоких уровнях этанола уровень IVD снижается до уровня, типичного
для бензина, или даже ниже, как показано на рис. 2.
Однако, как упомянуто выше, смеси бензина и Е10
обычно обрабатывают присадками для снижения
этих IVD-уровней до намного более низких значений. Однако Е85 обычно не содержит присадок, предотвращающих образование отложений. Склонность
бензина к образованию отложений непосредственно
влияет и на Е85, который был использован в качестве углеводородного компонента. IVD, получаемый от
Е85, был примерно на одну треть до одной половины ниже того, что наблюдается при использовании
бензина в чистом виде (рис. 3). Несмотря на то, что
Е85 имеет меньшую склонность к образованию отложений на впускном клапане, чем бензин, образование отложений при использовании бензина можно
предотвратить с помощью специальных присадок.
Проблемы растворимости мешали применению этих
присадок в Е85; однако специально разработанные
присадки к Е85 могут применяться для предотвращения этих отложений. На рис. 4 показаны результаты
применения правильно скомпаундированных присадок к Е85, предотвращающих образование отложений в самой жесткой партии Е85 из всех испытанных партий.
Отложения в камере сгорания
Отложения в камере сгорания (combustion chamber deposits – CCD) являются вторичной проблемой
№7   июль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
350
300
IVD для Е85, мг
Отложения на выпускном клапане, мг
HYDROCARBON PROCESSING: «чистые» топлива
250
200
150
100
50
0
0
20
40
60
80
Содержание этанола в топливе, об. %
0
100
Рис. 2. Влияние содержания этанола в топливе на отложения
на впускном клапане
400
350
300
250
200
150
100
50
0
Е85
Е81 + присадка,
предотвращающая
образование
отложений
200
400
600
IVD для бензина, мг
800
1,000
Рис. 3. Сравнение отложений на выпускном клапане при эксплуа­
тации двигателя на бензине и Е85
Отложения в камере сгорания,
мили (1 мил = 0,025 мм).
Отложения на выпускном клапане, мг
400
350
300
250
200
150
100
50
0
6
5
4
3
2
1
0
0
20
40
60
80
Содержание этанола в топливе, об. %
100
Рис. 4. Отложения на выпускном клапане на Е85 с присадкой,
предотвращающей образование отложений
Рис. 5. Отложения в камере сгорания при изменении концентраций этанола в топливе
при применении бензина. Созданы пакеты присадок для предотвращения отложений в этой зоне.
Результаты испытаний, показанные на рис. 5, свидетельствуют о том, что толщина CCD фактически
снижается по мере увеличения уровней этанола в
смеси.
кой продажи, отвечающего минимальным требованиям спецификаций. Новейшие разработки присадок к Е85 позволяют создавать композиции топлива
с улучшенными эксплуатационными характеристиками.
Перевела Н. Иванова
Что делать в этой новой ситуации
По мере приобретения знаний и опыта всеми
вовлеченными в цепочку снабжения Е85 мы можем
ожидать, что спецификация на Е85, ASTM D5798 будет усовершенствована для отражения текущей ситуации в компаундировании и применении топлива.
Эта усовершенствованная спецификация будет фокусироваться на основных проблемах качества при
производстве продукта, пригодного для коммерчес-
Keith Corkwell (К. Корквелл), региональный бизнес-менеджер The Lubrizol Corp по
присадкам к бензину в Северной и Южной
Америке. Имеет ученые степени магистра по
физике и машиностроению. 16 лет работает
в области разработки, испытаний и сбыта присадок к топливам (www.Lubrizol.com).
Редакции требуются переводчики —
специалисты в области добычи, нефтепереработки
и нефтехимии, владеющие английским языком
(Москва, Московская обл.).
Обращаться: тел. 670-74-81; e-mail: publ@ogt.su
№7   июль 2008
99
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: анализ процессов
анализ биодизельного топлива
жидкостной хроматографией/
масс-спектрометрами
R. Chen, Thermo Fisher Scientific, Сан Джоус, Калифорния; D. Cavagnino, Thermo Fisher Scientific, Милан, Италия
Комбинирование методов жидкостной хроматографии и измерений при помощи масс-спектрометра
представляет собой быстрый и надежный путь измерения загрязненных проб
Биодизельное топливо производят путем трансэтерификации растительных масел с метанолом для
образования жирной кислоты метил-эфира (fatty
acid methyl esters – FAME). Побочные продукты
этого синтеза могут стать причиной возникновения
серьезных проблем нагарообразования в двигателе,
засорения фильтра или ухудшения качества топлива.
Чтобы предотвратить эти проблемы, все биодизельное топливо, покупаемое и продаваемое в США, может содержать только минимально допустимый уровень загрязнений в соответствии с ASTM (American
Society of Testing Materials), раздел D6751, со ссылкой на чистое биодизельное топливо (В100).
Определение качества биодизельного топлива
является весьма важным; таким образом, необходима стандартизация мгновенного испытания качества топлива. Для этого необходимы чувствительные
и надежные аналитические методы, составленные
в соответствии с ASTM D6751, для быстрого обнаружения загрязнений в биодизельном топливе.
Идеальные аналитические методы должны определять количество всех загрязнений (даже следы) надежно, быстро и экономически эффективно.
Неотъемлемой частью эффективных испытаний
является определение типа смеси и ее количества.
Для контроля качества биодизельного топлива и состава смеси в нем применяют в широком диапазоне
аналитическую технику, включающую газовую хроматографию (gas chromatography – GC), жидкостную
хроматографию (liquid chromatography – LG), GC- и
LG/масс-спектрометры (mass spectrometer – MS).
газовая хроматография
Смесь отделяется при температуре кипения и за
счет индивидуальных свойств компонентов. Проба
обычно растворяется при низкой концентрации, в органических растворах и затем вводится в газовый хроматограф. Для получения достоверной хроматограммы необходимо пробу использовать вторично. Это
касается определенных загрязнений биодизельного
топлива, таких как глицерин, моно- и диатилглицерин, которые составляют свободную гидроксильную
группу. Вторичное использование пробы значительно
улучшает характеристику анализа, обеспечивая лучшее разделение соединений со сходными свойствами.
После введения пробы в газовый хроматограф
она попадает в хроматографическую колонку, где
компоненты пробы достаточно эффективно взаимодействуют с веществом в колонке, в зависимости от
100
строения соединения. Обычно раствор и остаточный
извлекаемый агент, применяемые для получения
пробы, являются первыми веществами, извлекаемыми из колонки и регистрируемыми. Структура
индивидуальных компонентов и их точки кипения
являются главным фактором, определяющим время
выдерживания (после которого компоненты извлекаются из колонки). Часто наибольшие молекулы
имеют значительное время выдерживания.
Газовая хроматография является важным аналитическим методом качественного определения
параметров и, следовательно, обеспечивает определенные преимущества по сравнению с альтернативными методами. На сегодняшний день газовая
хроматография – наиболее широко используемый
метод анализа биодизельного топлива в силу его высокой точности и определения самого малого количества компонентов смеси. Анализ обычно выполняют с применением детектора пламенной ионизации
(flame ionization detector – FID) и, в частности, для
высококипящих триглециридов.
Несмотря на то, что многие отдельно взятые смеси могут быть разделены с помощью газовой хроматографии, некоторые наложенные друг на друга
имеют место во времени удерживания. Это наблюдается в случае сложных смесей, особенно, когда в их
состав входят основные компоненты со схожими
свойствами. Следовательно, для большей убедительности в дополнение к газовой хроматографии используют жидкостную хроматографию (LC) и массспектрометры (MS), чтобы гарантировать соответствие качества биодизельной пробы спецификации.
высокоскоростные LC/MS
Подобные некоторым традиционным системам,
высокоскоростные LC/MS сочетают в себе аналитические способности жидкостного хроматографа
и масс-спектрометра, только со значительно более
высокой скоростью анализа. Фактически высокоскоростная система LC/MS обеспечивает анализ биодизельного топлива за 20 мин, в то время как традиционная система LC/MS проводит анализ за 60 мин.
Кроме того, соединение LC с MS гарантирует то, что
неопределенности, полученные в результате анализа LC, исключаются, поскольку чистая смесь имеет
единственный спектр, который в таком случае относится ко всей структуре вещества. MS может только
обнаружить смесь, если она проявляется, и не может
определить идентичность и ее структуры. Таким об№7   июль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: анализ процессов
анализ биодизельного топлива
Высокоскоростные системы LC/MS применяли
для анализа нескольких биодизельных проб. Аппарат
состоял из высокоскоростного LC и одного учетверенного MS с электрораспыляемой ионизацией (electrospray ionization – ESI). Жидкостной хроматограф сочетает в себе объемный учетверенный насос с низким
запаздыванием. Автоматический дозатор с контролем
общей температуры и фотодиодный серийный (photo
diode array – PDA) детектор. Система высокоскоростного LC/MS имела допустимое отклонение давления
15 000 фунт/дюйм2 (1 фунт/дюйм2 = 6,89 кПа), что
давало возможность гибкого контроля хроматографических параметров.
Пробы трикарпина и моноолина растворили
в 10 мг/мл раствора MeOH. Далее их растворяли
последовательно в растворе LiI с концентрацией
10 м-мол, 0,005; 0,010; 0,050; 1,25 и 5 мг/мл трикарпина, затем в 10 м-мол LiI и 0,001; 0,005; 0,01; 0,05; 0,1;
0,5; 1,0; 2,5 и 5,0 мг/мл моноолина. Биодизельные пробы были получены из аппаратуры в Милане (Италия)
и их растворяли в МеОН концентрацией 100 мг/мл,
а затем в растворе МеОН с 1 мг/мл 10 м-мол LiI.
Интегрированная коническая промывка, обеспечивающая непрерывный поток 80 мкл/мин МеОН
в разделяющем конусе (рис. 1), исключающем возможность засорения на входе в конус. Раствор промывки выбирали обычно на основе пробы и применяемой маловязкой фазы.
результаты
Применение было сконцентрировано на биодизельном топливе, смешанном с зимним дизельным
топливом (5 %). В соответствии с условиями, приведенными в таблице, было получено чистое разделение пробы в пределах 20 мин (рис. 2).
№7   июль 2008
Конический наконечник для промывки
Титановый конус
Рис. 1. Конический промывной наконечник, прикрепленный к входному отверстию конуса, для анализа биодизельного топлива
uUA
4,000
3,000
11,92
0,69
2,000
13,41 13,80
0,73 1,59 6,43
9,96
1,000
16,70 20,07
0
100
15,61 16,14
8,03
80
15,20
16,77
60
17,48
10,04
13,62
40
10,30
20
5,24 5,41
11,54
0 0,70 3,94
0
5
10
15
20
Время, мин
Относительная
распространенность
разом, применение сочетания LC и MS несет более
детальную информацию. Кроме того, повышенное
содержание массы анализируемого вещества в высокоскоростном приборе LC/MS в сочетании с его способностью вводить, разделять и ионизировать смеси
обеспечивает данные анализа в соответствии с ASTM.
Жидкостной хроматограф разделяет пробу на
основе растворимости ее компонентов в растворе
или смеси растворов во время прохождения через
колонку. Анализ обычно проводят при комнатной
температуре. Поскольку сходные соединения имеют сходные растворимости и аналогичные взаимодействия с веществом колонки, сложные смеси, состоящие из многих различных соединений, обычно
разделяются по классу соединений и необязательно
по отдельным компонентам. В случае биодизельного топлива насыщенные с длинной цепью метиловые
эфиры, такие как метилпальмитат и метилстеарат, извлекаются практически одновременно в большинстве
анализируемых систем. Спектры MS регистрируют
компоненты, разделенные на фрагменты посредством
энергии (обычно это пучок электронов). Разделение
такой смеси на фрагменты является характеристикой
структуры смеси. В противоположность LC, MS анализирует чистую пробу за то же время измерения, что
и время анализа пробы с соответствующими примесями, и это должно быть принято к рассмотрению.
Рис. 2. Спектральная поглощательная способность при 205 нм
и основные пики хроматограммы
Таблица 1. Установление режима жидкостного хроматографа
Колонка: 100 2,1 мм, 1,9 мкм
Температура в термостате колонки 45 °С
Растворитель:
А. Вода; муравьиная кислота – 0,1 %; TFA – 0,02 %
В. МеОН; муравьиная кислота – 0,1 %; TFA – 0,02 %
Время
А
В
0,0
70
30
14,0
0
100
20,0
0
100
20,1
20
80
22,0
20
80
При этом:
Расход жидкости, мл/мин. . . . . . . . . . . . . . . . 0,55
Объем инжекции, мкл. . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
Количество пробы, мкг . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
Температура пробы, °С. . . . . . . . . . . . . . . . 400
Напряжение конуса, В. . . . . . . . . . . . . . . . . . 50
Масс-спектр показывает (рис. 3), что низкий молекулярный вес (molecular weight – MW) компонентов так же, как и высокий, один. Компоненты с низ101
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: анализ процессов
12,000
10,000
Интенсивность
8,000
181,40
6,000
391,27
4,000
2,000
0
200
684,11 758,05
759,06 906,24
1054,26
610,08
1130,34
1204,33
546,84
1205,31
1425,01
1207,32
1427,40
1248,79
1430,21
400
600
800
m/z
1,000
1,200
1,400
1,600
Рис. 3. Суммарный масс-спектр BPC, который обнаружил очень сложные химические
вещества при низком содержании массы и относительно чистые вещества с высоким
молекулярным весом при большом содержании массы. В тексте здесь и далее m/z не
расшифровано; предположительно, это порядок спектр/валентность. – Прим. пер.
0
100
16,14
16,33
16,77 16,86 17,48
17,13
15.20
18,01
18,40
19,57 19,73
18,94
В: SIC при m/z 684,1
15.40 15.83 16.22 16.58
0
15.61
100
0
А: ВРС, 15–20 мин
15,61
100 15,20
15.45
17.08 17.32 17.73 17.90
С: SIC при m/z 758,05
15.86 16.31 16.75 17.04
16.14
100
18.54 18.81 19.21 19.37 19.84
17.63
18.07 18.47 18.70
19.30 19.58 19.88
D: SIC при m/z 832,14
15.34
15.81
16.80 17.22 17.54
16.77
100
18.10 18.34
18.79
19.36 19.57
Е: SIC при m/z 906,22
15.98 16.35
0
17.03
17.61 17.92
17.48
18.4
18.88 19.09 19.55 19.79
F: SIC при m/z 98,22
100
15.89
0
100
16.60 16.91
G: SIC при m/z около 1054,27
16.02 16.19 16.68 17.08
0
17.82 18.14 18.75 18.94
18.41
17.60
18.21
Относительная распространенность
16.0
100
90
684.11
80
70
60
50
610.10
16.53 16.85
16.5
17.24 17.42 17.98 18.16
17.0
758.07
19.81
18.8319.10 19.44 19.93
19.59 19.65
H: SIC при m/z 1130,34
15.86
19.35
18.63 18.92
17.5 18.0
18.5
Время, мин
19.0
19.5
20.0
Спектр MS, 15–20 мин
832.15 906.26 950.22
1055.27
1130.33
1204.33
40
30
20
10
650.88 728.89 801.70 877.06 950.20 1025.84 1098.391173.38
0
600
1,000
1,100
1,200
700
800
900
m/z
Рис. 4. Компоненты с высоким молекулярным весом в последней части BPC, представленные в А, в то время как SIC каждого компонента – в В-Н. Эти единичные пики
SIC указывают на чистое разделение компонентов с высоким молекулярным весом,
вероятно, из-за присутствия зимнего дизельного топлива
102
ким молекулярным весом встречаются в первой части хроматографического анализа (в пределах
13 мин), в то время как компоненты с высоким молекулярным
весом проявляются во второй
части анализа (в пределах 14 мин
и более). В этом разделении MS
продемонстрировал
большую
чувствительность с применением характерного типа биодизельного топлива, чем PDA
детектора. В то время как на
общей интегрированной хроматограмме было получено более
15 максимальных точек, только
три из них достигли значения
в 205 нм (1 нм = 10-9 м). Эти точки представляли основные компоненты FAME биодизельного
топлива. Различие в чувствительности было подтверждено затем
после анализов.
Идентифицировать компоненты с более высоким MW в пробе
было довольно просто, так как они
представляли более высокую концентрацию и были очень хорошо
разделены (см. рис. 2 и 3). В дальнейшем разделение было подтверждено благодаря избирательным ионам хроматограммы (selected ion chromatograms – SIC), показанной на рис. 4, А-Н – с другой
стороны, молекулы меньше при
разделении проявились раньше.
На рис. 5 представлена группа
более чем 20 различных смесей,
поддающихся
распознаванию.
Рис. 5, В иллюстрирует масс-спектр
девяти максимальных точек, выбранных из группы. Некоторые
из них показаны чисто и хорошо
разделенными на простые компоненты, в то время как несколько
показанных сложных компонентов «размыто». Это указывает на
то, что необходимы дальнейшие
усилия для создания высококачественных методов разделения.
Предварительно был также
рассмотрен линейный динамический диапазон системы для
биодизельных проб. В частности, проанализировали моноомен, проверка которого показала
линейный динамический диапазон как на PDA, так и на MS.
Динамический диапазон PDA
варьировал между 500 нг и 25 мг
(1 нг = 10-9 г), в то время как MS
имел меньший динамический
диапазон от 5 нг до 250 мг (рис. 6).
№7   июль 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Интенсивность
Интенсивность
С: Масс-спектр,
пик при 8,03 мин
Интенсивность
H: Масс-спектр, пик
при 13,42 мин
Интенсивность
I: Масс-спектр, пик
при 13,82 мин
Относительная
распространенность
D: Масс-спектр,
пик при 8,71 мин
Е: Масс-спектр, пик
при 9,75 мин
Интенсивность
Относительная
распространенность
Относительная
распространенность
В: Масс-спектр с
пиком, 6,71 мин
Относительная
распространенность
А: ВР, 4–15 мин
Относительная
распространенность
HYDROCARBON PROCESSING: анализ процессов
F: Масс-спектр,
пик при 10,04 мин
G: Масс-спектр,
пик при 13,42 мин
J: Масс-спектр, пик
при 14,25 мин
Рис. 5. Химический состав биодизельной пробы очень сложный. Разделение этих
компонентов требует в дальнейшем оптимизации. Однако масс-спектр от В до J показывает сигнатуру молекулярного веса FAME, один из важных показателей биодизельного топлива
Рис. 7. Входной конус MS после нескольких месяцев применения для анализа
биодизельного топлива
о смесях с более высоким молекулярным весом, хотя до сих пор
определяют многие химические
вещества с низким молекулярным
весом при высокой чувствительности, включая FAME.
Углубленный анализ системы
LC/MS возник по причине возрастающих требований к методам
быстрого и простого анализа для
FAME. Быстрые результаты и качественное разделение в газо-жидкостной хроматографии должны
быть в основе разработки методов
для всестороннего и надежного
анализа биодизельных смесей.
Перевел А. Степанов
Ray (Ruidan) Chen
(Р. Чен), в 1993 г. поА. Калибровочная криВ. Калибровочная
лучил
докторскую
12,000
50,000
вая моноолина для MS,
кривая моноолина
степень по масс-спек10,000
5
нг
–
250
мг
для PDA, 500 нг
40,000
трометрии в универ– 25 мг
8,000
ситете штата Огайо и
30,000
6,000
после защиты в Pacific
20,000
Northwest
National
Laboratories.
4,000
10,000
М-р Чен начал свою техническую карь2,000
еру как ученый в Hitachi в Сан Джоус
0
0
0
10
100 150 200 250
(Калифорния). Он участвовал в проек0
50
100 150 200 250
тах и менеджменте, а также в развитии
Количество, нг
Количество, нг (,100)
маркетинга и бизнеса. В 2005 г. м-р Чен
стал работать в компании Thermo Fisher
Рис. 6. Линейная зависимость моноолина показана для PDA (А) и для MS (В). Как было
выявлено раньше, MS – наиболее чувствительный, чем PDA
Scientific, занимаясь вопросами жидкостной хроматографии и масс-спектрометрии. М-р Чен имеет более 60 научных публикаций как
Особенностью конической промывки является
автор и соавтор, а также участвует в научно-технических
то, что некоторые возможные остаточные отложения
конференциях.
перемещаются от конического входа MS, таким об14,000
Площадь
Площадь
60,000
разом, предотвращая засорение входа. После завершения эксперимента весь конус покрылся остатками
от пробы, в то время как отверстие в центре конуса
было абсолютно чистым, незакупоренным (рис. 7).
Коническая промывка, совмещенная с источником
электрораспылителя, позволяет проводить непрерывный анализ сложных проб.
Предварительные исследования проб биодизельного топлива с применением высокоскоростной системы LC/MS продемонстрировали, что этим методом
можно не только снизить время проведения анализа
до 20 мин, но можно также получить информацию
№7   июль 2008
Daniela Cavagnino (Д. Кавагнино), в 1993 г.
получила степень магистра по химии в университете Милана (Италия). Д-р Кавагнино
начинала свою карьеру в области газовой
хроматографии при Dani Instruments, отдавая предпочтение технике пробоотборных
систем и детектирования. В 1999 г. она стала
работать в компании Thermo Fisher Scientific в отделе P & D
как руководитель проекта по надежности детекторов, а также занималась разработкой и внедрением техники GCxGC.
Д-р Кавагнино имеет многочисленные работы, опубликованные в журналах ею лично или в соавторстве, а также она
активно участвует в научно-технических конференциях.
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
911
Размер файла
10 416 Кб
Теги
2008, нефтегазовых, технология, 1089
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа