close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

1098.Нефтегазовые технологии №3 2009

код для вставкиСкачать
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НЕФТЕ ГАЗОВЫЕ
®
С О Д Е Р Ж А Н И Е
Старейшие инновации Росии
СИСТЕМА ФОРСУНКИ ДЛЯ ОТОПЛЕНИЯ
НЕФТЯНЫМИ ОСТАТКАМИ......................................................... 2
Научно-технический журнал
Издается с 1979 г.
Рег. ПИ № 77-14588 от 07.02.03
Учредитель:
Издательство «Топливо и энергетика»
В.Ю. Красик
Л.В. Горшкова
Е.Ю. Смирнова
Генеральный директор
Директор
Зам. директора по маркетингу и распространению
Редакция:
Л.В. Федотова Главный редактор издательства
А.В. Романихин Главный редактор журнала
Н.В. Кутасова Научный редактор
Л.С. Борисова Редактор
Е.М. Сапожников Верстка
Е.В. Чичилов Верстка
Россия, 109 029, Москва, ул. Скотопрогонная, 29/1
Телефон (495) 670-7481
e-mail: art@ogt.su
e-mail: catalog_publ@mtu-net.ru
www.ogt.su
Gulf Publishing Company
Part of Euromoney Institutional Investor PLC.
Other energy group titles include:
World Oil®, Hydrocarbon Processing®
and Petroleum Economist
John D. «Rusty» Meador President/GEO
Alexandra Pruner Senior Vice President
Mark Peters Vice President
Houston Office:
Mailing Address: P.O. Box 2608
Houston, Texas 77252-2608,U.S.A.
Phone: +1 (713) 529-4301,
Fax: +1(713) 520-4433
www.worldoil.com
London Office:
P.O. Box 105
Baird House 15/17 St. Cross Street
London EC1N 8UW
Phone: +44 (0) 20 7831 5588,
Fax: +44 (0) 20 7831 4557
© 2009 by Gulf Publishing Co. All rights reserved.
© 2009 Издательство «Топливо и энергетика».
Перепечатка, все виды копирования и воспроизведения
публикуемых материалов возможны
только с письменного разрешения редакции.
Редакция оставляет за собой право
сокращения присылаемых материалов.
Мнение редакции не всегда совпадает
с мнением авторов материалов.
На первой странице обложки
Буровая установка Nabors Rig 574 была первоначально
спроектирована для размещения на морской платформе.
Впоследствии система была модифицирована
для бурения небольших участков.
Фото предоставлено
Nabors Drilling.
НЕФТЬ МИРА
World Oil
ЧТО ПРОИСХОДИТ В НЕФТЯНОЙ
И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ............................................ 7
Технология добычи
R. Alapati, J. Lee, D. Beard
ПРИМЕНЕНИЕ РЕАГЕНТОВ ОБЕСПЕЧИВАЕТ ДВИЖЕНИЕ
В ТРУБОПРОВОДАХ ПРИ ВЫСОКОЙ ОБВОДНЕННОСТИ............. 10
B. McGee
ПИЛОТНЫЙ ПРОЕКТ РАЗРАБОТКИ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ АТАБАСКА
ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКИМ МЕТОДОМ: ТЕОРИЯ И ПРАКТИКА......... 15
P. M. Bommer, D. Shrauner
ПРЕИМУЩЕСТВА МЕДЛЕННОЙ ОТКАЧКИ.................................. 22
Менеджмент
S. Gupta
УСКОРЕНИЕ ВЫПОЛНЕНИЯ ПРОЕКТА РЕШАЕТ
ИНФРАСТРУКТУРНЫЕ ПРОБЛЕМЫ ........................................... 27
Технология бурения
E. van Oort, J. Friedheim, J. Lee, M. Sanders, T. Pierce
ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ПОГЛОЩЕНИЯ БЛАГОДАРЯ
НЕПРЕРЫВНОМУ УКРЕПЛЕНИЮ СТВОЛА СКВАЖИНЫ.................31
F. E. Dupriest, M. Smith, V. Zeilinger,
C. Sabine, N. I. Shoykhet
НОВЫЙ МЕТОД ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ПОГЛОЩЕНИЯ
БУРОВОГО РАСТВОРА..................................................................36
P. Fisher
БУРОВАЯ УСТАНОВКА ОРИГИНАЛЬНОЙ КОНСТРУКЦИИ..............43
Характеристика пласта
S. Chen, D. Jacobi, J. Chen, M. Gladkikh,
D. Georgi, M. Gillen
ПРОГРЕСС В ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДИАГРАММ ЯДЕРНОГО
МАГНИТОРЕЗОНАНСНОГО КАРОТАЖА.........................................47
Технологии СПГ
D. Wood, S. Mokhatab
ИННОВАЦИОННЫЕ РАЗРАБОТКИ В ОБЛАСТИ СПГ.......................53
НОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ..............................................................57
ОТРАСЛЕВАЯ СТАТИСТИКА..........................................................58
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
HYDROCARBON PROCESSING
КОРОТКО О РАЗНОМ....................................................................61
СПРАВОЧНИК ПРОЦЕССОВ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ, 2008..............68
Безопасность и надежность
J. E. Johnston
ОПРЕДЕЛЕНИЕ И КЛАССИФИКАЦИЯ
ПОТЕНЦИАЛЬНО ОПАСНЫХ ЗОН..................................................79
R. Valencia, D. Link
ОБУЧЕНИЕ ОПЕРАТОРОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК.........84
S.R. Mofrad
РАСЧЕТЫ ПАРАМЕТРОВ КОЛОННЫ ПРИ РАЗГРУЗКЕ....................88
Разработка процессов
A. K. Dhar
УПРОЩЕННЫЙ РАСЧЕТ ЦЕТАНОВОГО ЧИСЛА..............................93
Наши юбиляры
Григорий Иосифович Липкин........................................................94
Оборудование
R. M. Spoor
НИЗКОУГЛЕРОДНЫЙ НПЗ: МЕЧТА ИЛИ РЕАЛЬНОСТЬ......................95
Случай из практики
T. Sofronas
ВИБРАЦИЯ СИСТЕМ ОХЛАЖДЕНИЯ...........................................100
Контроль и информационные системы
К. R. Ramakumar
ПРОГНОЗ КЛЮЧЕВЫХ ПАРАМЕТРОВ ПРИ ПОМОЩИ
ИСКУССТВЕННЫХ НЕЙРОННЫХ СЕТЕЙ......................................101
НОВЫЕ РАЗРАБОТКИ.................................................................104
Подписано в печать 01.03.2009. Формат 60х90/8. Бумага мелованная. Печать офсетная. Печ. л. 13. Общий тираж 2000 экз. Зак.
Отпечатано в ФГУП «ПИК ВИНИТИ». 140010, Россия, Люберцы, 10, Октябрьский пр-кт, 403
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
СТАРЕЙШИЕ ИННОВАЦИИ РОССИИ
СИСТЕМА ФОРСУНКИ ДЛЯ ОТОПЛЕНИЯ
НЕФТЯНЫМИ ОСТАТКАМИ
2
№3 март • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
СТАРЕЙШИЕ ИННОВАЦИИ РОССИИ
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
3
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
СТАРЕЙШИЕ ИННОВАЦИИ РОССИИ
4
№3 март • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
СТАРЕЙШИЕ ИННОВАЦИИ РОССИИ
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
5
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
WORLD OIL, Vol. 229, № 10, 11 – 2008
R. Alapati, J. Lee, D. Beard, Champion Technologies
FLOW ASSURANCE CHEMISTRY FOUND EFFECTIVE
AT HIGH WATERCUTS
B. McGee, E-T-Energy
ELECTRO-THERMAL PILOT IN THE ATABASCA OIL
SANDS: THEORY VERSUS PERFORMANCE
P. M. Bommer, University of Texas at Austin,
D. Shrauner, Zachry Exploration Ltd.
THE BENEFITS OF PUMPING SLOWLY
S. Gupta, Realization Technologies
BREAKING INFRASTRUCTURE CONSTRAINTS
BY ACCELERATING PROJECT EXECUTION
E. van Oort, Shell E&P, J. Friedheim, J. Lee,
M. Sanders, T. Pierce, M-I Swaco
CONTINUOUSLY STRENGTHENING WELLBORES
ELIMINATES LOST CIRCULATION
F. E. Dupriest, M. Smith, V. Zeilinger, ExxonMobil
Development Company, C. Sabine, N. I. Shoykhet,
ExxonMobil Upstream Research Company
NEW METHOD ELIMINATES LOST RETURNS
P. A. Fisher, Editor WO
UNIQUE RIG DESIGN CONTINUES TO ATTRACT
OPERATORS
S. Chen, D. Jacobi, J. Chen, M. Gladkikh,
D. Georgi, M. Gillen, Baker Hughes
ADVANCES IN NMR LOG INTERPRETATION
FOR COMPLEX-LITHOLOGY FORMATIONS
D. Wood, David Wood and Assosiates,
S. Mokhatab, Contributing Editor WO
COMMERCIAL BREAKTHROUGHS IN LNG TECHNOLOGY
Publisher Ron Higgins
EDITORIAL
Editor Perry A. Fischer
Drilling Engineering Editor Victor A. Schmidt
Production Engineering Editor David Michael Cohen
Engineering Editor Mark H. Tran
Technical Editor Krista Kuhl
Technical Editor Katrina Schulz
Contributing News Editor Henry D. Terrell
Contributing Editor Arthur Berman
Contributing Editor Leonard V. Parent
Contributing Editor Les Skinner
Contributing Editor, Washington John McCaughey
Contributing Editor, Middle East Dr. A. F. Alhajji
Contributing Editor, North Sea Dr. ∅ystein Noreng
Contributing Editor, FSU Jacques Sapir
Contributing Editor, Latin America Dayse Wertheim Labrantes
Contributing Editor, S. E. Asia Jeffrey M. Moore
Contributing Editor, LNG Saeid Mokhatab
MAGAZINE PRODUCTION +1 (713) 525-4633
Director–Production and Information Technology Sheryl Stone
Manager–Advertising Production Cheryl Willis
Assistant Manager–Editorial Production Amy Dodd
Assistant Manager–Editorial Production Chris Valdez
Artist/Illustrator David Weeks
ADVERTISING SALES
see Advertisers’ index
CIRCULATION +1 (713) 520-4440
Director–Circulation Linda K. Johnson
E-mail: circulation@gulfpub.com
EDITORIAL ADVISORY BOARD
Senior Editorial Advisor
Paul L. Kelly, Consultant, Rowan Companies Inc.
Editorial Advisors
William Donald (Donnie) Harris III, CEO,
Forrest A. Garb & Associates, Inc.
Alexander G. Kemp, Schlumberger Professor,
Petroleum Economics, University of Aberdeen
Dr. D. Nathan Meehan, President, CMG Petroleum Consulting Ltd.
Galen Cobb, Vice President, Industry Relations, Halliburton,
and Chairman, Petroleum Equipment Suppliers Association
Douglas C. Nester, COO, Prime Offshore L.L.C.
David A. Pursell, Research Principal,
Pickering Energy Partners, Inc.
Lawrence R. Dickerson, President and COO, Diamond Offshore
Drilling, Inc., and Chairman, National Ocean Industries Association
Robert E. (Bob) Warren, Vice President, Industry & Government
Affairs, Pride International, Inc.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Нефть мира
ЧТО ПРОИСХОДИТ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
K. H. Kuhl, редактор WO
НЕФТЯНЫЕ КОНТРАКТЫ ИРАКА
Министр нефтяной промышленности Ирака
Х. аль Шахристани в середине октября 2008 г. представил детали проведения первого лицензионного
раунда в стране. Г-н Шахристани доложил правительству о намерении контролировать месторождения, которые будут разрабатываться в рамках
совместных с иностранными компаниями контрактов. Государство будет владеть 51 % активов этих
месторождений, в то время как иностранные компании станут владельцами 49 % активов. Среди разрабатываемых месторождений два газовых и шесть
месторождений нефти.
ПОВЫШЕНИЕ АКТИВНОСТИ
БУРЕНИЯ В США
По данным API в третьем квартале 2008 г. активность бурения увеличилась почти вдвое по
сравнению с тем же периодом 2007 г. и составила 16 379 скважин. Этот показатель на 16 % превысил число скважин, пробуренных во втором
квартале. Число нефтяных скважин составило
6244 единиц (это на 34 % больше, чем за тот период 2007 г.). Число газовых скважин составило
8467 единиц.
СТРОИТЕЛЬСТВО
ГАЗОПРОВОДА В ИРАНЕ
По сообщению министра нефтяной промышленности Ирана А. Торкана, государство планирует
вложить 4 млрд долл. в строительство газопровода
Pars. Новый газопровод будет проложен в страны ЕС.
Пропускная способность газопровода составит 1,3
трлн фут3. По словам министра, новый трубопровод
обеспечит стране дополнительный рынок. Нефть
из Ирана будет транспортироваться через Грецию
и Италию в Швейцарию, Австрию и Германию.
КОНТРАКТ С SHELL
Представители Ирака подписали контракт с компанией Shell на разработку газовых месторождений
провинции Басра. По условиям контракта государство будет владеть 51 % активов, 49 % активов будет
принадлежать компании Shell. Представители Shell
объявили о намерении заключить несколько контрактов в Ираке. В планы компании входит строительство новых мощностей по добыче и переработке
природного газа в провинции Басра.
РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ
В АБУ-ДАБИ
Occidental Petroleum Corporation подписала
контракт с компанией National Oil Company на
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
проведение оценки и разработку месторождений
Япхор и Рахман. Управлять операциями будет компания Oxy. Месторождение Япхор расположено
недалеко от столицы Абу-Даби. Начало добычи запланировано на 2009 г. По предварительным данным добыча на месторождениях составит примерно
10 тыс. брл/сут.
ПРИОСТАНОВКА ДОБЫЧИ
В АЗЕРБАЙДЖАНЕ
После утечки нефти в сентябре 2008 г. на месторождении Азери была приостановлена добыча
на двух эксплуатационных морских платформах.
Оператором месторождения выступает компания
ВР. К концу октября 2008 г. последствия аварии еще
не были ликвидированы, что стало причиной снижения добычи на месторождении на 300 брл/сут до
600 тыс. брл/сут.
ПЛАНЫ ПРИОБРЕТЕНИЯ
АКТИВОВ СРС
Казахская государственная компания KazMunaiGas объявила о планах приобретения доли активов
компании ВР в проекте Caspian Pipeline Consortium
(CPC) в Черном море. В начале осени компания ВР
заявила о возможной продаже своих активов. «Нас
заинтересовала возможность приобретения активов проекта, – заявил глава компании KazMunaiGas. – В ближайшее время мы планируем начать
переговоры».
ПРОДАЖА ЛИЦЕНЗИЙ
НА АЛЯСКЕ
Бюро по управлению землями Аляски (Bureau of
Land Management – BLM) объявило о выдаче лицензий на разработку стапятидесяти участков на Аляске
общей площадью 1,6 млн акров (1 акр = 40,46 м2). Стоимость лицензий составила 31 млн долл. Администрация штата будет получать прибыль от разработки в
размере 50 %. Лицензии были выданы Anadarko Petroleum, ConocoPhillips Alaska, Petro-Canada Alaska, FEX
и Petro-Hunt. По предварительным данным доказанные запасы участков составляют 9,3 млн брл нефти
и 59,7 трлн фут3 газа.
ВВЕДЕНИЕ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ
НОВОГО ТРУБОПРОВОДА
Tengizchevroil, дочерняя компании Chevron, в
конце октября 2008 г. планировала начать транспортировку нефти по трубопроводу Баку–Тбилиси–
Кейхан. По словам представителя ВР, транспортировка первой нефти должна была начаться в середине
ноября 2008 г.
Перевел Д. Баранаев
7
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВОСТИ РАЗВЕДКИ
A. Berman, редактор WO
Добыча газа из глинистых сланцев
и снижение цен на природный газ
Как это иногда случается в жизни, отчасти неожиданно, в середине июля 2008 г. выяснилось, что на
газовом рынке США имеет место избыточное предложение природного газа, в результате чего цены на
голубое топливо резко упали. Как заявила недавно
Дженни Снайдер (Jen Snyder), руководитель исследовательской группы, занимающейся проблемами
газового рынка стран Северной Америки, консалтинговой компании Wood Mackenzie Ltd., по-видимому,
именно разработка ресурсов газа из залежей глинистых сланцев привела «к значительному и потенциально избыточному предложению газа» (см.
журнал Oil&Gas, выпуск 1, декабрь 2008). Поскольку,
даже при более высоких ценах на газ, большая часть
этих объектов является экономически граничной,
тревожит эта иррациональная тенденция, имеющая
место в отрасли, занимающейся разведкой и добычей – направлять усилия на разведку и добычу газа
из сланцевых залежей, при том, что имеет место избыточное предложение природного газа, а цены на
него стали более низкими.
Попробуем разобраться, в чем может заключаться экономическая привлекательность разработки
газа из залежей глинистых сланцев. Автор предполагал, что снижение цен на газ может в значительной мере снизить активность в сфере добычи газа
из этого нетрадиционного источника, но этого не
произошло. В первой половине июля, цены спот на
газ составляли более 13 долл/тыс. фут3. Уже через
шесть недель они опустились ниже 8 долл/тыс. фут3,
а, затем, в начале декабря, упали до отметки менее
6 долл/тыс. фут3. Некоторые аналитики прогнозируют, что цена на газ к концу 2010 г. будет составлять
5–6 долл/тыс. фут3.
При цене газа 10 долл/тыс. фут3, приблизительно
50 % горизонтальных скважин, а также скважин,
для стимуляции которых проводились операции по
гидравлическому разрыву пласту на месторождении Барнетт-Шейл (Barnett Shale), были экономически рентабельными, поэтому до тех пор, пока цены
находились выше отметки 10 долл/тыс. фут3, добыча газа имела смысл. Однако, при цене 6 долл/тыс.
фут3, только около 25 % имеющихся здесь скважин
будут окупаемыми (см. журнал World Oil, ноябрь
2007 г.). Между тем, есть все основания полагать,
что цены снизятся ниже текущего уровня, или, в
лучшем случае, останутся близкими к нему. В то
время как число заключаемых лизинговых контрактов значительно уменьшилось, проведение буровых
работ, по крайней мере, в пределах месторождений
Барнетт, Хэйнесвилл (Haynesville) и Фейетвилл (Fayetteville), продолжается, и они ведутся достаточно
интенсивно. Каким образом можно объяснить такое
положение дел в области разработки газа из залежей глинистых сланцев?
8
Сделаем небольшое отступление. Модель распространения инноваций, предложенная первоначально
Райаном и Гроссом (Ryan and Gross, 1943) и развитая
в дальнейшем Роджерсом (Rogers, 1962), показывает,
что процесс принятия новых идей и новых технологий в общественном сознании происходит достаточно медленно, и, что только приблизительно 5 %
от общего числа людей решаются принять что-либо
новое на основании имеющейся у них информации.
Остальные 95 % делают это в зависимости от тех идей
и мнений, которые распространяются неформальными общественными лидерами, а также под воздействием эвентуальных социальных импульсов и
движущих сил, которые находятся в постоянном
развитии, и которые Малкольм Гладуэл охарактеризовал как «точка необратимых перемен» или «критической массой».
Что побуждает людей изменить, ранее разделяемые ими, идеи и представления? Разумно предположить, что люди со стандартным мышлением часто не
замечают, или не понимают, что что-то изменилось.
Томас Кун, американский историк и философ науки,
в своей книге «Структура научных революций», написанной в 1962 г., говорит о том, что многие ученые
сопротивляются смене действующей научной теории
и принятию новой парадигмы с какой-то ортодоксальной убежденностью, присущей людям со стандартным стилем мышления, и зачастую подвергают
остракизму критически настроенных коллег, которые указывают на существующие проблемы используемой в данное время модели. В какой-то момент,
когда общественное сознание смещается в пользу
принятия новой теории, предыдущая бесцеремонно
отбрасывается, и оставшиеся у нее последователи
причисляются к отряду «динозавров».
Попробуем понять, каким образом нефтегазовая
отрасль оказалась в нынешнем состоянии? Коллапс
нефтяных цен в 1982–1986 гг., и последовавший за
этим 13-летний период, характеризующийся избыточным предложением и низкими ценами на нефть,
создал рабочую среду в которой вопросы, связанные
со снижением затрат и уменьшением рисков стали
играть первостепенную роль. В этот период были
потеряны тысячи рабочих мест и многие компаний
фактически перестали существовать, в то время как
сокращения производства, реорганизации, слияния
и консолидация стали основным направлением деятельности нефтяных и газовых компаний.
Когда цены на нефть медленно восстановились, в
компаниях были сформированы группы, занимающиеся вопросами анализа рисков, которым было передано управление всеми техническими вопросами.
Руководители же компании фактически сложили с
себя ответственность и обязанности, связанные с
решением технических вопросов, передав их в подразделения, занимающиеся управлением рисками,
а сами переключились на внедрение в компаниях
различных бизнес-моделей. Привлекая к работе
консультантов, они создали фактически идеализи№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
рованные модели компаний, в которых разведка и
добыча должны были стать рядовой технологической
операцией, а риски устранялись. Исполнительские
и юридические проблемы стали первостепенными,
вопросы стандартизации также оказались весьма
существенными, а вот новые геологические концепции и подходы оказались невостребованными. Новое, идеализированное представление о том, каким
должен быть бизнес, занимающейся разведкой и добычей, на самом деле, явилось победой стандартного
мышления над критическим анализом.
Добыча газа из залежей глинистых сланцев не
только вполне вписывалась в предлагаемую модель
работы компаний, но также решала ряд вечных проблем связанных с ограничениями возможностей, существующими при разведке и добыче газа из традиционных источников. Этот «сдвиг» приоритетов
в газовой отрасли нашел широкую поддержку и в
сфере бизнеса, связанной с капитальными инвестициями, поскольку предполагалось, что риски будут
невелики, а, кроме того, люди не связанные непосредственно с научными исследованиями, и те, кто
придерживался стандартных подходов, считали себя
достаточно компетентными в проблемах связанных
с разработкой таких объектов.
Хотя разработка сланцевых залежей и дает значительный вклад в объем продукции отечественного
газового рынка, однако, даже если рассматривать
поставки газа только из так называемых нетрадиционных источников, становится ясно, что преобладающим на настоящий момент остается газ, добываемый из плотных коллекторов и метановый газ
угольных пластов.
Разработка газа из залежей глинистых сланцев сопряжена со значительными рисками. То обстоятельство, что при нынешних ценах на газ, 75 % скважин
оказываются нерентабельными, дает ясное представление о степени существующего риска. Многие
участники этих проектов основное внимание уделяют технологическим нововведениям и техническим средствам, а отношение к использованию геологических и геофизических механизмов контроля
имеет достаточно неопределенный характер. Между
тем, практически все залежи глинистых сланцев
чем-то отличаются друг от друга, и требуется проведение всесторонних исследований и анализа: их
термальной зрелости, особенностей геологического
строения, хрупкости пород, наличия соленосных и
песчанистых прослоев в сланцевых пластах/телах, а
также выявления наиболее перспективных для разработки участков.
Используемые для этих объектов экономические модели, к тому же, должны быть согласованы
с промышленными стандартами ПВ-10 (PV10). Уже
упоминавшаяся Дженни Снайдер говорит, что выявленные залежи глинистых сланцев имеют «достаточные объемы для того, чтобы разработка их оказалась
безубыточной при ценах на газ 5,50 долл/тыс. фут3,
и даже ниже». У меня эта цифра вызывает сомнение,
поскольку многие серьезные аналитики в газовой отрасли считают, что разработка таких залежей будет
рентабельной при ценах не ниже 6 долл/тыс. фут3,
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
а многие из них полагают более реальной цифру
8 долл/тыс. фут3.
Нынешняя ситуация с избыточным предложением газа на топливном рынке связана, по большей
части, даже не с добычей газа из сланцев. Цены снизились, после того как на рынок стало поступать дополнительно около 2 млрд фут3/сут газа, причем не
за счет сланцевого газа, а из таких традиционных
источников, расположенных в Мексиканском заливе, как месторождение Тандер Хорс (Thunder Horse),
Тайти (Tahiti), а также поставок с месторождений,
разрабатываемых в рамках проекта Индепенденс
Хаб (Independence Hub).
В заключение следует сказать, что число действующих буровых установок и стоимость их аренды,
по данным за последние недели, резко снизилась,
причем некоторые аналитики прогнозируют, что в
начале 2009 г. многие сотни установок окажутся незадействованными. Под разработку сланцевых залежей были отведены огромные земельные ресурсы,
при этом, количество пробуренных там скважин невелико, а история эксплуатации краткосрочна, чтобы
обеспечить требуемый уровень добычи. Были сделаны также крупные инвестиционные вложения во
множество таких объектов, причем, только для небольшой части этих залежей имеется реальная возможность обеспечить приемлемые коммерческие результаты, и то при условии, что компании-операторы
значительно снизят издержки и повысят производительность скважин. Даже Д. Снайдер приходит
к выводу, что «попросту говоря, в краткосрочной и
среднесрочной перспективе, не существует необходимых условий для быстрой разработки сланцевых
залежей, требующих значительных вложений, или,
где есть проблемы для их разработки, таких, как например, месторождение Марселлус (Marcellus) или
Хорн-Ривер (Horn River), поскольку газовый рынок в
достаточной мере может обеспечиваться и без привлечения этих объемов (газа)».
Таким образом, по мнению автора, тенденция расширения добычи газа из залежей глинистых сланцев
является замыслом, в котором отсутствуют элементы критического анализа и досконального учета.
Теперь мы знаем, что Комиссия по ценным бумагам
и биржам (SEC) действовала недостаточно четко в вопросах регулирования практической деятельности
в банковской сфере, что привело к современному
финансовому кризису. Возможно, наступило время для регуляторов обратиться и к руководителям
отрасли, занимающихся разведкой и добычей, по
ряду вопросов в отношении разработки такого нетрадиционного источника газа, как залежи глинистых сланцев, прежде чем обнаружится еще один
финансовый провал.
Перевел Л.Токарь
Arthur Berman (А. Берман) консультант, специализируется в области нефтяной геологии, сейсмической
интерпретации и создании баз данных. М-р Берман
работает в отрасли свыше 20 лет. М-р Берман также
работал редактором Bulletin хьюстонской геологической ассоциации. М-р Берман имеет степень магистра
по геологии, полученную в Colorado School of Mines.
Связаться с г-ном Берманом можно по адресу: bermanae@gmail.com.
9
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ
ПРИМЕНЕНИЕ РЕАГЕНТОВ ОБЕСПЕЧИВАЕТ
ДВИЖЕНИЕ В ТРУБОПРОВОДАХ
ПРИ ВЫСОКОЙ ОБВОДНЕННОСТИ
R. Alapati, J. Lee, D. Beard, Champion Technologies
Исследования, проведенные на двух месторождениях, продемонстрировали, что используемый
в малых дозах ингибитор, препятствующий агломерации и образованию гидратов, не влияет на
качество нефти/воды
10
В стандартном химическом методе борьбы с гидратами используются термодинамические ингибиторы,
подобные метанолу и гликолю. Это проверенная технология. Однако логистика, связанная с транспортом
и хранением больших объемов таких ингибиторов,
значительно влияет на эксплуатационные показатели
проектов Opex и Capex [2]. Помимо этого, использовать
альтернативные методы заставляют соображения, связанные с использованием гибких шлангов и трубопроводов, размеры насосов, доступность мест на палубе платформы и большой вес оборудования [2]. Имеются также
ограничения по допустимым концентрациям метанола
в транспортируемой нефти или конденсате, устанавливаемые нефтеперерабатывающими заводами. Было
доказано, что AA-LDHI-ингибиторы первого и второго
поколения не оказывают неблагоприятного воздействия
на процессы перегонки или продукты перегонки [3]. Таким образом, в отрасли есть стимулы для использования
альтернативных методов борьбы с гидратами с использованием небольших доз ингибиторов [2].
LDHI-ингибиторы относятся к классу кинетических
ингибиторов образования гидратов (Kinetic Hydrate Inhibitors – KHI) или АА-LDHI. KHI-ингибиторы это полимерные соединения, которые задерживают формирование активных центров гидратов и их кристаллизацию
в выкидных линиях или скважинах. Они эффективны
при концентрациях около 0,5–3,0 %, что значительно
ниже концентраций термодинамических ингибиторов.
KHI-ингибиторы не подходят для всех условий образоРасход реагента/экономия, 1000 долл
Известно, что малые дозы ингибиторов первого поколения, препятствующих агломерации и образованию
гидратов (Anti-Agglomerate Low Dosage Hydrate Inhibitors – AA-LDHI), применялись при невысокой до 40 %
обводненности. Однако их применение ухудшало качество нефти. Доказано, что хорошо растворяющиеся в
нефти новые AA-LDHI-реагенты второго поколения препятствуют образованию гидратов в открытой (мокрой) и
закрытой (сухой) фонтанной елке. Недавно новые реагенты были с успехом применены на месторождениях
при высокой обводненности до 80 %.
Главным преимуществом этих новых реагентов является то, что при их применении на месторождении
улучшилось качество попутно добываемой воды. Из-за
растворимости этих реагентов в нефти попутно добываемая вода становится менее токсичной, что позволяет уменьшить затраты на ее обработку и очистку. В
настоящей статье рассматриваются новые реагенты и
их достоинства.
Борьба с гидратами является важным фактором для
обеспечения работоспособности устья скважин при эксплуатации глубоководных месторождений нефти и газа,
где существует высокая вероятность образования пробок гидратов в самих скважинах и в выкидных линиях,
когда природный газ и вода находятся в них при повышенных давлениях и низких температурах. Температура, ниже которой могут образовываться гидраты, увеличивается с увеличением давления и может доходить
до 86 °F (30 °С) [1]. После образования пробок может
пройти от нескольких дней до нескольких месяцев до
их распада. Устранение гидратных пробок связано со
значительным риском для безопасности персонала и с
потенциальным отрицательным воздействием на окружающую среду, поскольку их устранение может привести к разрушению трубопровода/выкидной линии.
Гарантия сохранения течения в трубах часто является главным требованием при проектировании устьевого
оборудования скважин для разработки глубоководных
месторождений и ее можно обеспечить с помощью нагрева и (или) применением реагентов. Типичные методы
борьбы с гидратами включают уменьшение давления,
изменение температуры в системе с помощью изоляции
оборудования, обеспечение циркуляции горячей нефти
перед остановкой/повторным запуском оборудования и
впрыскивание препятствующих агломерации и образованию гидратов кинетических или термодинамических
ингибиторов.
Метанол, затраты
AA-LDHI-ингибитор
Экономия затрат
Сравнение затрат на метанол
и на АА-LDHI-ингибитор
Добываемая вода, брл
Рис. 1. Обработка 45 000 брл добываемой воды AA-LDHI-ингибитором позволит оператору сэкономить более 1 млн долл.
по сравнению с затратами при обработке ее метанолом
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Установившиеся
рабочие условия
Условия
остановки/перезапуска
Гидратообразование
в «мокрой» фонтанной
елке
Нет гидрата
Температура, °F
Давление на устье, psi
Температура жидкости, °F
Температура жидкости, °F
Давление, 1000 psi
Область
гидратообразования
Давление на устье, 1000 psi
: ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ
Дата
Рис.2.Областьобразованиягидратаприпереохлаждении25–30°F,
необходимо использование 0,5 об. % АА-LDHI-ингибитора
Рис. 3. Давление на устье скважины и температура поднимающейся жидкости вместе с данными рис. 2, позволяют отслеживать процесс гидратообразования с помощью новых реагентов
вания гидратов (особенно на глубоководных и ультраглубоководных месторождениях в Мексиканском заливе),
поскольку они могут использоваться только при небольшом или умеренном переохлаждении около 10–25 °F (от
–12,2 до –3,9 °С) [1]. KHI-ингибиторы могут обеспечить
защиту только на несколько часов, что приводит к проблемам при выключении систем на более длительное время.
АА-LDHI-ингибиторы эффективны в малых дозах около
0,5–1,5 мас. % от водной фазы и они сохраняют свою
эффективность более длительно, чем KHI-ингибиторы.
Известно, что АА-LDHI-ингибиторы первого поколения обеспечивают борьбу с гидратами при обводненности до 40 % и компании-изготовители учитывают это при
выборе критериев при разработке проектов освоения
новых глубоководных месторождений. Использование
метанола при обводненности больше 40 % менее экономично, чем АА-LDHI, который работает при более высоких показателях обводненности (рис. 1).
Значения на рис. 1 были рассчитаны при расходах ингибиторов на обработку, равных около 30 об. % для метанола и 1 об. % для АА-LDHI, при стоимости метанола 2,5 долл/
галл (1 галлон = 3,8 л) и АА-LDHI-ингибитора 20 долл/галл.
Сравнение затрат показывает, что при использовании ААLDHI-ингибитора получается экономия.
Для обработки 45 000 брл попутно добываемой вместе
с нефтью воды метанолом в количестве 30 об. % требуется
13 500 брл. Для обработки того же самого объема попутно
добываемой воды АА-LDHI-ингибитором в количестве
1 об. % требуется только 450 брл. Стоимость 13 050 брл
метанола при обработке добываемой воды будет равна
более 1 млн долл. при стоимости 90 долл/брл.
Для использования некоторых выпускаемых промышленностью АА-LDHI-ингибиторов первого поколения для обработки добываемой воды нужно, чтобы ее
соленость была минимум 1,5 % [2]. Это условие обычно
не выполняется при использовании этих ингибиторов
на первых этапах добычи, когда добываемая вода может
быть конденсированной водой. Некоторые АА-LDHIингибиторы первого поколения полностью растворяются в воде или частично в нефти и известно, что из-за этого появляются проблемы при отделении воды от нефти.
Это может также привести к увеличению затрат на обработку реагентами добываемой воды. При разработке
новых глубоководных месторождений в Мексиканском
заливе должно выполняться требование по содержанию
нефти и грязи в воде, сбрасываемой за борт платфор-
мы. Оно должно быть меньше 10 млн–1. Это требование
трудно выполнить с используемыми при небольшой обводненности АА-LDHI-ингибиторами первого поколения. Из-за их растворимости в воде возникает другой
отрицательный эффект – токсичность. Вообще говоря,
он связан с тем, что эти ингибиторы представляют собой высокотоксичные соли четвертичного основания с
низкой биодеструкцией и высокой биоаккумуляцией.
В скором времени ожидается введение более строгих
правил и требований во всем мире. Строгое природоохранное законодательство - это основная причина, почему ААLDHI-ингибиторы не используются во многих частях света.
Из-за полной растворимости в нефти АА-LDHI-ингибитор
будет являться частью нефтяной фазы и попутно добываемая вода не будет содержать каких-либо ингредиентов,
загрязняющих окружающую среду. Поэтому самым лучшим решением будет использование АА-LDHI-реагентов,
которые полностью растворяются в нефти, работают при
высоких показателях обводненности и не создают никаких
трудностей при отделении воды от нефти.
Два года назад были внедрены новые АА-LDHIреагенты, которые обеспечили ступенчатое изменение
характеристик при показателях обводненности до 80 %
и при переохлаждении до 30 °F (–1,1 °С).
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
ПРИМЕНЕНИЕ В «МОКРОЙ» ФОНТАННОЙ АРМАТУРЕ
Мокрая фонтанная арматура находится на глубине
около 2500 фут (1 фут = 0,3048 м) и соединена с подводным неизолированным трубопроводом диаметром 4"
и длиной 3 мили (1 миля = 1609 м). АА-LDHI-ингибитор
непрерывно нагнетался в устьевое оборудование скважины для защиты от образования гидратов. Обводненность в начале обработки равнялась 30 % при производительности скважины 2 млн фут3/сут газа, 1300 брл/
сут нефти и 500 брл/сут воды. При обводненности 60 %
производительность скважины была 725 тыс. фут3/
сут газа, 361 брл/сут нефти и 520 брл/сут воды. Расход
реагента для обработки был равен 0,5 % объема воды.
Переохлаждение было 25–30 °F (-3,9–1,1 °С). На рис. 2
показана область, в которой в системе происходит образование гидрата.
Давление в устье скважины и температура поднимающейся к устью жидкости показаны на рис. 3. На графике
приведены параметры скважины, которые могут быть использованы вместе с графиком изменения образования
гидратов (см. рис. 2), для проверки работоспособности
11
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ
Рабочие условия
остановки/перезапуска
Давление, 1000 psi
Область
гидратообразования
Гидратообразование
в «сухой» фонтанной
елкой
Нет гидрата
Температура, °F
Рис. 4. Область гидратообразования при переохлаждении 30 °F,
необходимо использование 1,3 об. % АА-LDHI-ингибитора
скважины с мокрой фонтанной елкой/выкидной линией
в области образования гидратов. Использование нового
АА-LDHI-ингибитора для непрерывного нагнетания при
эксплуатации скважины и во время остановки/повторного запуска позволило успешно пройти через максимум
статического давления в насосно-компрессорных трубах
при закрытом устье от 2500 до 3500 psi (1 psi = 6,9 кПа).
ПРИМЕНЕНИЕ В «СУХОЙ» ФОНТАННОЙ АРМАТУРЕ
Устьевое оборудование скважины с сухой фонтанной арматурой находится на глубине 4300 фут и через
него проходит 32,5 млн фут3/сут газа, 2071 брл/сут нефти и 9028 брл/сут воды. Обводненность скважины была
почти 80 % и объем попутно добываемой воды доходил
до 82 % от суммарного объема добываемой продукции на
платформе. API плотность нефти при 60 °F (15,6 °C) была
приблизительно 30 °API. АА-LDHI-ингибитор нагнетался прямо на забой скважины выше SCSSV-клапана во
время остановки и повторного запуска. Расход нагнетаемого ингибитора был равен 1,3 % объема воды. В скважине установлена 11 7/8-дюймовая обсадная колонна и
5 1/2-дюймовая колонна насосно-компрессорных труб,
температура переохлаждения составляла 30 °F и статическое давление в насосно-компрессорных трубах при
закрытом устье изменяется от 4500 до 5500 psi. На графике образования гидрата (рис. 4) можно видеть область
образования гидрата при этих условиях.
График образования гидрата показывает, что в процессе остановки и повторного запуска система будет работать
внутри области образования гидрата и поэтому нужно использовать ингибитор. Параметры, которые определяют
риск образования гидрата в остановленной скважине, это
обводненность и газовый фактор (Gas-to-Oil Ratio – GOR).
Эти два параметра определяют уровень подъема жидкости в насосно-компрессорной трубе. Высокая обводненность и низкий GOR означают, что уровень жидкости может быть выше уровня бурового раствора и в результате
смесь нефти/воды подвергается гидратированию из-за
более холодной температуры и имеющейся теплопередачи. Исследование показали, что время охлаждения до температуры образования гидрата в линии бурового раствора
равно 2–3 ч и оно сильно не изменяется в зависимости от
геометрии скважины, изоляции, GOR, обводненности или
производительности до остановки скважины [4].
При остановке скважины создаются условия для
образования гидратов. В процессе остановки АА-LDHIингибитор нагнетается в скважину до тех пор, пока из
12
насосно-компрессорной трубы не начнет выходить обработанная им жидкость. При повторном запуске нагнетание АА-LDHI начинается и продолжается до тех пор,
пока температура поднимающейся жидкости не станет
выше температуры образования гидрата.
В течение повторного запуска добываемая продукция
направляется в используемый при пробной эксплуатации сепаратор. Из него нефть поступает в очиститель
сырой нефти для дальнейшей очистки, а вода направляется в бак-осветлитель емкостью 500 брл для дополнительной очистки посредством длительного отстаивания.
Из него очищенная вода насосом подается через дегазатор обратно в систему постепенно в течение времени,
чтобы стабилизировать систему в целом.
В марте 2007 г. были проведены испытания на месторождении для сравнения новых реагентов с AA-LDHI.
При использовании ингибитора первого поколения
были серьезные проблемы с качеством воды. Требовался
более длительный этап очистки и осветления воды в процессе ее циркуляции. При этом качество ее оставалось
плохим. Нормальный процесс очистки продолжался несколько дней и требовал большего количества реагентов
и затрат труда.
Старый реагент был испытан сразу же после испытаний нового AA-LDHI-реагента. Испытания на месторождении проводились в течение трех дней.
День 1. Скважина, на которой проводились испытания, была прямо связана с используемым при пробной
эксплуатации сепаратором. Поэтому при испытаниях
можно было обеспечить стабилизацию системы вместе
со скважиной. Нагнетание AA-LDHI-ингибитора первого
поколения началось и медленно увеличивалось до 2,5 галл/
мин (0,5 об. %). После предварительного прохождения
определенного объема жидкости через этот сепаратор выходящую из него нефть направили в очиститель нефти, а
выходящую из него воду направили в бак-осветлитель. Во
время прохождения обрабатываемой жидкости через этот
сепаратор в линиях нефти и воды на выходе были взяты
соответствующие пробы для измерения суммарного содержания нефти и масел (Total Oil and Grease – TOG) в воде
и процентного содержания твердой фазы и воды (BS&W)
в нефти. Значения TOG и BS&W были получены для двух
отдельных объемов жидкости, прошедших через сепаратор. Значения BS&W контролировались, чтобы исключить
возможные проблемы, в баке-осветлителе поддерживался
уровень воды (70–80 % от полного объема), чтобы можно
было перекачивать ее обратно в систему.
День 2. Операцию промывки выполнили с помощью
AA-LDHI-реагента первого поколения из линии нагнетания, после чего заполнили эту линию новым AA-LDHIреагентом для проведения второй половины испытаний
на месторождении.
День 3. Те же самые операции были выполнены для
испытания нового AA-LDHI-реагента.
При использовании нового реагента весь процесс
обработки и очистки воды продолжается несколько часов, а не несколько дней как при использовании старых
реагентов. Качество воды улучшается и в процессе циркуляции воды в системе не будет возмущений.
НОВЫЕ РЕАГЕНТЫ
Новые AA-LDHI-реагенты это соли четвертичного основания, состав их является собственностью
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Вязкость, сантипуаз (1пуаз = 0,1 Па × с)
: ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ
Новый AA-LDHI-реагент
Давление, 1000 psi
Рис. 5. Вязкость новых реагентов при высоком давлении и изменяющихся температурах является критичной для их применения на глубоководных месторождениях
компании-изготовителя и они используются для ингибирования, уменьшения до минимума и (или) задержки
образования гидратов или агломератов.
Растворимость этих реагентов в нефти является
важным фактором для их практического использования и делает их более благоприятными для окружающей среды. После нагнетания реагентов в систему они
покрывают небольшим слоем образующиеся небольшие кристаллы гидратов, за счет чего предотвращается
их агломерация и обеспечивается защита системы от
образования в ней пробок. Образующаяся гидратная
суспензия будет диспергироваться в углеводородной
фазе и проходить вместе с ней через систему пока в результате роста температуры не произойдет растворение
суспензии и диссоциация компонентов гидратов.
Вязкость новых реагентов при высоком давлении и
изменяющейся температуре является критичной для
их применения, включая перекачивание реагентов на
большие расстояния и/или через трубопроводы малых
диаметров, которые обычно используются в глубоководных/ультраглубоководных месторождениях (рис. 5).
Крайне важно, чтобы вязкость была достаточно малой, это позволит проводить обработку с использованием рекомендуемых доз реагентов. В некоторых случаях
эти реагенты должны применяться в растворенном состоянии, чтобы удовлетворить требования по вязкости
реагентов, необходимые для их перекачивания. Это
может привести к увеличению необходимых объемов
реагентов и к соответствующему увеличению размеров
оборудования. Некоторые реагенты перового поколения
имели вязкость в диапазоне от 70–80 сП при 10 000 psi
и 40 °F, что приводило к проблемам при транспорте их
на большие расстояния.
Термостойкость реагентов является важным фактором, потому что при транспорте, хранении и нагнетании
через гибкие трубопроводы диапазон рабочих температур изменяется в широком диапазоне. При нагнетании
реагента на забой скважины он будет проходить через
горячий, холодный и затем опять горячий участки трубопровода в процессе транспортировки его с палубы
платформы до гибкого шланга/трубопровода на морском дне и затем в стволе скважины, где температура
может быть выше 200 °F (93,3 °C).
Реагенты для нагнетания в подводные скважины
должны удовлетворять стандарту Национальной академии наук (NAS) 1638, Class 8 или более высокому клас-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
су. Для определения термостойкости нового реагента
проведены его испытания в контуре, в котором строго
поддерживалась стабильная температура и чистота поверхностей. Цикл испытаний реагента продолжался
14 сут и при этом контролировалось падение давления
в различных участках этого контура. Одновременное
падение давление подтвердило термостойкость компонентов ингибитора и отсутствие пробок в линиях, его
фильтрацию при больших изменениях температуры.
Совместимость с материалами. Для определения
совместимости выполнен анализ взаимодействия AALDHI-реагента с обычными эластомерами, термопластами и металлами, с которыми он будет контактировать.
Эластомеры и термопласты погружались в новый реагент и выдерживались в термостате при заданной температуре в течение 28 сут. После термического пропитывания были выполнены измерения для расчета изменения
физических характеристик материала: массы, объема
и твердости. Визуальный контроль включал контроль
вспучивания, образования пузырей и трещин.
Для металлов также были использована эта же самая процедура за исключением того, что испытания
проводились только одну неделю, поскольку такое
время позволило провести измерения скорости коррозии. Скорости коррозии были меньше 0,02 мил/год
(1 мил = 25,4 мкм) при 140 °F (60 °С). Материалы были
испытаны при изменяющихся температурах, соответствующих параметрам месторождения. Вообще говоря, новые реагенты совместимы с любым материалом,
который совместим с метанолом.
Токсичность. В лаборатории сторонней компании
были проведены семидневные испытания для определения статически восстанавливающейся токсичности
нового реагента и ее влияния на личинки M. beryllina и
на зрелые особи M. bahia. Испытания были выполнены
в соответствии с требованиями обычного разрешения
на ведение разведки и добычи на глубоководном континентальном шельфе OCS в западной части Мексиканского залива и (или) Методов 106 и Методов 107, соответственно. Было установлено, что новый реагент будет
совместим с личинками M. beryllina и зрелыми особями
M. bahia, если критичное разведение меньше или равно
2 % объема обводненной нефти.
Совместимость нового AA-LDHI-реагента с эластомерами и термопластами при 140°F (60 °C)
Cостав
Изменение Изменение Изменение
массы, % объема, % твердости, %
Визуальный
контроль
Viton A (FKM)
13,9
18,69
Viton B
Высокобутадиенакрилонитрильный каучук
Бутадиенакрилонитрильный каучук
Найлон
Полиэтилен
высокой плотности
Полипропилен
ПВХ
Тефлон
Delrin
PEEK
9,24
7,46
9,45
9,63
10,80 Небольшое
вспучивание
–2,22 Не обнаружено
–2,81 Не обнаружено
7,06
8,62
–3,81 Не обнаружено
0,41
0,34
0
2,01
0,50 Не обнаружено
1,22 Не обнаружено
0,69
1,80
0,65
1,89
0,56
3,54
5,56
0,20
2,35
0,44
1,67
2,44
0,45
2,03
0,10
Не обнаружено
Не обнаружено
Не обнаружено
Не обнаружено
Не обнаружено
13
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Ср. накопл. доб. воды, брл
Добыча воды из скв., брл
Добыча воды из скважины, брл
Накопленная добыча воды, 1000 брл
: ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ
Дата
Рис. 6. С увеличением объемов добываемой воды и обводненности качество воды контролируется ниже требуемого уровня
РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЙ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ
Далее рассматриваются результаты испытаний нового AA-LDHI-реагента на двух месторождениях.
Мокрая фонтанная арматура. Переход от использования метанола на непрерывное нагнетание нового
реагента был завершен без каких-либо проблем и новый
реагент продолжал препятствовать образованию гидратов, закупоривающих каналы в подводном оборудовании.
Способность реагента предотвращать образование пробок гидрата во время остановки скважины также подтверждена при многочисленных остановках и повторных
запусках в течение последних двух лет. Продолжительность остановок изменялась от одного до трех дней.
При увеличении объема попутно добываемой воды и
обводненности скважин качество воды поддерживалось
ниже требуемого уровня (рис. 6). При непрерывной обработке реагентом содержание нефти и масел в воде,
сбрасываемой за борт платформы, поддерживалось
ниже требуемого предельного допускаемого значения,
кроме одного нетипичного случая.
Сухая фонтанная араматура. В марте 2007 г. были
проведены испытания на месторождении для тестирования качества нефти и воды, полученного с новым
реагентом, и сравнения его с качеством, полученным с
AA-LDHI-реагентом первого поколения, при использовании одинаковых доз.
При испытаниях на месторождении реагент первого
поколения испытывался до 1 % BS&W, а новый реагент
приблизительно до 0,2 % BS&W. При испытаниях реагента первого поколения на месторождении содержание
TOG было выше 500 млн–1, а при испытаниях нового
реагента значения TOG были около100 млн–1.
С момента перехода на новый реагент его способность
предотвращать образование гидратов была проверена во
время многочисленных остановок и повторных запусков
и при этом качество нефти и воды не ухудшалось. Одна из
остановок продолжалась пять дней. Все это время защита
скважины осуществлялась с помощью нового реагента.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Выполненные на двух месторождениях исследования показали значительное улучшение качества нефти
и воды при использовании нового АА-LDHI-реагента по
сравнению с АА-LDHI-реагентом первого поколения при
высоких уровнях обводненности вплоть до 80 %. Новый
14
АА-LDHI-реагент растворяется главным образом в нефти,
что позволяет уменьшить его воздействие на окружающую среду, уменьшить токсичность и улучшить качество
нефти/воды. Этот реагент также имеет улучшенные рабочие показатели в условиях переохлаждения.
Была подтверждена способность нового реагента предотвращать образование гидратов при непрерывном его
нагнетании в мокрую фонтанную арматуру и во время
многочисленных остановок/повторных запусков как для
мокрой, так и сухой фонтанных арматур, даже при высоких уровнях обводненности без отрицательного воздействия на качество нефти/воды. Эффективные дозы
изменялись от 0,5 до 2 % от объема попутно добываемой
воды. Это значительно меньше доз реагентов, используемых в стандартных методах.
За счет улучшения качества воды было уменьшено
потребление и затраты на реагенты для очистки воды и
нефти. Были подтверждены рабочие характеристики нового АА-LDHI-реагента при применении на глубоководных месторождениях с перекачиванием его на большие
расстояния по гибким шлангам и/или трубопроводам
небольшого диаметра. Он удовлетворяет всем требованиям термостойкости, чистоты, вязкости при высоких
давлениях и совместимости с материалами.
С этим новым реагентом компании смогут эксплуатировать скважины с высокими уровнями обводненности,
в которых могут быть большие потери нефти или же
добыча нефти из которых считается неприемлемой изза экономических или технологических ограничений
из-за значительных затрат. Эта технология может также
сделать рентабельной добычу из старых скважин.
Перевел В. Клепинин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Kelland, M. A., «History of the development of low dosage hydrate inhibitors», Energy
and Fuels, 20, No. 3, 2006, pp. 825–847.
2. Mehta, A. P., Hegert, P. B., Cadena, E. R. and J. P. Weatherman, «Fulfilling the promise
of low dosage hydrate inhibitors: Journey from academic curiosity to successful field
implementation», OTC 14057 presented at the Offshore Technology Conference, 2002.
3. Cowie, L., Bollawaram, P., Erdogmus, M., Johnson, T. and W. Shero, «Optimal hydrate
management and new challenges in GOM deepwater using ‘best in class’ technologies»,
OTC 17328 presented at the Offshore Technology Conference, 2005.
4. Zabaras, G. J. and A. P. Mehta, «Effectiveness of bullheading operations for hydrate
management in DVA and subsea wells», OTC 16689 presented at the Offshore
Technology Conference, 2004.
Rama Alapati (Р. Алапати) получил степень магистра по химической технологии в университете шт. Луизиана. Он работал
в нефтегазовой отрасли в течение 15 лет и получил два патента
США. Он занимается проблемами обеспечения течения в трубопроводах, занимается исследованиями пластовых флюидов,
разрабатывает инновационные технологии и оборудование
для нефтяных месторождений и системы нагнетания реагентов. М-р Алапати является техническим руководителем подразделения технической поддержки и НИР в компании Champion Technologies.
Jeremy Lee (Дж. Ли) получил степень бакалавра по химической технологии в Техническом университете, шт. Луизиана.
Он много лет занимался проблемами отделения воды от нефти, обеспечения течения в трубопроводах, рационального использования и сохранности ресурсов и другими проблемами,
связанными с добычей углеводородов. Он участвовал в разработке основных Capex-проектов, занимался проектированием, строительством и вводом в эксплуатацию. Ли является
инженером в области применения передовых глубоководных
технологий.
David Beard (Д. Биэд) получил степень бакалавра по промышленному строительству и технологии в университете Южного Миссисипи. Он в течение 30 лет работал в нефтегазовой отрасли,
участвовал в разработке крупных проектов: Холстен компании
ВР, Атлантис и Мэд Дог, Кизомба А и В и Диана Хувер компании
Exxon Mobil, Петронис компаний Chevron/Texaco и Блек Лейк
Филд компании Placid Oil в Северной Луизиане. М-р Биэд работает управляющим сбытовым районом группы глубоководных
месторождений компании Champion Technologies, отошедших
к компании ВР.
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ
ПИЛОТНЫЙ ПРОЕКТ РАЗРАБОТКИ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ АТАБАСКА
ЭЛЕКТРОТЕРМИЧЕСКИМ МЕТОДОМ:
ТЕОРИЯ И ПРАКТИКА
B. C. W. McGee, E-T Energy
Энергетически эффективный процесс добычи позволяет достичь коэффициента нефтеотдачи по
меньшей мере 75 %
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
да
Во
Ква
рц
ил
ми и гли
нер ни
ал сты
й
Битум
Битум
10 нм
да
ВВЕДЕНИЕ
Исследования добычи нефти из битуминозных
песчаников в провинции Альберта с помощью
Ток
Во
С сентября 2006 по август 2007 гг. компания E-T
Energy, Ltd. проводила испытания для проверки
(Proof Of Concept – POC) метода добычи нефти из
битуминозных песчаников с помощью электротермического динамического нагрева (Electro-Thermal
Dynamic Stripping Process – ET-DPS). Перед испытаниями на месторождении выполнено численное
моделирование процесса с целью определения следующих количественных показателей: расхода используемой воды на м3 добываемой нефти; требуемого расхода электроэнергии, кВт⋅ч на 1 м3 нефти
(т.е. величины, эквивалентной отношению расхода
нагнетаемого пара на единицу извлекаемой нефти
(Steam Oil Ratio – SOR); выделение парниковых
газов; буровых характеристик; эксплуатационных
затрат и проектных параметров промыслового оборудования.
Результаты промысловых испытаний соответствовали или были лучше ожидаемых. Коэффициент нефтеотдачи был больше 75 %, потребление энергии на
м3 добываемой нефти был на 23 % меньше расчетного
и максимальные темпы добычи были выше ожидаемых значений. При этом единственным показателем,
который не влиял на выделение из нефти парниковых газов, был водонефтяной фактор (Water-Oil Ratio
– WOR). Добыча сопровождалась незначительным
выносом песка, а выделения парниковых газов из нагретой нефти были минимальными или их не было
совсем.
Сравнение полученных данных с расчетными
показывает, что в первоначальном численном моделировании были учтены не все факторы. Одним
из наиболее важных факторов является учет попутного газа. Выделяясь в сравнительно небольших
количествах при повышении температуры, этот газ
способствует вытеснению битума из порового объема, что увеличивает приток нефти в продуктивные
скважины.
R (T, φ, Sw)
Скопление
мелкодисперсных
частиц
Рис. 1. Проводимость электрического тока через связанную
воду, окружающую непроводящие электрический ток частицы песчаника. Электрическая энергия преобразуется в тепло
вдоль этих путей прохождения тока и за счет теплопроводности тепло передается частицам нефти и песка. Большая площадь поверхности между водяной пленкой и частицами песка
облегчает быструю передачу тепла
электротермического нагрева проводились с начала 1970-х гг. [1, 2, 4, 6, 7, 8]. Нагрев битуминозного
коллектора осуществлялся при прохождении электрического тока через связанную воду (рис. 1). При
низкой частоте этот коллектор ведет себя как резистор, преобразуя электрический ток в тепло за счет
омических (ohmic) потерь. В настоящее статье сравниваются данные, полученные в пилотном проекте
ET-DPS-процесса [4], с результатами численного моделирования [5]. Монтаж оборудования и испытания
проводились с сентября 2006 г. по август 2007 г.
Задачами РОС было:
• определение коэффициента нефтеотдачи, Ro;
• определение коэффициента потребления
энергии на единицу добываемой нефти (EOR),
кВт⋅ч/брл;
15
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ
Пилотные испытания
0,49
30,02
1
15,8
0,9
18,5
Профиль температур в скважине OB05,
15 февраля 2007 г.
Температура, °С
В промысловое
оборудование
Кровля коллектора
Глубина, м
Верхний электрод
Средний электрод
Нижний электрод
Подвод энергии
в течение 36 сут
Подошва коллектора
Моделирование
Испытания для проверки метода
Рис. 2. Сравнение измеренной температуры в скважине OB05
с расчетной температурой. Подвод энергии для нагрева битуминозных песчаников в течение 36 сут. Профиль температур
в скважине OB05 хорошо согласуется с расчетным профилем.
К верхним электродам в пилотных испытаниях первоначально
подводилась меньшая мощность, чем при численном моделировании. Поэтому температуры были не такими высокими. Более
однородный профиль в скважине OB05 предполагает наличие
более сильного вертикального течения в коллекторе по сравнению с прогнозируемым, что может быть связано с лучшим дренированием. Разница максимальных температур равна 6 %
• определение водонефтяного фактора (WOR),
м3/м3;
• подтверждение полученных при численном моделировании расчетных температур;
• отладка базового оборудования и установок,
узлов заканчивания скважин, технологического
процесса и определение экономических показателей для промышленного внедрения.
В табл. 1 приведены для сравнения результаты пилотных испытаний и численного моделирования. Коэффициент нефтеотдачи при POC-испытаниях был в
пределах прогнозируемых значений, полученных при
моделировании. Потребление энергии было меньше
расчетного значения на 23 %. При преобразовании
энергии в эквивалентную SOR-величину SORe составила 0,49, т.е. отношение суммарных энергий (Net Energy Ratio – NER) около 30. Другими словами, энергия,
содержащаяся в добываемой из битума нефти, в 30 раз
больше энергии, затрачиваемой на ее добычу. Расчетный водонефтяной фактор (WOR) равен единице, а при
POC-испытаниях получено чуть меньше единицы.
16
Нагнетание
воды
1667 млрд брл
Подвод энергии
Слишком глубоко
для откр. разр.
Глубина, м
0,56
26,37
189 млрд брл
2
77
62
ме /3 пе
ст сча
Ат орож нико
аб де в
ас ни
ка я
75
80
Извл. зап. ET-DSP-методом
Модель
Суммарные запасы
Данные
Коэффициент нефтеотдачи (Ro), %
Коэффициент потребления энергии
на единицу добываемой нефти (EOR),
кВт ч/брл
Величина, эквивалентная SOR (SORе)
Отношение суммарных энергий (NER),
кДж/кДж
Водонефтяной фактор (WOR), м3/м3
Максимальная производительность
Х-той скважины (qop), брл/сут
2500 млрд брл
Извлекаемые запасы стандартными
технологиями
Таблица 1. Сравнение результатов испытаний и численного моделирования
Слишком неглубоко
для закачки пара
Рис. 3. Из-за технических и экономических ограничений около
двух третей битуминозных песчаников месторождения Атабаска
находятся слишком глубоко для открытой разработки с поверхности и слишком неглубоко для разработки с помощью нагнетания
в них пара. В результате получается огромное различие между
известными и доказанными запасами битуминозных песчаников.
Эти запасы во множестве пластов битуминозных песчаников идеально подходят для добычи их с помощью ET-DSP-метода из-за
низкого рабочего давления и возможности рентабельного внедрения этого метода в промышленное использование
Сравнение моделируемого и фактического изменения температуры, измеренной в наблюдательной
скважине ОВ05, показано на рис. 2. Эта скважина
находится приблизительно посредине между скважинами с электродами. Разности между максимальными и средними температурами находятся в допустимых пределах. На рис. 2 показано, что в пилотных
испытаниях был обеспечен однородный нагрев на
всей 30-метровой толщине коллектора. В модели
температурный профиль имел более выраженное
изменение по вертикали. Такое различие связано
с тем, что в коллекторе имеется более заметное поперечное течение и, следовательно, более выраженная вертикальная конвекция, чем ожидалось. Кроме
того, можно предположить, что это различие связано
с тем, что вода, нагнетаемая через электроды в ствол
скважины, растекается равномерно в битуминозных
песчаниках. Следует также отметить, что мощность,
подводимая к верхнему электроду, вдвое меньше расчетной величины.
POC-ИСПЫТАНИЯ
ET-DSP-МЕТОДА
Предыстория. В настоящее время для добычи из
битумов используются два метода: открытая разработка и термический метод, включающий бурение
скважин и нагнетание в них пара для нагрева битуминозных песчаников, что обеспечивает текучесть
битума и позволяет добывать его из скважины. Из
применяемых в настоящее время термических методов самым многообещающим является метод гравитационного дренирования коллектора путем нагрева его
паром (Steam Assisted Gravity Drainage – SAGD). Этот
метод имеет преимущества по сравнению с другими
методами нагнетания в скважины пара, поскольку
он требует меньших затрат энергии и обеспечивает
более высокие коэффициенты нефтеотдачи. Однако
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ
от электрода в коллектор. Главным
преимуществом объединения электротермического нагрева с конвективной теплопередачей является то,
что обеспечивается быстрый и равномерный нагрев коллектора.
На рис. 4 для сравнения показаны распределения температур, полученные при использовании базового метода электротермического
нагрева и ET-DSP-метода. На графиках приведены распределения температур вокруг ET-DSP-электрода
и вокруг электрода без нагнетания
воды в коллектор. Дополнительная
10 м
10 м
конвективная теплопередача за счет
Рис. 4. Для сравнения показаны распределения температур вокруг ET-DSP-электрода
нагнетания воды через концы ETи вокруг стандартного электрода. Добавление конвективной теплопередачи за счет
DSP-электрода приводит к тому, что
нагнетания воды через концы ET-DSP-электрода приводит к увеличению больше,
объем битуминозных песчаников,
чем в 10 раз объема битуминозных песчаников, нагреваемых выше 70 °С
нагреваемых выше 70 °С, увеличиоколо двух третей запасов всего месторождения нахо- вается больше, чем в 10 раз.
Первоначально все пластовые жидкости находится слишком глубоко для открытой его разработки
с поверхности и слишком неглубоко для разработки дятся в неподвижном состоянии. При увеличении
с помощью нагнетания в них пара [3], поэтому оно температуры вязкость битуминозной нефти уменьможет хорошо подходить для использования ET-DSP- шается до такой величины, при которой возможна
откачка ее из эксплуатационной скважины. Скометода (рис. 3).
Доказано, что передача электромагнитной энергии рость нагнетания воды в электроды сравнима со
в залежь является эффективным средством подвода скоростью притока пластовой жидкости из коллекк ней необходимого тепла. В электротермическом тора (за счет замещения ее в объеме пустот). Поэтопроцессе электромагнитная энергия превращается му давление нагнетания низкое, часто оно эквивав тепло прямо в пласте с использованием системы лентно гидростатическому давлению или меньше
электродов, из которых выходит электрический ток, его. Среднее рабочее давление в коллекторе падает
который и проходит через пласт. За счет правильно- меньше, чем начальное его значение, поскольку раго выбора места и интервалов между электродами бочее забойное давление в эксплуатационных скваможно в значительной степени контролировать путь жинах уменьшается для обеспечения максимальнопрохождения тока и, следовательно, профили тем- го притока жидкости самотеком в ствол скважины.
ператур в пласте. Электротермическим процессам При использовании этого метода нет требования
в основном не свойственны проблемы, связанные с наличия пород-покрышек выше коллектора для
очень низкой начальной приемистостью пласта, пло- удержания в нем пластовых жидкостей и тепла.
хой теплопередачей, наличием слоев сланцев между
слоями песчаника с высоким содержанием битуми- РОС-ПРОЕКТ
Для этапа T-1 POC-испытаний ET-DSP-метода была
нозной нефти, необходимостью присутствия покрышек, трудностями контроля движения нагнетаемых использована система, выполненная в 50 % масштабе.
Меньший масштаб позволил ускорить время получежидкостей и газов.
ET-DSP-технология. Использование для нагрева ния и анализа данных. Для испытаний и технической
пласта тока промышленной частоты имеет преиму- настройки системы 19 сентября 2006 г. к ней была подщества по сравнению с другими методами, посколь- ведена электрическая мощность. Далее до 5 октября
ку можно легко использовать ток промышленной одновременно выполнялись операции электротермичастоты 60 Гц и соответствующее оборудование, та- ческого нагрева и подвода тепла к пласту под управлекое как трансформаторы и измерительные приборы. нием и с помощью Интернета. Первая продукция из
При таких низких частотах прохождение тока через эксплуатационных скважин была получена 6 января
пласт связано с ионной проводимостью воды в поро- 2007 г.
24 марта два насоса поршневого типа (скважины
вом пространстве (см. рис. 1). Электрическая энергия
преобразуется в тепло вдоль этих линий тока. Тепло Х05 и Х08) были заменены на насосы с постепенпередается нефти и частицам песчаника за счет тепло- ным увеличением полости всасывания (Progressive
Cavity Pump – PCP). 11 июня 2007 г. компания E-T
проводности.
ET-DSP-технология объединяет в себе возможно- Energy начала продавать потребителям чистую бисти электротермического нагрева с теплопередачей туминозную нефть. 30 июня отключили подачу тока
за счет конвекции. Вода нагнетается через отвер- на электроды и 30 сентября были остановлены эксстия в концах электродов, где самая высокая удель- плуатационные скважины, что означало завершение
ная мощность. Нагнетаемая вода переносит тепло этапа POC.
ET-DSP-электрод
Стандартный электрод
Распределение температур после 60 сут нагрева
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
17
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ
Е-скважины из-за симметричного расположения
треугольников. Четыре эксплуатационных скважины
(Х-Wells) располагались в виде прямоугольной сетки
между Е-Wells. В Х-Wells были первоначально спущены всасывающие насосы поршневого типа. Позже
две Е-Wells были оборудованы PCP-насосами. Три
PDS блока на площадке были соединены с 27 электродами. Каждый PDS блок управлял и контролировал
работу каждого электрода в реальном времени через
Расходомер
Интернет. Промысловое оборудование было подобно
оборудованию, связанному с резервуарным парком
для тяжелой сырой нефти. Между подогреваемыми
резервуарами были проложены теплоизолированные трубопроводы с возможностью контроля их нагрева. Сепарация воды, нефти и песка эффективно
обеспечивалась за счет разности их плотностей при
Рис. 5. На этапе T-1 POC-испытаний использовалось 9 Е-скважин,
некотором разбавлении смеси для ускорения про4 Х-скважины, 3 PDS блока, салазки с главным пультом управцесса. В технологический процесс были включены
ления (МСС) и стандартные трубопроводы и резервуары на потеплообменники, но они редко использовались. Знаверхности
чения параметров контролировались ежедневно с
На рис. 5 показана зона, где проводился этап T-1 помощью расходомера, уровнемеров в резервуарах,
пилотных РОС-испытаний ET-DSP-метода. На этом термометров и манометров.
В табл. 2 приведены свойства пласта-коллектора в
этапе использовалось элемент 9-точечной схемы размещения скважин с электродами (Е-Wells), в каждой зоне проведения этапа Т-1 РОС-испытаний. Кровля
из которых было размещено по три электрода, и че- богатого битуминозной нефтью коллектора мак мэртыре эксплуатационных скважины, законченных с рей находится под 51-метровым покрывающим слоиспользованием различных откачивающих устройств ем. Средняя суммарная мощность коллектора равна
(Х-Wells). Вокруг зоны Т-1 располагалось пять на- 35 м при эффективной мощности – 30 м. Площадь,
блюдательных скважин для выполнения измерений охватываемая каждым элементом ET-DSP-системы,
в реальном времени с помощью трех измерительных равна 27,71 м2, а все восемь элементов охватывают
устройств, размещенных в продуктивном интервале. площадь 221,7 м2. Запасы битуминозной нефти в этой
Три управляемых с помощью компьютера силовых области с учетом 30%-ной пористости, 80%-ной неблока питания (Power Delivery Sistems – PDS) обе- фтенасыщенности и 30-метрового продуктивного
спечивали подачу мощности до 30 кВт на каждый интервала равны 1596,26 м3 (10 000 брл).
Цикл добычи с помощью ET-DSP-системы вклюэлектрод.
Сетка Е-Wells образовывала равносторонние чает три важных этапа выполнения работ. После этатреугольники с длиной стороны, равной расстоя- па предварительного нагрева проходит 180-дневный
нию между Е-скважинами. Элемент ET-DSP-системы период добычи с одновременно выполняемым элекопределялся с помощью такого треугольника. тротермическим нагревом. На окончательном этапе
Каждый элемент фактически включал половину прекращается нагрев и добыча пластовых жидкостей из битуминозных
Таблица 2. Свойства пласта-коллектора в зоне проведения этапа Т-1 РОС-испытаний
песчаников осуществляОбозначение
Параметры
Примечания
ется за счет остаточного
Покрывающий слой, Z, м
51
От кровли продуктивного интервала пласта
нагрева пород коллектора.
Верхний конец электрода, м
54
Этап А – 2-м смещение за этап
С начала добычи с накоПодошва пласта-коллектора, м
88
3 м выше подошвы
плением добычи битумиСуммарная толщина, м
35
Результирующий продуктивный интервал hp 30 м нозной нефти постоянно
увеличивалась обводнен27,71
Площадь, охватываемая тремя Е-Wells
Площадь, охватываемая элементом, Ае, м2
ность продукции. При
221,7
8 элементов
Площадь, м2
приблизительно 50%-ной
6651,8
Объем, м3
добыче, обводненность
29–37
Для
оценки
запасов
используется
значение
30%
Пористость, φ, %
стала равняться 50 %. Это
Давление, Р, кПа
600
Пониженное давление
совпадает с концом наТемпература, Т, °С
11
Предполагается отсутствие градиента
грева и цикла добычи. К
77–93
Для оценки запасов используется значение 80%
Нефтенасыщенность, So, %
концу цикла добычи ко29–37
Для оценки запасов используется значение 20%
Водонасыщенность, Sw, %
эффициент нефтеотдачи,
0
Для оценки запасов используется значение 0%
Газонасыщенность, Sg, %
как и ожидалось, составил
1596,26
На основании оценок
Запасы нефти в этой зоне, м3
75 % со значением EOR
7500
Свита Динстарк
Проницаемость, kx,y.z, мДарси
около 80 кВт⋅ч/брл. Дли40–160
Каротаж по методу сопротивления
Удельное сопротивление, ρ, Ом⋅м
тельность цикла ET-DSP
Удельная электрическая проводимость, σ, См/м 0,035–0,0063 1/ρ
добычи равна 365 дням.
18
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ
Испытания на месторождении E-T Energy-технологии – добыча битумов
Брл
Брл/мес
Накопл. добыча, брл
Брл/мес
Янв. Февр. Март
Апр. Май Июнь Июль Авг. Сент.
Месяцы
Рис. 6. Добыча битуминозной нефти. Приблизительно 2200 брл
битуминозной нефти свободной от песка и эмульсии было добыто и продано на рынок. По оценкам 85 % нефти было добыто
из скважины Х08
РАБОТА
СИСТЕМЫ
В процессе добычи битуминозной нефти из эксплуатационных скважин стали очевидными проблемы, связанные с ее откачкой с использованием насосов поршневого типа. Когда такая нефть втекает
в скважину из нагретого коллектора и поднимается
вверх по насосно-компрессорной трубе, она охлаждается в достаточной степени и становится вязкой
и липкой. Газ захватывается вязкой битуминозной
нефтью и в насосе образуется пробка. Проблема усугубляется тем, что охлажденная вязкая битуминозная
нефть препятствует быстрому движению поршня насоса вверх-вниз, в результате возникает известная
проблема разрушения штанги насоса. Установка и
использование РСР-насосов в эксплуатационных
скважинах стала поворотным моментом для успеха
POC-испытаний ET-DSP-метода. Самыми важными
характеристиками РСР-насосов являются следующие:
• на работу насоса не влияет газ. При этом механизм движения газа позволяет увеличивать скорость откачки битуминозной нефти из скважины;
• может откачиваться очень вязкая (больше
100 000 сП) битуминозная нефть, это означает,
что может быть добыто значительное количество
нефти, прежде чем будет достигнута максимальная температура, следовательно, экономится
электроэнергия;
• затраты на установку РСР-насоса составляют
часть от затрат на установку насоса поршневого
типа;
• работа РСР-насоса может точно регулироваться
через интернет для оптимизации темпов отбора
и добычи.
В скважину Х05 был спущен новый РСР-насос и
вокруг нее располагались 4 из 16 рабочих электродов
(частота отказов 75 %) и, несмотря на это, были получены следующие результаты:
• коэффициент нефтеотдачи составил 77 %, в то
время как расчетный был равен 75 %;
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
• коэффициент EOR был равен 61, 52 кВт⋅ч на брл
добытой битуминозной нефти, расчетный EOR
был равен 80,00 кВт⋅ч/брл (потребление электроэнергии на 25 % меньше);
• несмотря на выход из строя электродов, технология компании E-T Energy продемонстрировала,
что в половине эксплуатационных скважин достигнуты заданные показатели. В предлагаемой
концепции РОС-испытаний принималось, что
отношение числа электродов к числу эксплуатационных скважин должно быть 1:1, однако результаты проведенных РОС-испытаний показали,
что может использоваться и отношение 2:1;
• объем закачиваемой воды был меньше объема добытой битуминозной нефти. Дополнительно вода
могла поступать прямо из пласта-коллектора. Водонефтяной фактор (WOR) был меньше единицы,
расчетный WOR был равен единице.
Е-скважины. 75 % электродов вышло из строя.
Хорошей новостью было то, что более 3/4 требуемой
энергии было подведено к пласту-коллектору до выхода электродов из строя и, несмотря на это, были достигнуты заданные показатели РОС-испытаний.
Электроды вышли из строя приблизительно в то
же самое время, когда началась добыча нефти из эксплуатационных скважин. Сдвиг песчаника из-за образования цементных пробок выше электродов привел
к смешению и повреждению кабеля.
Во время РОС-испытаний PDS-блоки и устройства нагнетания воды работали без инцидентов.
Можно было в любое время через интернет регулировать мощность, подводимую к каждому электроду,
контролировать напряжение, ток, сопротивление и
мощность в реальном времени и можно было разработать и внедрить управляемые с помощью компьютерной программы операции выключения оборудования при авариях и для обеспечения безопасности
работ. Погодные условия в холодное время года не
создавали никаких проблем для системы нагнетания воды. После достижения попутно добываемой
воды требуемой температуры холодная погода стала
менее проблематичной. Скорости нагнетания воды
и ее объемы контролировались и регулировались
через интернет.
РЕЗУЛЬТАТЫ
В течение РОС-испытаний из всех скважин добыли 2200 брл битуминозной нефти. В течение января и
февраля 2007 г., когда использовались откачивающие
насосы только поршневого типа, нефть добывалась
в меньших объемах (рис. 6). Результаты показали
существенное увеличение добычи после установки
РСР-насосов в скважинах Х08 и Х05. Эффективный
нагрев начался в октябре 2006 г. Однако находящееся
на поверхности оборудование не было введено полностью в эксплуатацию до января 2007 г., поэтому добыча началась с января 2007 г. Величина подводимой
к электродам мощности была умеренной, поэтому,
когда началась откачка нефти из скважин суммарное
количество энергии, введенной в пласт-коллектор,
было эквивалентно количеству энергии, введенной в
19
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ
Добыча из скважины – расчетная и фактическая
Добычи битумов, брл/сут
Фактическая добыча
при 1/2-суточной
работе
Без потерь тепла
Фактическая
Расчетная
Апрель
Май
Откл. тока
30 июня
Потери тепла
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Месяцы 2007 г.
Рис. 7. Сравнение теоретического цикла добычи ET-DSP-технологии
с циклом добычи из скважины Х05. Приведенные кривые аналогичны по форме и площадям под кривыми, при этом фактическая
накопленная добыча немного больше – 77, а не 75 %
него в течение 30-дневного этапа предварительного
нагрева.
Из-за большого процента вышедших из строя
электродов и из-за того, что скважина Х05 была единственной скважиной с РСР-насосом, проходящим через весь продуктивный интервал, особенно тщательно
проанализировали показатели добычи из этой скважины. Скважина Х05 эксплуатировалась при совсем
не идеальных условиях только с четырьмя работающими электродами из 16. Был добыт расчетный объем
нефти, равный 85 % извлекаемой нефти.
Сравнение теоретических показателей добычи,
полученных с помощью численного моделирования,
и фактических данных добычи из скважины Х05 показало, что и формы кривых похожи и площади под этими кривыми почти идентичны, при этом фактическая
суммарная добыча была немного больше – 77 %, а не
75 %, соответствующему расчетному коэффициенту
нефтеотдачи (рис. 7).
Теоретическая максимальная дневная добыча
была около 2,5 м3/сут и этот максимум имел место
сразу же после изменения угла наклона кривой.
Максимум реальной добычи был почти таким же,
за исключением того, что в следующие месяцы максимальная добыча была даже более высокой. Возможное объяснение этому связано с выделением
газа из битума и его расширением с увеличением
температуры, вместе с образованием пара, за счет
чего увеличивается приток нефти к эксплуатационным скважинам. В стандартных нефтяных коллекторах этот механизм обычно называется механизмом,
инициирующим движение нефти за счет энергии
растворенного газа. В процессе реальной добычи
из скважины Х05 число качаний насоса было минимальным по вечерам, когда никого из персонала не
было на площадке. Меньшее число качаний насоса
в вечерние смены было усреднено при определении
среднесуточной производительности.
Это различие связано с тем, что в коллектор вокруг скважины Х05 подведено на 25 % меньше энергии по сравнению с заданным значением. Поэтому
из-за сравнительно меньшей величины остаточной
энергии в коллекторе охлаждение как его самого, так
20
и нефти происходило быстрее. Более холодный битум будет иметь большую вязкость, в результате чего
уменьшаются темпы добычи. Другая причина, возможно, связана с потерями тепла. В теоретических
расчетах принималось, что продуктивный элемент
окружает нагретая область коллектора. Поэтому потери тепла на границах такого элемента фактически
равны нулю. В реальном случае есть потери тепла из
нагретого объема за его границы и в находящийся
рядом пласт-коллектор, нагрев которого не производился. Потери тепла приводят к более быстрому
охлаждению коллектора, в результате чего вязкость
битума увеличивается и уменьшается темп его добычи.
По существу полученные в РОС-испытании показатели добычи были лучше ожидаемых. Компания E-T
Energy смогла доказать, что ожидаемые коэффициенты нефтеотдачи (до 77 %) могут быть достигнуты при
меньшем потреблении энергии по сравнению с расчетными. Следует отметить, что значение ЕОR около
61,52 кВт⋅ч/брл, полученное при добыче битуминозной нефти из скважины Х05, эквивалентно значению
SOR около 0,49.
Несмотря на выход из строя многих электродов,
коллектор получил достаточно тепла и был прогрет
– от кровли до подошвы. На рис. 2 показан профиль
температур в наблюдательной скважине ОВ05 и ожидаемый профиль температур, рассчитанный с помощью модели. Если продуктивный интервал коллектора
находится между 52 и 89 м по глубине, то эти данные
показывают, что во всем этом интервале температура
увеличилась. Это увеличение температуры во всем
продуктивном интервале было достигнуто за 30 сут.
Максимальные температуры от 75 до 80 °С согласуются с расчетными значениями.
ПРЕИМУЩЕСТВА
ЭЛЕКТРОТЕРМИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА
Полезная теплоотдача при использовании электрической энергии для нагрева может уменьшить
затраты, часто связанные с использованием электроэнергии. На основании результатов, полученных при РОС-испытаниях, можно сделать вывод,
что полезная теплоотдача при электротермическом
нагреве может быть в четыре раза большей со значениями SORе около 0,49, EOR около 62 кВт⋅ч/брл и
NER больше 30.
Коэффициент нефтеотдачи при использовании
электротермического процесса составил 75 % или
больше. Может быть доработана технология для увеличения коэффициента нефтеотдачи. Значение WOR
было меньше единицы. Электротермический нагрев
обладает следующими преимуществами, которые не
могут быть получены при использовании других термических методов:
• быстрый и равномерный нагрев без необходимости нагнетания и перемещения пластовых
жидкостей, которое может негативно повлиять
на распределение нефтенасыщенности в пласте и на приток битуминозной нефти в скважины;
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ
• добыча из коллектора при меньших давлениях
позволяет разрабатывать продуктивные пласты,
залегающие на меньших глубинах;
• увеличение зоны воздействия использованием сетки добывающих скважин позволяет
добывать нефть быстрее, чем из одной скважины;
• поддержание текущего пластового давления за
счет замещения пластовых жидкостей в пустотах
увеличивает движущую силу, обеспечивающую
ускоренный приток битуминозной нефти в добывающие скважины.
ИЗУЧЕНИЕ
ОСНОВНЫХ УРОКОВ
Необходимо изменение конструкции электродов,
используемых в скважинах, для защиты электрических кабелей и предотвращения их закручивания из-за очень больших нагрузок, прикладываемых к нижним концам электродов. Не должно быть
цементных пробок или других включений выше
электродов в течение всего времени эксплуатации,
пока скважины с электродами не будут ликвидированы.
Объем оборудования на поверхности можно уменьшить и использовать только оборудование для отделения воды от нефти. Оборудование для удаления песка
и обработки эмульсий не является необходимым. При
работе теплообменника возникли эксплуатационные
проблемы, польза от него была небольшая и он редко
использовался. Контроль температуры можно было
проводить в ограниченном объеме и только в добывающих скважинах. В испытаниях использовались дополнительные наблюдательные скважины, но они не
являются необходимыми. Доказано, что использование установки для получения разбавленной смеси битуминозной нефти является очень полезным. Все новые скважины должны быть оснащены РСР-насосами,
работой которых можно управлять для оптимизации
добычи. С момента установки РСР-насосов до окончания РОС-испытаний простоев РСР-насосов не наблюдалось.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
На основании результатов РОС-испытаний можно
сделать вывод, что на основе электротермических
процессов, таких как ET-DSP-процесс, можно разработать эффективную технологию прямого нагрева
для извлечения нефти из продуктивного пласта, обладающую дополнительными преимуществами по
сравнению с другими подобными технологиями, которая подходит для добычи нефти из битуминозных
песчаников. Компания E-T Energy успешно спроектировала и построила установку для использования
ET-DSP-процесса для нагрева и добычи нефти из
битуминозных песчаников месторождения Атабаска и хранения ее в находящихся на поверхности
складских резервуарах. В добываемой битуминозной нефти фактически не было песка и эмульсии и
при ее добыче расходовалось меньше энергии, чем
ожидалось. При отсутствии в битуминозной нефти
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
песка и эмульсии было экономически выгодно просто продавать ее потребителям.
Компания E-T Energy разработала перечень оборудования для внедрения этого процесса, что дает
определенные преимущества работающим в настоящее время в отрасли сервисным компаниям и позволит им уменьшить издержки в будущем. Мы ожидаем,
что потребуется значительно меньший объем работ
для добычи нефти по сравнению с другими методами.
В целом оборудование системы легко устанавливается, она быстро принимается в эксплуатацию, обеспечивается быстрый запуск ее в работу. Фактически
для добычи битуминозной нефти используется метод
«включи и работай».
Перевел В. Клепинин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. F. S. Chute, F. E. Vermeulen, and M. R. Cervenan. «Physical modeling of
the electrical heating of the oil sand deposits», Technical Report AOSTRA
Agreement No. 31, Applied Electromagnetics Group at the University of Alberta, 1978.
2. F. S. Chute, F. E. Vermeulen, and M. R. Cervenan. «Physical modeling of the
electromagnetic heating of the oil sand and other earth-type and biological
materials», Canadian Electrical Engineering Journal, 1979, 4(4): pp. 19–28.
3. Jan Czarnecki, Boryan Radoev, Laurier Schramm, and Radomir Slavchev.
«On the nature of the Athabasca oil sands», Advances in Colloid and Interface
Science, 114, No. 115, March 2005, pp. 53–60.
4. Bruce C. W. McGee and Fred. E. Vermeulen. «In situ electromagnetic heating for hydrocarbon recovery and environmental remediation», Journal of Canadian Petroleum Technology, distinguished authors series, 39, No. 8, August
2000, pp. 25–30.
5. Bruce C. W. McGee and Fred E. Vermeulen. «The mechanisms of electrical heating for the recovery of bitumen from oil sands», Journal of Canadian
Petroleum Technology, 46, No. 1, January 2007, pp. 28–34.
6. F. E. Vermeulen and F. S. Chute. «Electromagnetic techniques in the in
situ recovery of heavy oils», Journal of Microwave Power, 18, No. 1, 1983, pp.
15–29.
7. F. E. Vermeulen, F. S. Chute and M. R. Cervenan. «Physical modeling of
the electromagnetic heating of oil sand and other earth-type and biological
materials», Canadian Electrical Engineering Journal, 4, 1979, pp. 19–28.
8. F. E. Vermeulen, F. S. Chute and R. G. McPherson. «Physical modeling of
electrothermal processes in oil sand», Alberta Oil Sands Technology and Research Journal of Research, 4, 1988, pp. 299–305.
Bruce C. W. McGee (Б. К. В. Макджи), президент и
главный исполнительный директор E-T Energy, частной компании, занимающейся добычей нефти из
битуминозных песчаников на арендуемых участках
месторождения битуминозных песчаников Атабаска.
М-р Макджи получил степень бакалавра в 1980 г., степень магистра в 1984 г. и степень доктора в 1988 г. по
электротехническому машиностроению в университете провинции Альберта. Он также получил степень
магистра по химической технологии в 1989 г. в университете Калгари. М-р Макджи имеет большой опыт работы в технике и
бизнесе нефтегазовой отрасли и в области охраны окружающей среды.
21
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ
ПРЕИМУЩЕСТВА
МЕДЛЕННОЙ ОТКАЧКИ
P. M. Bommer, Техасский университет, г. Остин, D. Shrauner, Zachry Exploration Ltd.
Подбор производительности насоса в соответствии с притоком жидкости из пласта позволяет
значительно увеличить межремонтный период работы насосов и в то же время поддержать максимальную добычу жидкости
ОБЫЧНАЯ
ПРАКТИКА
По мере истощения энергии пласта наступает момент, когда штанговый всасывающий насос может откачивать больше жидкости, чем ее может поступать в
скважину из коллектора. В итоге из-за большей производительности насоса происходит чрезмерный износ
его узлов из-за ударных нагрузок, связанных с ударами жидкости, излишним трением и переменными напряжениями. Для ограничения и сведения к минимуму
этих факторов операторы используют периодический
режим откачки. Это достигается за счет включения
таймера в насосный агрегат или установки устройства
управления откачкой жидкости.
Оба метода имеют, по меньшей мере, четыре недостатка.
1. Периодический режим откачки изменяет частоту, но не скорость откачивания. Когда блок насоса
включается опять, снова возникают нагрузки из-за
движения и ударов жидкости.
2. При выключении насосного агрегата приток
жидкости из пласта в скважину будет продолжаться.
За счет этого происходит подъем уровня жидкости в
обсадной колонне и в результате возникает противодавление, действующее на продуктивный пласт. Требуется оптимизация притока жидкости в скважину
для минимизации противодавления. Это достигается
за счет поддержания столба жидкости в обсадной колонне как можно меньшей высоты.
3. Для запуска насоса из той точки, в которой он
остановился при отключении, требуется максимальная
мощность. На этапе запуска возникают значительные
ударные нагрузки, которые действуют на насосный
агрегат, штанги и насос.
4. Если в скважину поступают какие-то твердые частицы, то во время остановок насоса они могут осаж22
даться, что будет приводить к росту частоты прихватов
плунжера.
Поэтому обычно используемые методы не могут исключить все ударные нагрузки, периодическую работу
насоса и использование мощностей, не являющихся
необходимыми. Эти методы не обеспечивают минимальное противодавление на продуктивный пласт все
необходимое время.
МЕТОД ОТКАЧКИ
С МЕДЛЕННОЙ СКОРОСТЬЮ
При увеличении скорости откачки увеличивается число циклов, за счет чего в штангах насосов быстрее появляются предельные усталостные напряжения. Число циклов откачки и напряжения, возникающие из-за движения, могут быть минимизированы,
если блок будет откачивать жидкость с наименьшей
возможной скоростью при использовании как можно более длинного хода штанг, обеспечивающего
откачку максимального объема жидкости, поступающей из пласта в скважину. Использование этого метода увеличивает фактическое время работы насосов.
Насосные штанги, к которым прикладывается
толчкообразная переменная нагрузка, могут выдерживать только заданное число рабочих циклов до
разрушения. В работах Гудмана (Goodman) рассматриваются стальные образцы, которые подвергаются
воздействию циклических нагрузок до появления в
них максимального напряжения (σmax) и затем снова
Максимальное напряжение/Tmin
Одни из самых больших эксплуатационных
затрат, связанные с откачкой жидкости штанговыми
насосами, это затраты на извлечение штанг, насоса и насосно-компрессорных труб из скважин и на
их ремонт. Во многих скважинах извлечение этого оборудования производилось так часто, что эти
скважины были крайне нерентабельными, учитывая
также потери в добыче из-за простоев скважины.
За счет медленной откачки жидкости можно исключить эти трудности и сделать малодебитные скважины
рентабельными в течение длительного периода времени.
1
2
3
Минимальное напряжение/Tmin
Рис.1. Модифицированная Goodman – диаграмма, использованная для анализа API насосных штанг:
1 – Goodman максимального напряжения; 2 – Goodman минимального напряжения; 3 – Максимальное напряжение модифицированной
диаграммы
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ
Таблица 1. Свойства штанг
API марка
C
K
D
Минимальный
Максимальный
предел прочности предел прочности
на растяжение, psi на растяжение, psi
90 000
85 000
115 000
110 000
100 000
140 000
Постоянная
штанги, a,
psi
Постоянная
штанги, b,
psi
125 000
113 000
160 000
–0,105
–0,100
–0,110
Длина хода
(ход вверх)
Макс.
нагрузка на
коромысло
Длина хода
(ход вниз)
Примечание: 1 psi = 6,9 кПа.
b
Sf = a Nf
(1)
Важно отметить, что рис. 1 работает только при
переменных растягивающих нагрузках. Исходя из
опыта, штанга с максимальной нагрузкой при растяжении и с минимальной нагрузкой при сжатии будет
иметь большую усталость по сравнению со штангой с
той же самой величиной максимальной нагрузки при
растяжении и с поддерживаемой при растяжении минимальной нагрузкой, и, следовательно, будет иметь
более короткий срок службы.
Линия API максимальных напряжений описывается:
Sf
σ max
σ
=
+ 0,5265 min ,
Tmin Tmin
Tmin
где
Sf
Tmin
= 0,25.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
(2)
Мин. нагрузка
на коромысло
Рис. 2. Идеальная динамограмма измеренных на поверхности
нагрузок показывает одно колебание напряжения за цикл
Нагрузка на полированные штанги,
фунт
до появления в них начального минимального напряжения (σmin) [1]. Он считает, что 4 млн циклов нагружения образца до его разрушения должно считаться
его «неограниченной долговечностью». Другие исследователи считают, что неограниченной долговечности
соответствует от 1 до 10 млн циклов нагружения до
разрушения образца [2].
На рис. 1 показана модифицированная Goodman
диаграмма, которая используется для анализа API
насосных штанг [3]. На этой диаграмме значения напряжений показаны в зависимости от минимального
напряжения растяжения штанги (Tmin). Линия максимальных API напряжений находится ниже линии максимальных напряжений, предлагаемой Goodman, что
делает диапазон допускаемых напряжений меньше
того, который разрешается Goodman. Пересечение
линии максимальных напряжений с нулевой точкой
минимальных напряжений дает значение усталостного
напряжения в штанге и оно связано с числом циклов
до ее разрушения [2]. Экспериментальной корреляции, выполненная Goodman, показала, что усталостное
напряжение равно половине от минимального напряжения растяжения и соответствует 4 млн циклам.
В API модификации Goodman диаграммы усталостное напряжение равно одной четверти от минимального
напряжения растяжения и расчетное число циклов до
разрушения имеет порядок 4 млн. Штанга может выдерживать большее число рабочих циклов, если требуемое усталостное напряжение составляет меньшую
долю от напряжения растяжения штанги. Фактически,
ожидаемая долговечность (Nf) представляет собой экспоненциальную функцию от усталостной прочности
(Sf), см. уравнение (1), где a и b это свойства штанги [2].
Свойства штанги, использованные в этой статье, приведены в табл. 1.
1
2
Положение полированной штанги
Рис. 3. Наложение реальной (1) динамограммы с первоначальными измеренными на поверхности нагрузками в примере 1 и идеальной (2) динамограммы показывает наличие нескольких колебаний нагрузок в дополнение к большим колебаниям, связанным
с воздействием максимальных и минимальных нагрузок
Обычно стараются уменьшить максимальное
допускаемое напряжение с помощью эксплуатационного коэффициента, который зависит от коррозионной активности пластовой жидкости и от
успешности ингибирования коррозии. Для данного
минимального напряжения считается допустимым
колебание любого максимального напряжения, точка
которого лежит на или ниже линии API максимальных напряжений, при регулировании с помощью соответствующего эксплуатационного коэффициента.
Далее, чтобы максимальное напряжение упало ниже
допускаемого API максимума, срок службы должен
быть больше. Более медленное откачивание приводит к уменьшению величины максимального напряжения, но также к увеличению величины минимального напряжения, поскольку уменьшается трение
и ударные нагрузки ускорения, в результате будут
меньше колебания напряжения. Число допустимых
циклов увеличивается, поскольку теперь колебания
напряжения уменьшаются и будут меньше исходного значения, и уменьшается усталостная прочность,
как следует из ур. 1.
На колонну насосной штанги будет воздействовать максимальная нагрузка во время хода вверх
и минимальная нагрузка во время хода вниз. Это
можно видеть на рис. 2, где приведена идеальная
динамометрическая кривая с измеренными на поверхности нагрузками. Форма параллелограмма
идеальной кривой зависит от растяжения колонны
насосных штанг.
В идеале в колонне насосных штанг происходит
одно колебание напряжения по величине за цикл.
Колебание напряжения происходит, когда нагрузка
23
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ
Нагрузка на полированные
штанги, фунт
Лента с записью нагрузок за один ход (из рис. 3)
Рис. 4. Изменение первоначальных измеренных динамометром
нагрузок для примера 1 в виде ленты с записью нагрузок от начала хода вверх и до конца хода вниз, которое показывает, что
в одном цикле происходит четыре колебания напряжений
изменяется по величине и направлению. Для идеальной формы на рис. 2 одно колебание напряжения происходит при подъеме колонны штанг при
максимальной нагрузке во время хода вверх и при
опускании колонны штанг при минимальной нагрузке во время ее хода вниз. Часто имеют место
значительно меньшие изменения нагрузки по направлению во время хода, что увеличивает число
колебаний напряжения за цикл. На рис. 3 реальная
динамограмма измеренных на поверхности нагрузок
накладывается на идеальную динамограмму. Можно
видеть несколько небольших колебаний нагрузки
в дополнение к большим колебаниям, связанным
с воздействием максимальных и минимальных нагрузок. Небольшие колебания легко определяются,
если динамограмма показана в виде ленты с записью
нагрузок с начала хода вверх и до конца хода вниз
(рис. 4).
Влияние минимальных колебаний на срок службы
штанги можно оценить с помощью правила PalmgrenMiner [2]:
j
D ( SF ) = N T ∑
D(SF)
i =1
ni
N fi
Опорные рельсы
и подшипники
дополнительного
вала
Ролик, 8″
Ролик, 24″
Электродвигатель
Ролик, 8″
Рис. 5. Схематическое изображение дополнительного вала (a);
вид станка-качалки насосного агрегат со снятым ременным
ограждением (b)
Часть одного цикла
(3)
На рис 4 видно, что все колебания происходят
в течение одного цикла, поэтому в уравнении (3),
ni (число циклов при уровне напряжений σi) = 1.
Число циклов, связанных с каждым колебанием (Nf )
является функцией изменения усталостной прочности, при которой колебания уменьшаются. D это
накапливаемое повреждение до выхода из строя;
в совершенной среде D = 1. Эксплуатационный
коэффициент (SF) может быть использован в коррозионной среде и обычно его значение принимается меньше 1. Для любого колебания усталостная
прочность может быть рассчитана с помощью ур. 2
и соответствующая усталостная долговечность может быть рассчитана по ур. 1. Наконец, суммарный
ожидаемый срок службы штанги (NT) может быть
рассчитан с помощью ур. 3.
Если насос может откачивать и поднимать на поверхность больше жидкости, чем поступает из пласта
в скважину, то скорость откачки можно уменьшить
таким образом, чтобы производительность насоса
точнее соответствовала притоку жидкости из пласта.
Необходимое уменьшение скорости откачки может
24
Редуктор
Ролик
насосного
агрегата
быть обеспечено за счет замены насосного агрегата
или изменения размера ролика первичного двигателя или обоих. Более медленная откачка может быть
обеспечена с помощью второго редуктора скорости,
известного под названием дополнительный промежуточный вал, находящегося между первичным двигателем и редуктором.
Дополнительный вал представляет собой вал с
входным и выходным роликами, он закреплен в двух
подшипниках. Входной ролик соединен с роликом
первичного двигателя приводным ремнем. Выходной ролик аналогично соединен с роликом редуктора насосного агрегата, рис. 5. Скорость откачки при
использовании дополнительного вала, измеряемая
числом качаний в минуту, может быть рассчитана
как:
N=
Npm d jso dpm
,
(4)
Z d u d jsi
где:
• Npm = скорость первичного двигателя, об/мин;
• djsi = диаметр делительной окружности входного
ролика на дополнительном валу, дюйм;
• djso = диаметр делительной окружности, выходного ролика на дополнительном валу, дюйм;
• dpm = диаметр делительной окружности ролика
первичного двигателя, дюйм;
• du = диаметр делительной окружности ролика
насосного агрегата, дюйм;
• Z = передаточное число редуктора насосного
агрегата, об/ход.
Обычно затраты на установку дополнительного вала меньше затрат на один спуск насоснокомпрессорных труб. Наш опыт показывает, что при
меньших скоростях откачки модификация редуктора
не требуется, чтобы гарантировать правильную смазку шестерен.
РЕЗУЛЬТАТЫ
Рассмотрим два примера, которые демонстрируют
полезность медленной откачки. При правильной реализации медленной откачки всегда будут получаться
такие же результаты, как в этих примерах.
Таблица 2. Начальные нагрузки и напряжения для примера 1
Число Максимальная Минимальная Максимальное Минимальное Усталостная
колебаний нагрузка, фунт нагрузка, фунт напряжение, psi напряжение, psi прочность, psi
1
2
3
4
8185
7435
6797
5820
2628
6797
6421
5557
18 560
16 859
15 413
13 197
№3 • март 2009
5959
15 413
14 560
12 601
15 208
8190
7223
6109
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Часть одного цикла
Рис. 6. Динамограмма примера 1 после уменьшения скорости
откачки в виде ленты с записью нагрузок для одного хода
Таблица 3. Нагрузки и напряжения для примера 1 при уменьшенной
скорости откачки
Число Максимальная Минимальная Максимальное Минимальное Усталостная
колебаний нагрузка, фунт нагрузка, фунт напряжение, psi напряжение, psi прочность, psi
1
2
3
4
7160
7160
6981
4475
3938
6730
6730
4000
16 236
16 236
15 830
10 147
8930
15 261
15 261
9070
11 213
7652
7246
5045
Таблица 4. Начальные нагрузки и напряжения для примера 2
Число Максимальная Минимальная Максимальное Минимальное Усталостная
колебаний нагрузка, фунт нагрузка, фунт напряжение, psi напряжение, psi прочность, psi
1
2
3
4
5
20 000
18 540
17 540
13 740
13 940
12 740
17 140
14 140
13 340
13 740
33 278
30 849
29 185
22 862
23 195
21 198
28 519
23 527
22 196
22 862
21 354
14 807
15 950
10 376
10 335
Таблица 5. Нагрузки и напряжения для примера 2 при уменьшении
скорости откачки
Число Максимальная Минимальная Максимальное Минимальное Усталостная
колебаний нагрузка, фунт нагрузка, фунт напряжение, psi напряжение, psi прочность, psi
1
2
3
4
5
18 850
17 884
17 207
17 000
17 110
14 500
16 724
16 144
15 757
16 530
31 364
29 757
28 631
28 286
28 469
24 126
27 827
26 862
26 218
27 504
17 793
14 104
13 521
13 539
12 998
Пример 1. Графство Уинклер, Техас. Из скважины
откачка производилась с глубины 3210 фут со скоростью, равной 13,5 ходов плунжера в минуту. Замена
штанг производилась 5 раз за 24 месяцев. На рис. 4
показана лента с записью нагрузок за один цикл. Цилиндр насоса заполняется приблизительно на 65 %
за каждый ход и на ленте с записью нагрузок можно
видеть четыре колебания на ход. В табл. 2 показаны
значения нагрузок и напряжений для каждого колебания. При первом колебании нагрузка на полированные штанги будет изменяться от пиковой до самой
минимальной. При значении эксплуатационного коэффициента около 1 и при таких значениях нагрузок
согласно ур. 3 теоретический срок службы штанг составит 512 млн циклов.
Скорость откачки агрегата была уменьшена до
7,5 ходов плунжера в минуту. На рис. 6 показана лента
с записью нагрузок при более медленной скорости откачивания. При значениях нагрузок и напряжений для
каждого колебания (табл. 3) получаем теоретический
срок службы штанг, равный 10,44 млрд циклам, т.е. в
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Лента с записью нагрузок примера 2 при скорости 6,25 ходов
плунжера в минуту
Часть одного цикла
№3 • март 2009
Рис. 7. Начальная динамограмма примера 2 в виде ленты с записью нагрузок для одного хода
Нагрузка на полированные штанги,
фунт
Нагрузка на полированные штанги,
фунт
Лента с записью нагрузок для примера 1 при скорости 7,5 ходов
плунжера в минуту
Нагрузка на полированные штанги,
фунт
: ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ
Лента с записью нагрузок примера 2 при скорости 4 хода
плунжера в минуту
Частьодного
одногоцикла
цикла
Часть
Рис. 8. Динамограмма примера 2 после уменьшения скорости
откачки в виде ленты с записью нагрузок для одного хода
20 раз больше теоретического срока службы при начальной скорости откачки.
Агрегат работал три года без проведения работ по
подъему штанговых колонн, т.е. время работы увеличилось в 7,5 раза. За счет уменьшения скорости откачки до 7,5 ходов плунжера в минуту откачка жидкости из скважины уменьшилась на 36 615 т/сут при
этом мощность привода насоса уменьшилась на 8 л.с.
(1 л.с. = 0, 746 кВт).
Пример 2. Графство Гонзалес, Техас. Из скважины откачка производилась с глубины 8400 фут
со скоростью, равной 6,25 ходов плунжера/мин. Замена штанг производилась 6 раз за 34 мес. На рис.
4 показана лента с записью нагрузок за один цикл.
Цилиндр насоса заполняется приблизительно на
40 % за каждый ход и на ленте с записью нагрузок можно видеть пять колебаний в каждом ходе,
рис. 7. При значении эксплуатационного коэффициента около 1 и при значениях нагрузок и напряжений для каждого колебания (табл. 4) с помощью
ур. 3 получаем теоретический срок службы штанг
81 млн циклов.
Скорость откачки агрегата была уменьшена до
4 ходов плунжера в минуту (рис. 8). При значениях нагрузок и напряжений для каждого колебания (табл. 5)
получаем теоретический срок службы штанг, равный
349 млн циклов, т.е. в 4,3 раза больше теоретического
срока службы при начальной скорости откачки. Агрегат работал пять лет без проведения работ по подъему
штанговых колонн, т.е. в 10 раз больше по сравнению
со средним временем за предыдущие шесть месяцев.
При скорости 4 хода плунжера в минуту количество
откачиваемой из скважины жидкости уменьшилось на
25
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ
20 160 т/сут, а мощность привода насоса уменьшилась
на 6 л. с.
Производительность скважин в обоих примерах
осталась той же самой после того, как скорость откачки медленно восстанавливалась до прежней величины.
Случай, где производительность падала после работы
при меньшей скорости откачки, свидетельствует о том,
что в насосе были большие потери, чем предполагалось. Поэтому приняли решение медленно увеличить
скорость откачки для поддержания первоначальной
добычи.
Все рассуждения были сфокусированы на увеличении срока службы штанг за счет более медленной
скорости откачки, хотя при этом также увеличивается
срок службы насосно-компрессорных труб и самого
насоса.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ
МАКСИМАЛЬНОЙ
ДОБЫЧИ
Совершенно очевидно, что при использовании
штанговых насосов с производительностью больше
требуемой для откачивания поступающей в скважину жидкости, скважина будет продолжать оставаться
продуктивной. В противном случае насосный агрегат
мог бы работать постоянно, пока не будет обоснована
другая суточная производительность. На основании
стандартной динамограммы можно сделать вывод,
насколько заполняется цилиндр насоса при каждом
ходе. Уровни жидкости в насосе могут дать полезную
информацию, но их следует использовать с осторожностью, поскольку небольшие местные скопления
жидкости или пены в кольцевом пространстве могут
показаться вам уровнями жидкости, и на этом основании вы можете сделать вывод о большем притоке
жидкости в скважину, чем это есть в действительности. Однако первоначальные оценки были выполнены, что является отличной практикой проверки окончательного принципа использования динамометра в
течение нескольких дней после откачки жидкости из
скважины.
ВЫВОДЫ
Подбор производительности насоса в соответствии
с притоком жидкости из пласта является ключом к обеспечению максимальной добычи и увеличения срока
службы оборудования. Для скважин с избыточной
производительностью насосов самым лучшим методом
эксплуатации для достижения этого является умень-
шение скорости откачки. При наименьших возможных скоростях откачки для обеспечения требуемой
производительности можно:
• добывать 100 % жидкости, поступающей в скважину из пласта;
• уменьшить колебания напряжений в штангах и
ударные нагрузки;
• заставить насос и штанги делать минимальную
работу;
• использовать минимальную мощность;
• поддерживать насос в движении для предотвращения осаждения твердых частиц и прихвата
плунжера;
• обеспечить наибольший возможный срок службы
оборудования;
• получить наибольшую прибыль за счет увеличения до максимума добычи и уменьшения до минимума частоты спускоподъемных операций.
Наш опыт использования таких режимов в более
чем 500 скважинах с всасывающими штанговыми насосами в четырех штатах подтвердил эти утверждения.
Каждый всасывающий штанговый насос, производительность которого больше требуемой, должен
работать с более медленной скоростью, чтобы обеспечить постоянную откачку жидкости, согласованную с
суточным притоком из пласта. Условия в скважине после изменения должны проверяться с использованием
динамометрических исследований.
Перевел В. Клепинин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Goodman, J., Mechanics Applied to Engineering, Longmans, Green and
Co., London, 1914, pp. 631–636.
2. Shigley, J. E., Mischke, C. R. and R. G. Budynas, Mechanical Engineering
Design, 7th Ed., McGraw-Hill, New York, 2004, Ch. 7.
3. RP 11BR: Recommended Practice for Care & Handling of Sucker Rods,
American Petroleum Institute, Dallas, 1989.
Paul M. Bommer (П. М. Боммер), старший преподаватель по технологии
добычи нефти, в Техасском университете, г. Остин. Имеет более чем 25летний опыт работы на нефтяных месторождениях. М-р Боммер занимается технологиями бурения, заканчивания и механизированной эксплуатации скважин. Он получил степени бакалавра, магистра и доктора
по технологии добычи нефти в Техасском университете, г. Остин.
David Shrauner (Д. Шронер), директор по эксплуатации в компании
Zachry Exploration. Г-н Шронер более 40 лет работает в нефтегазовой
отрасли. Он начал свою рабочую деятельность в качестве рабочего буровой бригады в Западном Техасе. Занимался бурением, заканчиванием
и эксплуатацией скважин. Окончил Колледж Саут Плейнс и Техасский
A&M университет.
НОВЫЕ НАЗНАЧЕНИЯ В ОТРАСЛИ
Компания Knight назначила William
Keenan (У. Кинемана) вице-президентом
отделения Gulf Coast Knight Fishing Services. До этого назначения г-н Кинеман
занимал должности менеджера отделения по оказанию сервисных услуг, супервизора Contract Fishing Tool Supervisor и
регионального менеджера отделения сервисных услуг
операторам, работающим в Мексиканском заливе.
26
Steven A. Sonnenberg (С. А. Соннесберг) был назначен на должности вице-президента Emerson и
президента отделения Emerson Process Management.
Г-н Соннесберг работает в компании с 1979 г.
Г-н Michael H. Train (М. Х. Трейн) был назначен на должность президента отделения Emerson
Process Management по Азиатско-Тихоокеанскому
региону.
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: МЕНЕДЖМЕНТ
УСКОРЕНИЕ ВЫПОЛНЕНИЯ ПРОЕКТА
РЕШАЕТ ИНФРАСТРУКТУРНЫЕ ПРОБЛЕМЫ
S. Gupta, Realization Technologies
Управление выполнением проекта может значительно увеличить прибыль и ускорить оборачиваемость наличности всех участников в инфраструктурной цепочке
В последние годы рост спроса на нефть и газ во
всем мире и связанные с этим рост цен интенсифицировали поиск новых месторождений нефти и газа. Это
сильно увеличило спрос на буровые установки, добывающие платформы, плавучие платформы для добычи,
на грузовые танкеры хранения и выгрузки добытой
продукции (FPSO), крановые суда, трубоукладочные и
вспомогательные суда. Объем невыполненных заказов
достиг рекордных уровней, а сроки выполнения работ
становятся более длительными.
Доходы нефтяной отрасли сегодня ограничиваются
не низкими спросом и ценами, а недостатком необходимой инфраструктуры для превращения в капитал
увеличивающийся спрос и высокие цены. Операторы буровых установок и их строители рассматривают
решения, которые позволят ускорить доставку новых
строительных конструкций и других инфраструктурных компонентов.
Однако, увеличение мощностей проектирования,
изготовления, монтажа и сдачи в эксплуатацию может потребовать месяцы, если не годы, и требуемые
капиталовложения могут быть подвержены рискам
из-за изменчивости политической конъюнктуры. Возможно, что лучшее решение лежит в области более
эффективного выполнения проекта.
УПРАВЛЕНИЕ ВЫПОЛНЕНИЕМ ПРОЕКТА
Часто разработка проекта первой буровой установки данного класса может занимать 12–15 мес, строительство самоподъемного основания – 18–24 мес.
Выгоды, получаемые бизнесом при сокращении времени таких проектов на 6 месяцев или больше, могут
быть очень существенными. Это не только ускоряет
готовность буровой к эксплуатации, но также раньше освобождает производственные мощности для запуска работ над новым проектом. За счет улучшения
выполнения работ производители оборудования со
значительными объемами невыполненных заказов
имеют благоприятную возможность улучшить рабочие показатели своих компаний.
Необходимость управления выполнением проекта
признана инжиниринговыми организациями и разработчиками проектов во всем мире. Планирование,
руководство и контроль за ходом выполнения работ
сокращает сроки их выполнения на 20–30 % и увеличивает производительность на 15–20 %. Хотя это не
является панацеей, тем не менее, правильное управление может значительно увеличить получаемую прибыль и ускорить оборачиваемость денежной средств у
всех компаний цепочки инфраструктуры.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
Целью управления выполнением проекта является
поддержание скорости выполнения проекта за счет
синхронизации параллельно выполняемых работ. Это
позволяет сконцентрировать ресурсы на нужных проектах в нужное время и раньше получить предупредительные сигналы о возникающих проблемах, чтобы
можно было их решить прежде, чем они начнут создавать угрозу выполнению проекта, а не после свершившегося факта.
НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ СОЗДАЮТ ПРОБЛЕМЫ
Цепочки компаний, участвующих в проектировании, изготовлении, монтаже и сдаче в эксплуатацию
буровых установок и специализированных машин и
механизмов – это комплексы с требующими решения
неопределенностями. Требуется множество различных типов узлов оборудования и металлоконструкций
и множество таких узлов, относящихся к различным
группам, часто должны использоваться в разных местах. Металлоконструкции могут быть демонтированы на одной установке, отправлены в другое место для
использования при монтаже другой установки и затем
отправлено еще в одно место. Большую часть времени
работы, проводимые на различных установках, не синхронизированы друг с другом. Работы на каждой проводятся в соответствии со своими собственными возможностями и условиями поставки различных узлов.
Для сборки узлов новых заказов должны заказываться комплектующие детали и элементы конструкций, при этом всегда имеет место недопоставка деталей
и длинные циклы выполнения заказов для некоторых
деталей. Когда поставщик не обеспечивает поставку в
запланированные сроки, они должны корректироваться. Требование получения одобрения заказчика после
выполнения различных этапов работ может увеличить
задержки и заставить ждать разрешения на изготовление узлов или проведение монтажных работ. Технические условия заказчиков могут изменяться в процессе
выполнения проекта, в результате часто возникают
технические проблемы. Эти неопределенности в итоге
приводят к задержкам и нарушают первоначальные
графики выполнения работ.
Помимо этого группы, работающие над одним и
тем же проектом, могут конкурировать за обладание
ограниченными ресурсами – инженеров, производственного персонала, изготовителей и монтажников,
барж и грузовиков для транспорта грузов, механиков,
инженерных средств и сооружений, инструмента и
оборудования. Поставка компонентов для узлов может
осуществляться с помощью аутсорсинга. Поскольку
27
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: МЕНЕДЖМЕНТ
эти компании работают с множеством клиентов, поэтому есть огромная конкуренция за контракты на их
услуги. Все это происходит слишком часто и только
самые активные выигрывают.
Поскольку неопределенности проявляются в ходе
выполнения проекта, поэтому все планы нарушаются. Приоритеты становятся неясными. На каждую последовательно выполняемую работу влияют задержки
на предыдущих этапах, в результате все они вместе
с собственными задержками влияют на следующую
группу работ. Постоянно изымаются ресурсы из одного проекта для решения проблем в других проектах.
Результату не следует удивляться. Задержки и другие
проблемы нарушают весь ход выполнения проекта и
суммарное время его выполнения становится значительно больше, чем это необходимо с точки зрения
содержания реальной работы.
УПРАВЛЕНИЕ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТЯМИ
Стандартная практика и методы управления ухудшаются из-за влияния неопределенностей.
«Запуск ASAP» привел к более позднему завершению. Опытный руководитель интуитивно осознает
разрушительные последствия неопределенностей и
конкуренции за ресурсы. Руководители в последнее
время ощущают оказываемое на них огромное давление, чтобы они как можно быстрее запускали новые
проекты или начинали выполнять пакеты работ из нескольких проектов. Когда проект начинает разрабатываться, то на них оказывают давление, чтобы проект
выполнялся строго по графику.
Запуск ASAP-системы привел к увеличению объема работ и значительно усилил конкуренцию за ограниченные ресурсы. Инженеры, производственный
персонал и изготовители конструкций, монтажники,
сборщики и другие ресурсы стали размазываться «тонкой пленкой», перебрасываться из одного проекта в
другой без завершения текущего задания. В итоге это
приводит к попытке решения сразу же множества задач, которая разрушительным образом влияет на запланированные графики работ и производительность.
Просто эти задачи решаются значительно дольше, чем
они того требуют.
Запуск ASAP-системы также привел к необходимости одновременно решать много задач в области
текущих объемов невыполненных заказов и области
новых продаж. Отдел продаж хочет получать новые
заказы, а руководители работ для поддержания занятости своей рабочей силы обращаются к техническому
руководству компаний «дать им работу, любую работу». Таким образом, перед техническим руководством
стоит дилемма организации новых продаж и создания
проектов для стимулирования большей занятости рабочей силы или поддержание текущей занятости.
Задержки ухудшают ситуацию и приводят к даже
большему давлению по запуску ASAP. В результате
создается порочный круг, в котором слишком много
работ выполняется в текущий момент (Work in Progress – WIP), постоянно возникают «пожарные» ситуации и нарушения планируемых работ. Несмотря
на устойчиво выполняемые работы, дополнительные
затраты и сверхурочные работы, проект завершает28
ся позже, продолжительность цикла увеличивается,
производительность уменьшается, а затраты остаются
высокими.
Хотя чем больше рабочая нагрузка и, чем более срочными являются проекты, тем больше причин для запуска системы ASAP и тем хуже становится ситуация.
Плохие замеры трудозатрат задерживают ускорение. Для улучшения управления руководители устанавливают жесткие даты (искусственные этапы) в
календарных графиках и назначают ответственных
лиц, отслеживающих случаи невыполнения соответствующих этапов к этим датам. Конечно, выбор таких
жестких дат в условиях неопределенности только заставляет людей добавлять в свои оценки какие-то «запасы». К этому нельзя относиться одобрительно, поскольку эти запасы являются «скрытыми» и вызывает
сомнение в оправданности их широкого применения.
К несчастью, такие запасы приводят к расточительству
при выполнении работ в соответствии с законом Паркинсона «Выполнение любой работы откладывается
до тех пор, пока она не станет неотложной, или продолжает доводиться до совершенства уже законченная
работа». Работа редко заканчивается рано.
Но это не все. Традиционные средства измерений
также поощряют выполнение легких задач, которые не
находятся на критическом пути, а не тех задач, которые лежат на критическом пути, но являются трудными. Это свойственно человеческой природы. Если у вас
есть пять задач, которые нужно выполнить, и задача
№ 3 является самой легкой, то какую из них вы будете
делать первой? Людям более свойственно открывать
новое и работать над новыми задачами, вместо решения проблем, встречающихся в их текущей работе.
Когда эти новые решения начинают накапливаться,
появляются узкие места из-за недостаточности управления и принятия решений, и весь проект увязает в
«трясине». При выполнении проекта эта тенденция
работать над самыми легкими задачами также приводит к проблемам с качеством, поскольку участники
проекта склонны решать задачи непоследовательно.
Отсутствие приоритетности задач заставляет руководителей прибегать к «пожарным» методам. Организации затрачивают много времени и денежных
средств на внедрение систем детального планирования
и отслеживания выполнения работ, чтобы обеспечить
их «обозримость». К несчастью эти системы обеспечивают вас отчетами только после фактического выполнения запланированных работ. Они мало делают
для улучшения скорости и производительности выполнения работ.
Для исключения многофакторности в выполнении задач руководителям среднего звена на передовой линии нужно иметь четкие приоритеты в одном
и в нескольких проектах. Эти приоритеты должны
быть стабильными и не вызывающими сомнения. Эти
приоритеты должны также выделять задачи, которые
являются самыми неотложными, чтобы руководители
могли сфокусировать свое внимание на них и предпринять экстраординарные меры, где это необходимо.
Аналогично руководители проекта и руководители
старшего звена должны получать предупреждения об
уровне выполнения проекта. Они должны быть спо№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: МЕНЕДЖМЕНТ
Планируемое окончание
Запуск
Проект 1
Перед
Запуск
Задержки на линии снабжения
тормозят выполнение на самом
длинном пути
Перед
Проект 2
Окончание
Проект 3
Фактическое окончание
Запуск
Запуск
После
После
Окончание
Месяцы
Рис. 1. Проект строительства трубопровода может выполняться
в виде нескольких отдельных задач, выполняющихся по мере
наименьшего ограничения для каждой из них. Поэтому освобождается больший объем работ по сравнению с тем, который
может быть выполнен при наличии только одного ограничения,
что приводит к накапливанию работ перед ним
собны заранее и точно определять источники проблем,
угрожающих выполнению проекта, а не после фактического их возникновения.
НУЖНО ЛИ НАМ ПРИНИМАТЬ СТАТУС-КВО?
Базовые показатели деятельности компании это такие, которые получаются, когда стандартная практика
и методы управления приводят к усилению влияния
неопределенностей, в свою очередь приводящих к
большим безвозвратным потерям. Нефтедобывающие компании и компании-изготовители нефтяного
оборудования хотят исключить все безвозвратные потери времени и непроизводительное использование
мощностей, особенно, при увеличении возможностей
бурения продуктивных горизонтов и неспособности
достаточно быстрого найма квалифицированного персонала. Они хотят, чтобы им доставили существующие
невыполненные заказы, и чтобы у них появились возможности реализации дополнительных проектов.
Вопрос состоит в следующем: «Какие новые методы
управления нам нужны, чтобы избежать убытков?»
НОВЫЕ ПРАВИЛА СИНХРОНИЗАЦИИ
ВЫПОЛНЕНИЯ ПРОЕКТОВ
Новые правила работают против стандартных методов, но в хорошем смысле.
Выполнение проектов в шахматном порядке при
крайне ограниченных ресурсах. WIP в системе тщательно регулируются с учетом того, сколько работы
при ограниченных ресурсах может быть сделано. Аналогией могут служить габаритные фонари автомобиля, с помощью которых можно контролировать расстояния между автомобилями на сильно загруженных
шоссейных дорогах.
Когда управление проектами осуществляется подобным образом, могут быть сконцентрированы ресурсы всей цепи поставщиков без многозадачного
подхода. Работы выполняются плавно, проблемы выявляются и быстро решаются, а комплектующие синхронно поступают для сборки.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
«Временной резерв
в снабжении» защищает
самый длинный путь
от возникающих задержек
Временной резерв
проекта
Временной резерв
в снабжении
Работа при наличии
ограничений
№3 • март 2009
Окончание
Временной резерв
в снабжении
Рис. 2. Скрытые риски должны быть заменены конкретными
резервами времени либо в конце проекта, либо непосредственно перед точками объединения индивидуальных задач.
Эти резервы в последнем случае будут действовать как амортизаторы и будут защищать проект в случае, когда какая-то
отдельная задача начнет выполняться слишком поздно
Запуск новых проектов без ASAP также дает организациям время для проведения подготовительных работ перед выполнением проекта (рис. 1). В этом случае
можно сказать, что хорошо начинать, когда половина
уже сделана.
Не включайте оценки локальных задач в обязательства. Когда люди знают, что оценки не будут включаться в обязательства, то они обычно дают более жесткие
оценки. Однако эти более жесткие оценки не используются при определении установленных сроков для заказчика. Вместо этого установленные сроки корректируются с помощью «резерва времени», который будет
аккумулировать все задержки, связанные с неопределенностями. Эти резервы являются более эффективными, потому что они являются видимыми, но также и
потому, что они агрегированы; некоторые задачи будут
использовать резервы времени, а другие нет.
Вместо выполнения своей работы каждым подразделением к своей собственной локальной дате, они
свою работу выполняют только к одной дате, и что
важно – к дате поставки заказчику (рис. 2).
Контроль расходования резервного времени для
определения приоритетов выполнения задач. Ресурсы должны распределяться систематическим образом
для выполнения разных задач без одновременного выполнения множества задач или без «размазывания»
их тонким слоем. Задачам, для выполнения которых
приходится более часто расходовать резерв времени,
затем присваивается самый высокий приоритет. Инженеры и персонал одновременно выполняют только
одну задачу и следующую начинают выполнять с учетом ее приоритета, только после завершения текущей
задачи. Плановики и агенты по связям с поставщиками
также должны быть сфокусированы на выполнении
одной задачи и не должны «размазываться» тонким
слоем для выполнения множества задач одновременно.
При этом они должны руководствоваться той же самой
системой приоритетов, чтобы гарантировать полную
предварительную подготовку к выполнению задачи.
Поскольку все организации в своей работе используют одинаковую систему приоритетов, поэтому улуч29
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: МЕНЕДЖМЕНТ
Индекс
резерва времени
% выполнения
работы
–––––––
% расхода резерва
времени
Список задач
Загрузка ресурсов
Проект 1
Проект 2
Проект 3
Неделя 1
Неделя 2
Рис. 3. Наивысший приоритет должен присваиваться задачам
с наименьшими резервами времени до начала их выполнения. Если оставшиеся резервы упадут ниже определенной
пороговой величины, должен быть инициализирован процесс возмещения
шается синхронизация, работа выполняется быстрее,
чем прежде, и повышается производительность. При
расходовании резерва времени руководители также получают раньше предупредительные сигналы и,
поэтому могут отреагировать до того, как проблемы
станут более сложными (рис. 3).
В результате применения трех указанных выше
правил, компания-производитель бурового оборудования может более выгодно использовать свои мощности
для увеличения скорости выполнения программ поставок, обеспечить синхронизацию всей цепи исполнителей от разработки проекта до снабжения материалами
и поставки их на верфь. Особое внимание обращается
на измеряемый в днях сдвиг, а не на затраты труда в
человеко-часах.
Важно делать все, что происходит, при этом может потребоваться изменение ключевых положений
управленческой политики, а также ее стиля. Замена
сценария «как бороться с пожаром» на сценарий «как
управлять», позволяет организациям устранить вмешательство находящихся выше и ниже центров, связанных с выполняемыми работами, когда должно быть
обеспечено более быстрое выполнение проекта.
ИНСТИТУЦИОНАЛИЗАЦИЯ НОВЫХ ПРАВИЛ
Ввод новых правил в действие, введения их в законные рамки и их устойчивость требует внедрения
полной системы управления выполнением проекта,
которая включает следующее.
1. Требуемые рабочие показатели и измерения для
достижения целей бизнеса. Требуемые рабочие показатели включают целевые показатели уменьшения
продолжительности цикла и улучшения характеристик
в процессе выполнения работ к установленному сроку
плюс измерения, которые способствуют их выполнению в соответствии с согласованными приоритетами
и ранними предупреждениями.
2. Принципы управленческой политики и методы способствуют усилению новых правил, а также
позволяют преобразовывать эти правила в решения
и действия, легко понятные всем.
3. Планирование, ориентированное на выполнение проекта, с достаточно подробно разработанными
планами работ, обеспечивающими хорошие приоритеты для их выполнения, но не такими детализированными, которые могут привести к проблемам при
управлении.
30
4. Вспомогательные программные средства помогают руководителям назначать приоритеты и оценивать выполнение новых проектов, помещать резервы
времени в правильное место и синхронизировать день
за днем приоритеты и активизировать предупреждения руководителям о потенциальных проблемах.
КАКИЕ ЖЕ ПОЛУЧАЮТСЯ РЕЗУЛЬТАТЫ?
Компании-производители буровых установок сообщают, что правильное управление выполнением проекта обеспечивает возможность получения большего
дохода. Например, одна организация завершила проектирование буровой установки первого класса, потратив на это на 35 % меньше времени: вместо запланированных ранее 15 мес на проектно-конструкторские
работы потратили только 9 мес. Было сэкономлено
6 мес для выполнения дополнительных работ.
При проектировании платформы на проектноконструкторские работы корпуса было потрачено на
44 % меньше времени – 5 мес из запланированных
ранее 9 мес. Почему это стало возможно? Строительство корпуса больше не задерживали проектноконструкторские работы других компонентов. Графики запланированных работ разрабатывались с учетом
мощности верфи и резервы времени, а не путем назначения субъективных установленных сроков. Возможно, точно также важно и то, что такой процесс позволять исключить конфликты между проводимыми
параллельно запланированными работами. За счет
этого в каждом месте производства работ могут быть
приняты хорошие решения относительно ресурсов, с
учетом своих мощностей и полной синхронизации.
Не только инженеры и компании-производители,
работающие в нефтяной отрасли, получают пользу
от этого нового подхода. Организации, работающие
в таких секторах экономики, как разработка высокотехнологичных продуктов, строительство, обслуживание и ремонт самолетов и даже проектирование и
строительство спутников, сообщают о заметном увеличение скорости разработки проектов и повышении
производительности. Фактически Центр логистики
ВВС США им. У. Робинса выиграл престижный приз
Ф. Эдельмана в 2006 г. за экономию средств, выделенных на замену самолетов, равную 2,73 млрд долл., за
счет ускорения обслуживания и ремонта самолета
C-17 с использованием этого нового подхода.
Результаты, подобные этим, показывают, как важен
этот подход для компаний-производителей буровых
установок и платформ, потому что он делает управление выполнением проекта частью их решения, определяющего базовые показатели компании.
Перевел В. Клепинин
Sanjieev Gupta (С. Гапта), исполнительный директор
компании Realization Technologies, являющуюся разработчиком и ведущим поставщиком систем управления выполнением проектов, поставленных в более, чем
200 компаний. М-р Гапта до компании Realization
Technologies работал исполнительным директором в
компании Thry-Put Technologies, разработчика систем
управления компаниями-поставщиками оборудования.
М-р Гапта получил степень магистра по обществоведению и политике в университете Карнеги-Меллона, степень магистра по
механике в Техническом университете, Виргиния, и диплом инженерамеханика в Технологическом институте, Дели, Индия.
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ
предотвращение поглощения
благодаря Непрерывному укреплению
ствола скважины
E. van Oort, Shell E&P Co, J. Friedheim, J. Lee, M. Sanders, T. Pierce, M-I Swaco
Практичный метод, альтернативный методам увеличения напряжения в приствольной зоне, предотвращает интенсивные поглощения бурового раствора
Новый подход к укреплению ствола скважины, аль- попытках изменить недостаточно широкие пределы
тернативный широко разрекламированному методу бурения нередко бесполезно тратятся миллионы долувеличения напряжения в приствольной зоне (wellbore ларов либо на контроль над скважиной или проблемы
stress augmentation – WSA), позволил значительно со- с обвалом стенок ствола скважины с одной стороны,
кратить непроизводительные затраты времени, связан- либо на ликвидацию поглощений бурового раствора
ные с потерей циркуляции в нескольких глубоководных с другой стороны. Поэтому неудивительно, что разраскважинах Мексиканского залива. Используя модель ботке методов укрепления ствола скважины уделяется
сопротивления развитию трещины (fracture propagation большое внимание.
Методы искусственного увеличения концентрации
resistance – FPR), которая рассчитывает значение WSA,
и опираясь на принципы, установленные в исследова- естественно возникающих напряжений вокруг бурящении DEA 13, в буровой раствор непрерывно вводили гося ствола скважины с целью увеличения эффективноматериал для борьбы с поглощениями (lost prevention го градиента давления разрыва пласта хорошо описаны
material – LPM). Метод FPR, не требующий проведения в научно-технической литературе [1, 2]. Они основаны
отдельных операций по задавливанию закупоривающих на сознательном создании в приствольной зоне трещин
материалов или операций «старт/стоп», замедляющих (их размеры различны в разных методах) и заполнении
ход буровых работ, позволил на 80 % уменьшить погло- их твердой фазой, которая удерживает трещины от смыщение бурового раствора во время бурения скважин, кания. В результате создается эффект приложения дополнительного сжимающего напряспуска и цементирования обсадных
Развитие трещины в буровом растворе на водной
жения в приствольной зоне, которое
колонн. Кроме того, применение
основе: конец трещины полностью экранирован от
добавляется к касательному (окружспециально разработанной системы
давления твердой фильтрационной коркой
ному) напряжению. Однако практиLPM обеспечило извлечение до 86 %
ческая реализация методов WSA на
материала, не израсходованного в
месторождении является непростой
стволе скважин.
задачей. Специализированные опеВ результате применения метода
рации по задавливанию LPM, специFPR в нескольких скважинах была
ально подобранного по прочности
предотвращена проблема потери
на сжатие и нагнетаемого в составе
циркуляции, являющаяся одной из
специально составленных порций
трех основных причин непроизвоВнешняя фильтрационная корка
наполнителя, могут замедлять ход будительных затрат времени. Более
Развитие трещины в буровом растворе на углеровых работ и существенно увеличитого, предполагается, что по мере
водородной/синтетической основе: давление
сосредоточено по существу в конце трещины
вать время и стоимость бурения сквараспространения метода FPR такое
жины. Кроме того, методы WSA, как
явление, как непроизводительные
правило, «обращены к прошлому», а
затраты времени в связи с потерей
не к будущему, укрепляя уже пробуциркуляции, исчезнет.
ренные зоны, но не обеспечивая заПроблемы, связанные с потерей
щиту от потенциально проблемных
циркуляции, наиболее ярко проявзон, которые предстоит пройти после
ляются в глубоководных и других
Внутренняя
фильтрационная
применения порции наполнителя.
сложных скважинах. В них наличие
корка
или отсутствие поглощений бурового
Рис. 1. Схема, иллюстрирующая принраствора часто зависит от фактиче- ципиальное отличие в механизме экра- Новый подход к проблеме
ских допускаемых пределов бурения, нирования конца трещины от давления. потери циркуляции
Новый подход основан на испольопределяемых как разность между В буровом растворе на водной основе
градиентом давления разрыва пла- экранирование конца трещины филь- зовании модели, предложенной ракоркой приводит к увеличе- нее вышеупомянутых методов WSA.
ста и градиентом порового давления трационной
нию величины FPR, тогда как в буровом
(или плотности бурового раствора, растворе на углеводородной основе от- В Проекте 13 Ассоциации технологии
необходимой для предотвращения сутствие экранирования приводит к сни- бурения (DEA 13) исследовались различия в механизме возникновения
обваливания стенок скважины). При жению величины FPR
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
31
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ
Устьевое или забойное давление
Устьевое или забойное давление
и развития трещин в буровых растЧтобы в полной мере использовать
ворах на углеводородной и водной
преимущества метода FPR, сначала
a)
1
основе [3]. Было установлено, если
подобрали наиболее эффективный
давление возникновения трещин не
состав LPM, который бы работал в
2
зависит от типа и состава бурового
синтетическом буровом растворе.
раствора, то в механизме развития
Этот раствор компания Shell исполь4
трещин выявлялись существенные
зует при бурении наиболее сложных
различия для растворов на разной
глубоководных скважин, а затем раз3
основе. Они объяснялись различием
работали оригинальный метод регув механизме экранирования конца
лирования содержания твердой фазы,
Закачанный объем или время
трещины (рис. 1). Показано, что экскоторый бы обеспечил непрерывное
при постоянном темпе закачки
периментально установленное разприменение LPM и его извлечение.
личие в величине сопротивления
После того как обе задачи были выb)
развитию трещины (FPR) может выполнены, метод FPR опробовали в реразиться в существенном различии
альных глубоководных присолевых и
5
эффективного градиента давления
нагнетательных скважинах.
разрыва пласта, и, следовательно, свя7
занных с ним допускаемых пределов
Установка для проведения
6
бурения на месторождении. Принцииспытаний
пиальное различие методов WSA и
Любая теория, объясняющая
FPR в отношении укрепления ствола
конкретную проблему, в конечном
Закачанный объем или время
скважины наглядно иллюстрирует
итоге оценивается по ее практичепри постоянном темпе закачки
рис. 2, на котором приведены идеаскому применению. Однако прежде
Рис. 2. Две принципиально отличные
лизированные кривые теста на утеччем заняться практикой, полезно и
теории, объясняющие снижение утечек
ку до и после применения данных
желательно получить дополнительв трещину: а) метод WSA, который должен, по-видимому, увеличивать давметодов. Поскольку метод WSA наные данные лабораторных испыление возникновения трещины (FIP) и
правлен на изменение напряженного
таний. По вопросу закупоривания
b) метод FPR, в котором величина FIP
состояния в приствольной зоне, его
трещин и увеличения FPR было проостается неизменной, однако расшивоздействие, несомненно, изменяет
ведено несколько исследований, в
ряется диапазон стабильного развития
трещины:
давление возникновения трещины,
том числе одно в 2000 г. [4], и затем
1 – конечное значение FIP после примекоторое зависит от касательного нав 2004–2006 гг. [5]. По результатам
нения WSA; 2 – начальное значение FIP
пряжения в этой зоне. Что же касаетпоследнего исследования была издо применения WSA; 3 – пределы бурения
ся метода FPR, никакого изменения
готовлена испытательная установка,
до применения WSA; 4 – пределы бурения
давления возникновения трещины не
которая могла имитировать трещины
после применения WSA; 5 – значение FIP
до и после применения FPR; 6– пределы
ожидается, так как метод направлен
различной ширины в непроницаемой
бурения до применения FPR; 7 – пределы
на расширение диапазона стабильпороде; ее использовали в качестве
бурения после применения FPR
ного развития трещины. Следует отосновной установки для изучения
метить, что опубликованные данные
влияния различных добавок к буро[1] свидетельствуют в пользу метовому
раствору на закупоривание и
Подвод или регулирование
да FPR, в котором экранирование
блокирование развития трещин.
порового давления
конца трещины является основным
В испытательной установке исЦилиндр
механизмом, и никаких изменений
пользуются два рифленых алюмиПодвод
давления возникновения трещины не
ниевых диска диаметром 6,35 см,
давления
наблюдается.
которые имитируют поверхности
бурового
Всестороннее
раствора
Применение модели FPR открытрещины. Один диск закреплен, в
давление
(100–500
вает ряд возможностей, которыми
то
время как другой может свободно
2
фунт/дюйм )
не обладает метод WSA:
перемещаться, но только под действи• материалы уже не нужно отбием всестороннего давления (рис. 3).
Испытуемая
рать по прочности на сжатие,
Задействованы три прецизионных
«трещина»
что позволяет применять более
шприцевых насоса (используемые
широкую группу потенциально
совместно с двумя баллонами сбора/
пригодных составов для борьбы Рис. 3. Схема испытательной установки, хранения) для регулирования давлеприменяемой при отборе наиболее эфс поглощениями;
ния бурового раствора и давления в
фективного LPM для метода FPR
• не требуется использовать спеконце трещины с одновременным
циально составленные порции
поддержанием постоянного давления
наполнителя и поэтому может применяться в закрытия трещины. Учитывая, что насосы могут точно
обычном буровом растворе;
отмерять объемы как подаваемой, так и принимаемой
• не требуется проведения отдельных операций по жидкости, они также используются для контроля объема
задавливанию и может применяться непрерывно жидкости, поступающей из конца трещины.
в процессе бурения, обеспечивая тем самым неОсновные элементы испытательной установки попрерывную сохранность ствола скважины в про- зволяют не только определять эффективность закупоходимом интервале.
ривания путем отслеживания максимального давления
32
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Давление бурового раствора
Давление при закрытии
Утечка в конце
Время, мин
Давление бурового раствора, фунт/дюйм2
Давление бурового раствора, фунт/дюйм2
: ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ
Максимальное давление
500 фунт/дюйм2
Давл. бур. раствора (при ширине трещины
Давл. при закрытии
400 мкм)
Утечка в конце
Пологая кривая,
нулевая утечка
Время, мин
Рис. 4. Пример проведенных испытаний. а) при подаче синтетического бурового раствора без добавления LPM не происходит снижение утечки жидкости через конец трещины и рост давления бурового раствора, свидетельствующие о закупоривании трещины.
б) при подаче того же раствора с добавлением смеси графита и целлюлозы в количестве 15,5 фунт/брл давление при закупоривания трещины возрастает до 500 фунт/дюйм2 и прекращается утечка через конец трещины
бурового раствора до момента разуплотнения трещины, но и значение суммарной утечки жидкости через
кончик трещины, что служит прямым показателем
развития потенциальной трещины (рис. 4). Исследования на установке проводились путем подачи насосом
жидкости вместе с LPM в открытый конец трещины и
далее в приемную камеру.
Таким образом, отслеживая давление бурового раствора, которое меняется в зависимости от качества закупоривания трещины, можно определить влияние
жидкости и (или) закупоривающего материала на трещину заданной ширины. Тем самым обеспечивается
довольно простой способ отбора материалов, способных закупоривать и удерживать от смыкания трещины, а также оценки основных характеристик LPM, необходимых не только для закупоривания трещин, но и
снижения утечки жидкости через их конец [6].
Выбор LPM и система извлечения LPM
С помощью вышеописанной установки были проведены многочисленные испытания с разнообразными
материалами при ширине трещины от 300 до 1000 мкм.
Испытания проводились с целью оценки относительной проницаемости и основных характеристик различных видов LPM, к которым, среди прочих параметров,
относятся структура поверхности, форма, упругость и
фракционный состав материалов. К основным характеристикам, которые признаны в работе [7] наиболее
важными с точки зрения совокупных качеств LPM,
относятся:
• размер;
• фракционный состав;
• концентрация;
• форма частиц (шаровидность/коэффициент формы).
Другие, менее важные параметры, такие как структура поверхности, прочность на сжатие, объемная
плотность, упругость и т.д.
Наилучшими материалами, показавшими в лабораторных условиях стабильно высокие закупоривающие
свойства и максимально снижающие или сводящие
к нулю утечку в конце трещины, оказались синтетический графит с определенным размером частиц и
фирменная олеофильная (гидрофобная) целлюлозная
добавка. Карбонат кальция оказался эффективен в качестве заполнителя для улучшения укладываемости
частиц. Испытания также показали, что смеси этих
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
материалов усиливают положительные качества каждого компонента и сглаживают недостатки отдельных
компонентов.
Хотя применение рекомендуемых материалов и
смесей в промысловых условиях оказалось эффективным, быстро выяснилось, что необходимо также
поддерживать требуемое содержание добавок в LPM
[8]. Чтобы осуществлять это на буровой, необходимо
разработать специальную схему оборудования для регулирования содержания твердой фазы; поддерживать
достаточное количество LPM и повышать значение
FPR и при этом одновременно обеспечивать твердую
фазу достаточно малой плотности (это необходимо для
хороших свойств бурового раствора). Такая ситуация
потребовала разработки дополнительных технологий
для извлечения и повторного использования LPM [9].
Была разработана система извлечения частиц требуемого размера (managed particle size recovery system
– MPSRS), которая состоит из нескольких устройств,
скомпонованных для отделения бурового шлама и
твердой фазы малой плотности с одновременным извлечением LPM нужного размера, предпочтительного
для увеличения значения FPR (рис. 5). Транспортная система собирает сбрасываемый из вибросит шлам с помощью 9-дюймового шнекового конвейера и доставляет
его в осушитель. Он отделяет крупные частицы шлама
от бурового раствора, который самотеком поступает на
Процесс извлечения частиц требуемого размера
1
Выкидная линия скважины
2
Выходящий
поток
Выходящий
поток
В действующую
циркуляционную
систему
4
Возврат
Выходящий
поток
3
Сброс
(шлам)
5
Сброс (твердая фаза
малой плотности)
Рис. 5. Система извлечения частиц требуемого размера, применяемая на буровой для улавливания и повторного использования LPM:
1 – вибросито (ВЕМ 650); 2 – шнековый конвейер; 3 – осушитель шлама (WSM 03); 4 – MPSRS; 5 – центрифуга (тип 518)
33
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ
Применение в промысловых условиях
Рассмотренные технологии были опробованы на
месторождении, в эксплуатационных скважинах которого происходили значительные поглощения бурового
раствора после проходки сильно истощенных песчаных интервалов. В двух разных группах глубоководных скважин (глубина моря более 3000 фут), расположенных на участке Марс-Урса площади Миссисипи
Кэньон в центральной части Мексиканского залива,
выше намеченного пласта-объекта встречались многочисленные истощенные зоны.
В первой присолевой/подсолевой скважине (Offset A,
рис. 6) в связи с бурением сильно истощенного разработкой пласта постоянно возникали проблемы, в том числе
не только очень узкие допускаемые пределы бурения
Применение
системы
Применение
системы
До применения,
скв. А
Применение
До применения,
скв. Б
Поглощение, брл/MRI
Поглощение, брл/фут
Поглощение, брл/фут
Поглощение, брл/MRI
Применение
Рис. 6. Снижение объема поглощения бурового раствора после применения системы MPSRS, что позволило поднять концентрацию LPM до рекомендуемых значений
34
(менее 0,5 фунт/галл), но и интенсивные поглощения
бурового раствора. Другую скважину (Offset B, рис. 6)
пришлось бурить в интенсивно разрабатываемом пласте, в котором происходили значительные поглощения
бурового раствора более 300 брл/ч, обусловленные, как
полагают, искусственно образованными трещинами,
которые в дальнейшем развились в результате первоначальных поглощений. Попытки исправить ситуацию
привели к новым поглощениям бурового раствора.
Несмотря на то, что в скважины обычным способом
задавливали LPM (10–12 фунт/брл), в конечном счете
из-за этих поглощений в обеих скважинах пришлось
забуривать новые стволы.
Исследования, выполненные на испытательной установке при обоснованной ширине трещины, выбранной
исходя из геомеханических оценок, позволили подобрать оптимальную смесь из графита с определенным
размером частиц, фирменной олеофильной целлюлозной добавки и небольшого количества карбоната кальция в качестве заполнителя. Результаты исследования
показаны на рис. 4b. Наряду с эффективным закупориванием, о чем можно судить по увеличению давления
бурового раствора, кривая объема утечки жидкости
в конце трещины наглядно показывает возможность
остановки роста трещины. В данном случае речь идет
о суммарном объеме утечки. Таким образом, чем более
пологая кривая, тем меньше утечка жидкости в конце
трещины и качественнее ее закупорка.
Чтобы добиться нужной концентрации LPM, в последующих скважинах использовали систему MPSRS.
Эти скважины, сначала приблизившись, а затем достигнув рекомендуемых значений LPM благодаря применению MPSRS, показали резкое снижение поглощений бурового раствора и затрат, связанных с потерей
циркуляции (рис. 6). Снижение объема поглощений
бурового раствора по мере внедрения на месторождении данной конкретной смеси LPM совместно с системой MPSRS наглядно иллюстрирует рис. 7.
Конечно, случаи применения повышенных концентраций LPM во время бурения не отличаются новизной
– все компании-операторы и компании-поставщики
реагентов для приготовления буровых растворов время
от времени экспериментируют в этой области. Однако
Поглощение, брл/фут
вибросито для извлечения частиц требуемого размера
и дальнейшего отделения LPM из бурового раствора.
Извлеченный LPM возвращается в действующую систему, а буровой раствор может подвергаться дальнейшей
обработке на центрифуге для отделения твердой фазы
малой плотности. Данный процесс обеспечивает непрерывную обработку бурового раствора с извлечением
нужного LPM при эффективном отделении нежелательного бурового шлама с целью недопущения негативного
влияния на реологические свойства и эквивалентную
плотность циркуляции.
После анализа расчетно-экономических данных
стало ясно, что эксплуатация MPSRS будет рентабельной. Данные испытаний показали, что:
• система может извлекать до 92 % LPM, поступающего из осушителя;
• не допускается попадание вредных мелких частиц
в систему циркуляции бурового раствора;
• извлечение ценного материала с лихвой окупает
затраты на эксплуатацию системы.
При внедрении MPSRS в промысловую практику
достигались концентрации LPM в диапазоне 10–
20 фунт/брл против допускаемой ранее максимальной
концентрации 10 фунт/брл при использовании традиционных технологий (например, сеток с крупными
отверстиями в виброситах и повышение степени разбавления бурового раствора).
Применение системы
До при- До применения, менения,
скв. Б
скв. А
Применение
Рис. 7. Динамика снижения объема поглощения бурового раствора после выполнения рекомендаций по применению конкретной смеси LPM совместно с системой MPSRS
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Твердая фаза малой плотности, %
: ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ
Применение
системы
Применение
системы
СПИСОК литературы
До применения,
скв. А
Применение
До применения,
скв. Б
Применение
Рис. 8. Применение системы MPSRS позволяет снизить содержание твердой фазы малой плотности и при этом увеличить
концентрацию LPM в буровом растворе
во всех случаях неизбежно возникают две проблемы: 1)
если вибросита не меняются, приходится непрерывно
восполнять LPM, из-за чего существенно возрастают
затраты на буровой раствор; 2) если вибросита не используются и в результате прекращается надежное регулирование свойств бурового раствора, в нем остается
большое количество твердой фазы малой плотности и
приходится увеличивать степень разбавления из-за необходимости поддерживать вязкость и гелеобразующие
свойства бурового раствора. Система MPSRS не только
исключает возможность возникновения таких неблагоприятных ситуаций, но, к тому же, служит весьма простым и оригинальным решением задачи регулирования
содержания твердой фазы – она позволяет сохранять
высокие концентрации LPM и не ухудшает надежное
регулирование содержания твердой фазы и комплексное
регулирование свойств бурового раствора (рис. 8).
Выводы
Метод FPR, основанный на принципах DEA 13, позволяет добиться укрепления ствола в любых скважинах, которые могут выиграть от расширения допускаемых пределов бурения. Метод FPR, в котором
используется другой, нежели в методе WSA, подход к
виду и прочности закупоривающего материала, обеспечивает удобную непрерывную подачу LPM в буровой раствор. Не требуется проведения отдельных
операций по задавливанию материала или смежных
операций «старт/-стоп», замедляющих ход буровых
работ.
Промысловая практика подтвердила, что точно
подобранная по результатам лабораторных исследований смесь LPM (графит/волокно) с широким фракционным составом, как правило, работает в условиях
Мексиканского залива. Чтобы обеспечить непрерывное применение LPM, была разработана, испытана и
внедрена система MPSRS, которая извлекает до 86 %
материала (кроме израсходованного в стволе скважины). Метод был опробован в ряде глубоководных скважинах Мексиканского залива, при этом поглощения
бурового раствора при бурении, спуске и цементировании обсадных колонн уменьшились на 80 %.
В настоящее время метод FPR планируют использовать в малозатратных наземных скважинах при бурении сильно истощенных пластов. Предварительный
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
анализ показал, что даже на суше метод FPR сможет
обеспечить такие результаты по предотвращению поглощений бурового раствора и извлечению LPM, что
с лихвой оправдает затраты.
Перевел С. Сорокин
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
1. Aston, M. S., Alberty, M. W., McLean, M. R., de Jong, H. J. and K. Armagost,
«Drilling fluids for wellbore strengthening», SPE 87130 presented at the SPE/
IADC Drilling Conference, Dallas, March 2–4, 2004; Alberty, M. W. and M.
R. McLean, «A physical model for stress cages», SPE 90493 presented at the
SPE Annual Technical Conference, Houston, September 26–29, 2004.
2. Dupriest, F. E., «Fracture Closure Stress (FCS) and lost returns practices»,
SPE 92192 presented at the SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam,
February 23–25, 2005.
3. Morita, N. et al., «Theory of lost circulation pressure», SPE 20409 presented
at the 65th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans,
La., Sept. 23–26, 1990; Onyia, E. C.: «Experimental data analysis of lostcirculation problems during drilling with oil-based mud», SPEDC, March
1994, pp. 25–31.
4. GPRI Project #33: Minimizing Lost Circulation Problems in Synthetic Muds.
5. Fracture Studies Joint Industry Project (JIP), M-I Swaco, 2004–2006.
6. Sanders, M., Young, S. and J. Friedheim, «Development and testing of novel
additives for improved wellbore stability and reduced losses», AADE-08-DFHO-19 presented at the AADE Fluids Conference and Exhibition, Houston,
April 8–9, 2008.
7. Friedheim, J., Sanders, M. and N. Roberts, «Unique drilling fluid additives
for improved wellbore stability and reduced losses», presented at the SEFLU
Conference, Margarita Island, Venezuela, May 19–23, 2008.
8. Tehrani, A., Friedheim, J., Cameron, J. and W. Reid, «Designing fluids for
wellbore strengthening – Is it an art»? AADE-07-NTCE-75 presented at the
AADE National Technical Conference, Houston, April 10–12, 2007.
9. van Oort, E., Browning, T., Butler, F., Lee, J. and J. Friedheim, «Enhanced
lost circulation control through continuous graphite recovery», AADE-07NTCE-24 presented at the AADE National Technical Conference, Houston,
April 10–12, 2007.
Eric van Oort (Э. ван Оорт), менеджер отдела планирования скважин и совершенствования бизнеса в
Shell E&P Americas в Хьюстоне. В 1990 г. получил степень доктора по химической физике, с 1991 г. работал в Shell Research в Гааге, где занимался вопросами
устойчивости глинистых сланцев и расчетом буровых
растворов. В 1996 г. переехал в США и работал руководителем группы по проблемам устойчивости ствола
скважин, исследованиями и разработками буровых
растворов. Начиная с 2000 г., руководит обеспечением
операций в Shell E&P Americas в части, касающейся буровых растворов/
цементирования и деятельности производственных центров, работающих в реальном времени (RTOC).
Jim Friedheim (Дж. Фридхайм), корпоративный директор отдела исследований и разработок буровых растворов в M-I Swaco в Хьюстоне. Имеет степень доктора по органической химии в Техасском университете в г. Остин.
Начал работать в IMCO Services инженером по буровым растворам в Мексиканском заливе и Южном Техасе. В 1987 г. перевелся в группу разработки буровых растворов компании M-I Drilling Fluids, а в 1991 г. переехал
в Абердин в Международный технический центр компании. Затем работал
в отделе маркетинга, прежде чем вернуться в отдел Fluids R&D.
John Lee (Дж. Ли), руководитель группы применения буровых растворов
в отделе исследований и разработок M-I Swaco. Получил степень доктора
по геологии и с 1984 г. работал в IMCO Services (в настоящее время M-I
Swaco). Работал в отделах: промысловом, исследований и разработок,
аналитическом. Специализируется в минералогии глин и стабилизации
глинистых сланцев. Разработал различные системы буровых растворов
на водной основе и инвертных буровых растворов для усиления ингибирования глинистых сланцев и укрепления ствола скважин.
Mark Sangers (М. Сандерс), руководитель группы R&D Customer Focus
Group компании M-I Swaco в Хьюстоне. Получил степень бакалавра по химии в Открытом университете в Милтон Кинес (Великобритания). Имеет
21-летний опыт работы в отрасли, начав с должности научного сотрудника
в Schlumberger Cambridge Research, затем четыре года работал в Париже в
Sedco Forex. В начале 90-х гг. перевелся в Абердин в Dowell Schlumberger,
занимал ряд должностей в руководстве лабораториями и технических
службах. В компании M-I Swaco с конца 90-х гг., занимал должности в Aberdeen Technical Services до того как перевестись в 2006 г. в Хьюстон.
Toby Pierce (Т. Пирс), работает в отрасли с 2001 г. Получил степень бакалавра по химии в Университете Стивен Ф. Остин. Работал инженером по
буровым растворам, инженером проекта, а в настоящее время занимает
должность менеджера в M-I Swaco.
35
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ
Новый метод предотвращения
поглощения бурового раствора
F. E. Dupriest, M. V. Smith, S. C. Zeilinger, ExxonMobil Development Company; N. I. Shoykhet, ExxonMobil
Upstream Research Company
Концепция DFS основана на непрерывном восстановлении целостности скважины без прекращения буровых работ
В статье рассматривается система бурового раствора, разработанная для непрерывного восстановления
целостности скважины с целью предотвращения поглощений в процессе бурения. Основными характеристиками бурового раствора, благодаря которым это
становится возможным, являются высокое содержание твердой фазы и очень высокие скорости фильтратоотдачи, судя по результатам определения водоотдачи по методу API. В статье эта система именуется
буровым раствором с функцией создания напряжения
закрытия трещин (drill and stress fluid – DSF).
В промысловой практике DSF на водной основе оказался весьма эффективным для широкого диапазона
условий. В истощенных пластах с проницаемостью
от 1 до 1000 мД и продуктивных интервалах толщиной 15–250 м поддерживалось давление циркуляции,
превышающее пластовое давление на эквивалентную плотность 1,0–3,0 фунт/галл и не приводящее
к регистрируемому поглощению бурового раствора.
Описывается механизм, благодаря которому DSF, как
считается, останавливает рост трещин ухода бурового
раствора и создает напряжение в приствольной зоне.
Приводятся универсальные критерии расчета DSF и
рассматривается предполагаемая связь между расчетными параметрами и характеристиками раствора.
Представлены результаты применения DSF в восьми скважинах, в том числе диаграммы для выявления
обусловленных бурением трещин, возникших в процессе создания напряжения. Также рассмотрены
приемы и методы, которые способствуют безопасному применению данного бурового раствора с очень
высокой водоотдачей при превышении давления на
2000 фунт/дюйм2.
Введение
В середине 90-х годов компания-оператор разработала целый ряд технологий и методов ликвидации
поглощений бурового раствора, которые получили
название «Методы создания напряжения закрытия
трещин» (fracture closure stress – FCS) [1]. В настоящее
время эти методы по единой методике применяют филиалы компании по всему миру, и их эффективность в
высокопроницаемых пластах весьма высока [1]. Вместе с тем, методы FCS представляют собой дискретные
(периодически проводимые) обработки. Для размещения отдельных порций наполнителя в зоне поглощения необходимо приостанавливать буровые работы,
поэтому непроизводительные затраты времени при
строительстве скважины постоянно растут.
36
Концепция DSF во многом основана на основных
принципах, отработанных при разработке методов FCS.
Однако в методе DSF целостность скважины и рост напряжения в приствольной зоне создаются непрерывно
благодаря своеобразным характеристикам бурового
раствора, потому время бурения скважины не возрастает. Экономия затрат при строительстве скважины за
счет непрерывной обработки весьма значительная.
Затраты могут быть еще больше, если необходимо
спустить обсадную колонну в интервал, расположенный непосредственно над пластом с низким давлением
с целью предотвращения перетоков флюидов или обрушения стенок ствола скважины после поглощения.
Когда происходит поглощение, забойное давление
сразу же снижается и становится равным напряжению закрытия возникшей трещины ухода бурового
раствора и которое приблизительно равно давлению в
удаленной части месторождения. По существу трещина ведет себя как разгрузочный клапан, и увеличение
забойного давления путем непрерывного заполнения
кольцевого пространства буровым раствором, какой
бы плотности он ни был, становится невозможным.
Если FCS в истощенном пласте меньше порового давления в вышележащих пластах, происходит переток
флюидов в зону поглощения. Если FCS меньше давления, необходимого для стабилизации вскрытых глинистых интервалов, произойдет обрушение стенок ствола скважины и прихват бурильной колонны.
Непрерывная обработка также необходима при
проходке протяженных интервалов пластов с низким
давлением, когда эквивалентную плотность бурового
раствора нельзя уменьшать ниже FCS, поглощения
происходят всякий раз при углублении ствола скважины. Проводимые компанией-оператором дискретные обработки оказались эффективным средством для
ликвидации поглощений, но они вновь возникают при
возобновлении бурения и вскрытии нового интервала
с низким давлением. Такая ситуация обычно возникает
при бурении под большим углом скважин со значительным отклонением ствола от вертикали, в связи с тем, что
измеренная глубина скважины велика при пересечении
даже относительно маломощных песчаников.
Пластовое давление и напряжение
закрытия трещины
Буровой раствор DSF разработан для решения проблемы поглощений в результате развития трещин, на
которые приходится более 90 % всех затрат компании,
связанных с поглощениями.
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ
Необходимая ширина трещины, мкм
2100
2000
1900
1800
1,200 мкм
Модуль упругости =
2,395 млн фунт/дюйм2
Рис. 1. Результаты моделирования по методу конечных элементов, показывающие зависимость между длиной удерживаемой от смыкания трещины и ее шириной на стенке ствола
скважины, которая необходима для достижения требуемого
увеличения напряжения
Трещина возникает тогда, когда давление в скважине превышает прочность породы на растяжение. Для
преодоления прочности породы на растяжение может
потребоваться небольшое по величине дополнительное
давление, но осадочные породы обычно и так имеют
очень небольшую прочность на растяжение. В большинстве залежей пластовое давление равно прочности
ствола скважины на смыкание. В середине 90-х годов
методы FCS были разработаны исходя из принципа,
что целостность ствола скважины возрастает за счет
расширения трещины ухода бурового раствора.
Этот вывод первоначально был сделан из простых
линейных уравнений упругости, используемых для
определения геометрии трещины при расчете операций
по интенсификации притока. Чем больше ширина, тем
больше напряжение сжатия и результирующее напряжение закрытия между поверхностями трещины. Показано также, что значительная часть этого напряжения
передается по поверхности призабойной зоны, так что
давление раскрытия возрастает во всех направлениях.
Полагают, что благодаря именно этому процессу, а не
простому «закупориванию» эффективно проходят обработки интервалов материалом для борьбы с поглощениями (lost circulation material – LCM).
Чтобы обработка LCM была эффективной, состав наполнителя и способ его размещения должны
обеспечивать достижение двух целей: первая – для
предотвращения роста трещины ее край должен быть
изолирован от давления в скважине, что предотвратит
рост давления, необходимого для расширения трещины; вторая – должна быть достигнута такая ширина
трещины, которая приведет к возникновению напряжения закрытия, необходимого для возобновления
бурения. В процессе обработки трещина в конечном
итоге заполняется баритом и твердой фазой LCM. За
13 лет проведения обработок FCS компания не зафиксировала ни одного случая, когда после достижения и
подтверждения напряжения закрытия рост трещины
возобновился. Самой сложной задачей этой операции
является изоляция конца трещины от давления, которое необходимо создать для ее расширения. Такие
различные материалы, как LCM, сшитые полимеры и
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
Очень узкая зона ухода
фильтрата
Скважина
Фильтратоотдача через
поверхности трещины
Длина удерживаемой от смыкания трещины, фут
Т
Неподвижная
масса
Требуемое увеличение, psi
2,200 мкм
Фильтратоотдача через
кончик трещины
Рис. 2. Концепция DSF подразумевает, что жидкость-носитель
уходит как через поверхности трещины, так и через ее конец.
Компоненты DSF подбираются таким образом, чтобы усилить
свободное течение фильтрата через твердую фазу
цементы, обеспечивают изоляцию давления разными
способами и с различной эффективностью.
Изоляция конца трещины,
неподвижная масса и длина трещины
Дискретные обработки FCS обеспечивают изоляцию конца трещины тогда, когда порция наполнителя
теряет достаточное количество фильтрата, при котором
остающаяся в трещине твердая фаза становится неподвижной. Поскольку твердая фаза становится неподвижной, она не может передавать давление для развития
трещины на ее конце. Высокая эффективность обработок FCS обусловлена определенными изменениями в
составе наполнителя и способе его размещения с целью
увеличения скорости, с которой жидкость-носитель теряет воду и формируется неподвижная масса.
При непрерывной обработке добиться формирования неподвижной массы значительно сложнее.
Основное отличие заключается в том, что при дискретной обработке длину трещины можно ограничить при
правильном выборе технологии проведения операции.
Ограничивать длину трещины необходимо ввиду того,
что величина напряжения, достигаемая при заданной
ширине трещины, в значительной степени зависит от ее
длины. На рис. 1 приведена зависимость между длиной
и шириной трещины и ростом напряжения, рассчитанными с помощью линейной модели по методу конечных
элементов. Специалисты нефтегазовой отрасли подробно рассматривали и моделировали эту зависимость [2].
Они сошлись во мнении, что если рост трещины быстро
не остановить для ограничения ее длины, то непрерывная обработка либо не достигнет свой цели, либо приведет лишь к незначительному увеличению давления
раскрытия трещины на стенке ствола скважины.
Это означает, что при непрерывной обработке для
формирования неподвижной массы водоотдача DSF
должна происходить очень быстро. Возникает также
логический вопрос, будет ли эффективен DSF в пластах с низкой проницаемостью, при небольшом значении депрессии в скважине (перепаде давления) или
в случае применения DSF на неводной основе. Примеры, приведенные ниже в статье, показывают, что
DSF на водной основе оказался эффективен в пластах
с проницаемостью менее 0,1 мД.
Был сделан вывод, что в пластах с очень низкой
проницаемостью большая часть жидкости-носителя
может уходить в конец трещины, а не в матрицу породы через проницаемую поверхность трещины. На рис.
2 показана схема предполагаемого процесса. Когда
37
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ
38
2,500
Увеличение напряжения, фунт/дюйм2
твердые частицы поступают в трещину, подвижность
жидкости-носителя больше подвижности частиц, что,
обусловлено, трением частиц о поверхность трещины
и эффективным напряжением сдвига между частицами. Если подвижность жидкости-носителя очень
велика по сравнению с подвижностью частиц, то
последние могут начать скапливаться по мере ухода
жидкости в конец трещины. Рано или поздно частицы становятся неподвижными, хотя фильтрат продолжает проходить через них в направлении конца
трещины.
Необычной особенностью DSF является то, что рост
трещины в ее конце только за счет фильтрата не приводит к значительному снижению напряжения закрытия
трещины на стенке ствола скважины. Рост давления
фильтрата приводит к раскрытию и росту трещины на
конце, но лишь более или менее небольшой ширины,
достаточной для прохождения фильтрата. Необходимо
различать длину трещины, удерживаемой от смыкания
неподвижными твердыми частицами и длину неподдерживаемой трещины, простирающейся за скоплением частиц. Причиной снижения напряжения на стенке
ствола скважины является не удлинение трещины, а
ширина на конце расклиненной трещины. Закрыт ли
полностью конец трещины, или имеет ширину в несколько микрометров, форма расклиненной области
практически не меняется. Такой вывод следует из того,
что напряжение на стенке ствола скважины является
результатом деформации, вызванной формой трещины, и если вытянутый конец трещины имеет очень малую ширину, форма расклиненной трещины практически одинакова. Если же твердые частицы не становятся
неподвижными, то они сами начинают давить на конец
трещины. Если снижается водоотдача раствора, может
возрасти перепад давления, действующий на частицы,
и они увеличивают ширину трещины до размера, при
котором она начинает принимать частицы. Ширина
может меняться от 100 мкм (барит) до 400–1000 мкм
(LCM). Происходят значительные изменения формы
расклиненной трещины и деформация, в результате
напряжение на стенке ствола скважины снижается.
На рис. 3 сравниваются результаты моделирования
FCS для двух случаев. В первом случае длина удерживаемой от смыкания трещины составляет 1 фут, а ее
ширина на кончике принята равной 10 мкм, во втором
случае – 400 мкм. В обоих случаях трещина удлиняется дальше в пласт, поэтому давление в трещине моделируется как минимальное напряжение в пласте.
В трещине шириной 10 мкм на конце, в которой имитируется воздействие только фильтрата на раскрытие
конца, может развиться значительное напряжение.
В трещине шириной 400 мкм на конце, в которой имитируется удлинение трещины в кончике при воздействии LCM, достигается напряжение закрытия трещины, которое на 850 фунт/дюйм2 меньше напряжения
в первом случае, при этом ширина трещины на стенке ствола скважины составляет 500 мкм. Результаты
моделирования говорят о том, что для достижения
нужного значения FCS совсем не обязательно изолировать конец трещины от давления в скважине;
необходимо лишь создать нужную форму расклиненной трещины.
2,000
10 мкм
400 мкм
1,500
1,000
500
0
500
700
900
1,100
Ширина трещины, мкм
Рис. 3. Сравнение результатов моделирования по методу конечных элементов напряжения на стенке ствола скважины
при ширине трещины в кончике 10 и 400 мкм. Принят постоянный модуль сдвига 1 млн фунт/дюйм2
Расчет DSF
Расчет DSF проводится с целью максимального увеличения водоотдачи и скорости, при которой формируется неподвижная масса. Многие принципы расчета
основаны на имеющемся опыте проведения дискретных обработок FCS с высокой водоотдачей. Одним из
существенных отличий является выбор размера частиц. В обработках FCS во всем мире во всех случаях
применяют LCM со средним размером частиц (D50)
приблизительно 400 мкм. В случае DSF размер частиц
необходимо подбирать таким образом, чтобы создать
трение в трещине, так что жидкость в направлении
кончика трещины будет распространяться быстрее,
чем твердые частицы. В обработках FCS создавать
трение не требовалось в связи с принятым способом
размещения порции наполнителя. Типичные исходные
данные для DSF на водной основе включают:
• содержание твердой фазы 20–40 % по объему
(включая утяжелители);
• мгновенную водоотдачу по нормам API не менее
10–15 мл (фактически обычно более 30 мл);
• отсутствие материалов, снижающих фильтратоотдачу;
• диатомовую землю не менее 2 % по объему;
• аттапульгит в качестве твердой дисперсной
фазы;
• фракционный состав частиц, 80 % которых имеют размер, соответствующий требуемой ширине
трещины;
• фракционный состав частиц со слабой уплотняемостью;
• не более 10 % измельченного материала с размером частиц менее 30 мкм;
• расчетная длина трещин 0,5–10 фут в зависимости от проницаемости пласта.
Максимальное повышение
содержания твердой фазы
Высокое содержание твердой фазы уменьшает водоотдачу, так необходимую для развития неподвижной
массы. Рис. 4 показывает, что даже относительно небольшое изменение начального содержания твердой
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Содержание твердых примесей
Порция LCM 13,7 фунт/галл
LCM
LCM
LCM
40 фунт/брл 210 фунт/брл 350 фунт/брл
30 %
40 %
40 %
LCM 11.5
Требуемая
28.5
Барит 15.8
водоотдача?
40
100
9.3
50
Вода
0
72.7
62.2
60
Скорлупа
ореха, 1,2
Графит,
2,1
Песок или
CaCO3, 2,6
Неподвижная
масса
Рис. 4. С целью снижения водоотдачи, необходимой для формирования неподвижной массы, начальное содержание твердой фазы повышается до максимума. Общее содержание
твердой фазы обычно составляет 20–40 %
фазы может в значительной степени повлиять на величину водоотдачи, необходимую для развития неподвижности частиц. Все примеры относятся к буровому раствору плотностью 13,7 фунт/галл с различным
содержанием LCM и барита. В первом примере LCM
представляет собой ореховую скорлупу удельным весом 1,2. Во втором примере это графит удельным весом 2,1. Первые два примера иллюстрируют раствор с
30%-ным объемом твердой фазы (объем воды 72,7 %) и
40%-ным объемом твердой фазы (объем воды 62,2 %).
Несмотря на то, что в растворе с меньшим содержанием твердой фазы воды меньше лишь на 16 %, ему,
возможно, придется потерять на 100 % больше объема,
чтобы превратиться в неподвижную массу.
Вторая и третья колонки на рис. 4 показывают, что
существенное значение имеет также плотность LCM,
поскольку она определяет максимальное количество
LCM, которое можно ввести в раствор и при этом сохранить его прокачиваемость. В данном случае, если
применяется LCM удельным весом 2,1, его возможное
объемное содержание составляет всего 28,5 %. Остальным материалом должен быть барит с высоким значением плотности, иначе общее содержание твердой
фазы превысит принятое пороговое значение 40 %,
необходимое для прокачиваемости раствора. В случае
применения материала с более высоким значением
плотности, например, карбоната кальция (удельный
вес 2,6), вполне реально, что все 40 % общего содержания твердой фазы будет занимать LCM. В этом случае LCM используется как в качестве материала для
борьбы с поглощениями, так и в качестве утяжелителя.
Как правило, содержание твердой фазы максимально
повышается путем применения LCM с низким значением плотности для легких буровых растворов и LCM
c высоким значением плотности для тяжелых растворов DSF.
Максимальное повышение
мгновенной водоотдачи
Значение максимальной водоотдачи, определяемое с помощью алокситовых дисков в качестве
фильтрующего материала, используется в качестве
относительного показателя способности жидкости
проходить через твердую фазу. Цель работы – максимально увеличить это значение, для этого были раз-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
Суммарная водоотдача, мл
Содержание твердой
фазы, %
: ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ
350
300
250
200
4 % simDS
4 % simDS, 3 % ДЗ
4 % simDS, 5 % ДЗ
150
100
50
0
0
2
6
4
8
10
Время, мин
Рис. 5. Небольшие добавки диатомовой земли (ДЗ) существенно увеличивают водоотдачу DSF
работаны растворы с мгновенной водоотдачей более
30 мл. Минимальное пороговое значение 10–15 мл
представляется вполне достижимым со всеми видами
жидкости-носителя. Фактические значения суммарной водоотдачи в условиях высоких давлений и температур превысили 200 мл за 30 мин.
Лабораторные исследования показали, что водоотдачу повышают небольшие количества диатомовой
земли. Она представляет собой остатки микроскопических скелетов диатомовых водорослей, которые имеют
неправильную форму и обладают слабой уплотняемостью. На рис. 5 показано влияние добавок диатомовой
земли в различной концентрации на водоотдачу DSF.
Относительно небольшие добавки диатомовой земли
существенно нарушают уплотняемость других твердых частиц.
В DSF на водной основе компания предпочитает использовать в качестве твердой дисперсной фазы аттапульгит, поскольку он, в отличие от пластинчатого
бентонита или полимеров, не снижает водоотдачу.
Максимальное снижение уплотняемости
Несмотря на то, что DSF не содержит материалов,
снижающих водоотдачу (то есть, бентонита, крахмала,
полимеров), твердые частицы могут противодействовать движению поровой воды, если фракционный состав частиц делает возможным их сильное уплотнение.
В составе DSF используется только четыре вида твердых материалов: LCM, диатомовая земля, аттапульгит
и утяжелитель. Предпочтительный LCM имеет узкий
фракционный состав и слабую уплотняемость. Самым
проблематичным компонентом является утяжелитель.
Барит по стандарту API намеренно размалывают для
получения частиц, которые в значительной степени
уплотняются. Поэтому в составе DSF барит не используется в качестве утяжелителя, если требуемой плотности можно добиться изменением плотности LCM.
Размеры частиц и геометрия трещины
Для расчета ширины трещины, которую необходимо поддерживать для достижения заданного увеличения FCS, было разработано несколько моделей
геометрии трещины. Однако в значениях величин,
используемых в этих расчетах, имеется значительная
неопределенность. Так, например, одна вертикальная
трещина ухода бурового раствора может пересекать
несколько слоев породы с самым различным значением упругости. Однако при расчете ширины трещины
обычно используется одно среднее значение упруго39
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ
Методы предотвращения прихвата труб
Непрерывное применение бурового раствора с высокой скоростью водоотдачи (суммарная водоотдача
при высоком давлении и температуре более 200 мл за
30 мин) вызывает опасение, что непрочная фильтрационная корка на стенках скважины приведет к прихвату бурильных труб. Компания разработала целый
ряд способов снижения этого риска, и на сегодняшний
день в промысловой практике применения DSF не зафиксировано ни одного случая прихвата труб или сужения ствола скважин.
Высокая водоотдача бурового раствора приводит к
быстрому росту фильтрационной корки в статических
условиях. Однако прочность на сдвиг корки зависит от
перепада давления на твердых частицах, образующих
эту корку, и «угла трения» частиц. Чтобы возник перепад давления для создания напряжения между частицами, должен быть определенный уровень снижения
водоотдачи (рис. 6). Гидропроводность DFS достаточно
велика, поэтому перепад давления на отдельных частицах незначителен. Следовательно, несмотря на то,
что при статических условиях может образовываться
рыхлая фильтрационная корка, она очень непрочная,
и стабилизаторы бурильной колонны и долото легко с
ней справляются. При создании циркуляции сдвиговое
усилие жидкости смывает большую часть непрочной
корки со вскрытой поверхности пласта.
В промысловой практике в конце каждого интервала проводится промывка с помощью обычного буро40
300
Баритовый буровой раствор,
12 фунт/галл
250
Водоотдача, мл
сти. Кроме того, как видно из рис. 1, длина трещины,
при которой останавливается ее рост, в значительной
степени влияет на ширину трещины, необходимую для
достижения требуемого значения FCS. При расчете
ширины трещины эта суммарная неопределенность
весьма высока.
Поскольку DSF останавливает рост трещин за счет
формирования неподвижной массы, необязательно
определять точное значение ширины раскрытия. Частицы любого размера становятся неподвижными,
если жидкость-носитель теряет достаточное количество воды. Вместе с тем, в тех случаях, когда основным
механизмом водоотдачи является выдавливание воды
в конец трещины, принято считать, что необходимо
обеспечить трение частиц в конусной геометрии короткой трещины. Из этого следует, что в расчет DSF
необходимо включить расчет теоретической ширины
трещины и подбор LCM с таким фракционным составом частиц, которые точно соответствуют ширине
трещины. Задача при этом – не закупорить трещину,
поэтому желательно, чтобы размеры 80 % частиц не
превышали расчетной ширины трещины.
В процессе исследований был выполнен расчет
по определению влияния длины трещины (в диапазоне 0,5–10 фут) на ее ширину (1 фут = 0,3048 м).
В том случае, когда проницаемость пласта и депрессия в скважине обеспечивают быструю водоотдачу
жидкости-носителя, длина трещины берется ближе к
началу диапазона. В очень низкопроницаемых пластах,
где формирование неподвижной массы может быть
затруднено, ширину трещины рассчитывают исходя
из ее длины в конце диапазона.
Аттапульгит, 15 фунт/брл
Ксантан, 0,5 фунт/брл
Ксантан, 1,25 фунт/брл
Ксантан, 6 фунт/брл
200
150
100
50
0
0
50
100
150
Время, мин
200
250
300
Рис. 6. Широко применяемые суспендирующие добавки, например, ксантановая смола, повышают вязкость водной фазы
и снижают водоотдачу. Это явление наиболее отчетливо проявляется в очень низкопроницаемых коллекторах с небольшими порами
вого раствора с низкой водоотдачей. Кавернограммы
показали, что в пластах с перепадом давления более
2000 фунт/дюйм2 не происходит значительного роста
фильтрационной корки. В процессе бурения также непрерывно отслеживался вращающий момент для выявления признаков трения стабилизаторов, вызываемого
развитием прочности на сдвиг фильтрационной корки,
однако таких фактов отмечено не было. Легкость, с которой предотвращался рост корки, оказалась несколько неожиданной, учитывая многочисленные случаи
прихвата труб при использовании бурового раствора с
добавлением LCM. Был сделан вывод, что в сильно истощенных интервалах фильтрационная корка должна
быть или очень толстой, или очень непрочной и легко
смываемой буровым раствором. Именно при промежуточных скоростях водоотдачи фильтрационная корка
набирает и большую толщину, и высокую прочность
на сдвиг, что и приводит к прихвату труб.
Из этого следует, что главная опасность при использовании DSF состоит в том, что повышение содержания мелкодисперсного материала в процессе
бурения приводит к снижению водоотдачи до уровня,
когда развивается высокая прочность фильтрационной корки. Это особенно актуально для неингибированных буровых растворов на водной основе. Хотя в
промысловых испытаниях прихватов труб не происходило, использовался метод упреждающей обработки
не внушающих доверия интервалов дискретными порциями жидкости с низкой водоотдачей. Такие обработки получили название Quality Ream and Seal (QRS).
Метод был разработан в 90-ые годы и применялся для
обработки фильтрационной корки в скважинах при
бурении сильно истощенных песчаников. После углубления скважины на одну свечу в нее закачивают с
наименьшей возможной скоростью порцию жидкости
QRS в объеме 30 брл. При выходе порции из нижней
части бурильной колонны в кольцевое пространство
колонну расхаживают и вращают для удаления насыщенной буровым шламом фильтрационной корки.
Промысловые испытания
Представлены результаты применения DSF в четырех скважинах месторождения Джернех в Малайзии и четырех скважинах месторождения Трэвик в
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ
Фактическая вертикальная глубина, фут
0
Давление циркуляции при бурении,
эквивалентная плотность циркуляции
Поровое давление
Градиент давления
гидроразрыва
500
1,000
Зона А
1,500
Фактическая
конструкция
скважины
Проектная
конструкция
скважины
Зона В
Зона С
2,000
3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
Давление, эквивалентная плотность
бурового раствора, фунт/галл
Рис. 7. Эквивалентная плотность циркуляции превышала
пластовое давление на 1–3 фунт/галл в трех зонах. Предотвращение поглощений позволило исключить из конструкции
скважины две промежуточные обсадные колонны
Восточном Техасе. Эти месторождения представляют собой две крайние противоположности. Пласты
месторождения Джернех имеют проницаемость 1 Д
и большую депрессию в скважинах, что благоприятствует высокой водоотдаче жидкости-носителя. Что
же касается газового месторождения Трэвик, то проницаемость коллектора не превышает 0,1 мД, и водоотдача жидкости-носителя может быть очень низкой.
На месторождении Джернех следовало ожидать преобладания ухода жидкости в матрицу породы над формированием неподвижной массы, тогда как на месторождении Трэвик предполагался значительный уход
жидкости в конец трещин. На обоих месторождениях
применение DSF оказалось в основном успешным.
Месторождение Джернех. Джернех стало первым
и самым крупным газовым месторождением, открытым в Малайзии. Пластовое давление в некоторых
интервалах снизилось до эквивалентной плотности
3–4 фунт/галл, и ожидалось, что соответствующее
значение FCS будет меньше начального порового давления в прилегающих песчаных пластах, что делало
возможным перетоки флюидов в связи с поглощением бурового раствора. Чтобы исключить поглощения,
обеспечить необходимую плотность бурового раствора для сохранения устойчивости ствола и предотвратить перетоки флюидов, был использован DSF.
На рис. 7 приведены профили порового давления
и давления циркуляции для одной из скважин. В процессе бурения эквивалентная плотность циркуляции
превышала пластовое давление на 1–3 фунт/галл в
трех, возможно, в четырех зонах. Результаты применения DSF позволили исключить из проектной конструкции скважины две обсадные колонны. Можно
было исключить и третью обсадную колонну, но ее все
же спустили, так как на ранней стадии применения
DSF еще не были сделаны окончательные выводы о его
характеристиках и возможных последствиях.
Три из четырех скважин были пробурены без поглощений. В четвертой скважине произошел единственный случай поглощения бурового раствора в зоне В.
Гидростатическое давление в скважине превышало
предполагаемое пластовое давление на эквивалентную
плотность 1,0 фунт/галл, однако происходила потеря
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
циркуляции. Была проведена дискретная обработка
FCS и бурение продолжилось без повторных случаев
поглощения.
Буровой раствор, используемый на месторождении
Джернех, не обладал всеми характеристиками DSF в
его нынешнем определении, поскольку не подбирался
размер твердых частиц. LCM полностью состоял из
ореховой скорлупы с D50 = 400 мкм, который принят
для дискретных обработок FCS. Подбор размеров частиц не проводился до применения раствора на месторождении Трэвик, где предполагалось, что в условиях
очень низкой проницаемости теснение воды к концу
трещин через твердые частицы необходимо для формирования неподвижной массы. Судя по всему, благоприятные условия на месторождении Джернех, включая высокую проницаемость и большую депрессию,
обеспечили достижение необходимой неподвижности
твердых частиц и без подбора их размеров.
Месторождение Трэвик. Это газовое месторождение с плотным низкопроницаемым коллектором
расположено на востоке Техаса. Истощенный пласт
трэвис-пик мощностью примерно 700 фут расположен в интервале 8100–8800 фут. Степень истощения
интервала меняется по месторождению, но в продуктивной зоне отмечались значения FCS меньше эквивалентной плотности 8,4 фунт/галл, а в некоторых
скважинах объемы поглощения достигали 7000 брл.
Зоны поглощения успешно изолировались с помощью дискретных обработок FCS, но протяженность
зон поглощения и необходимость проведения многократных повторных обработок по мере углубления
скважин делали этот метод дорогим и нецелесообразным. Следует также отметить, что снижение забойного давления вслед за поглощениями до значений
FCS, эквивалентных 8,5–9,0 фунт/галл, приводило к
обваливанию непрочного глинистого сланца, вскрытого выше продуктивной зоны. После того, как было
потеряно несколько стволов, в принятую конструкцию скважин в кровле продуктивной зоны включили
дополнительную промежуточную обсадную колонну.
Сочетание поглощений бурового раствора и увеличение стоимости обсадных колонн негативно сказалось
на экономических показателях программы разработки месторождения.
Для непрерывного создания напряжения закрытия
трещин в 700-футовом продуктивном интервале был
использован DSF. После того, как первые три скважины подтвердили эффективность DSF, четвертую скважину пробурили без спуска промежуточной обсадной
колонны. В настоящее время дополнительная обсадная
колонна исключена из принятой на месторождении
конструкции скважин.
Использованный на месторождении Трэвик DSFбуровой раствор был на водной основе с добавление
ореховой скорлупы и достаточного количества карбоната кальция, что обеспечивало требуемую плотность
раствора 9,8 фунт/галл. Карбонат кальция с размером
частиц 200 мкм использовался в качестве утяжелителя
вместо барита стандарта API, который обычно содержит очень мелкие частицы. Эквивалентная плотность
циркуляции составляла примерно 10,3 фунт/галл, а
предполагаемое пластовое давление в рассматривае41
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ
мом интервале менялось от 9,0 до 9,5 фунт/галл, то есть
было меньше на 0,8–1,3 фунт/гал.
В общей сложности в четырех скважинах произошло три случая незначительного поглощения бурового
раствора. В каждом случае объем поглощенного раствора не превышал 20 брл. Циркуляция восстанавливалась без проведения дискретной обработки FCS и
бурение продолжалось. Поглощения происходили в
очень небольшой части продуктивного интервала. Каротажная диаграмма для выделения трещиноватых зон
подтвердила, что на самом деле эквивалентная плотность циркуляции превышала пластовое давление в
большей части продуктивного интервала. Из 700 фут
интервала примерно в 400 фут отмечались однотипные трещины. Вместе с тем диаграмма показала, что
даже, несмотря на то, в результате этого превышения
образовывались трещины, DSF останавливал их рост
до того, как происходило регистрируемое поглощение
бурового раствора.
Сравнение DSF
на водной и неводной основе
На сегодняшний день концепция DSF опробована
применительно к буровому раствору на водной основе. Есть все основания предполагать, что в растворе на
неводной основе формирование неподвижной массы
будет более сложной задачей, поскольку более высокое капиллярное давление может снизить водоотдачу
в матрицу породы, а повышенная смазывающая способность раствора может уменьшить трение твердых
частиц в трещине. Нерешенным остается и вопрос об
удерживающей способности раствора на неводной
основе, так как применяемые в нем способы удержания
частиц во взвешенном состоянии одновременно приводят к значительному снижению флюидоотдачи.
Вместе с тем, специалисты стремятся разработать
такой раствор. Альтернативные подходы к непрерывному созданию напряжения связаны с быстрым закупориванием раскрытых трещин, что требует точного
моделирования геометрии трещины и фракционного
состава частиц [1]. В некоторых случаях, возможно,
будет невыгодно использовать частицы крупных размеров, необходимых для непрерывного закупоривания
трещин в процессе бурения при стандартном оборудовании в скважине. Поскольку DSF обеспечивает
изоляцию кончика трещины путем формирования
неподвижной массы, эффективность его применения,
возможно, в незначительной степени зависит от размеров частиц.
Выводы
Специалистами был разработан буровой раствор,
предназначенный для непрерывного восстановления
целостности скважины с целью предотвращения поглощений в процессе бурения, и проведены его промысловые испытания. Он показал себя как типичный
раствор с хорошей способностью по очистке ствола и
низким значением эквивалентной плотности циркуляции. Хотя рост фильтрационной корки не отмечался, в дальнейшем планируется проведение обработки
раствора для получения более эффективной твердой
фазы малой плотности с сохранением LCM, с тем что42
бы высокие значения мгновенной водоотдачи можно
было сохранять в более протяженных интервалах. В
скважинах месторождений Джернех и Трэвик удалось
достичь намеченных целей и исключить промежуточные обсадные колонны, и компания будет испытывать
DSF на других месторождениях с хроническими поглощениями бурового раствора.
Несмотря на то, что промысловые испытания показали эффективность DSF, они отнюдь не показали
механизм, благодаря которому он работает. Например,
неизвестно, является ли утечка жидкости-носителя в
кончик трещины главным или второстепенным фактором в формировании неподвижной массы. Эффективность DSF в пластах месторождения Трэвик с проницаемостью менее 0,1 мД позволяет предположить,
что утечка в конец трещины может быть существенной, однако это явление не изучали в лабораторных
условиях, где утечки можно наблюдать и замерять.
В лаборатории трудно воспроизвести в полной мере
упругость месторождения, так же как и значительную
изменчивость свойств разбуриваемого под углом слоистого интервала. Применяемые в настоящее время
методы определения размеров частиц и фракционного
состава, мгновенной водоотдачи и моделирования геометрии трещины будут совершенствоваться на основе
постоянно получаемых промысловых данных.
Перевел С. Сорокин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Dupriest, F. E., «Fracture Closure Stress (FCS) and lost returns practices»,
SPE 92192 presented at SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, Netherlands, Feb. 23–25, 2005.
2. Alberty, M. W. and M. R. McLean, «A physical model for stress cage», SPE
90493 presented at SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Sept. 26–29, 2004.
Fred E. Dupriest (Ф. Э. Дуприст) получил степень бакалавра по механике в Техасском A&M университете. В
компании ExxonMobil с 1977 г., работал на различных
производственных должностях. В настоящее время
является техническим советником в международной
буровой организации по вопросам проектирования
опасных скважин, ликвидации осложнений и организации работ. Руководил разработкой методов FCS
компании ExxonMobil по нейтрализации поглощений,
а также процессом организации работы Fast Drill.
Marty V. Smith (М. Смит) получил степень бакалавра
по химии/биологии в Техасском A&I университете. В
компании ExxonMobil с 1978 г. и работал rig supervisor и инспектором по контролю за скважинами, прежде чем вернуться к технологии буровых растворов.
До своего ухода на пенсию в 2008 г. работал старшим
специалистом по буровым растворам, специализируясь в проектировании скважин и предупреждении
осложнений.
Sabine C. Zeilinger (С. Цейлингер) имеет диплом инженера по технологии добычи нефти, полученный в
Montanuniversität Leoben (Австрия) и степень кандидата наук по технологии добычи нефти, полученную
в Техасском университете в г. Остин. Работает техническим советником, оказывая содействие международной буровой организации в проектировании и
надзоре за скважинами по вопросам расчета буровых
растворов и narrow-margin drilling.
Nissan I. Shoykhet (Н. И. Шойхет) имеет степень бакалавра в механике и
биомедицине и степень магистра в механике, полученные в Университете Карнеги Меллон. Работает в компании ExxonMobil Upstream Research
Company с 2005 г. и занимается научными исследованиями по бурению
скважин с большим отходом забоя, очистке ствола и предотвращению
поглощений в них.
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ
Буровая установка
оригинальной конструкции
P. Fisher, редактор WO
Автоматизация операций, небольшая высота и малое воздействие на окружающую среду делают
буровую установку весьма пригодной для бурения в свите барнетт-шейл
Речь в статье пойдет об автоматизированных буровых установках серии НН (с гидравлическим подъемником). Впервые появившись в 1995 г. после длительного процесса разработки с участием компаний
ENI и Agip, они стали известны нефтегазовой отрасли
за пределами Италии в начале 2000-х годов, поскольку
стали более мощными и могли бурить более глубокие
скважины. Всего выпускается шесть разновидностей
буровых установок с обозначением от НН-100 до НН300, где цифра обозначает статическую грузоподъемность на крюке в тоннах.
Изготовитель этих буровых установок компания Drillmec S.p.A. является подразделением
итальянской Trevi Group. По всему миру, от Сибири до Африки, от Северной и Южной Америки до
Китая, эксплуатируются более 30 таких буровых
установок. В статье представлена самая последняя
на сегодняшний день информация об опыте применения этих буровых установок в барнетт-шейл, в
том числе принципы работы буровой установки, ее
достоинства и недостатки.
Принцип работы
Буровые установки серии НН с гидравлическим
приводом проектируются с малой или средней нагрузкой на крюке, что означает глубину бурения
от малой до средней (около 3000 м), хотя недавно
в барнетт-шейл была пробурена скважина измеренной глубиной 3900 м с боковым стволом про-
тяженностью 1200 м. Буровая установка может
выпускаться в различных вариантах исполнения,
но основное внимание уделяется автоматизации
операций и экологическим аспектам, при этом все
узлы буровой установки размещаются на трейлере.
Из кабины бурильщика (которая может быть разработана с климат-контролем) осуществляется полное
управление всеми операциями, в том числе автоматической системой работы с трубами, приводным
трубным ключом, клиновым захватом, системой
циркуляции бурового раствора и параметрами режима бурения (рис. 1). Буровая установка оснащена
встроенным верхним приводом с трубным ключом
с регулируемым вращающим моментом и статической нагрузкой на крюке до 600 000 фунт. На буровой установке отсутствует тяжелая и громоздкая
мачтовая вышка с кронблоком и талевым блоком.
Спуско-подъем бурильной колонны и труб производится с помощью гидроцилиндра, что позволило
уменьшить высоту и вес мачтовой вышки. Общая
подводимая (потребляемая) мощность составляет
от 1300 до 1600 л. с. (1 л. с. = 745,7 Вт).
Монтаж и демонтаж буровой установки. Как
общий вес, так и число узлов перемещаемого и
транспортируемого оборудования уменьшены.
Операции по монтажу и демонтажу буровой установки, несомненно, призваны экономить время при
ее перевозке между точками бурения с соразмерным снижением транспортных расходов, особенно
Рис. 1. Из кабины бурильщика можно управлять практически
всеми аспектами автоматизированного процесса бурения
Рис. 2. Буровая установка и трейлер поднимаются в рабочее
положение с помощью гидроцилиндров
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
43
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ
(до 9 м) с помощью гидроцилиндров
(рис. 2).
Самоподъемная мачтовая вышка
устанавливается в вертикальное
положение с помощью двух гидроцилиндров. После подъема вышки
верхний привод и все подводящие
кабели уже находятся в рабочем
положении.
Спуско-подъемные операции.
Управление автоматизированной
системой работы с трубами и всеми спуско-подъемными операциями производится дистанционно без
какого-либо участия персонала на
полу буровой. Бурильные трубы,
установленные за палец, хранятся и
перевозятся в магазине-накопителе
(рис. 3). Трубы установлены вертикально полукругом. Такое расположение обеспечивает постоянный
Рис. 3. Механическая рука захватывает бурильную трубу из магазина и помещает ее в
шурф, откуда ее подхватывает механизм верхнего привода
радиус, так что механическая рука
выдвигается из центральной мачтовой вышки и захватывает трубу
из карусели. Карусель вращается,
поэтому механическая рука (также
называемая Rover) захватывает трубу и помещает ее в шурф, откуда ее
подхватывает механизм верхнего
привода (см. рис. 3). Перед спуском
колонны в скважину производится
ее наращивание с помощью автоматизированного трубного ключа и
автоматического клинового захвата (рис. 4). Операции при подъеме
бурильной колонны производятся
в обратном порядке.
Регулирование параметров режима бурения производится с помощью гидравлического верхнего
Рис. 4. Управление автоматическим трубным ключом и клиновым захватом с гидравлипривода, который обеспечивает
ческим приводом, которые являются неотъемлемой частью полностью автоматизироавтоматическое бурение или с пованной буровой установки, осуществляется из кабины бурильщика
стоянной нагрузкой на долото или
тогда, когда время буровых работ невелико по срав- с постоянной скоростью проходки; режим выбирает
нению со временем транспортировки, например, бурильщик на панели управления. На случай припри бурении неглубоких скважин. Но компании- хвата труб можно установить и обеспечить плавное
конкуренты тоже достигли успехов в снижении приложение регулируемой и заданной натяжки бувремени монтажа, демонтажа и транспортировки рильной колонны, а при ее подъеме из скважины
буровой установки.
можно выполнить обратное расширение ствола, что
Управление всеми операциями по монтажу и де- уменьшает риск потери бурильной колонны.
монтажу буровой установки, как и всеми ее узлами,
Система энергопитания. Смонтированный на приосуществляется с помощью гидравлики. Автоном- цепе пост управления энергопитанием похож на пост
ный гидроагрегат, который никогда не разбирается современной энергоустановки. Привод гидроагрегата
для транспортировки, монтируется на полуприцепе. питается переменным током, а привод буровых насоГидросистема может иметь дизельный или электриче- сов постоянным током. Состояние системы, отслежиский привод, устанавливается на настиле и находится ваемое с помощью программируемого логического
в звуконепроницаемом укрытии.
контроллера, и сообщения системы отображается в
Буровая установка размещается на трейлере. удобном виде на дисплеях.
Более того, все блоки оборудования размещаются
Благодаря отсутствию сложной коммутации для
на колесах и являются самоподъемными. При их главных приводов и вспомогательного оборудоваустановке предусмотрено регулирование по высоте ния предотвращаются все проблемы с сопряжением
44
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ
Рис. 5. Небольшая занимаемая площадь и небольшая высота
буровой установки делают ее малозаметной при бурении вблизи городских районов
и взаимосвязью. Оптимизированные параметры по
каждому электродвигателю улучшают экономически
выгодное использование буровых насосов, буровой
лебедки или стола ротора.
Буровые насосы и система циркуляции. Буровая установка обычно поставляется с трехцилиндровыми буровыми насосами фирмы Massarenti (хотя
компания Mountain использует насосы компании
LEWCO мощностью 1300 л. с.). Мощность этих насосов, используемых при бурении, капитальном
ремонте и цементировании скважин, колеблется
от 300 до 1600 л. с. Буровые установки серии НН
проектируются таким образом, чтобы исключить
какие бы то ни было разливы и утечки жидкости с
пола буровой, из емкостей для бурового раствора,
буровых насосов, генератора и вспомогательного
оборудования. Это позволяет осуществлять буровые
работы на сухой буровой площадке в соответствии с
нормами ISO 14 000 и усилить борьбу с загрязнением
окружающей среды.
Достоинства
буровой установки
Автоматизированные буровые установки обычно эксплуатируют с постоянной, безопасной скоро-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
стью; это обстоятельство в сочетании со снижением
числа аварий с потерей времени означает, что время
бурения одной скважины меньше времени бурения
с использованием обычной буровой установки. Заслуживают внимания и экологические выгоды. Автоматизация операций также позволяет сократить
численность буровой бригады и травматизм. Данные
статистики подтверждают это.
Наиболее очевидными являются экологические
аспекты. Буровая установка имеет небольшую высоту и занимает относительно небольшую площадь
(рис. 5). Буровая установка Rig 6 компании Mountain
Drilling занимает площадку размером 75 × 40 м, или
примерно 3000 м2. Ее можно сделать еще меньше.
Установка желобов для сбора бурового раствора
под полом буровой, буровыми насосами, нижним
строением, емкостями и магазином для бурильных
труб гарантирует сухую буровую площадку. Помимо соблюдения норм ISO 14 000 по локализации
жидкостей, буровые установки работают достаточно тихо с уровнем шума на полу буровой самое
большее 60 дБ. Пониженный уровень шума имеет
еще большее значение при бурении вблизи домов
и зданий. Дизели или электродвигатели, а также
вентиляторы для охлаждения масла гидросистемы
находятся в звукопоглощающих укрытиях. Кроме
того, лебедка буровой установки не оснащена тормозами, шум от работы которых наиболее трудно
подавлять.
Компания Schlumberger IPM координирует работу одной из буровых установок для компании Red
Oak Capital Management. Джим Уипки, один из руководителей этой компании, говорит, что буровая
установка постоянно находится в работе вблизи
Бартонвилля, Флауэр Маунт, Лантана и площадей
Коппер Кэньон. Г-н Уипки считает, что наилучшими достоинствами буровой установки, несомненно,
является ее экологичность и безопасность труда. Он
полагает, что все большее число компаний начинает
требовать, чтобы буровые установки, которые они
используют, были в значительной степени безопаснее.
Что касается уровня шума и небольшой высоты
буровой установки то, по словам г-на Уипки, его компания ведет бурение в пределах 90 м от домов.
Г-н Уипки считает, что такая буровая установка
абсолютно подходит для условий барнетт. При автоматизированных операциях профессионализм
буровой бригады имеет очень большое значение
для достижения приемлемого времени спускоподъемных операций. Как и для многих компанийподрядчиков, приобретение и содержание хорошо подготовленной буровой бригады всегда было
проблемой, однако данная ситуация не отличается
новизной.
По словам Дэвида Делао, руководителя буровых
работ в барнетт-шейл компании Chesapeake, буровые установки хорошо показали себя. Компания эксплуатирует более 40 буровых установок, и последние
пару лет две-три из них были модификацией Drillmec
(Mountain Drilling). Г-н Делао говорит: «Одна из бу45
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ
ровых установок, Rig 4 (HH-220) постоянно входила
в пятерку лучших, обеспечивая в среднем проходку
более 180 м/сут и более 210 м/сут за два квартала.
Другие буровые установки при различных условиях
бурения обеспечивали проходку в среднем более 150
м/сут». По его словам, буровая установка НН-220 работала нормально и без каких-либо задержек пробурила в барнет-шейл несколько протяженных боковых
стволов до 1500 м.
Что касается экологических аспектов, то г-н
Делао считает, что специалисты не в полной мере
использовали малошумность буровой установки,
поскольку бурение ведется в основном в промышленных районах, однако буровая установка работает очень тихо. Следует отметить небольшую высоту
и небольшую занимаемую площадь, поскольку вам
нужно находиться действительно близко к буровой
установке, чтобы заметить ее». Небольшая высота
связана с тем, что в буровой установке применяются однотрубки мерной длиной 3 (13,7 м). Малошумность обусловлена применением звукоизоляции и экранов, отсутствием визжащих тормозов
буровой лебедки и сокращением числа операций
с трубами.
Недостатки
буровой установки
В известном смысле у буровой установки есть два
недостатка: ее своеобразие и то, что она изготовлена
в Италии. То обстоятельство, что она производится в
Италии, приходится принимать в расчет, только если
вы находитесь далеко от этой страны и вам нужна
конкретная деталь или узел. Пока такая проблема при
бурении в барнетт-шейл возникала редко, вероятно
из-за того, что компания Drillmec America имеет в наличии некоторые детали и узлы.
Своеобразие буровой установки может привести к
возникновению ситуации, когда требуется некоторое
время на то, чтобы освоить навыки работы на ней.
Однако один из руководителей буровых работ говорит: «Если члены буровой бригады не очень опытны,
я не уверен, что опыт имел бы значение, поскольку
это автоматизированная буровая установка». Далее
он отметил: «Более серьезной проблемой является
подбор, обучение и содержание буровой бригады, и
над решением этой проблемы бьются все компании
в нашем районе». Далее он добавил: «Если говорить
о непроизводительных затратах времени, то я бы
сказал, что данная буровая установка имеет и свои
преимущества по сравнению с любыми другими буровыми установками».
Когда о трудностях поиска подходящего персонала
спросили г-на Делао из компании Chesapeake, он ответил, что их не меньше, чем где-либо в другом месте,
но поскольку нужна буровая бригада лишь из трех
человек, вам легче найти и содержать хорошую бригаду. В действительности же компания Chesapeake
располагает буровой бригадой из четырех человек.
Дело в том, что компания Mountain Drilling нередко в
целях обучения предоставляет за свой счет еще одного члена бригады.
46
Единственным недостатком, который отметил
г-н Делао, стало время спуско-подъемных операций
и перевозки буровой установки. Поскольку на ней
применяются однотрубки, время спуско-подъемных
операций несомненно возрастает. «Оно вероятно
немного больше, однако под управлением хорошего
бурильщика стабильность работы за счет автоматизации операций вероятно делает эту буровую установку
сопоставимой с обычной буровой установкой, оперирующей с двухтрубками». Время спуско-подъемных
операций не сказалось на годовых показателях работы данной буровой установки.
Самым большим недостатком является время монтажа/демонтажа и перевозки буровой установки. По
словам г-на Делао, компания Chesapeake обычно дает
пять суток на переброску буровой установки на расстояние 20 миль (1 миля = 1,609 км) или около этого.
Буровую установку можно перевезти за этот срок.
Однако продолжает г-н Делао: «У нас есть и другие
буровые установки, которые можно перебросить за
трое-четверо суток, поэтому мы хотели бы видеть
улучшения в этом направлении». На вопрос, почему
блочной буровой установке требуются дополнительные сутки на переброску, он ответил: «Я не уверен, но
возможно это связано с необходимостью установки
карусели строго в горизонтальной плоскости. В противном случае система автоматизированной работы
с трубами не будет работать нормально».
Г-н Делао также добавил, что располагает целым
рядом насыпных буровых площадок, где разом бурится от трех до шести скважин. В таких случаях мы просто перетаскиваем буровую установку, на что уходит
столько же времени, что и на перенос любой другой
буровой установки.
Заключение
Совершенно ясно, что экологические аспекты,
размеры и возможности рассмотренной буровой
установки делают ее весьма пригодной для бурения в
барнетт-шейл. Несмотря на то, что буровую установку
можно перевезти за приемлемое время, его необходимо уменьшить, поскольку конкуренция в этой области
ожесточенная. Время, затрачиваемое на транспортировку буровой установки, увеличивает общее время
бурения, поскольку снижается скорость проходки и
чистое время бурения. Компании-операторы и буровые подрядчики по понятным причинам хотят видеть
улучшения в этом направлении.
Однако похоже на то, что данная буровая установка завоевала свое место на рынке, где ее возможности
можно использовать с наибольшей пользой.
Перевел С. Сорокин
Связаться с редактором WO P. A. Fischer (П. Фишер)
можно по адресу: fischer@worldoil.com.
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ХАРАКТЕРИСТИКА ПЛАСТА
ПРОГРЕСС В ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДИАГРАММ
ЯДЕРНОГО МАГНИТОРЕЗОНАНСНОГО
КАРОТАЖА
S. Chen, D. Jacobi, J. Chen, M. Gladkikh, D. Georgi, M. Gillen, Baker Hughes
Учет распределений пор и зерен по размерам в породах с доминирующими в них двумя минералами улучшает оценки проницаемости
Измерения с помощью ядерного магниторезонансного каротажа
(Nuclear Magnetic Resonance –
NMR) позволяют непосредственно
оценить поровые флюиды и их взаимодействие с поверхностью породы.
Поэтому NMR-методу не присущи
многие из недостатков, влияющих
на расшифровку диаграмм стандартных методов каротажа, с помощью
которых определяются главным образом свойства материнской породы. Обычные модели расшифровки
NMR-диаграмм свойств породы явно
или неявно были разработаны для чисто кластической мономинеральной
породы с системой сообщающихся
друг другом пор со 100%-ной водонасыщенностью. При использовании
таких моделей для расшифровки
более сложных литологий, включающих породы, состоящие из нескольких минералов или карбонатов,
иногда сталкиваются с трудностями,
подобными тем, с которыми сталкиваются при использовании уравнения Архи для расшифровки свойств
пород, не описываемых этим уравнением. За счет модификации существующих моделей расшифровки и
(или) использования геометрической
модели с более сложной структурой
пор в породе можно успешно учитывать особенности литологии, состав минералов или информацию по
структурным характеристикам пор
при расшифровке каротажных диаграмм для коллекторов со сложной
свитой пластов.
Фактически NMR-каротаж применяется для решения двух задач:
для определения только свойств
флюидов и, на этой основе, для определения характеристик материнской
породы. К последним относится
определение распределений пор и
зерен по размерам, капиллярных
давлений, объемов связанной воды в
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
капиллярах и оценка проницаемости.
Хотя взаимодействие флюидов с материнской породой является основой
для этих оценок, тем не менее, обычно используемые модели расшифровки NMR-каротажных диаграмм
не в полной мере учитывают изменения литологии и состава минералов.
Следовательно, страдает надежность
использования этих параметров,
полученных путем расшифровки
NMR-каротажных диаграмм, в качестве количественных критериев.
В настоящей статье описывается
несколько методов использования
существующих моделей расшифровки NMR-каротажных диаграмм
для более сложных формаций.
МОДЕЛЬ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ
ПОР ПО РАЗМЕРАМ
Данные из распределения времени релаксации T2 в поперечном
направлении при NMR-каротаже
широко использовались в качестве исходной информация во многих моделях расшифровки NMR-каротажных
диаграмм для определения свойств
пород. Основная причина использования этого метода заключается в
том, что время релаксации T2-1 флюида в смачивающей фазе в объеме пор
приблизительно пропорционально
произведению отношения поверхности к объему (S/V) и показателю
релаксации поверхности (ρ):
(1)
где: T2bulk это время релаксации объема жидкости, а индекс i соответствует i-той поре. Отношение поверхности пор к их объему эквивалентно
обратной величине от размера характерной поры. Предполагается,
что для пород с распределением пор
по размерам есть распределение Т2.
Показатель релаксации поверхности
№3 • март 2009
ρk зависит от флюида и минералов в
породе, где индекс k соответствует
зернам минералов k-того вида. Это
уравнение справедливо для пород с
преобладанием в них одного минерала, в которых присутствуют зерна
многих минералов, но каждая пора
окаймляется зернами минералов
одного вида. И наоборот, если i-тая
пора окаймляется зернами минералов разного вида, то уравнение (1)
принимает вид:
(2)
(3)
Ясно, что требуется минералогическая информация для корреляции
нелинейного характера зависимости
между T2 и распределениями пор по
размерам в сложной литологии.
Рис. 1 иллюстрирует влияние
литологии и минералогии на интерпретацию распределения T2 для
размеров пор по результатам расшифровки каротажа разведочной
скважины в графстве Джонсон
Сити, шт. Техас. Другие каротажные
диаграммы, помимо NMR-каротажа
(гамма, нейтронного, плотностного
каротажа и дорожки расшифровки
литологии) показывают, что в верхнем интервале находятся сланцы, в
средних интервалах – кварцевый
песчаник и в нижнем интервале –
полевошпатовый песчаник. Распределения T2, полученные с помощью
расшифровки NMR-каротажных
диаграмм, показаны на самой правой дорожке. Кварцевые песчаники
имеют мономодальное распределение T2, а интервал полевошпатового
песчаника характеризуется бимодальным распределением T2. Если
влияние сложной литологии не учитывается, то бимодальное распре47
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ХАРАКТЕРИСТИКА ПЛАСТА
Гамма каротаж
Нейтронный Плотностной
Хим. состав по
FLEХ-методу
Специф.
Общие
литологич. литологич.
признаки признаки
случайной природы распределений
пор и зерен по крупности расчет размеров пор с помощью уравнения (2)
невозможен и не нужен. Более целесообразно использовать для этого
Модель шкалы пор [1] (Pore-Scale
Model – PSM), разработанной с использованием в качестве исходной
информации состава минералов в
породе и диагенетических факторов,
выветривания и метаморфических
процессов. Эта модель обеспечивает
статистическое распределение зерен
и репрезентативный состав пород в
пластах. За счет согласования определенной с помощью PSM-модели
NMR-реакции с измеренным распределением T2, можно получить точные
размеры пор в породах со сложным
составом минералов.
Польза от PSM-модели не ограничивается возможностью использования стандартных средств расшифровки каротажных данных.
Поскольку PSM-модель породы
согласуется с расчетными каротажными данными, поэтому характеристики течения флюидов затем
могут быть рассчитаны для различных условий в коллекторе, которые
не могут быть определены из каротажных диаграмм. Например, модели для одного уровня водонасыщенности могут быть использованы для
расчета реакции при различных водонасыщенностях. Преимущества,
которые могут быть получены за
счет этого, рассматриваются ниже.
NMR-каротаж
Сланцы
Кварцевые
песчаники
Полевошпатовые песчаники
Рис. 1. Влияние сложной литологии на расшифровку распределения пор по размерам в зависимости от распределения T2.
Рис. 2. Фотографии шлифов кернов кварцевого (слева) и полевошпатового (справа)
песчаников
деление будет расшифровано, как
результат наличия пор двух разных
размеров. Однако информация о литологии позволяет нам интерпретировать, что два пика в бимодальном
распределении связаны с поровым
флюидом, контактирующим с двумя
различными минералами.
На рис.2 показаны шлифы двух
кернов кварцевого (слева) и полевошпатового (справа) песчаников,
соответственно. Положение сдвига
пика в длинном времени релаксации
T2 на рис. 1 может быть расшифровано, как то, что в этом месте зерна
кварцитового песчаника окружены
порами разных размеров. Компонента самого быстрого времени релаксации T2 в полевошпатовом песчанике
связана с наличием флюидов в порах
меньших размеров, окружающих
зерна полевошпатового песчаника.
Для точного преобразования бимо48
дального распределения T2 в распределение пор по размерам используется значение ρfeldspar/ρquartz = 3,3
(ρполевой шпат/ρкварцит), при условии, что
зерна обоих минералов имеют одинаковый коэффициент неровности
поверхности. Если бы использовали
единственное значение ρquartz для расчета распределения пор по размерам,
то были бы получены завышенные в
3,3 раза оценки размеров пор вокруг
зерен полевошпатного песчаника.
Знание состава минералов позволяет учитывать подобные нелинейные
эффекты.
ПРЕИМУЩЕСТВА
ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
ГЕОМЕТРИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ
ШКАЛЫ ПОР
Когда порода состоит из нескольких минералов, то значение ρk будет
различным для различных пор. Из-за
ОЦЕНКА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ
ЗЕРЕН ПО РАЗМЕРАМ
Поскольку NMR-распределение
T2 согласуется с распределением
пор по размерам, как было показано выше, поэтому естественно
предположить, что распределение
T2 согласуется и с распределением
зерен по размерам. Для кластических пород с относительно хорошей сортировкой можно считать,
что размеры зерен приблизительно
пропорциональны размерам пор и,
следовательно, T2. Для пород плохой сортировки в распределениях
T2 и пор по размерам доминируют
поры меньших размеров, поскольку зерна меньших размеров могут
занимать пространство в зазорах
между более крупными зернами.
Подробная процедура определения
распределения зерен по крупности
с помощью NMR-времени релак-
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ХАРАКТЕРИСТИКА ПЛАСТА
f
f
Измеренное
Диаметр зерна, мкм
Рис. 3. Оценка распределения зерен по размерам как функция T2 при значениях водонасыщенности (система воздух/вода), Sw = 1; 0,7 и 0,41, для песчаников свиты
береа
f
Измеренное
Рис. 4. Сравнение измеренного и моделируемых распределений T2, полученных при Sw = 1, для песчаников свиты
береа
сации T2 с использованием PSMмодели приведена в работе [2].
В породе с 100 %-ной водонасыщенностью все поверхности зерен
контактируют с водой. Соответственно распределение T2 может
быть полезным для определения
распределения зерен по размерам. В
керне с частичным водонасыщением
породы или в зоне с углеводородами,
вода заполняет поры малых размеров
и образует тонкую водяную пленку
на поверхности пор больших размеров при возникновении условий их
смачивания водой. Углеводородная
фаза остается в центре крупных пор
и не контактирует с поверхностью
зерен. Следовательно, распределение T2 несет информацию о распределении зерен по размерам только
по водонасыщенности.
На рис. 3 показаны измеренные
распределения T2 при трех уровнях насыщения водой Sw = 100, 70
и 41 % (рис. слева) и, рассчитанное
с помощью этих распределений
T2 (рис. справа) соответствующее
распределение зерен по размерам
в керне из свиты Береа. Для кернов
распределение T2 по воде может
быть получено с помощью частичного насыщения керна воздухом/
рассолом. Для расшифровки каротажных диаграмм может быть получено отдельное распределение T2
по воде с помощью метода контроля
вида флюида, такого как 2D NMR [3,
4]. Между расчетным и измеренным
распределениями зерен по размерам
наблюдается хорошее согласование
вплоть до уровня насыщения водой
41 %, за исключением крайних точек очень малых размеров зерен. В
этих расчетах были использованы
одинаковые значения параметра релаксации поверхности и коэффициента неровности поверхности, как
показано в табл. 1.
После определения распределения зерен по размерам на основе
T2 при частичном водонасыщении
может быть также получено псевдо
распределение T2, соответствующее
Sw = 1. На рис. 4 для сравнения приведены четыре распределения T2,
соответствующих значению Sw = 1
для песчаников свиты береа. Одна
кривая соответствует измеренному
распределению T2, а три другие были
смоделированы при Sw = 1, 0,7 и 0,41,
соответственно. Сравнение показывает, что рассчитанные с помощью
модели распределения T2 при всех
этих уровнях насыщения, согласу-
Таблица 1. Значения входных параметров, используемых в модели шкалы пор
Минералогия, мас. %
Релаксация поверхности, мкм/сек Неровность поверхности
№ Пористость,
керна
(р.u.)
кварц полевой шпат карбонат глина кварц
полевой шпат
карбонат
глина
S1
S2
18
30,8
88
45
1
51
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
5
1
6
3
10
10
№3 • март 2009
–
25
3,4
3,4
–
18
ются между собой, и все они хорошо
согласуются с измеренным распределением T2 и в диапазоне длинного
T2 (т.е. где поры больших размеров),
но различия имеются в диапазоне короткого T2. Это различие связано не
с уровнями водонасыщенности, как
можно видеть на графике, даже для
моделируемого распределения T2 с
использованием значения Sw = 1. Необходимо дальнейшее улучшение моделирования распределений зерен,
глин и алеврита с помощью шкалы
пор для улучшения чувствительности
в диапазоне более медленных T2.
Хорошие оценки размеров крупных пор и зерен свидетельствуют о
точности метода, поскольку крупные
зерна и поры не определяются при
измерениях T2 при частичном водонасыщении. Возможность расчета
размеров зерен породы особенно
полезна при разработке конструкций фильтров для борьбы с песком.
Более того, генерирование псевдо
распределения T2, соответствующего Sw = 1, в зонах, содержащих
углеводороды, также полезно для
борьбы с недостатками, присущими
SDR-модели проницаемости (уравнение (6) в следующем разделе) в
зоне, содержащей углеводороды.
Поскольку в SDR-модели используется распределение T2GM для пор,
насыщенных водой в смачивающей
фазе, поэтому из-за нечувствительности T2 в углеводородной зоне с размерами пор, моделируемыми с помощью SDR-модели, эта модель менее
пригодна для пород, в которых присутствует фильтрат, применяемый
для промывки бурового раствора
на углеводородной основе, или для
пород с высоким остаточным насыщением углеводородами. Замена на
SDR-модель с генерируемым распределением T2, соответствующим
Sw = 1, может решить эту проблему.
SWIR и K В ФОРМАЦИЯХ,
ОТЛИЧНЫХ ОТ СОATES ТИПА
Наиболее часто используемые
модели проницаемости на NMR
основе это модель Сoates [5] и SDRмодель [6]. Последняя модель также известна под названием модели
T2GM. Модель Сoates описывается
следующим уравнением:
(4)
где φ пористость в процентах. Используемые по умолчанию значе49
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ния параметров таковы: С = 10,
m = 4 и n = 2, соответственно. BVM
и BVI это соответственно фильтрующийся суммарный объем и остаточный суммарный объем, и:
(5)
Это уравнение получено путем
суммирования всех частных значений пористости φi вплоть до T2 cutoff
(отсечения). Проницаемость Coates
пропорциональна пористости с
большим показателем степени. Если
пористость изменяется мало, то результат будет очень чувствительным
к T2 cutoff. На практике одно значение
T2 cutoff не может использоваться на
всех глубинах в скважинах, пробуренных в сложной литологии.
SDR (T2GM) модель описывается
следующим уравнением:
b
(6)
)
k=c( aT 2GM
где φ пористость в процентах, а
T2GM в сек. Можно видеть, что при
стандартных значениях параметров
a = 4 и b = 2, SDR-модель также
чувствительна к изменению пористости. В коллекторах с небольшим
изменением пористости оно связано исключительно с изменением
T2GM. Поскольку в этой модели не
используется T2 cutoff, поэтому она
не позволяет оценить BVI.
Породы коллектора в этом исследовании имеют слабую корреляцию
проницаемости и пористости. На рис.
5 показано изменение проницаемости
керна воздухом (kair) в зависимости от
пористости φ. Керны были взяты из
четырех скважин на двух различных
месторождениях. Проницаемость изменялась больше чем на четыре порядка, однако изменение пористости
обычно ограничивалось значениями в
пределах около 10 % абсолютных. Для
согласования проницаемости керна с
моделью Сoates нужно использовать
переменное значение T2 cutoff между 5 и
21 мс при определении BVI и переменное значение T2 cutoff между 0,6 и 5 мс
при определении CBW. На практике
очень короткие T2 cutoff часто слишком
чувствительны, чтобы можно было
их с уверенностью использовать для
расчета CBW и BVI.
Авторами был разработан новый
метод на основе концепции функции Leverett-J [7] и SDR-модели,
не требующий использования
Tcutoff для оценки BVI . Безразмерная
J-функция имеет вид:
50
kair, мД
: ХАРАКТЕРИСТИКА ПЛАСТА
φ, ри
Рис. 5. Зависимость проницаемости и
пористости, полученная на кернах, взятых из четырех скважин на двух нефтяных месторождениях
(7)
где: pc – капиллярное давление, k –
проницаемость, φ – пористость, σ –
поверхностное натяжение, θ – угол
натяжения, Sw – водонасыщенность,
измеряемое как степень. Обычно на
графиках J-функция имеет вид функции от Sw. Геометрически подобные
породы описываются единственной
Jair(Sw) функцией.
Если выбирается номинальное pc,
которое часто является капиллярным
давлением, используемым при исследованиях керна для получения остаточной водонасыщенности Swir, то:
(8)
C использованием уравнения (6)
мы имеем:
(9)
или при стандартных значениях a и
b уравнение (9) имеет вид:
(10)
При подстановке уравнения (9)
в уравнение (8) получаем:
(11)
где
– постоянная при
данных значениях параметров pc, σ
и θ.
Если несколько скважин описываются с помощью одной и той же
J-функции, то можно определить
их признаки при различных Swir, но
при одинаковом pc, для различных
пород/глубин при изменении пори-
стости пород – φ и T2GM. Следовательно, можно рассчитать не только
проницаемость, но также и параметр BVI (или, эквивалентно, Swir) с
использованием двух определенных
из NMR-диаграммы величин, без
T2cutoff . Для такого случая предполагается существование линейного
тренда между Swir, определенным
из NMR-диаграммы, и φ(a-1)/2(T2GM)
b/2
для данного pc. Это допущение
позволяет для калибровки моделируемых параметров использовать
данные NMR-каротажа керна или
данные скважинных исследований
ограниченного числа скважин, а не
данные о проницаемости. Калиброванные параметры могут затем использоваться для расчета Swir других
скважин при номинальных капиллярных давлениях. Для проверки
справедливости этого допущения
были использованы данные кернов,
взятых из четырех скважин при
pc = 40 и 200 psi (1 psi = 6, 9 кПа),
соответственно. Данные из различных скважин описываются достаточно хорошо с помощью одной
зависимости, даже при использовании стандартных значений a и b,
как показано на рис. 6.
Хорошая корреляция между
Swir и NMR T2GM и φ означает справедливость использования модели
(6) для оценки проницаемости. На
рис. 7 показаны пересекающиеся
графики проницаемости, измеренной в керне и рассчитанной
с помощью модели, с оптимизированными параметрами модели. Если посмотреть на рис. 5, то
можно видеть, что проницаемость
в кернах с высокой проницаемостью не зависит от пористости.
Следовательно, оптимизированная модель проницаемости зависит только от T2GM:
(12)
В кернах с низкими значениями
проницаемости есть слабая зависимость ее от пористости, а оптимизированная модель проницаемости
зависит как от φ, так и от T2GM:
(13)
Эти модели применялись для
удовлетворительной расшифровки проницаемости пород в других
скважинах на том же самом месторождении [8] и влияние углеводородов корректировалось с
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Проницаемость, расчетная, kcalc, мД
: ХАРАКТЕРИСТИКА ПЛАСТА
Низкая прониц.
Высокая прониц.
Линейная завис.
Проницаемость керновая, kcore, мД
Рис. 6. Зависимость Swir от T 2GM ⋅φ из четырех скважин при pc = 40 и 200 psi, соответственно
1,5
помощью метода геометрического
моделирования пор.
ПРОНИЦАЕМОСТЬ
В КАРБОНАТАХ
Оба уравнения Coates и SDR получены с использованием моделей
проницаемости на базе размеров
пор. Эти уравнения в основном справедливы для систем с хорошо сообщающимися друг с другом порами.
Причем в этих системах объемные
размеры пор и поперечные сечения
поровых связей хорошо коррелируются, но не применимы к системам
с плохо сообщающимися друг с другом порами, особенно к карбонатам
с кавернами и пустотами. В гетерогенной поровой системе для каждого направления течения флюидов
проницаемость может определяться
по наименьшим сечениям поровых
связей. Справедливость модели T2cutoff
зависит от того, насколько хорошо
соответствующий характерный размер поры согласуется с критичным
размером поперечного сечения поровой связи, rt, c, который не согласуется с размерами каверн.
В карбонатах отношение объемного размера поры к размеру
поперечного сечения поровой связи, rb/rt, скорее увеличивается при
ухудшении сообщаемости пор и
rb/rt→∞ для полностью изолированных каверн. Таким образом,
rb/rt можно рассматривать в качестве
параметра, связанного с сообщаемостью пор. Авторы предложили
метод [9] получения обобщенного
уравнения Coates путем введения
в него коэффициента сообщаемости пор, р, при котором значение
р = 1 соответствует поровой системе, в которой все поры связаны друг
с другом, а р = 0 соответствует по-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Рис. 7. Сопоставление керновой и расчетной проницаемостей
ровой системе, конечная точка которой фактически находится в таком
состоянии, что все видимые BVM
являются «неподвижными»:
(14)
где: BVI и BVM рассчитываются с
помощью того же самого T2cutoff, как
если бы эти карбонаты были без каверн. При частично сообщающихся
кавернах 0 <p <1. Подобно уравнению Сoates эта модель устанавливает, что все небольшие поры с характеристиками T2<T2cutoff cвязаны друг
с другом. Помимо этого для компенсации плохой сообщаемости больших пор в гетерогенных поровых
системах при использовании этой
модели предполагается, что часть
поровых объемов с характеристикой T2>T2cutoff будет связана через
флюид.
Сложность определения значения p создает практические трудности для применения базирующейся
на сообщаемости пор модели при
анализе каротажных диаграмм.
Многие факторы, зависящие от
осадконакопления и диагенеза,
могут уменьшить сообщаемость
пор и, следовательно, значение p
в карбонатных породах. Частично
изолированные каверны и пустоты,
интрагранулярные поры и распространенность буровых растворов
на основе карбонатов – все это
может привести в итоге к плохой
сообщаемости пор. Поэтому знание
вида пород и условий осадконакопления или наличие фотографий
шлифов очень полезно, поскольку
это позволяет сузить диапазон для
выбора значения p для использования в том случае, когда нет других
средств для его определения.
№3 • март 2009
Помимо фотографий шлифов
и определения характеристик типов пород некоторые данные скважинных исследований с помощью
спускаемых на тросе зондов или
облегченных бурильных труб (logging-while-drilling – LWD) могут
помочь оценить значение p. При
наличии результатов исследований
подвижности флюидов в пласте на
нескольких глубинах, их можно использовать для калибровки значений р отдельных точек одной и той
же секции и получить каротажную
диаграмму проницаемости. Данные
визуализации могут помочь идентифицировать участки пласта с кавернами, с разломами или гетерогенные
участки. Эти характеристики могут
быть использованы для полуколичественного определения значения р.
В левой части рис. 8 приведены
для сравнения значения проницаемости, рассчитанной с помощью
различных моделей. На самой левой
дорожке линия красного цвета это
значения проницаемости, рассчитанные с помощью модели Coates со
стандартными значениями параметров C, m и n. Отдельные точки в виде
окружностей - это значения проницаемости, полученные с помощью спускаемого на тросе испытателя пласта
(Wareline Formation Test – WFT) с
дистанционным управлением. На
средней дорожке показан профиль
проницаемости, полученный с помощью модели Coates, калиброванной
с использованием дискретных значений WFT-проницаемости. Хотя
калиброванный профиль проницаемости оказалась вполне приемлемой
в верхней части, тем не менее, она
совершенно неприемлема в нижней
части, где, как известно, есть фации
с кавернами и пустотами. На третьей
дорожке слева показан профиль проницаемости, полученный на основе
р-модели с р = 0,7 для верхней части
(без каверн в породе) и с р = 0,2 для
нижней части (с кавернами) [10].
Справа приведены изображения
коричневого цвета, полученные при
каротаже с визуализацией ствола
скважины по окружности (Circumferential Borehole Imaging Log – CBIL)
в верхней и нижней ее частях. На
самой крайней дорожке справа показана диаграмма, характеризующая
вторичную пористость без сообщаемости пор, определенная с помощью
NMR-анализа. Этот пример иллю51
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ХАРАКТЕРИСТИКА ПЛАСТА
sented in 2006 SPWLA Annual Symposium and Exhibition,
Veracruz, Mexico, June 4-7, 2006.
5. Coates, G. R., Miller, M., Gillen, M. and G. Henderson,
«The MRIL in Conoco 33-1, an investigation of a new magnetic resonance imaging log», presented at 32nd SPWLA
Annual Logging Symposium, Midland, Texas, June, 1991,
pp. 16–18.
6. Kenyon, W., «Petrophysical principles of applications of
NMR logging», The Log Analyst, Vol. 38 (2): 1997, pp. 21–48.
7. Leverett, M. C., «Capillary behavior in porous solids»,
Trans., AIME, Vol. 142, 1941, pp. 152-169.
8. Chen, S., Chen, J., Gillen, M. and D. Georgi, «A new approach for obtaining Swir from NMR log without requiring
T2cutoff», paper DD, presented at 49th SPLWA Annual Symposium, Edinburgh, Scotland, May 25-27, 2008.
9. Di Rosa, D., Gyllensten, A., Chen, S., Li, W. and D. Georgi,
«Use of the NMR diffusivity log to identify and quantify oil and
water in carbonate formations», SPE REE, Vol. 11 (2), 2008.
10. Altunbay, M., Kyi, K.K., Bal, A., Belhaouas, S., Shaharuddin, N. and S. Chen, “Porosity typing and productivity
analysis by modified timur-coates permeability model for
carbonates using NMR and conventional log data», Paper
KKK presented at 13th Formation Evaluation Symposium of
Japan, Chiba, Japan, Sept. 27-28, 2007.
Первичная
Вторичная
Songhua Chen (С. Чен), Руководитель отдела петрофизики и комплексной расшифровки данных измерений
в Inteq/Baker Atlas Технологическом центре, г. Хьюстон. До работы в компании Baker Hughes он работал
инженером-исследователем в НИР группе на Техасской Экспериментальной технологической станции
Техасского колледжа, где занимался проблемами применения NMR- и MRI-каротажа для исследования течения в пористой среде. М-р С. Чен получил степень
бакалавра по физике в Технологическом институте, г.
Нанджанг, Китай, и степень доктора по физике в университете Юта, Солт Лейк Сити.
Изолированные
каверны
Рис. 8. Слева: диаграммы проницаемости, рассчитанной с помощью различных моделей. На левой дорожке показана диаграмма проницаемости, рассчитанной с помощью
модели Соаtes со стандартными значениями С, m и n для карбонатов. На средней дорожке показана диаграмма проницаемости, рассчитанная с помощью модели Соаtes,
калиброванной с использованием данных, полученных WFT-испытателем пластов. На
самой крайней правой дорожке показана диаграмма проницаемости, полученная с
помощью р-модели при двух различных значения р для верхней и нижней части скважины. На диаграмме справа показано CDIL-изображение (левая дорожка) и на самой
крайней дорожке справа показана диаграмма, характеризующая вторичную пористость несообщаемых пор, определенная с помощью NMR анализа
стрирует то, что даже сравнительно
простое CBIL изображение может
быть полезным для получения более
приемлемого значения р.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Анализ нескольких случаев
сложной литологии показывает, что
корреляция свойств пластов с помощью обычно используемого метода
NMR-каротажа не может быть применена непосредственно без учета
некоторых факторов. За счет правильного учета влияния литологии
или состава минералов и с помощью
метода, базирующегося на модели
шкалы пор, мы можем найти распределения пор и зерен по размерам
для включающих несколько минералов систем, в которых существуют
нелинейные корреляции между T2,
размерами пор и зерен. Было показано, что модель проницаемости
карбонатов на основе сообщаемости пор позволяет учитывать интрагранулярную, интергранулярную и
кавернозную пористость.
Для проводимых на месторождении исследований песчаников, в
52
David Jacobi (Д. Джакоби), Инженер-исследователь
компании Baker Hughes, работает в Inteq/Baker Atlas
Технологическом центре компании, г. Хьюстон. Он
занимается комплексными проблемами минералогии,
геохимии и петрологии осадочных пород, возникающих при петрофизических исследованиях, включая
применение NMR каротажа и ядерной спектроскопии. М-р Джакоби получил степень магистра по геологии/геохимии в Техасском Технологическом университете и степень бакалавра в университете штатов
Среднего запада США.
которых существования явного согласования пористости с проницаемостью с большим разбросом значений T2cutoff не обнаружено, авторы
предложили альтернативный подход
оценки BVI и проницаемости, не требующий знания T2cutoff. Хотя значения
петрофизических параметров труднее определять по NMR-каротажным
диаграммам в пластах сложной литологии, эти примеры показали, что
трудности могут быть преодолены
за счет использования точной информации по модифицированным и
(или) альтернативным моделям расшифровки и по уравнениям.
Перевел В. Клепинин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Gladkikh M., Jacobi, D. and F. Mendez, «Pore geometric modeling for petrophysical interpretation of downhole
formation evaluation data», Water Resour. Res., Vol. 43,
W12S08, doi: 10.1029/2006WR005688, 2007.
2. Chen, J., Gladkikh, M., Chen, S., Jacobi, D. and H. Kwak,
«Determination of grain size distribution from NMR relaxation time using pore scale modeling», paper presented at
Soc. of Core Analysis Annual Symposium, Calgary, Canada,
Sept. 9-14, 2007.
3. Hursan, G., Chen, S. and E. Murphy, «New NMR two-dimensional inversion of T1/T2app vs. T2app method for gas well
petrophysical interpretation», paper GGG presented at 2005
Annual Symposium of SPWLA, New Orleans, June 2005.
4. Sun, B. Q., Olson, M, Baranowski, J., Chen, S., Li, W. and
D. Georgi, «Direct fluid typing and quantification of Orinoco
Belt heavy oil reservoirs using 2D NMR logs», paper EE pre-
Jiansheng Chen (Дж. Чен), Инженер-исследователь
компании Baker Hughes, работает в Inteq/Baker Atlas Технологическом центре компании, г. Хьюстон.
Раньше в течение двух лет он работал старшим
геофизиком-исследователем в Baker Atlas Североамериканском геофизическом департаменте. М-р Дж.
Чен в 2004 г. получил степень доктора по химической
технологии в университете Райса, в Хьюстоне, Техас,
и степени бакалавра и магистра по химической технологии в Тянжинском университете, Китай, в 1997 г. и
2000 г. Соответственно.
Mikhail Gladkikh (М. Гладких), Инженер-исследователь компании Baker Hughes, работает в Inteq/Baker
Atlas Технологическом центре компании, Хьюстон.
Он специализировался в области петрофизических
исследований и моделирования размеров пор в породах, а совсем недавно он начал заниматься проблемами изучения характера течения через отверстия при
кумулятивной перфорации. М-р Гладких получил степень доктора по вычислительной технике и прикладной математике в Техасском университете, Остин,
Техас, и степени бакалавра и магистра по прикладной
математике и физике в МФТИ, Москва.
Dan Georgi (Д. Джоджи), Директор по стратегическим технологиями и перспективным исследованиям
компании Baker Hughes, работает в Inteq/Baker Atlas
Технологическом центре компании, Хьюстон. Недавно он стал первым руководителем совета по технологии компании Baker Hughes. М-р Джоджи получил
степень бакалавра по физике в Калифорнийском
университете в Сан-Диего, степени магистра по геофизике и доктора по океанографии в Колумбийском
университете.
Mike Gillen (М. Джиллен), Руководитель КИП отдела для NMR каротажных исследований в компании
Baker Atlas до марта 2008 г. В настоящее время он
Директор по каротажным системам, используемым
при Исследовательском бурении, в центре компании
в Хьюстоне. До работы в Baker Atlas он в течение 11
лет работал в NUMAR на руководящих и технических
должностях. Он получил степень бакалавра по технологии в университете Колорадо и степень магистра в
университете Пена.
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: МЕНЕДЖМЕНТ
ИННОВАЦИОННЫЕ РАЗРАБОТКИ
В ОБЛАСТИ СПГ
D. Wood, David Wood & Associates, S. Mokhatab, редактор-консультант WO
В 2008 г. в области разработки инновационных технологий СПГ, включая плавучие системы транспортировки СПГ, FPSO и другие, был сделан значительный прорыв
Технологии плавучей системы транспортировки
сжиженного природного газа (floating liquefied natural
gas – FLNG) в настоящее время интенсивно развиваются. Эти технологии применяются в отрасли уже на
протяжении 20 лет. Однако отрасль «не стоит на месте» и предлагает новые интересные FLNG-проекты.
НОВЫЕ ПЛАВУЧИЕ СИСТЕМЫ
ТРАНСПОРТИРОВКИ СПГ
Самое интересное, что инновационная технология
была предложена независимой нефтяной компанией. В июне 2008 г. компания Flex LNG с партнерами
Mitsubishi и PeakPetroleum предложила отрасли совместный проект и новую плавучую систему транспортировки СПГ (FLNG), которая была впервые испытана в Нигерии. Flex LNG также объявила о начале
реализации второго FLNG-проекта для Папуа Новой
Гвинеи, который будет реализовываться совместно с
Rift Oil с целью транспортировки запасов газа с отдаленных месторождений. В соответствии с мировыми
стандартами заводов по сжижению СПГ Flex LNGпроект включает плавучую систему добычи, хранения и отгрузки СПГ (Floating Production Storage and
Offloading – FPSO), которая может транспортировать
до 1,7 млн т СПГ в год.
РАСШИРЕННЫЙ
FLNG-ПРОЕКТ
Компания Shell, основной инвестор FLNGразработок, последнее время испытала ряд сложностей, возникших с разработкой расширенной версии
проекта. Однако в 2008 г., несмотря на это, компания
объявила о тендере на полную разработку и техническое обеспечение проекта (Front-End Engineering and
Design – FEED) и возможность подписания контракта
на строительство LNG FPSO с транспортировкой до
3,5 млн т/год СПГ, палубой площадью 1500 × 250 фут, на
которой будет размещено оборудование для сжижения
природного газа. Компания планирует использовать
эту систему для транспортировки газа с месторождения Прелюд (доказанные запасы 2 трлн фут3), расположенного в басс. Браун на северо-западном шельфе
Австралии.
Одной из основных проблем сжижения природного газа на плавучей системе является приостановка
процесса в связи с погодными условиями. В основном
криогенном теплообменнике (Main Cryogenic Heat Exchangers – MCHE) используются трубы из алюминиевого сплава, которые охлаждаются до –160°. Компания
Shell разработала более эффективный для MCHE про-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
цесс охлаждения с учетом минимальной потери газа
и максимального выхода готового продукта. Процесс,
разработанный ранее для крупных MCHE-установок,
требовал больших временных затрат и специального
технического обслуживания.
Метод компании Shell был сфокусирован на особенной технологии охлаждения. Эта технология способствует повышению эффективности сжижения
природного газа в экстремальных погодных условиях.
Кроме того, технологией предусмотрено использование
различных составов для сжижения природного газа в
зимних или летних условиях. Эти условия достаточно
гибки в зависимости от места реализации проекта.
Кроме того, компания Shell разработала параллельный процесс, в котором поток газа проходит два параллельных цикла сжижения. Эта система эффективна
для применения на крупных установках, обеспечивает
гибкость и повышает производительность на 60 % или
8 млн т/год.
Для месторождений со значительными запасами
газа и удаленными от инфраструктуры технология
FLNG является преимущественной. Компания Inpex
объявила о реализации 4-миллиардного проекта на
участке Масела в Тиморском море. Компаньоном
Inpex выступает индонезийская BP Migas, которая
предложила альтернативный вариант транспортировки добытого газа. Этот вариант предполагает строительство трубопровода. Однако против этого проекта
выступила общественность, поскольку беспокоилась
о состоянии окружающей среды на северо-западном
побережье Австралии вдоль береговой Кимберли. Австралийское правительство предпочитает поддержать
проект, предложенный компаниями Woodside и Shell
строительства FLNG и размещения системы в басс.
Браун. Региональное правительство, наоборот, обеспокоено долговременным значительным инвестированием в проект и строительством местной инфраструктуры.
МАЛОМАСШТАБНЫЙ
ПРОЕКТ СПГ
В отличие от крупных компаний, фокусирующих
внимание на крупномасштабных проектах, традиционные отраслевые компании предпочитают незначительную модернизацию технологий. Высокие цены на
природный газ, установившиеся в 2008 г., стимулируют
развитие технологий (проектирование и строительство
судов) небольших отраслевых компаний, осуществляющих операции совместно с морскими операторами и
независимыми компаниями, располагающими место53
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: МЕНЕДЖМЕНТ
рождениями с определенными запасами газа. Однако
во многих странах, располагающих богатыми запасами
природного газа, требуются более инновационные,
эффективные технологии, разрабатываемые серьезными, крупными компаниями. Крупных операторов
не устроят недорогие, малоэффективные решения,
которые не помогут повысить промышленную добычу,
транспортировку и переработку природного газа.
Разработкой FLNG-технологии занимались многие компании. С этой целью было создано несколько
групп, в которые входили такие компании как Hoegh
LNG, Aker, ABB и CB&I Lummus (системы с объемом
транспортировки 1,6 млн т/год); SBM и Linde разрабатывающие системы LNG FPSO (объем транспортировки 2,5 млн т/год); Teekay, Mustang и Samsung и другие.
Отрасль надеется, что эти компании продолжат свои
разработки, и новые суда будут поступать на различные рынки.
Природный газ
Теплообменник
Вспомогательный
компрессор
Основной
компрессор
Турборасширитель
Холодный продукт
Горячий продукт
Рис. 1. Система сжижения природного газа
СПГ
ГИБКИЕ
ТЕХНОЛОГИИ СПГ
В 2006 г. были разработаны системы Flex LNG и
уже в 2007 г. размещены на некоторых судах. Системы монтируются на FPSO с вместительной палубой, на
которой размещается установка для сжижения природного газа. Судно также оборудовано отгрузочным
рукавом для СПГ и системой заякоривания.
В период с марта 2007 по апрель 2008 г. приступили к строительству четырех FPSO для транспортировки СПГ, вместимостью 6 млн фут3. Суда строятся на
верфях Samsung Heavy Industries в Корее. Суда будут
спущены на воду в 2010–2012 гг. Каждое судно будет
обеспечивать транспортировку 1,7 млн т/год СПГ. Системы оснащены резервуарами для хранения, энергоблоком, оборудованием для отгрузки СПГ, жилыми
помещениями и палубным оборудованием и другим.
Затраты на строительство одного такого судна составляют 460 млн долл. В настоящее время выполняется
монтаж палубного оборудования. Затраты на сжижение одной тонны СПГ составят 500–700 долл.
Палубное оборудование включает систему переработки газа (для достижения необходимого качества)
и систему сжижения.
Суда предназначены для переработки 230 млн фут3/сут
газа. Суда будут оборудованы универсальной совместимой системой заякоривания.
Для сжижения природного газа была разработана
специальная система (рис. 1), аналогичная используемым на мини-заводах СПГ. Система обладает определенными преимуществами, включая универсальность,
простоту запуска и останова, однофазность и однокомпонентность хладагента, небольшое количество
оборудования и другое.
Конструкция инновационной системы [1] основана
на традиционной концепции, успешно используемой
Рис. 2. При разработке конструкции инновационной системы за основу была взята традиционная концепция. Палуба судна предназначена для размещения оборудования для сжижения ПГ
54
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: МЕНЕДЖМЕНТ
Рис. 3. Горизонтальная трубопроводная система LNG Lite транспортного судна
на протяжении ряда лет (рис. 2). Конструкция включает вместительные резервуары для хранения СПГ и
вместительной палубы для размещения оборудования
для сжижения.
В июне 2008 г. Flex LNG объявила о заключении
партнерского соглашения с Нигерией. Кроме того,
одновременно был подписан контракт с компанией
Mitsubishi о покупке 1,5 млн т/год СПГ по фиксированным рыночным ценам.
По предварительным данным запасы газа, добываемые компанией Peak Oil на шельфе Нигерии, могут
обеспечить проект сырьем на протяжении 15 лет. После завершения проекта суда могут быть переброшены
в другие регионы.
В Папуа Новой Гвинее газ будет транспортироваться на судно по трубопроводу. Начало реализации этого
проекта запланировано на 2012 г.
В этом регионе открыты значительные запасы природного газа, но небольшими залежами, разбросанными по большой территории. Например, месторождение Пак-Пак, разработка которого началась в 2007 г.
располагает запасами 200 млрд фут3.
ЗАВЕРШЕНИЕ РЕАЛИЗАЦИИ
ПРОЕКТОВ СПГ
В настоящее время при разработке конструкции
системы транспортировки СПГ компании используют различные концепции. Например, группа Hoegh
LNG-led использует разработанную компанией CB&I
Lummus NicheLNG-процесс сжижения. Компанией
Aker предусмотрены резервуары для хранения вместимостью 6,7 млн фут3 и палуба длиной 1000 фут.
В июне 2008 г. компания Hoegh LNG подписала
контракт с CB&I на разработку палубного оборудования и с Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering на
разработку конструкции корпуса судна. Последние
инвестиции в проект запланированы на первый квартал 2009 г.
Проект включает монтаж системы очистки и сжижения с производственной мощностью примерно 88,3 млрд
фут3/год. Это обеспечит поставку 1,6 млн т/год СПГ и
примерно 0,5 т/год СНГ. Кроме того, суда будут оснащены резервуарами для хранения СПГ вместимостью
1 млн фут3 СНГ/конденсата. Ввод в эксплуатацию первого судна запланирован на 2012 г.
Компании SBM and Linde разработали многофазный процесс охлаждения и сжижения, аналогичный
процессу, применяемому в проекте Linde на заводе
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
Рис. 4. SeaNG-резервуары для CNG
СПГ Snohvit в Норвегии, эксплуатация которого началась в 2007 г.
Эта концепция включает значительную вместимость резервуаров для хранения СПГ (8,1 млн фут3).
Конструкция корпуса судов была разработана
японской судостроительной компанией IHI.
ДРУГИЕ ТЕХНОЛОГИИ
Криогенный СПГ это не только технология сжижения природного газа. Технологии сжатия природного
газа (Compressed Natural Gas – CNG) и технологии
сжижения природного газа развиваются.
LNG Lite. Концепция разработана компанией
SeaOne в соответствии с патентованной технологией
Compressed Gas Liquids (CGL). В процессе CGL в поток
газа (после очистки его от примесей) добавляется углеводородный растворитель. В этом случае сжижение
природного газа происходит при температуре –40 °C
и давлении 1400 psi (1 psi = 6,89 КПа). Первый этап
монтажа LNG Lite системы осуществляется на палубе
грузовой баржи, заякоренной на шельфе.
Затем кондиционированный жидкий поток газа
(рис. 3) транспортируется с CGL–палубы в трубопроводную 42-дюймовую систему. Компанией SeaOne
был выполнен сравнительный экономический расчет.
Специалисты сделали вывод, что при ежегодной транспортировке 3 млн т газа с месторождения с запасами
3 трлн фут3 в течение 10–15 лет преимущественно использовать систему LNG Lite [2], а не традиционную
систему транспортировки СПГ. Только транспортная
CGL-система, имеет вместимость 1,5 млрд фут3, что
аналогично половине вместимости традиционной
транспортной системе СПГ. Кроме того, транспортная CGL-система поддерживается одной грузовой и
одной отгрузочной баржей. В соответствии с оценкой компании SeaOne капитальные на строительство
транспортной системы составляют 1,5–2 млрд долл.
(0,75–1,00 долл/млн фут3). В то же время затраты на
строительство традиционной транспортной системы
СПГ составляют 3,5–4 млрд долл., что равносильно
1,75–2 долл/млн фут3.
Аналитики SeaOne полагают, что система LNG Lite
потребляет на 60 % меньше энергоресурсов по сравнению с традиционной системой транспортировки СПГ.
55
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: МЕНЕДЖМЕНТ
Кроме того, исключается даже малейшая возможность
утечки или проливания продукта в процессе транспортировки или отгрузки. По сравнению с традиционной
системой для сжижения газа система LNG Lite использует на 93 % энергии меньше. Для сжатия газа также
требуется меньше энергии (т.е. для сжатия 620 фут3
природного газа потребуется всего 35 фут3 криогенной
жидкости).
Система транспортировки CNG. Проекты CNG
предназначены для решения проблемы транспортировки газа на большие расстояния, включая островные
государства и города, удаленные от инфраструктуры.
Концепция системы хранения Coselle CNG обеспечивает дополнительные преимущества СПГ-проектам и
газопроводам. В июле 2008 г. компания Sea NG приступила к реализации CNG-проекта на предприятии
Gunsan в Южной Корее. Впоследствии эта технология
была принята за основу при строительстве (компаниями Sea NG, Marubeni и Teekay) первого судна для
транспортировки CNG (рис. 4).
Система представляет собой большие резервуары,
состоящие из свернутых 6-дюймовых стальных труб,
общей протяженностью 10,6 миль (1 миля = 1,609 км).
Каждая система вмещает 3 млн фут3 газа. Этот проект
обладает наибольшими преимуществами по сравнению
с другими системами. Технология строительства резервуаров большого диаметра Votrans, была первоначально предложена компанией EnerSea, которая до этого
никогда не занималась реализацией морских проектов. Проектами предусмотрен монтаж в корпусе транспортного судна 6 до 84 резервуаров, соединенных
между собой простым трубопроводом и системой
контроля.
Сжижение природного газа. Последнее время
специалисты отрасли активно работали над модернизацией систем сжижения природного газа (gas-toliquid – GTL). В 2006 г. был сдан в эксплуатацию завод
СПГ Oryx в Катаре с производственной мощностью
34 тыс. брл/сут. В начале 2007 г. компания Shell реализовала программу модернизацию завода GTL с производственной мощностью 140 тыс. брл/сут.
Перевел Г. Кочетков
Список литературы
1. Wood, D., Mokhatab, S. and M. J. Economides, «Offshore natural gas
liquefaction process selection and development issues», SPE 109522,
presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Anaheim,
Calif., Nov. 11–14, 2007.
2. Ryan, P. and B. Hall, «Portable pipeline», ABS Surveyor, Spring 2008, pp.
2–7.
3. Gudmundsson, J. S. and M. Mork, «Stranded gas to hydrate for storage
and transport», presented at the International Gas Research Conference
Amsterdam, Nov. 5–8, 2001.
4. Rogers, R. E., Etheridge, J. A., Pearson, L. E., McCown, J. and K. Hogancamp,
«Gas Hydrate Storage Process for Natural Gas», GasTIPS, Winter 2005.
David Wood (Д. Вуд) консультант по международным
проектам. М-р Вуд специализируется на оценке и исследовании проектов. Он специализируется на интеграции технических, экономических, стратегических
и других рисков. М-р Вуд получил степень доктора в
Imperial College в Лондоне. Более подробно о работах м-ра Вуда можно узнать на сайте: www.dwasolutions.com. Связаться с м-ром Вудом
можно по адресу: dw@dwasolutions.
com.
Saeid Mokhatab (С. Мохатаб) консультант в области
оценки проектов СПГ. Его работа охватывает различные аспекты технической и экономической экспертизы, оценку проектов и другое. М-р Мохатаб принимал
участие в подготовке оценки ряда крупных проектов в
США и в мире.
НОВЫЕ НАЗНАЧЕНИЯ В ОТРАСЛИ
Компания Wellbore Energy Solutions
(WES) назначила Jason Foreman (Дж.
Формена) менеджером отделения Quality, Health, Safety and Environment. До
этого назначения г-н Формен работал
на протяжении 12 лет в Baker Oil Tools,
занимая ряд руководящих должностей.
Pride International Inc. объявила о назначении Randall D. Stilley (Р. Д. Силли) исполнительным директором отделения по оказанию сервисных услуг на морских самоподъемных буровых установках. М-р Силли
работает в отрасли на протяжении 32 лет. С октября
2004 г. по июнь 2008 г. м-р Силли занимал должность
президента и исполнительного директора компании
Hercules Offshore Inc.
Double Eagle Petroleum Co. объявила о назначении
Richard Dole (Р. Доула) директором и президентом
компании. Кроме того, м-р Доул является главой совета акционеров с 2005 г. М-р Доул работает в отрасли
свыше 40 лет.
Omni Energy Services Corp. назначила Mark Stipe
(М. Стайпа) вице-президентом и генеральным кон56
сультантом. М-р Стайп пришел на работу в компанию
из Longman Russo в Лафайете. До этого назначения
м-р Стайп занимал должность главного консультанта
в Special Counsel в Louisiana Public Service Commission
и представительстве компании в Луизиане.
Шесть сотрудников компании Marine Technology Society были названы лауреатами премии Fellows. Это Dr. Richard W. Spinrad (д-р Р. У. Спайнрад),
администратор National Oceanic and Atmospheric
Administration; Ted Brockett (Т. Брокет), президент Sound Ocean Systems, Inc., Dietmar R. Deter
(Д. Р. Детер), владелец Nautex, Inc., Sandor A. Karpathy
(С. А. Карпати), главные менеджер Stress Subsea,
Inc., Capt. Daniel S. Schwartz (капитан Д. С. Шварц),
менеджер по морским операциям School of Oceanography и Mark S. Olsson (М. С. Ольсен), президент
DeepSea Power and Light.
Black Hills Corp. объявила о назначении Richard W. Kinzley (Р. Кинли) на
должность вице-президента. М-р Кинли
работает в отрасли свыше 10 лет и занимал ряд руководящих постов в компании.
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
обратный клапан
уменьшенных размеров
Новый клапан 250 Zero Leak Chek (см. рис.) является последним изделием компании The Lee серии
обратных клапанов уменьшенных размеров с нулевой утечкой. Чтобы добиться нулевой
утечки, седло клапана, выпускаемого в прямоточном и реверсивном варианте исполнения, изготовлено из
эластомера. Все остальные детали
клапана выполнены из нержавеющей стали. При диаметре клапана
всего лишь 0,25" его пропускная
способность составляет более
62 л/мин (по воздуху) при падении
давления 25 фунт/дюйм2. Номинальный вес составляет 3,8 г, а максимальный рабочий перепад давления 3000 фунт/дюйм2.
www.TheLeeCo.com
Потокоотклоняющая
система
Компания Schlumberger объявила о выпуске новой потокоотклоняющей системы StimMORE для изменения направления распространения трещин при
гидроразрыве в скважинах с обсаженными или необсаженными стволами. Применяется совместно с
диагностическим устройством StimMAP LIVE, обеспечивающим микросейсмические данные в процессе
проведения гидроразрыва. Данная система обеспечивает оптимизацию в реальном времени операций по гидроразрыву пласта. Ее можно применять в
скважинах разной конфигурации; она подходит для
горизонтальных стволов, как обсаженных, так и необсаженных, с температурой до 121 °С. Данное устройство особенно подходит для применения в глинистых
формациях. Временно блокирующие жидкости можно нагнетать сразу в составе основной жидкости гидроразрыва, изменяя направление распространения
трещин в случае необходимости на основе поступающих в реальном времени микросейсмических данных.
Составы готовят на основе стандартных жидкостей
гидроразрыва и расклинивающих агентов с добавлением смеси материалов, которые дают возможность
изменять направление распространения трещин.
www.slb.com/reservoircontact
Внутренний
регулирующий клапан
Компания WellDynamics, принадлежащая
Halliburton, объявила о выпуске внутреннего регулирующего клапана HS-ICV, стойкого к механическим
примесям и предназначенного для глубоководных
условий эксплуатации при высоких давлениях, характеризуемых как неблагоприятные рабочие условия. Данный клапан обеспечивает возможность применения скважинных систем с развитой логикой в
более экстремальных условиях. Отличительными
особенностями клапана являются: фирменное уплотнение «металл-металл», обеспечивающее высокую
№3 • март 2009
разгрузочную способность; выполняемый в соответствии с требованиями заказчика регулятор потока;
поставляемые по отдельному заказу датчики положения, обеспечивающие подтверждение в реальном
времени дистанционно включаемых перемещений
клапана. Регулятор потока клапана
обеспечивает полную сохранность
уплотнения при воздействии тяжелых механических примесей в стволе
скважины. Цельная камера клапана
исключает возможность скопления
в клапане механических примесей,
препятствующих его перемещению.
Уплотнение также обеспечивает разгрузку клапана при перепаде давления 5000 фунт/дюйм2, а сохранность уплотнения была проверена
как при малом, так и большом перепаде давления до
10 000 фунт/дюйм2. Клапан можно применять в качестве штуцера. При использовании в качестве штуцера
(на забое) клапан HS-ICV можно устанавливать в заданное положение с помощью модуля дискретного позиционирования Accu-Pulse компании WellDynamics.
Если же клапан применяется в фонтанной арматуре
закрытого типа, его можно устанавливать в заданное
положение с помощью метода устьевого позиционирования. И в том и другом случае поставляемые по
отдельному заказу датчики положения отслеживают
перемещения регулятора потока и выдают подтверждение в реальном времени.
www.welldynamics.com
Блок управления
электродвигателем
Компания Rockwell Automation выпустила серию
изделий Allen-Bradley OneGear, обеспечивающих полный ассортимент решений для станций управления
электродвигателями и станций регулирования мощности. Серия OneGear это блоки управления электродвигателями среднего напряжения, специально
спроектированные для использования с системами
без понижения и с понижением напряжения, и поддерживающие рабочие напряжения до 15 кВ. Блоки
управления, в которых используется технология как
вакуумных контакторов, так и коммутации выключателей, выпускаются со специальными дугостойкими
шкафами, которые удовлетворяют уровню защиты
IEE C37.20.7 и IEC Type 2. Кроме того, они имеют
функцию дистанционного контроля и диагностики,
а также полной защиты электродвигателя для достижения максимального коэффициента использования,
не допуская при этом его повреждения и простоя.
В серию изделий входят нереверсивные регуляторы
полного напряжения, системы защиты с развитой
логикой и регуляторы SMC Flex на напряжение
10–15 кВ, отличающиеся применением шкафов
ArcShield и технологии Allen-Bradley PowerBrick.
www.ab.com./mvb/onegear.html
Перевел С. Сорокин
57
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ОТРАСЛЕВАЯ СТАТИСТИКА
Сезон ураганов в Мексиканском заливе (США) повлиял на снижение добычи нефти в стране. Ураганы
Густав и Айк стали причиной приостановки добычи на
морских платформах. В шт. Луизиана добыча снизилась
на 62 %, Техас – 16 %. По мере восстановления эксплуатации морских платформ добыча возобновилась.
Фьючерские цена на сырую нефть в сентябреначале октября 2008 г. продолжали падать. В связи с
изменениями цен на нефть в октябре 2008 г. состоялась встреча представителей стран-членов ОПЕК. На
встрече обсуждался вопрос снижения к началу ноября добычи нефти до 1,5 млн брл/сут.
В сентябре поставки нефти снизились на 1,27 млн
брл/сут до 84,96 млн брл/сут, в основном, по причине сезона ураганов в США. Поставки нефти из стран
ОПЕК снизились на 530 тыс. брл/сут.
Добыча нефти в США****, тыс. брл/сут
Добыча нефти и конденсата в мире, млн брл/сут
Штат, регион
Сентябрь 2008 г.*
Алабама
Аляска
Арканзас
Калифорния
Колорадо
Флорида
Иллинойс
Канзас
Кентукки
Луизиана
Мичиган
Миссисипи
Монтана
Небраска
Нью-Мексико
Северная Дакота
Огайо
Оклахома
Техас
Юта
Вайоминг
Другие***
Всего
48 нижних штатов
Средняя дневная добыча за месяц
Сентябрь 2007 г.**
Разница, %
21,0
719,0
17,0
669,0
61,0
5,0
25,0
100,0
10,0
437,0
17,0
50,0
87,0
7,0
162,0
145,0
16,0
172,0
1107,0
54,0
146,0
27,0
4054,0
3335,0
21,0
642,0
16,0
657,0
66,0
6,0
27,0
102,0
7,0
1147,0
14,0
58,0
94,0
7,0
158,0
127,0
14,0
171,0
1318,0
54,0
149,0
27,0
4882,0
4240,0
Страна, регион
Август 2008 г.*
0,0
12,0
6,3
18,0
–7,6
–16,7
–7,4
–2,0
42,9
–61,9
21,4
–13,8
–7,4
0,0
2,5
14,2
14,3
0,6
–16,0
0,0
–2,0
0,0
–17,0
–21,3
19,0
563,0
16,0
674,0
60,0
6,0
25,0
104,0
8,0
1238,0
17,0
57,0
89,0
7,0
167,0
140,0
16,0
174,0
1261,0
55,0
144,0
27,0
4867,0
4304,0
* 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
Сентябрь
2008 г.
Техас, Мексиканский залив
Арклатекс
Восточный регион США
Южная Луизиана
Центральная часть США
Западный Техас/Пермский басс.
Скалистые горы
Западное побережье Аляски
Всего в США
Канада
Август,
2008 г.
202
191
83
68
466
825
368
409
2612
699
207
197
78
63
467
813
365
421
2611
743
Июль,
2007 г.
Сентябрь,
2007 г.
198
192
80
68
467
792
356
414
2597
772
194
180
81
53
440
786
345
341
2418
525
Изменение, %
По месяцам По годам
4,5
2,6
–2,5
–7,4
0,0
2,7
2,5
1,7
0,0
–5,9
6,7
9,4
–3,7
18,9
6,1
3,4
6,4
23,5
8,0
33,1
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
58
Сентябрь 2008 г. Август 2008 г. Август 2007 г. Август 2006 г.
Страны ОПЕК*
Саудовская Аравия
9,16
9,21
8,48
Иран
3,97
4,10
3,98
Ирак
2,19
2,33
2,09
ОАЭ
2,66
2,66
2,52
Кувейт
2,13
2,32
2,16
Нейтральная зона
0,58
0,59
0,56
Катар
0,87
0,88
0,80
Ангола
1,75
1,85
1,61
Нигерия
1,98
1,98
2,13
Ливия
1,70
1,65
1,71
Алжир
1,37
1,37
1,36
Эквадор
0,50
0,50
0,46
Венесуэла
2,37
2,31
2,39
Индонезия
0,86
0,87
0,84
Природный газоконденсат и конденсат
5,13
5,13
4,81
Всего в ОПЕК
37,22
37,75
35,95
Страны, входящие в организацию экономического содружества**
США
6,43
7,67
7,44
Мексика
3,12
3,12
3,48
Канада
3,22
3,41
3,32
Великобритания
1,46
1,26
1,66
Норвегия
2,28
2,29
2,56
Европа – другие
0,73
0,74
0,73
Австралия
0,63
0,61
0,55
Страны тихоокеанского бассейна
0,11
0,10
0,08
Всего
17,98
19,20
19,82
Страны, не входящие в ОПЕК*
Страны бывшего СССР
12,63
12,31
12,77
Китай
3,92
3,77
3,73
Малайзия
0,76
0,77
0,76
Индия
0,83
0,86
0,81
Азия – другие
1,04
1,01
1,11
Европа
0,12
0,12
0,13
Бразилия
2,29
2,25
2,14
Аргентина
0,75
0,75
0,75
Колумбия
0,58
0,58
0,54
Латинская Америка – другие
0,42
0,42
0,43
Оман
0,72
0,71
0,72
Сирия
0,39
0,39
0,40
Йемен
0,30
0,30
0,34
Египет
0,60
0,61
0,63
Габон
0,24
0,24
0,23
Африка/Ближний Восток – другие
1,92
1,94
1,84
Всего
27,51
27,03
27,33
Прирост***
2,25
2,25
2,17
Итого
84,96
86,23
85,27
8,93
3,91
1,90
2,62
2,21
0,58
0,82
1,37
2,24
1,71
1,35
0,54
2,56
0,89
4,63
36,26
7,34
3,68
3,19
1,66
2,78
0,74
0,53
0,05
19,97
12,25
3,67
0,75
0,79
1,17
0,15
2,10
0,77
0,53
0,45
0,75
0,42
0,38
0,67
0,23
1,82
26,90
2,04
85,17
Источник: International Energy Agency.
* Данные по Анголе должны быть в страны ОПЕК.
** Включая сырую нефть, конденсат, природный конденсат и нетрадиционные ресурсы.
*** За исключением стран бывшего СССР, Китая и европейских стран, не входящих в организацию экономического содружества.
Цены на сырую нефть, долл/брл
Западно-техасская
Смесь Брент
Арабская легкая
Источник:DOE
№3 • март 2009
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
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
Сентябрь 2008 г.
Наземные Морские
Источник: Baker Hughes Inc.
* Нет данных по Ираку.
434
43
11
3
0
0
0
2
27
249
8
62
54
62
20
6
33
129
26
48
16
3
28
8
324
84
29
41
76
65
29
164
16
0
54
51
0
4
23
2
0
14
1339
2
50
0
1
3
21
0
20
5
38
3
11
0
14
0
0
10
31
0
16
0
4
0
11
74
0
29
0
26
13
6
111
16
20
22
9
14
1
0
11
8
10
306
Август 2008 г.
Наземные Морские
448
43
10
3
0
0
1
2
27
249
8
60
54
65
20
6
36
122
23
49
15
0
27
8
307
82
26
41
77
56
25
161
14
0
52
48
0
4
25
2
0
16
1330
1
48
0
1
3
17
0
22
5
32
3
11
1
10
0
0
7
27
0
11
0
4
0
12
75
0
29
0
27
14
5
121
15
24
28
15
11
1
0
11
9
7
304
Сентябрь 2007 г.
Наземные Морские
348
26
5
4
1
0
2
1
13
234
10
49
49
68
19
5
34
122
30
40
13
4
25
10
291
75
18
41
72
60
25
148
13
0
56
41
0
7
19
2
0
10
1169
3
46
0
1
3
15
0
24
3
30
4
7
0
10
0
0
9
27
0
11
0
7
0
8
72
0
22
1
32
13
4
117
11
21
29
21
15
0
0
6
6
8
295
Морские буровые установки в мире в целом
Сентябрь 2008 г.
Всего буровых установок
2007 г.
Аренда по контракту
2007 г.
Коэффициент использования
буровых установок, %
2007 г.
Европа/Средиземное
В мире в целом
Мексиканский залив
море
Мобильные Платформы Мобильные Платформы* Мобильные Платформы*
123
132
100
95
81,2
72,4
53
57
32
23
60,4
40,4
100
104
100
104
100,0
100,0
107
107
104
107
97,2
100,0
698
673
631
594
90,3
88,2
296
294
256
240
86,5
81,6
Источник: ODC-Petrodata Weekly Mobile Offshore Rig Count.
* Корректированные данные.
Регионы
Октябрь 2008 г.
5
19
15
14
9
8
70
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
Сентябрь 2008 г.
6
21
16
10
0
8
61
Источник: IHS Energy.
№3 • март 2009
Октябрь 2007 г.
8
23
10
12
12
12
77
2008 г.
Сентябрь
Август
6
5
0
1
11
8
3
59
48
47
1
115
3
11
12
185
85
19
26
55
2
16
11
0
3
91
7
74
10
212
27
1
2
946
11
1
27
36
62
91
187
132
31
71
132
27
42
99
45
28
80
10
71
2014
6
5
0
1
8
6
2
57
47
46
1
116
2
11
11
188
80
26
28
54
2
12
12
1
0
86
7
73
12
210
25
2
2
934
8
1
22
37
63
93
185
126
28
72
137
32
41
91
49
26
75
12
66
1987
Сентябрь
2007 г.
5
4
0
1
5
5
0
49
36
34
2
116
1
14
11
169
62
25
25
56
2
11
13
0
3
74
6
43
14
195
16
2
5
837
6
1
26
33
56
86
186
122
37
59
110
19
37
60
42
33
78
8
87
1783
Разница, %,
Сентябрь 2008 г. Сентябрь 2007 г.
20,0
25,0
–
–
120,0
60,0
–
20,4
33,3
38,2
–50,0
–0,9
–
–21,4
9,1
9,5
37,1
–24,0
4,0
–1,8
0,0
45,5
–15,4
–
0,0
23,0
16,7
72,1
–28,6
8,7
68,8
–50,0
–60,0
13,0
83,3
0,0
3,8
9,1
10,7
5,8
0,5
8,2
–16,2
20,3
20,0
42,1
13,5
65,0
7,1
–15,2
2,6
25,0
–18,4
13,0
Источник: Baker Hughes Inc.
Геофизическая активность в мире в целом
Регионы
Геофизическая активность в США
Скалистые горы
Центральный район
Юго-запад
Мексиканский залив
Морские участки
Другие
Всего
Число буровых установок вращательного
бурения в США
Африка
Канада
Страны бывшего СССР
Европа
Дальний Восток*
Ближний Восток
Латинская Америка
США
Всего
Октябрь 2008 г.
66
10
48
45
63
33
33
70
368
Сентябрь 2008 г.
66
7
48
42
62
26
31
61
343
Октябрь 2007 г.
55
12
41
28
41
16
31
77
301
Источник: IHS Energy.
* Включая Китай.
59
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING, Vol. 87, № 9, 10, 11 – 2008
J. E. Johnston, Bath Engineering Corporation,
Corpus Christi, Texas
DETERMINING THE PROPER HAZARDOUS
AREA CLASSIFICATION
R. Valencia, D. Link, BP Products North America, Inc.,
Texas City, Texas; C. Baukal J. McGuire, John Zink Co.
LLC, Tulsa, Oklahoma
CONSIDER CLASSROOM TRAINING
FOR PLANT OPERATORS
S. Rahimi Mofrad, Petrofac Engineering & Construction,
Sharjah, UAES
TOWER PRESSURE RELIEF CALCULATION
A. K. Dhar, Indian Oil Corp. Ltd., Mathur, India
IMPROVE CALCULATING CETANE NUMBERS
R. M. Spoor, KBC Process Technology Ltd.
LOW-CARBON REFINERY: DREAM OR REALITY
T. Sofronas, Contributing Editor
REFRIGERATION SYSTEM VIBRATION
К. R. Ramakumar, Gujarat Refinery,
Indian Oil Corporation Limited, Vadodara, India
PREDICTING IMPORTANT PARAMETERS
USING ARTIFICIAL NEURAL NETWORKS
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
HYDROCARBON PROCESSING
КОРОТКО О РАЗНОМ
W. Weirauch, главный редактор WO
«НЕТ» увеличению содержания этанола
Tesoro Refining & Marketing Co возбудила иск против Калифорнийского управления материально-технического снабжения ВВС (Cаlifornia Air Resources
Board – CARB) с целью предотвратить внедрение
нового нормативного акта, требующего увеличения содержания этанола, получаемого из кукурузы,
в бензине для штата Калифорния. Кроме того, компания пытается добиться судебного решения о приостановке ввода в действие этого правила на время
слушания дела в суде.
В августе 2008 г. специалисты CARB закончили
разработку спецификаций на бензин в соответствии
со стандартом на топлива с низкими выбросами СО2
(low carbon fuel standard – LCFS). Целью этого правила является снижение интенсивности выбросов
СО2 в пределах штата транспортными средствами на
10 % к 2020 г.
Стандарт LCFS включает весь срок службы и
рыночные подходы для ограничения выбросов СО2
топливами для автотранспортных средств. В соответствии с этим правилом НПЗ обязаны увеличить
к 31 декабря 2009 г. содержание этанола в бензине с
5,7 до 10 %
Компания
Tesoro
владеет
двумя
НПЗ
в Калифорнии – один мощностью 100 тыс. брл/сут
в Вильмингтоне и второй – мощностью 166 тыс.
брл/сут в Мартинезе. В последнее время компания
инвестировала более 600 млн долл. в НПЗ Мартинез
для снижения выбросов в атмосферу 3000 т CO2 и
125 млн долл. на снижение выбросов твердых частиц
на Вашингтонском НПЗ.
Компания Tesoro отмечает, что влияние этанола кукурузного происхождения многогранно, и что
существует риск возникновения дефицита автомобильных топлив в будущем, если субсидии, выплачиваемые в размере 0,50 долл/брл, будут отменены.
Новейшие исследования доказывают, что этанол
в бензине способствует увеличению выбросов парниковых газов (GHG) и приносит ущерб экологии
из-за усиленных стоков удобрений и пестицидов,
вносимых в почву для повышения урожайности кукурузы. Кроме того, увеличивается расход пресной
воды.
увеличение ЭКОНОМИЧЕСКИх ПРОБЛЕМ на
НЕКОТОРЫЕ HPI-ПРОЕКТЫ
«Интересные времена» наступили для промышленности в связи с мировой напряженностью в
кредитовании и падением цен на нефть; они могут
повлиять на перспективы реализации некоторых
проектов и корпоративных затрат. Большинство
аналитиков ожидают, что хорошо организованные
компании с доказанной репутацией, здоровыми
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
финансовыми потоками и низкой задолженностью проведут свои «корабли» через экономические
рифы, несмотря на ощутимые удары. Например,
успешно реализуется крупный проект Motiva
Enterprises, связанный с расширением НПЗ в ПортАртуре, Техас. Проект оценивается в 7 млрд долл.
Компания сообщает, что финансирование проекта осуществляется за счет собственных доходов и
вкладов партнеров Royal Dutch Shell и Saudi Aramco.
Как нынешний финансовый кризис отразится на
доступности капитала для американских проектов,
связанных с возобновляемой энергией? «Для финансирования этих проектов должны появиться
новый финансовый рынок и фондовая биржа», –
говорит Э. Ф. Фео, сопредседатель Milbank, Tweed,
Hadley & McCloy’s Global Power, Energy & Utilities
Group.
ОДОБРение строительства
СПГ-ТЕРМИНАЛа
Федеральная Энергетическая Комиссия США
дала «зеленый свет» строительству СПГ-терминалу
в Орегоне – первому приемочному терминалу на
Западном побережье страны. Проект Bradwood
Landing, стоимостью 650 млн долл., прошел серьезные испытания. Компания сформулировала более
100 условий, которые по ее мнению помогут обеспечить безопасность и облегчить нагрузку на окружающую среду. Разработчик терминала хьюстонская
компании NorthernStar Natural Gas до начала строительства должна получить разрешения на уровне
штата. Если она получит эти разрешения, то терминал начнет строиться в 2009 г. и к 2012 г. будет введен
в эксплуатацию.
НАЛОГОВЫЕ ЛЬГОТЫ
НА ОЧИЩЕННЫЙ УГОЛЬ
В принятом Конгрессом США пакете законов
о спасении финансовой системы содержится пункт
о продлении на один год предельного срока введения налоговых льгот на экологически чистый уголь.
Аналогично другим налоговым льготам на использование энергии ветра и других возобновляемых
источников энергии налоговые льготы на экологически чистый уголь в соответствии с разделом
45 налогового кодекса, который вступает в силу
31 декабря 2009 г., продлеваются. Первоначально
эти льготы должны были вступить в силу в конце
2008 г. Для того, чтобы получить на них (в размере
5,87 долл/т высококачественного топлива) право,
очищенный уголь должен обеспечивать 20%-ное
снижение выбросов оксидов азота и 40%-ное снижение выбросов либо диоксида серы, либо ртути.
Льгота относится к фактической добыче угля и будет действительна в течение 10 лет со дня вступления закона в силу.
61
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
МЕТОДЫ ДИСТАНЦИОННОГО ИЗМЕРЕНИЯ
ЛЕТУЧИХ ОРГАНИЧЕСКИХ ВЕЩЕСТВ
Европейская
экологическая
организация
CONCAWE опубликовала отчет о результатах недавно проведенного нового исследования в области
оптических средств обнаружения источников утечек летучих органических веществ. Применение
методов оптического изображения газов (optical
gas imaging – OGI) позволяет обнаруживать точечные источники утечек летучих веществ с помощью
сравнительно простых ручных камер. OGI-камера
может сканировать все потенциальные источники утечек на технологической установке, которые
невозможно обнаружить с помощью специальных приборов для обнаружения углеводородов.
Сложные электронные способы дистанционного
обнаружения могут дать лишь кратковременные
измерения. Экстраполяция этих измерений может
привести к очень грубым ошибкам в оценке прогнозируемых годовых значений выбросов с НПЗ из-за
их изменчивости во времени. «Сложные способы
в лучшем случае позволяют идентифицировать ре-
зервуары со значительными выбросами VOC, но не
в состоянии точечно указать какие узлы технологического оборудования нуждаются в неотложном
техническом обслуживании и ремонте», – утверждают авторы отчета.
СОЗДАние НАЦИОНАЛЬНого ЦЕНТРа
ПО БОРЬБЕ С КОРРОЗИЕЙ
Хьюстонский Rice University создал центр по разработке эффективных способов предотвращения
коррозии – проблемы, которая по оценкам специалистов обходится в 276 млрд долл/год (в США).
Для создания этого центра Rice тесно сотрудничает
с NACE International – мировой ассоциацией, членами которой являются более 20 тыс. ученых, инженеров и техников. Учитывая опыт и знания ученых
Rice University, авторы инициативы оптимистически
настроены по отношению к разработке супергидрофобных нанопокрытий, способных отталкивать воду
с поверхности стали. Исследователи будут фокусировать свое внимание на решении проблем нефтегазовой промышленности.
Факторы влияния
РОСТ ПОТРЕБЛЕНИЯ НАФТЫ В Азии
В нефтехимическом секторе Азии происходят
фундаментальные изменения. В соответствии с недавно опубликованным аналитическим обзором
FACTS Inc., на перспективы развития этой отрасли
промышленности влияют три основных фактора:
• массированная экспансия азиатских нефтехимических продуктов;
• бурное развитие нефтехимической промышленности и превращение Китая в крупнейшего
производителя нефтехимической продукции в
Азии;
• резкий рост производственных мощностей на
Ближнем Востоке.
В последние годы значительно возросло как
производство, так и инвестиции в нефтехимическую промышленность. Инвестиции растут главным образом в Китае, несмотря на то, что ближневосточные производители имеют значительные
конкурентные преимущества благодаря более легкому доступу к сырью – природному газу и нефти.
Значительная часть ближневосточных мощностей
нацелена на экспорт нефтехимических продуктов
в Китай.
Основные положения упомянутого аналитического обзора (www.FGEnergy.com) приведены ниже.
Потребление нафты. Одной из особенностей региона является потребление нафты, которое не снижалось даже во время кризиса 1997/1998 гг.
Суммарное потребление нафты в Китае в 2007 г.
составляло около 600 тыс. брл/сут, к 2010 г. оно
возрастет до 825 тыс. брл/сут, а к 2015 г. достигнет
62
1,1 млн брл/сут. Китай намерен увеличить применение химического сырья на действующих НПЗ, разрешив использовать больше средних дистиллятов
в качестве нефтехимического сырья. К 2011 г. эта
страна станет крупнейшим потребителем нафты в
Азии, тогда как уже в 2007 г. Китай был близок к нетто-импорту нафты.
Приток инвестиций. В 2009–2011 гг. ожидается приток капиталовложений в производство
этилена с четкими пиками в начале и конце 2009 г.
Значительные инвестиции в производство ароматических углеводородов прогнозируются на 2008–
2009 гг. Масштабы новых нефтехимических мощностей указывают на благоприятные для Китая цены на
нафту по меньшей мере до 2011 г. Новые мощности
по производству этилена преимущественно основаны на нафте в качестве сырья.
China Petroleum & Chemical Corp. (Sinopec) и
PetroChina являются крупнейшими производителями в Азии. Обе эти компании имеют амбициозные
программы инвестиций в производство этилена
и ароматики. В Китае созданы совместные с ВР и
BASF предприятия. Sinopec также создает совместные предприятия с ExxonMobil, Saudi Aramco, Kuwait
Petroleum Corp. (KPC) и Saudi Basic Industries Corp.
China National Offshore Oil Co имеет совместное
предприятие по производству этилена/ароматики
с Shell в Хуэйчжоу.
Sinopec не только создает в совместные проекты с
иностранными партнерами, но также строит совместные интегрированные нефтеперерабатывающие/
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
нефтехимические комплексы с ExxonMobil и Sandi
Aramco в Фуцзяне и с КРС в Нанта, Гуанчжоу.
Также строится несколько новых установок разделения конденсата, на которых будет производиться
нафта компаниями Kashima Oil, 2008; PTT Aromatics
& Refining Public Co. Ltd. Rayong, 2008); Japan Energy
Mizushima, 2009); S-Oil, 2012 и предположительно
Jurong Aromatics Corp., 2012 г..
Импорт, экспорт. Импорт в АТР увеличится с
0,88 млн брл/сут в 2007 г. до 1,2 млн брл/сут в 2010 г.
и 1,38 млн брл/сут в 2015 г. Индия является единственным значительным экспортером нафты, обладающим развитой нефтехимической промышленностью, и наращивает экспорт нефтепродуктов.
FACTS прогнозирует 4%-ный рост потребления
нафты в ближайшие пять лет, главным образом, благодаря расширению производства этилена в Китае.
Производство нафты в регионе за тот же период увеличится на 2,8 %.
Несмотря на огромные объемы потребления,
только горстка североазиатских стран имеет тенденцию к наращиванию объемов потребления. Китай в
текущем десятилетии был и в соответствии с прогнозом в следующем десятилетии будет основным развивающимся рынком потребления нафты. Япония –
крупный потребитель, но потребление постепенно снижается, и Южная Корея опережает Японию
в 2008 г., а Китай перегонит Южную Корею в 2011 г.
К 2015 г. производственные мощности Китая по этилену будут равны мощностям Японии, Южной Кореи
и Тайваня вместе взятым (рис. 1).
Производители Австралии, Индии, Индонезии,
Таиланда и Малайзии имеют более легкий доступ
к этану, добываемому в больших объемах на газовых месторождениях. Это гарантирует производство более дешевого этилена и экономическую ус-
тойчивость при переключении на другое сырье в
будущем.
Малайзия и Таиланд частично опираются на природный газ, причем Таиланд гибко переключается
с природного газа на нафту и наоборот при расширении производства этилена.
«Вполне возможно, что дешевый экспорт
с Ближнего Востока приостановит проекты в странах-потребителях из-за дороговизны газа или
нафты. Если это теоретически оправдано в долгосрочной перспективе, то страны-потребители
смогут отплатить введением карательных тарифов
и демпинговых нормативных актов для защиты
своей промышленности», – полагают авторы из
FACTS.
Из этого вытекает, что потребление нафты
в Азиатско-Тихоокеанском регионе будет опережать
ее производство в ближайшие пять лет.
ОЦЕНКИ НЫНЕШНЕГО СОСТОЯНИЯ
ЭНЕРГЕТИКИ США
В 2008 г. Национальный Нефтяной совет (NPC)
опубликовал подробный отчет под названием
«Горькая правда, с которой сталкивается энергетика страны». Недавно основные участники этого исследования вновь анализировали перспективы глобальных событий в энергетике США.
Что изменилось за год. События в энергетическом секторе подтверждают выводы прошлогоднего
исследования. Анализ изменений, произошедших за
год, показывает, что:
• глобальные цены на нефть и природный газ
в США достигли исторически рекордных высот
и остаются изменчивыми;
• высокие энергозатраты начинают замедлять
темпы роста потребления;
Данные и приращения
Текущая мощность
24
21
18
15
12
9
6
3
Таиланд
Тайвань
Южная Корея
Сингапур
Малайзия
Япония
Индонезия
Индия
Китай
Австралия
Рис. 1. Мощности по производству этилена в АзиатскоТихоокеанском регионе до 2015 г.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Х
700
Диапазон 2008 г.
600
Нижний предел
по исследованиям 2007 г.
500
2010
Источник: FACTS Global Energy
Е
2007 г. – верхний предел
800
400
0
Т
900
Мировое потребление энергии,
квадрильоны (1015) БТЕ
Объем производства, млн т/год
27
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
2020
2030
Источник: NPC
Рис. 2. Состояние и перспективы мировой энергетики в сравнении с результатами исследования 2007 г.
63
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
• риски для наземных нефтегазопроводов, например, конфликты, саботаж, национализм обладателей ресурсов получили широкое распространение;
• усилилось фокусирование на ограничении выбросов;
• законопроект об энергетической независимости и безопасности стал законом, регламентирующим значительное снижение потребления
энергии;
• основные положения отчета 2007 г. подтверждены с большей ясностью в конкретных областях», – утверждают авторы исследования
(рис. 2). В частности:
• ожидаемый глобальный рост потребления топлива и энергии требует значительного повышения эффективности использования энергии и
расширения всех энергетических поставок;
• увеличение рисков для расширения обычных
поставок жидких энергоносителей;
• прогнозируется значительное расширение поставок нетрадиционных жидкостей;
• больший вклад в разработку новых источников
нефти и газа, о которых сообщалось в прошлогоднем отчете;
• растущие инвестиции в технологию для диверсифицирования энергоснабжения, производства альтернативных топлив и ограничения выбросов СО2;
• эскалация цен и доступность средств на осуществление проектов, мешающие расширению
энергетических мощностей;
• растущее давление со стороны экологических
ведомств и органов государственной безопасности.
Как было заявлено в отчете за 2007 г. «Нет единого, легкого решения глобальных энергетических проблем, с которыми промышленность будет
сталкиваться в обозримом будущем. Учитывая
огромные масштабы глобальной энергетической
системы и длительные сроки, необходимые для
внесения материальных изменений, активные
меры следует принимать уже сегодня и поддерживать их на протяжении всего продолжительного
периода».
Полный текст этого отчета помещен на сайте:
www.npc.org.
РОСТ ЦЕН НА ПРИРОДНЫЙ ГАЗ и ЗАДЕРЖКИ
РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТОВ
Минувшие 18 мес оказались сумбурными для газовых рынков. Цены на газ были высокими и изменчивыми на региональных рынках с непрерывным
ростом потребления и драматическим ростом производства сжиженного природного газа, и дальнейшим взаимопереплетением в глобальных масштабах.
Международное Агентство по энергетике (IEA) недавно опубликовало обзор под названием «Natural
Gas Market Review 2008», в котором содержится
64
оценка этих тенденций и прогноз на ближайшие
5–7 лет. В этом документе глубокому анализу подвержено состояние и перспективы развития 40 крупных газодобывающих и газопотребляющих стран и
регионов, включая их политические и экономические аспекты.
«Высокие цены на природный газ являются не
только отражением высокого потребления, но и отклика на перебои в поставках», – сказал Н. Танака –
исполнительный директор IEA «Неопределенность
в инвестициях, повышение цен и несвоевременные
поставки продолжают оставаться, проблемами на
большинстве газовых рынков и продолжают оставаться угрозой для долгосрочной безопасности газоснабжения».
Цены. Цены на газ на всех региональных рынках продолжали расти в 2007 г. и на протяжении половины 2008 г. В США в 2007 г. цены на
газ превышали 7 долл/млн БТЕ и к концу 2008 г.
составляли около 10 долл. Приблизительно такие же цены на СПГ были в Англии и в странах
АТР, а спотовые цены на СПГ переваливали за
15 долл/млн БТЕ.
«Несмотря на растущие цены на газ, потребление
природного газа на производство энергии нарастает
не только в странах-членах IEA, но также в крупных
добывающих и потребляющих странах, не входящих
в ОЭСР. Высокие цены на газ быстро перерастают
в высокие цены на электроэнергию. Таким образом,
на потребителя последовательно накатывается волна
растущих цен на нефть, газ и электроэнергию», –
резюмируют авторы обзора.
Широкое применение природного газа на электростанциях благоприятно влияет на экологию,
повышает энергетическую безопасность. «Страны
должны стремиться к диверсифицированию источников энергоснабжения, включая возобновляемые
источники, атомную энергию и уголь», – сказал
г-н Танака, акцентируя внимание на необходимости улучшения экологических характеристик последнего.
Перспективы изменений на газовых рынках.
В страны-члены IEA импортируют газ из отдаленных и дорогостоящих источников. Но аналогично
нефтяным рынкам, авторы прогнозируют недостаточность инвестиций после 2010 г. и угрозу для
безопасности снабжения. Эскалация стоимости
проектирования, закупки оборудования и строительства, напряженность проектно-конструкторского рынка и риски в добывающих странах были
основными причинами задержек реализации важных проектов. «Прогресс в прокладке магистральных газопроводов за пределами США замедлился в
последние годы», – констатирует г-н Танака. Для
ускорения прогресса страны и их правительства
должны улучшить функционирование своих рынков, сделать их более прозрачными. Это особенно
важно для Европы с растущим спросом на импортируемый газ.
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
«Газовые рынки продолжают свое движение
к глобальной интеграции. Гибкие цены на СПГ (спотовые и фьючерсные) играли важную роль в сбалансировании межрегиональных рынков в 2007 и
2008 гг. благодаря продолжающемуся расширению
торговли СПГ.
Большая гибкость в торговле и множество путей
и способов транспортирования позволяют расширять обмен газовыми потоками. Доставка газа
способами, отличающимися от традиционных перевозок, через Атлантику или Тихий океан становится составной частью глобальной сети во благо
безопасности и диверсификации, предлагаемых
СПГ», – заключает г-н Танака.
ПРОИЗВОДСТВо в китае ДОБАВОК
К ТЕРМОПЛАСТИЧНЫМ ПЛАСТИКАМ
Потребление добавок к термопластичным пластикам в 2007 г. составило 12,2 млн мт. В соответствии с Townsend Polymer Services и Information глобальное производство добавок к пластикам оценивается в 32 млрд долл.
Единичным самым важным мега-трендом в этой области, влияющим на промышленность мира в целом,
является потребление 28 % всего объема производства
в Китае, особенно в области производства ПВХ. Китай
в значительной степени превосходит некоторые регионы, вместе взятые. Среди добавок к пластикам – пластификаторы, преимущественно применяемые в ПВХ,
остаются важнейшим по объему потребления продуктом этой категории, на долю которого приходится 54 %.
Быстрее других растет мировое потребление огнестойких добавок к пластикам для снижения взрыво- и пожароопасности предприятий.
Происходит структуризация рынка, связанная
с глобализацией, зрелостью промышленного производства, увеличением сроков службы изделий,
быстрым ростом новых рынков, доступностью дешевой рабочей силы в Азии и ужесточением нормативных требований по охране окружающей среды. «Эти факторы приводят к глубоким изменениям во всей цепочке снабжения», – констатируют
авторы доклада из Townsend Polymer Services.
Еще одной важной тенденцией, влияющей на
изменения в промышленности, является сдвиг в цепочке снабжения и миграция ценностей. Основные
производители полимеров на базе полиолефинов
продолжают сокращать ассортимент продуктов,
вырабатываемых ими, что негативно влияет на
потребление присадок и добавок к пластикам.
Перспективы отрасли
«Золотой Век пришел и ушел, а прибыли в нефтепереработке упали со своих пиковых высот», –
заявил Блейк Эскью, вице-президент Purvin &
Gertz, в своей вступительной речи на недавно состоявшемся форуме NPRA в Орландо, Флорида.
Он использовал экономический анализ из многих
источников для рассмотрения таких проблем как
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
отклики на цены, дизелизация и новые нефтеперерабатывающие мощности.
«В ближайшее время возможен цикл спада, но
в более отдаленной перспективе конкурентоспособные НПЗ смогут вернуться и восстановить минимальную прибыльность при помощи снижения
расхода энергии (за счет повышения эффективности ее использования), контроля затрат и оптимизации сырья.
США – крупнейший рынок бензина и крупнейший импортер, потребляющий более 40 % глобального потребления бензина, тогда как Европа
является крупнейшим экспортером бензина.
Г-н Эскью полагает, что бензиновый рынок США
оказывает большое влияние на мировую энергетику. Потребление бензина, как полагают, достигнет
пика к 2015 г. и затем после 2020 г. начнет снижаться. Потребление дизельного топлива в соответствии с прогнозом будет расти, компенсируя сокращение потребления бензина, что отражает общемировую картину, радующую глаз. Дизелизация –
хорошая новость и хорошая компенсация за потери в потреблении бензина.
Говоря о новых проектах, г-н Эскью напомнил о
300-х заявленных проектах, связанных со строительством новых объектов, многие из которых еще находятся в стадии проектирования. В ближайшие 10 лет
эти новые проекты могут нарастить мировые мощности первичной переработки на 9–10 млн брл/сут.
Он отметил новую тенденцию в дизелизации в
США «Тяжелые пикапы все еще широко применяются, в коммерческих автотранспортных парках,
и, по мнению г-на Эскью, производители пикапов
будут ставить дизельные двигатели, позволяющие
экономить топливо. Кроме того, 95 % дизельных
автомобилей в США приходятся на коммерческий
сектор, но со временем произойдет сдвиг в сторону дизелизации легкового автотранспорта страны.
Привычки американцев в совершении автомобильных путешествий. Нефтепереработчикам необходимо учитывать привычки американцев в эксплуатации легковых автомобилей. Ежегодно средний
пробег автомобиля увеличивался на 2 %. Но в 2005 г.
эта тенденция изменилась. После удара, нанесенного
ураганами Катрина и Рита изменились снабжение и
цены на бензин, что иллюстрирует отсутствие иммунитета на высокие цены на бензин. Практически существует прямая зависимость между ценами на бензин и реакцией потребителей на них. Люди не только
стали совершать более короткие путешествия на автомобилях по мере роста цен на топливо на АЗС, но
при этих высоких ценах они стали понимать, что им
не так необходимо премиальное топливо. Поэтому
наблюдаемая тенденция к снижению спроса на бензины премиальных и средних сортов.
Связаться с главным редактором НР Wendy Weirauch
(В. Вейрах) можно по адресу: WW@HydrocarbonProcessing.
com.
65
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
НОВОСТИ ИЗ ЕВРОПЫ
T. L. Wright, редактор европейского отдела НР
как избежать «будущих субсидий»
целлюлозный этанол
Без фундаментального пересмотра глубоко неадекватной логистики фермерского хозяйства эту
проблему в Европе не решить.
Повторное обдумывание модели. Для решения проблем, которые в противном случае могут
отодвинуть промышленное производство на целое
поколение, И. Бьюренвалл, ученый и инноватор,
предлагает новую модель фермерского хозяйства,
которое, с одной стороны, крупномасштабно и высоко технологично и, с другой стороны, радикально менее энергоемко и менее подвержено воздействию углеводородов на каждый акр пахотной земли. Короче говоря, во время августовской уборки
урожая следует собирать только зерно, оставляя
стебли нетронутыми. На следующий день в междурядье можно с высокой точностью произвести
посев зерна под урожай следующего года. Теперь
фермер может осенью или в начале зимы убрать
оставшуюся солому.
Это радикальный способ решения проблемы биотоплив, – говорит он.
«В настоящее время 15–20 % выращенного урожая не попадает в дело. Шелуха и листовая оболочка
початков кукурузы теряются при уборке кукурузы
комбайном. К другим факторам самого расточительного процесса, придуманного человечеством,
является стремление к сокращению длины стеблей
кукурузы. Восстановление баланса между стеблем и
зерном в растении позволило бы нам получать фантастические объемы целлюлозы, – утверждает он.
Замена полной летней уборки на раздельную уборку зерна летом и уборку соломы поздней осенью или
ранней зимой позволило бы полностью избавиться
от сорняков и сократить применение пестицидов на
10 % через 5–6 лет при резком снижении энергозатрат. Но самый большой единичный экономический
вклад заключается в сдвиге временных рамок, в гибкости проведения посевных кампаний – например,
во влажную почву или в сухую и твердую как кость
землю».
«Я абсолютно уверен, что целлюлозный этанол –
хорошая идея. Солома – превосходный материал, и
его следует использовать. В действительности, солома настолько хороша, что еще 20–30 лет назад бумажная промышленность мечтала о таком сырье, но
поняли, что соломы нет. И если бы, как он полагает,
существующая логистика фермерского хозяйства
позволяла собирать и транспортировать высококачественную солому, то бумажная промышленность
ее бы давно использовала. «Люди думают, что если
мы разработали фермент, то проблема уже решена.
66
В том то и дело, что проблема не будет разрешена до
тех пор, пока не будет разрешена логистика доставки сырья к месту его переработки. Сто лет назад бумагу делали из соломы, а сегодня они вынуждены использовать целлюлозу, тесно связанную в 20-летних
деревьях, и разрушать молекулы на индустриальных
машинах. Между тем, получать целлюлозу из соломы
сравнительно просто».
Упущенные
благоприятные
возможности?
Проблема, по его мнению, заключается в том, что
уборочные комбайны оставляют солому на земле,
где она загрязняется почвой и темнеет. Она практически становится бесполезной. Следовало бы оставлять листовую обертку початков кукурузы на
корню с тем, чтобы минералы вернулись в почву,
откуда они были поглощены растением, тем самым
увеличив ценность соломы для последующего использования.
Для фермеров ошеломленных галопирующими
ценами на кукурузу, у него тоже есть предостережение: «Производство этанола оставляет белковые
отходы, используемые на корм для скота. Это ценный, приносящий живые деньги продукт для фермеров, избыток которого будет быстро увеличиваться
по мере бурного развития производства. «Поэтому
суммарные доходы, которые люди надеялись получать от этанола, фактически становятся меньше и
меньше, тогда как затраты на сырье будут неуклонно расти».
«Субсидии это ловушка, говорит он. – И если,
в один прекрасный день субсидии исчезнут, то не
останется ни одной выжившей установки этанола
на базе кукурузы или пшеницы. Субсидии повинны
в том, что нефтяная промышленность прекращает
инвестировать в реальное производство биотоплив,
которое имеет место на ферме. Не ждите, чтобы
какой-нибудь серьезный бизнес решился выплачивать проценты на капитал, вложенный в биотоплива, если это не может быть сделано без субсидий.
Это можно сделать, но для этого необходимо вертикально интегрировать фермерское хозяйство и
извлекать прибыль из каждого из 20 звеньев в цепочке получения добавленной стоимости, ведущей
к конечному продукту».
«Как владелец биотехнического бизнеса, я полностью согласен с тем, что получение нужного фермента для производства целлюлозного этанола по
доступной цене это большая награда, но это лишь
один из шагов», – резюмирует г-н Бьюренвалл. Он
говорит, что люди принимают как должное и считают, что фермерское хозяйство ведется должным образом. Но это далеко не так. И особенно в связи с
большими надеждами на вклад в биотоплива, когда
их производители ищут сельскохозяйственные отходы, непищевое сырье.
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
нефтепереработчиков и нефтехимиков
с 1997 г. Ранее работал в британских
средствах массовой информации и репортером ВВС. Проживает в Швеции.
Является основателем движения за сокращение парниковых выбросов в стране и устойчивое развитие. Связаться с
г-ном Т. Л. Райтом можно по адресу: tim.
wright@gulfpub.com
«Первая сельскохозяйственная революция произошла в 1716 г., когда впервые были внедрены плуг
и растениеводство, с тех пор в фермерском хозяйстве ничего реального не произошло», – с сожалением отметил он.
Tim Lloyd Wright (Т. Л. Райт), редактор европейского отдела НР. Репортер и организатор европейских форумов
НОВОСТИ АССОЦИАЦИЙ
B. Thinnes, редактор раздела «Новости» НР
ФОРУМ NPRA В ОРЛАНДО
В октябре 2008 г. в Орландо, шт. Флорида состоялся форум NPRA по технологии нефтепереработки и
нефтехимии.
Совершенствование процессов управления энергетикой. Во время семинара по «Принципам и практике управления энергии с докладом выступил Ф.
Оливера, компания Petrobras. В результате совершенствования процесса корпоративного управления
энергетикой, начатого в 1997 г., индекс энергетической интенсивности (energy intensity index – EII) увеличился на 9 %. Он отметил, что при нынешних высоких ценах на нефть и озабоченности по поводу долгосрочного ослабления потребления энергии, важно
улучшение прибыльности за счет снижения расхода
энергии. Кроме того, экологические ограничения и
соображения, связанные с изменением климата фокусируют корпоративную озабоченность этими проблемами.
Стратегия управления энергетикой компании
Petrobras на протяжении десяти лет заключалась
в измерениях индекса энергетической интенсивности на месте и в определении каждой цели НПЗ.
Компания также разработала стандартизованный
план повышения эффективности использования
энергии, оценила результаты, следуя PDCA (план,
действие, проверка и снова действие).
В 1997 г., когда план только начали реализовывать,
EII принимался за 100 %. В 2007 г. EII снизился до 91 %
в процессах нефтепереработки компании Petrobras .
Компания добилась этого благодаря непрерывному
мониторингу и определению целей для каждого НПЗ
и корпорации в целом. Цели EII затем были поставлены на следующий год и на пятилетнюю перспективу.
НПЗ будущего. На семинаре по «Автоматизации и
поддержке решений, имеющих значение для будущего»
Кевин Реннер, Chevron Global Manufacturing, выступил
с докладом о нефтеперерабатывающем заводе. Говоря о
необходимости благоразумных методов и осторожных
оценок, он призвал к заимствованию положительного
опыта из других технологически продвинутых отраслей
промышленности. Г-н Реннер выступил в поддержку
нового образа мышления в нефтеперерабатывающем
секторе. «В нефтеперерабатывающем бизнесе технологические процессы архаичны. Большинство процессов
не изменялись с 60-х годов прошлого столетия», – сказал он. Мы находимся в движении, направленном на переоценку всех рабочих процессов в нефтепереработке
по мере продвижения вперед». Нам нужно внимательно
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
посмотреть на информационные технологии и направить их на улучшение окружающей среды.
«Оператор в современной операторной пассивно
озирает окружающее в ожидании тревожного сигнала,
мы хотим двигаться в сторону активного восприятия,
где вы непрерывно оцениваете окружающее. Ваш мозг
и Ваши чувства непрерывно работают. А оператор на
рабочем месте должен думать о том, что происходит в
подготовке сырья, в последующих процессах в схеме
завода, думать о человеке, который придет сменять его,
а не ожидать очередного аварийного сигнала».
Круглый стол. Gay, CA, Inc., выступила с докладом об уроках, извлеченных из опыта работы
Североамериканского Совета по электрической надежности (North American Electric Reliability Council’s –
NERC). Поскольку промышленность, перерабатывающая углеводородное сырье (HPI), относится к
«Антитеррористическим стандартам для химических
предприятий (CFATS)», разработанным Департаментом
безопасности – Department of Homeland Security
(DHS), нефтехимическим и нефтеперерабатывающим
компаниям есть чему поучиться у промышленности,
обеспечивающей электрическую надежность страны.
Г-жа Гой в своем выступлении анализировала общность
и расхождения между стандартами безопасности HPI
и отраслей, занятых информационными технологиями
(IT). Она отметила, что общим в этих стандартах является мониторинг соответствия и проведения регулярных
аудиторских проверок, а не одноразовых. Уклонение от
этих стандартов наказуемо. За нарушение CFATS в настоящее время в США взимается штраф в размере 25
тыс. долл/сут, а за нарушение NERC – 1 млн долл/сут.
Различия между этими двумя стандартами заключаются в том, что NERC в основном нацелен на обеспечение надежности эксплуатации энергетических сетей
электропередач, тогда как нормативные документы
CFATS основаны на имущественных отношениях и
направлены против разглашения секретов, воровства,
диверсий, саботажа, загрязнения окружающей среды
и доступны для общества. Полезными для HPI уроками
является применение принципов программного управления, направленное на соответствие CFATS с учетом
рисков. Компании также должны уметь в автоматическом режиме управлять и отслеживать усилия по соответствию в случае изменения нормативных документов с тем, чтобы доказать соответствие в период действия прежних нормативных правил.
Связаться с редактором раздела «Новости» НР B. Thinnes
(Б. Тиннесом) можно по адресу: bt@HydrocarbonProcerssing.com.
Перевел Г. Липкин
67
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING:
процессы нефтепереработки, 2008*
КОМПАНИИ-ЛИЦЕНЗИАРЫ
Albemarle Catalysts
Axens
Bechtel Corp
Belco Technologies Corp
CDTECH
Chevron Lummis Global
LLC
DuPont
ExxonMobil Research
and Engineering Co
Foster Wheeler
USA Corp
Goar, Allison & Associates,
Inc, компания, входящая
в состав Air Products
GTC Technology
Haldor Tops∅e A/S
KBR
• Изооктен/изооктан
• Облагораживание тяжелых
нефтей
• Алкилирование
• Каталитический крекингфлюид
• Каталитический реформинг
• Гидрокрекинг
• Гидроочистка дизельного
топлива
Lummus Technology,
компания, входящая
в состав CB&I
Lurgi GmbH
• Гидроочистка масел
Merichem Chemicals &
Refinery Services LLC,
Gas Technology Products
Division
• Мокрая скрубберная система,
EDV
• Гидрогенизационная
переработка реформата
Merichem Chemicals &
Refinery Services LLC,
Process Technology
Products Division
• Гидрокрекинг остаточного
сырья
• Гидроочистка – RDS/VRDS/
UFR/OCR
Neste Jacobs OY
• Алкилирование
• Каталитический крекингфлюид
• Гидрогенизационная
переработка
• Дизельное топливо (ULSD)
• Биодизель
• Удаление H2S
• Сверхглубокое обессеривание
бензина
• Алкилирование
• Изооктен/изооктан
Shaw
• Каталитический крекинг-флюид
Shell Global Solutions
International B. V.
• Каталитический крекинг-флюид
• Газификация
• Перегонка нефти
Snaprogetti, компания,
входящая в состав
Saipem
• Коксование
• Перегонка нефти
• Висбрекинг
• Алкилирование
• Каталитический крекингфлюид
TECHNIP
• Отбор серы
Uhde GmbH
• Насыщение бензола
UOP
• Супермалосернистое
дизельное топливо
• Водород – нефтяная конверсия
метана (SMR)
• Каталитический крекингфлюид
• Деасфальтизация
• Изооктен/изооктан
• Водород
• Экстрактивная дистилляция
ароматики
• Газификация – PSG
• Простые эфиры – ETBE
• Зеленый дизель
• Коксование
• Гидрокрекинг
• Гидропереработка остаточного
сырья
• Изомеризация
• Висбрекинг
Указатель процессов
Гидрокрекинг
Axens. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
UOP. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Chevron Lummis Global LLC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Водород
TECHNIP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Haldor Tops∅e A/S . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Гидрогенизация
CDTECH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
69
69
70
70
71
71
Гидропереработка
UOP. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72
ExxonMobil Research and Engineering Co . . . . . . . . . . . . . 72
Гидроочистка
Axens. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73
Chevron Lummis Global LLC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73
Изомеризация
UOP, Neste Jacobs Oy . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74
Изооктен/Изооктан
KBR, Neste Jacobs Oy. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74
Snamprgetti, компания Saipem . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75
Масла
Bechtel Corp. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75
Извлечение серы
Goar, Allison & Associates, Inc., компания,
входящая в состав Air Products Company. . . . . . . . . . . . . 76
Очистка
Merichem Chemicals & Refinery Services LLC,
Gas Technology Products Division. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76
Merichem Chemicals & Refinery Services LLC,
Process Technology Division. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77
Belco Technologies Corp.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77
Облагораживание тяжелого сырья
KBR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78
Висбрекинг
Foster Wheeler USA Corp., UOP . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78
*Продолжение. Начало см. «Нефтегазовые технологии», № 2, 2009 г.
68
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: процессы нефтепереработки, 2008
Топливный
газ
Подпиточный водород
Промывная
вода
Подпитка
водорода
Тяжелая нафта
Реактивное топливо
Газ дросселирования
Дизельный дистиллят
Нестабильная нафта
Свежее
сырье
На ректификацию
Кислая вода
Сырье
Малосернистый ВГО
Циркулирующее
сырье
На ректификацию
21. ГИДРОКРЕКИНГ
20. ГИДРОКРЕКИНГ
Назначение процесса. Облагораживание вакуумного газойля отдельно или в смеси с другим сырьем (легким рецикловым газойлем,
деасфальтизации, газойлем висбрекинга или коксования)
Продукты. Реактивное и дизельное топлива, очень малосернистое
котельное топливо, сырье ККФ очень высокого качества, из которого
получаемый бензин нуждается в ограниченной или вообще не нуждается в доочистке, или высокоиндексные компоненты базовых масел.
Описание процесса. В процессе используется катализатор гидроочистки, за которым аморфный и/или цеолитсодержащий катализатор
гидрокрекинга. Основные характеристики процесса:
• высокая устойчивость к азотсодержащим компонентам сырья;
• высокая селективность к средним дистиллятам;
• высокая активность цеолитсодержащего катализатора позволяет
3–4-летний цикл, причем до конца пробега в продуктах содержится
мало ароматики.
Предлагаются три варианта схемы процесса: одноступенчатый гидрокрекинг без рециркуляции; одноступенчатый гидрокрекинг с рециркуляцией тяжелой части продукта для достижения полного превращения и двухступенчатый гидрокрекинг. В составе установки: реакторная
секция (1, 2), газосепаратор (3), отпарная секция (4) и колонна ректификации продуктов (5).
Качество продуктов. Типичные показатели при переработке тяжелого вакуумного газойля (50/50 из легкой/тяжелой аравийской нефти).
0,932
0,800
0,826
Пределы выкипания, °C
Удельный вес
405–565
140–225
225–360
Содержание серы, млн–1
Назначение процесса. Превращение разнообразного сырья в низкомолекулярные продукты с помощью процесса UOP Uniccracking.
Сырье. Атмосферный газойль, вакуумный газойль, рецикловый газойль ККФ дистиллятного/остаточного сырья, газойль коксования, деасфальтизат и нафта для получения сжиженного нефтяного газа.
Продукты. Целями этого процесса являются выработка бензина,
реактивного и дизельного топлива, дистиллятов смазочных масел, получение сырья для этиленовых установок, высококачественного сырья
ККФ и сжиженного нефтяного газа.
Описание процесса. Сырье и водород контактируют с катализаторами, индуцирующими реакции обессеривания, деазотирования
и гидрокрекинга. Носители катализаторов – как аморфные, так и цеолитсодержащие. Цели процесса и свойства сырья обуславливают выбор катализатора и технологической схемы для конкретной установки.
Продукт из реакторной секции (1, 2) конденсируют, отделяют (3) от
водородсодержащего газа и фракционируют (5) в желательные продукты. Непрореагировавшее сырье возвращают в реактор или используют в качестве компонентов смазочных масел, сырья для процессов
ККФ или установок по производству этилена. Процесс также предусматривает наличие отпарной секции (4).
Выходы. Пример:
Типичный вакуумный газойль – сырье на установке мощностью
30 тыс. брл/сут
Тип сырья
Рецикловый
газойль ККФ
Вакуумный
газойль
Газойль
коксования
в кипящем
слое
31 700
<10
<10
Содержание азота, млн–1
853
<5
<5
Плотность, °API
27,8
22,3
8,4
Содержание металлов, млн–1
<2
–
–
481
690
640
Цетановый индекс
–
–
62
Температура отбора 10 %, °F
Температура вспышки, °C
–
>40
125
Конец кипения, °F
674
1015
1100
Высота некоптящего пламени
(в конце пробега), мм
–
26–28
–
Содержание серы,
мас. %
0,54
2,4
4,57
Содержание ароматики, об. %
(в конце пробега), мм
–
<12
<8
Содержание азота,
мас. %
0,024
0,15
0,269
110
–
5,3
Выходы, мас. %
Вязкость при 38 °C, сСт
Содержание полициклической
ароматики (в конце пробега),
мас. %
<2
Промышленные установки. Имеются ссылки на 67 установок
суммарной мощностью более 2,7 млн брл/сут, степень превращения
вплоть до 99 %.
Лицензиар. Axens.
Бутаны. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3,0
Легкий бензин. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6,6
Тяжелая нафта . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11,2
Дистиллят. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92,3
Расход водорода, фут3/брл. . . . . . . . . . . . . . . . . . 1,550
Экономические показатели.
Энергозатраты на 1 брл сырья
Топливо, 103 БТЕ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70–130
Электроэнергия, кВт⋅ч . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7–10
Промышленные установки. Процесс выбран для 190 промышленных установок, включая несколько реконструированных установок.
Суммарная мощность установок превышает 4,4 млн брл/сут.
Лицензиар. UOP.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
69
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: процессы нефтепереработки, 2008
Возвратный Н2
Подпиточный Н2
Циркулирующий Н2
Пар
LC-FINING
реактор
Технологический пар
1
Сырье
2
Подпитка топливом
3
Дым
5
Сброс
пара
4
Конвекционная секция
Пар
Углеводородное
сырье
6
8
Назначение процесса. Обессеривание, деметаллизация, снижение
коксуемости по Конрадсону и гидрокрекинг атмосферных и вакуумных
остатков с помощью процесса LC–Fining.
Продукты. Полный отбор высококачественных дистиллятов.
Остаточные продукты могут использоваться в качестве котельного
топлива, синтетической нефти или сырья для ККФ, коксования, висбрекинга или селективной деасфальтизации растворителями.
Описание процесса. Свежее, углеводородное, жидкое сырье смешивают с водородом и подают в реактор (1), в котором катализатор
поддерживается во взвешенном состоянии восходящим турбулентным
потоком жидкости на постоянно высоком уровне путем периодического
высокого (2) и низкого давления (3) в ректификационную колонну (4).
Рециркулирующий водород отделяют (5) и очищают (6). Особенность
процесса заключается в добавлении и выводе катализатора без остановки процесса. Выделение и очистка рециркулирующего водорода
при низком (не высоком давлении) позволяет снизить капитальные затраты при меньшем расходе водородосодержащего газа.
Условия процесса.
Температура в реакторе, °F . . . . . . . . . . . . . . . . 725–840
Давление в реакторе, фунт/дюйм2 . . . . . . . . . . . 1400–3500
Парциальное давление водорода, фунт/ дюйм2 . . . . 1000–2700
Объемная скорость подачи жидкого сырья, r-1 . . . . . . 0,1–0,6
Степень превращения, % . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40–97+
Глубина обессеривания, %. . . . . . . . . . . . . . . . . . 60–90
Снижение деметаллизации, %. . . . . . . . . . . . . . . . 50–98
Снижение коксуемости по Конрадсону, %. . . . . . . . . 35–80
Выходы: для смесей легкой и тяжелой аравийской нефтей.
Плотность, °F
Сера, мас. %
Содержание Ni+V млн–1
Степень
превращения,
об. % (фракции 1022 °F+)
12,40
3,90
18/65
45
4,73
4,97
39/142
60
Вакуумный
остаток
4,73
4,97
39/142
75
4,73
4,97
39/147
95
Продукты, об. %.
C4
C5–350 °F
350–700 °F (650 °F)
700 (650 °F) – 1022
°F
1,022 °F+
C5+, °API/мас. % S
1,11
2,35
3,57
5,53
6,89
12,60
18,25
23,81
(15,24)
(55,27)
30,62
21,46
42,65
19,32
64,81
11,92
25,33
23,70/0,54
40,00
22,5/0,71
25,00
26,6/0,66
5,0
33,3/0,33
Экономические показатели. Ориентировочные инвестиции (условия 2007 г. для побережья Мексиканского залива США).
Мощность, брл/сут на свежее
92 000
49 000
сырье
Капитальные затраты долл/брл
4000
6000
7000
свежего сырья
Энергозатраты, на 1 брл свежего сырья
56,1
62,8
69,8
Топливо, 103 БТЕ
Электроэнергия, кВт ч
8,4
13,9
16,5
Пар (на сторону), фунт
35,5
69,2
97,0
Охлаждающая вода, галл
64,2
163
164
Технологический
конденсат
8000
13
12
22. ГИДРОКРЕКИНГ ОСТАТОЧНОГО СЫРЬЯ
Атмосферный
остаток
Отдувочный
газ КЦА
Блок
Воздух
Сырье
11
Печь
конверсии
9
Продукт
Реагенты
Питательная 10
вода
7
В систему
пара
Деминерализованная
вода
Возвратный Н2
Питательная вода
в систему пара
Товарный
водород
23. ВОДОРОД
Назначение процесса. Получение водорода высокой чистоты из углеводородного сырья с применением паровой конверсии.
Сырье. Диапазон сырья широк – от природного газа, сжиженного
нефтяного газа до тяжелой нафты и потенциальных отходящих газов
НПЗ. Несколько современных водородных установок, спроектированных TECHNIP, способны перерабатывать разное сырье.
Описание процесса. Обобщенная технологическая схема включает
в себя ступени предварительной очистки сырья, предварительной конверсии (факультативно), паровой конверсии углеводородов, конверсии
CO и очистки водорода короткоцикловой адсорбцией (КЦА – PSA).
Предварительная очистка сырья (2) обычно заключается в удалении серы, хлора и других загрязнителей, отправляя их катализатор.
Очищенный сырьевой газ в смеси с технологическим паром подогревают до 350–400 °C и подвергают конверсии в печных трубах после
предварительной конверсии в адиабатическом реакторе. Процесс конверсии сильно эндотермичен. Теплота, необходимая для его проведения, вырабатывается в результате сжигания отдувочного газа со ступени КЦА и дополнительного топлива в многочисленных потолочных горелках печи конверсии. Жесткость процесса конверсии оптимизируют
в каждом конкретном случае. Теплоту, уходящую с конвертированным
газом, рекуперируют в котле-утилизаторе, откуда газ направляется на
конверсию CO, в ходе которой образуется дополнительный водород.
Технологический конденсат, который выделяется из конвертированного газа в результате рекуперации теплоты и охлаждения, отделяют
и, как правило, повторно используют в системе парогенерации после
необходимой очистки. Вся система выработки пара обычно основана
на естественной циркуляции, что придает ей высокую надежность.
После конверсии CO поступает на ступень КЦА, где получают продуктовый водород высокой чистоты (<млн–1 (об)) CO и в некоторых
случаях <1 млн–1 (об)).
Типичный удельный расход энергии, считая на сырье, плюс топливо,
минус пар на сторону, составляет от 3 до 3,5 Гкал на 1000 м3 водорода в зависимости от свойств сырья, мощности установки, критериев
оптимизации и количества пара, продаваемого на сторону. Последние
усовершенствования заключаются в интеграции производства интеграции газовой турбины для синергизма выработки водорода и пара,
экологической безопасности процесса, факуперативной конверсии при
реконструкции установок.
Система также состоит из: компрессора (1), системы предварительной очистки сырья (2), предварительного конвертера (по особому заказу) (3), системы пара (4), системы топлива (5), подогревателя воздуха
(6), паровых (7) и технологических (8) змеевиков, котла-утилизатора на
конвертированном газе (9), конвертера СО (10), системы подготовки
питательной воды (11), линии охлаждения (12), КЦА (13).
Промышленные установки. TECHNIP, обладающая ведущей долей рынка, спроектировала более 250 водородных установок для разных стран мира с широким диапазоном мощностей до 12 до 520 т/сут.
Большинство этих установок предназначено для снабжения НПЗ водородом. Их основные особенности заключаются в высокой надежности
(99,5 %+, исключая плановые простои) и в оптимизации затрат.
Лицензиар. TECHNIP.
88,6
22,9
97,7
248
Промышленные установки. Шесть LC–Fining находятся в эксплуатации и три установки LC–Fining находятся в стадии проектирования.
Лицензиар. Lummis LLC.
70
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: процессы нефтепереработки, 2008
Обессеривание
Предварительный
конвертер
Печь с радиантными
стенками
Реактор
конверсии CO
Рециркулирующий водород
Блок КЦА
Охлаждающая вода
Отходящие газы
H2
Сырье
Дымовые газы
Водород
C5-C9 – реформат
Воздух
на горение
Вода для питания котла
Разделение бензол�толуол
Барабан парциального
конденсатора
Орошение
+
Очищены C6
Пар среднего
давления
Топливный газ
+
C7
24. ВОДОРОД – НЕФТЯНАЯ КОНВЕРСИЯ МЕТАНА
(SMR)
Назначение процесса. Получение водорода из углеводородного
сырья: природного газа, сжиженного нефтяного газа, бутана, нафты,
отходящих газов НПЗ и т.д. – с применением разработанного компанией Haldor Topsшe процесса паровой конверсии метана в печах с радиантными стенками. Мощность установок в пределах от 5 тыс. до более
200 тыс. м3/ч водорода со степенью чистоты вплоть до 99,999+ %.
Описание процесса. Водородная установка паровой конверсии
ментана, спроектированная по специальному заказу по технологии
Haldor Topsшe, отвечает требованиям заказчика в отношении экономики, гибкости по сырью и поставки пара на сторону. На типичной
установке Haldor Topsшe SMR – углеводородное сырье обессеривают,
затем добавляют технологический пар, и смесь направляют в предварительный конвертер, после чего паровую конверсию осуществляют в трубчатый реактор конверсии CO и подвергается очистку в блоке короткоцикловой адсорбции с получением товарного водорода.
Отдувочные газы КЦА используют в качестве топлива в печи паровой
конверсии. Избыточную теплоту эффективно используют для подогрева сырья и производства пара.
Температура на выходе газа из труб паровой конверсии достигает
950 °F. Катализаторы конверсии в процессе Topsшe позволяют вести
процесс при малых отношениях пар/углерод (H2O/C), что необходимо
для достижения высокой эффективности использования энергии и низких затрат на производство водорода. Передовая технология паровой
конверсии успешно применяется на многих промышленных установках
во многих регионах мира.
Экономические показатели. В описанном процессе достигается
малый расход энергии (сырье+топливо) на 1000 м3 водорода составляет 2,96 Гкал при переработке природного газа.
Литературный источник. Rostrup-Nielsen, J. R. and T. RostrupNielsen, Large scale hydrogen production, CatTech, Vol. 6, no. 4, 2002.
Dybkaer, I., and S. W. Madsen, Advanced reforming technologies for
hydrogen production, Hydrocarbon Engineering, December/January
`997/1998.
Gol, J.N., and I. Dybkiaer, Options for hydrogen production, HTI Quarterly:
Summer 1995
Лицензиар. Halder TopsØe H/S.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
Реформат
с низким
содержанием
бензола
25. ГИДРОГЕНИЗАЦИОННАЯ ПЕРЕРАБОТКА
РеФОРМАТА С ЦЕЛЬЮ СНИЖЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ
БЕНЗОЛА
Назначение процесса. Технология каталитической дистилляции
CDHydro служит для снижения содержания бензола в потоках реформата на НПЗ до уровней, требуемых спецификациями на бензин с низким содержанием бензола.
Описание процесса. Патентованный процесс CDHydro гидрирует
бензол до циклогексана в каталитической дистилляционной колонне.
Гидрогенизация позволяет снижать содержание бензола в товарном
бензине. В процессе используют промышленный катализатор в запатентованных устройствах каталитической дистилляции.
Селективная гидрогенизация. Реформат и водород подают в дистилляционную колонну. Гидрирование бензола до циклогексана может
превышать 99 %. Конверсия бензола может быть легко ограничена до
более низких уровней регулирования подпитки водорода. Промывка
орошения снижает степень образования олигомеров, смывает тяжелые соединения с катализатора и продлевает срок службы катализатора. Очищенный продукт – C6 отбирают с верха колонны. Избыточный
водород и легкие фракции рециркулируют и выводят из барабана пар-+
циального конденсатора, находящегося на верху колонны. Продукт C7
отбирают из нижней части колонны, практически полностью удаляя тяжелую ароматику.
Уникальная колонна каталитической дистилляции позволяет сочетать реакцию и фракционирование в одном аппарате в одной операции. Эта система кипения постоянного давления обеспечивает точное
регулирование температуры в катализаторной зоне. Низкая температура реакции и изометрические условия процесса усиливают безопасность.
Экономические показатели. Капитальные затраты значительно
ниже, чем на обычные установки гидроочистки, потому что схема с одной колонной исключает затраты, связанные с системами со стационарным слоем катализатора, и позволяет вести процесс при достаточно низком давлении, что исключает необходимость в компрессоре для
водорода. Процесс CDHydro пригоден к применению на установках
разделения бензола и толуола как на действующих, так и на новых или
реконструируемых колоннах.
Преимущества:
• более низкие капитальные затраты;
• высокая степень превращения;
• простота процесса;
• низкое рабочее давление;
• низкие эксплуатационные затраты;
• низкие капитальные затраты;
• низкое содержание бензола в реформате;
• все конструкции и оборудование из углеродистой стали;
• отсутствие водородного компрессора;
• изотермические условия процесса;
• небольшая площадь строительства участка.
Промышленные установки. В эксплуатации находятся шесть установок, старейшая из которых введена в эксплуатацию в 1995 г.
Лицензиар. CDTECH.
71
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: процессы нефтепереработки, 2008
Подпитка H2
2
1
Промывная вода
Отработанный
амин
3
Дизельное
топливо
Топливный газ
5
Нафта
Катализатор
6
+
C7
Рециркулирующий H2
Сырье –
вакуумный
остаток
Регенерированный
амин
1
4
4
Легкий ВГО
4
Кислая вода
9
Тяжелый ВГО
Газойлевое сырье
3
Нафта
Пек
8
Водород
Пар
Малосернистое
дизельное топливо
Рециркулирующий тяжелый ВГО
26. ГИДРОПЕРЕРАБОТКА ОСТАТОЧНОГО СЫРЬЯ
Назначение процесса. Процесс UOP SRC Uniflex – это высококонверсионный процесс гидрогенизационной переработки остаточного сырья (для выработки сырья для установки конверсии газойля), дистиллятов и нафты. Нормальное сырье для процесса SRC Uniflex – вакуумный
остаток, хотя на этой установке можно перерабатывать атмосферный
остаток (мазут) и пек с установки селективной деасфальтизации.
Описание процесса. Сырье нагревают до заданной температуры
раздельным подогревом рециркулирующего газа, который нагревают
до температуры, выше заданной для смеси. Мелкие частицы катализатора непрерывно подают в сырье непосредственно перед печью
для подогрева сырья. Рециркулирующий газ нагревают в собственной
печи, затем сырье и циркулирующий газ смешивают в нижней зоне реактора. Продукт и катализатор покидают верх реактора (1), подвергаются мгновенному охлаждению и поступают в горячий сепаратор высокого давления (2) и последующему фракционированию. Паровой поток
из холодного сепаратора высокого давления (4) возвращают обратно
в реактор после соединения с подпиточным водородом. Тяжелый вакуумный газойль рециркулируют до полного затухания. В системе также
установлена вакуумная колонна (5).
Экономические показатели. Процесс SRC Uniflex позволяет получать высокие прибыли на НПЗ благодаря высокой степени превращения в дистилляты и нафту.
Промышленный опыт. Одна установка находится в эксплуатации
на НПЗ компании PetroCanada в Монреале.
Лицензиар. UOP.
7
27. ГИДРОГЕНИЗАЦИОННАЯ ПЕРЕРАБОТКА;
ДИЗЕЛЬНОЕ ТОПЛИВО С УЛЬТРАНИЗКИМ
СОДЕРЖАНИЕМ СЕРЫ (ULSD)
Назначение процесса. Гибкое семейство технологий и катализатора компании ExxonMobil and Engineering Co. (EMRE) применяется для
удовлетворения самым жестким требованиям, предъявляемым к современным и будущим видам дизельного топлива.
ULSD HDS – процесс сверхглубокого обессеривания для получения
дистиллятных продуктов с содержанием серы менее 10 млн–1.
HDHC – мягкий гидрокрекинг тяжелых дистиллятов для снижения
температуры отбора 90 и 95 % и значительного снижения плотности.
MAXSAT – высокоактивный процесс насыщения ароматики для селективного снижения содержания полициклической ароматики при невысоких давлениях и температурах.
CPI – процесс Cloud Point Improvement – улучшение температуры
помутнения дизельного топлива, селективным гидрокрекингом н-парафинов или изомеризационной депарафинизацией парафинов.
Описание процесса. На установках EMRE процессы, перечисленные выше, осуществляются с невысокими капитальными и эксплуатационными затратами при одновременном повышении качества
продуктов. Для процесса ULSD HDS может быть спроектирована одноступенчатая схема с одним реактором.Незначительное улучшение
цетановых чисел вместе со снижением при сочетании оптимального
катализатора, парциального давления водорода, объемной скорости
и применением высокоэффективных звездообразных вихревых внутренних устройств.
Придание реактору HDS функции гидрокрекинга тяжелого сырья
можно добиться снижения T95 вместе со значительным повышением
плотности, снижением ароматики и улучшением цетановых характеристик.
Когда содержание ароматики в сырье очень высокого, или когда
стремятся к получению продукта с очень низким содержанием ароматики, добавляют вторую систему насыщения ароматики во избежание очень высоких проектных давлений в одноступенчатой системе
с катализатором гидроочистки, не содержащем благородный металл.
Когда цель заключается в улучшении низкотемпературных свойств
дистиллятного продукта, применимы изомеризационная депарафинизация парафинов или технологии депарафинизации, основанные на
селективном крекинге н-парафинов. Эти технологии могут быть легко
интегрированы в процессе ULSD HDS.
Технологии EMRE ULSD одинаково применимы как для модернизации существующих, так и вновь строящихся установок. EMRE в альянсе с Kellogg Brown Root (KBR) предлагает эти технологии нефтепереработчикам. Система состоит из: реактора ULSD (1); печи (2); сырьевого
насоса (3); горячего сепаратора (4); холодного сепаратора (5); абсорбера (6); циркуляционного компрессора (7); компрессор подпиточного
водорода (8); продуктовой колонны (9).
Промышленные установки. Технологии EMRE ULSD применяются
на 19 установках облагораживания дистиллятов. Двенадцать из них –
модернизированные.
Лицензиар. ExxonMobil Research and Engineering Co.
72
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: процессы нефтепереработки, 2008
3
Отходящий газ
Газ на разделение
Свежий водород
Дополнительный
объем катализатора
2
7
1
6
1
4
1
5
Малосернистый
продукт
5
Рециркуляция
водорода
Новый
абсорбер
Водород с
помощью КЦА
Пар
3
H2O
Дизельное
топливо
Кислая
вода
6
Сырье
8
Нестабильная нафта
H2S
Свежее
сырье
8
Продукт
23
4
28. ГИДРООЧИСТКА ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА
29. ГИДРООЧИСТКА – RDS/VRDS/UFR/OCR
Назначение процесса. Получение дизельного топлива с ультранизким содержанием серы, с высокими цетановыми характеристиками
и улучшенным цветом из средних дистиллятов, включая большое количество крекированных компонентов (например, легкого рециклового газойля, легких газойлей коксования/висбрекинга или газойля
мягкого гидрокрекинга, газойлей атмосферных остатков/вакуумных
дистиллятов) с помощью набора современных технологий Prime-D
Toolbox компании Axens, включая высокоактивные/стабильные катализаторы серии HR и высокоэффективные EguiFlow внутреннее устройство и услуг.
Описание процесса. В основном процессе сырье смешивают с
водородом, смесь подогревают в теплообменнике (1) продуктами реакции и затем в печи (2). Далее смесь подают в реакторную секцию
(3), объем которой при реконструкции установки может быть увеличен.
Реакционная смесь после охлаждения в теплообменнике (1) и холодильнике (4) разделяется в сепараторе (5). Газ, обогащенный водородом, очищают от H2S амином в существующем или новом абсорбере
(6) и возвращают в реактор. Жидкую фазу направляют в колонну (7), в
которой отгоняют небольшие количества газа и нафты, а высококачественное дизельное топливо отбирают.
Независимо от того, требуется ли строительство новой или максимальная модернизация существующей установки гидрообессирования
дизельного топлива. Prime-D Hydrobreating-Toolbox – набор решений
позволяет решать эти проблемы. Целями процесса могут быть: получение топлива с низким, ультранизким содержанием серы, низким
содержанием ароматики и/или высоким цетановым числом. Эти цели
достигаются с минимальными затратами благодаря:
• выбору подходящей комбинации катализаторов из серии HR 400,
основанному на анализе сырья и целей гидроочистки. Катализаторы
этой серии, в частности, CoMo катализатор HR 626 – обладают высокой активностью и стабильностью и обеспечивают глубокое обессеривание дизельного топлива при низких и средних давлениях. NiMo катализатор HR 538/HR 548 обладают более высокой гидрогенизационной
активностью при высоких условиях;
• использованию высокоэффективных внутренних устройств реактора. EguiFlow обеспечивает близкое к идеальному распределение газа
и жидкостей и оптимальный профиль температур в радиальном направлении. Применение более чем на 100 установках, позволяющего
на 20 % повысить заполнение реактора катализатором.
За последние годы более 15 тыс. т катализатора было быстро и безопасно загружено с помощью Catapac:
• применению управления процессом с помощью прогрессивных
процессов управления, обеспечивающих надежную эксплуатацию и
продлевающих срок службы катализатора;
• богатому опыту проектирования, основанному на многолетних научных исследованиях и разработках и обратной связи с техническими
службами, что гарантирует правильное применение требуемой технологии в проектах новых и модернизируемых установок.
Какие бы цели по качеству дизельного топлива ни ставились –
ULSD, высокие цетановое число или низкое содержание ароматики
– Prime-D Hydrotreating Toolbox позволяет достигать эти цели при минимальных затратах.
Промышленные установки. Более 200 установок гидроочистки
средних дистиллятов были построены или модернизированы по лицензиям Axens. В том числе 85 установок для получения дизтоплива с
низким и ультранизким содержанием серы, а также ряд установок с
целью улучшения цетановых характеристик, оборудованных EguiFlow
внутренними устройствами, загруженных катализаторами серии HP
модернизированы по лицензиям Axens.
Лицензиар. Axens.
Назначение процесса. Гидроочистка вакуумных или атмосферных
остатков для снижения их коксуемости, уменьшения содержания серы,
металлов, азота и асфальтенов. Остаточное сырье превращается в более легкие продукты с одновременным улучшением качества непревращенных остатков для их более экономичной последующей переработки.
Продукты. Сырье для установок ККФ, коксования, деасфальтизации и малосернистое котельное топливо. Вакуумный газойль, если он
выделен, пригоден для дальнейшего облагораживания на установках
ККФ или гидрокрекинга с получением бензина/средних дистиллятов.
Средние дистилляты пригодны к применению непосредственно в качестве компонента малосернистого дизельного топлива или для дальнейшей гидроочистки в дизельные топлива с ультранизким содержанием серы.
Процесс легко интегрируется с установками ККФ остаточного сырья
для снижения расхода катализатора, улучшения выходов и снижения
содержания серы в продуктах ККФ. Процесс RDS/VKDS также может
использоваться для существенного улучшения выходов на последующих установках коксования и деасфальтизации (SDA).
Описание процесса. Нефтяное сырье и водород поступают в реакторы в режиме «за один проход» сочетание катализаторов можно
изменять в зависимости от свойств сырья и требований к качеству
продуктов. Разделение продуктов происходит в горячем и холодном
сепараторах и в ректификационной колонне. Циркулирующий водород
проходит через абсорбер H2S.
На существующих установках можно перерабатывать широкий диапазон атмосферных и вакуумных остатков и деасфальтизатов с вязкостью до 6000 мм2/с и содержанием металлов до 500 млн–1.
Применяемая технология замены катализатора в процессе эксплуатации установки (onstream catalyst replacement – OCR) позволяет лучше
использовать катализатор и удлинить пробег при переработке тяжелого сырья с высоким содержанием металлов. Режим OCR позволяет
выгружать катализатор из одного или нескольких реакторов, заменив
его свежим катализатором при сохранении нормального режима работы в остальных реакторах. Применение инновационных реакторов
с восходящим потоком в OCR обеспечивает повышенную стойкость
катализатора к содержанию твердых частиц в сырье, при сохранении
низкого перепада давления в слое катализатора.
Родственная технология под названием UFR (upflow reactor – реактор с восходящим потоком) основана на использовании многослойного
реактора с восходящим потоком для обеспечения минимального перепада давления в тех случаях, когда не требуется замена катализатора
в режиме OCR. Технологии OCR и UFR особенно пригодны для модернизации существующих установок RDS/VRDS с целью повышения их
производительности или перевода на более тяжелое сырье.
Промышленные установки. В эксплуатации находятся более 26 установок RDS/VRDS. На шести установках перерабатывают вакуумные
остатки, на шестнадцати установках готовят сырье для ККФ. Четыре
установки OCR и две установки UFR находятся в эксплуатации и еще
шесть находятся в стадии проектирования. Суммарная мощность
действующих установок составляет около 1,1 млн. брл/сут. Система
состоит из: реакторов (1); горячего сепаратора высокого давления (2);
холодного сепаратора высокого давления (3); сепаратора низкого давления (4); ректификационной колонны (5); абсорбера H2S (6); отпарной
секции для продукта (7); фильтра (8).
Литературный источник. Reynolds, Resid Ibydroprocessing wilts
Chevron Technology. IPC, Tokya, Japan, осень 1998 г.
Reynjlds, exal., «VRDS for conversion to middledistillate», NPRA Annal
Meefing. March 1998. Papur AM. 98–23.
Лицензиар. Chevron Lummus Global LLC.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
73
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: процессы нефтепереработки, 2008
Рафинат С4
на алкилирование
или дегидрирование
Газ на очистку
и в топливную
сеть
Свежий водород
Сушильный
аппарат
Реакторы
Сырье:
С4/изобутен
Стабилизационная
колонна
Димеризация
изобутилена
Изооктен
Отбор
изооктена
Рециркуляция ТВА
Сушильный
аппарат
С5/С6 – сырье
Изооктан
Гидрирование
Продукт изомеризации
Penex
Водород
30. Изомеризация
31. Изооктен/изооктан
Назначение процесса. Действующие нормативные и законодательные документы требуют ограничения концентрации бензола
в бензине. Это увеличивает спрос на высокоэффективную технологию изомеризации нафты С5/С6 благодаря ее возможности снижать
концентрацию бензола в бензине при сохранении или повышении
октановых характеристик товарного бензина. Процесс Penex служит
в качестве первичной технологии для облагораживания легкой прямогонной нафты С5/С6.
Описание процесса. Инновационный процесс UOP Penex без рециркуляции водорода (НОФ) обеспечивает значительную экономию
капитальных и энергозатрат благодаря исключению необходимости в
сепараторе для продуктов и компрессоре для рециркулирующего газа.
Процесс Penex протекает на стационарном слое высокооктановых,
промотированных хлоридами катализаторах для изомеризации С5/С6
парафинов в высокооктановые разветвленные компоненты. Условия
реакции промотируют изомеризацию и минимизируют гидрокрекинг:
Для повышения эффективности использования катализатора обычно устанавливают последовательно два реактора, в которые поочередно загружают и выгружают катализатор, причем при замене катализатора в одном реакторе во втором реакторе продолжается нормальный
процесс. В стабилизационной колонне легкий газ выделяют из потока,
выходящего из реактора.
Продукты. Для типично С5/С6 сырья равновесные октановые характеристики продукта находятся в пределах ОЧим 83–86 без присадок за
один проход (без рециркуляции углеводородов. Для достижения более
высоких уровней ОЧим UOP предлагает несколько схем, в которых низкооктановые компоненты выделяются из потока, выходящего из реактора и возвращаются обратно в реакторы. Этот режим рециркуляции
позволяет довести ОЧим без присадок до 23 пунктов в зависимости от
качества сырья.
Выходы, ОЧим.
Назначение процесса. Превращение изобутена, содержащегося
в смешанном С4 сырье в изооктан (2,2,4–триметилпентан) для получения высококачественного компонента смешения бензина. Сырье полного фракционного можно перерабатывать: из процесса ККФ, рафинат
с олефиновой установки и изобутан из процесса дегидрирования изобутана. Специально разработанный процесс NExOCTANE служит для
минимизирования затрат на конверсию существующих установок МТБЭ
и создание экономически выгодной альтернативы производству МТБЭ.
Продукты. В процессе (в зависимости от бензинового фонда на
данном НПЗ) можно получать изооктен и изооктан. Возможна также
гибкость в сохранении производства МТБЭ/ЭТБЭ для многоцелевой
переключающейся установки.
Типичные свойства продуктов
Процесс Penex . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86
Процесс Penex/DIH. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90
Процесс Penex/процесс Molex. . . . . . . . . . . . . . . . . . 91
DIP/Penex процесс/DIH. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93
Сырье. В процессе Penex перерабатывают сырье с высокими уровнями С6 и С7 компонентов. Кроме того, можно перерабатывать сырье
со значительными уровнями бензола без необходимости в раздельной
секции насыщения бензола.
Промышленные установки: UOP является ведущим провайдером
изомеризационных технологий в мире. Более 140 установок Penex находятся в эксплуатации производительностью от 100 до 25 тыс. брл/
сут, считая на свежее сырье.
Лицензиар: UOP
Показатель
ОЧим без присадок
ОЧмм без присадок
(R+M)/2
Удельный вес
Давление насыщенных паров, фунт/дюйм2
Разгонка по ASTM D86
Т50, °F
Т50, °F
Конец кипения, °F
Изооктан
Изооктен
221
238
380
216
234
390
101,1
85,7
93,4
0,73
1,8
99,1
96,3
97,7
0,70
1,8
Описание процесса. В процессе NExOCTANE максимально возможно использование оборудования существующей установки МТБЭ.
Процесс состоит из трех секций. В первой секции происходит димеризация изобутилена в изооктен в жидкой фазе на неподвижном слое
кислой ионообменной смолы. Полученный продуктивный изооктен отбирают в секции ректификации и затем подвергают гидрированию с
получением изооктана. Для процесса NExOCTANE предлагается высокоактивный струйный реактор гидрирования. Эта компактная и дешевая технология не нуждается в рециркуляции водорода. На НПЗ этот
процесс может заменить производство МТБЭ так, что эксплуатация
остальных установок на НПЗ остается незатронутой.
Эффективность процесса. NExOCTANE процесс оптимизирован для
минимизации затрат на модернизацию, но может быть также рассчитан
на гибкое производство (изооктена, изооктана, МТБЭ и ЭТБЭ) и для
увеличения выхода целевых продуктов. Практически достижима >99%ная конверсия изобутилена с селективностью к изооктену выше 91%.
Экономические показатели. Инвестиции на реконструкцию зависят
от конструкции существующей установки МТБЭ и от состава сырья.
Энергозатраты.
Пар (150 фунт/дюйм2), фунт. . . . . . . . . . . . . . . . . . 700
Электроэнергия, КВт⋅ч. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2,0
Охлаждающая вода, фут3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 150
Промышленные установки. Процесс NExOCTANE внедрен в промышленность в 2002 г. Суммарная мощность установок в настоящее
время превышает 37 тыс. брл/сут, как на НПЗ, так и для гидрогенизационных установок. Последние проекты связаны с реконструкцией
установок МТБЭ на НПЗ компании Valero в Корпус Кристи и на НПЗ
ВР в Карсоне.
Литературный источник. Hunszinger et al. «Case History: Converting
an MTBE Unit to Isooctane Operation», Hydrocarbon Processing, September
2003, pp. 57–62.
Halinen et al., «Economic Evaluation of Production and Blending of Isooctene and Iso-octane Produced by Isobutylene Dimerization», 2005 NPRA
Annual Meeting. March 13–15, 2005, AM-05-28, San Francisco.
Лицензиары. KBR, Neste Jacobs Oy
74
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: процессы нефтепереработки, 2008
Свежий Н2
Сырье – оксигенат
Амин
Рафинат С4
Сырье
Оксигенат
в реактор
Нестабильная нафта
Сырье C4
Пар
Изооктан
Очищенное масло
Изооктен
32. Изооктен/изооктан
33. Гидроочистка масел
Назначение
процесса.
Технология/гидрирование
компании
Snaprogetti применяется для получения изооктена/изооктана – выше
октановых соединений (с высоким содержанием С8), используемых в
качестве компонентов смешения бензина.
Сырье. Фракции С4 с установок ККФ и с установок дегидрирования
изобутана с содержанием изобутена в пределах от 15 до 50 мас. %.
Продукты. Потоки изооктена и изооктана содержат не менее 85 %
углеводородов С9 и менее 5000 млн–1 олигомеров с числом атомов
углерода выше 12.
Описание процесса. Имеются различные варианты процесса,
позволяющие достигать степень превращения изооктена от 85 до
99 мас. % в зависимости от степени конверсии и заданного уровня
инвестиций.
Оксигенаты, например, метанол, метил-трет-бутиловый эфир (МТБЭ)
и/или трет-бутиловый спирт (Tevt-Butyl-Alkonol – TBA) используются в
качестве «селективатора» для повышения селективности реакции димеризации, исключая образование более тяжелых олигомеров.
Высокий уровень превращения изобутена (99 мас. %) может быть
достигнут в двухступенчатой конфигурации установки, в которой в
обеих ступенях применяются охлаждаемые водой кожухотрубные реакторы (WCTR) (1) и (2) для димеризации изобутена для поддержания
оптимального температурного контроля внутри катализаторного слоя.
Потоки, выходящие из реакторов, поступают в две фракционирующие колонны (3) и (5) для выделения остаточной фракции С4 из смеси
оксигената и димеров. Затем оксиленаты отбирают из рафината С4 (6)
и дилеров (колонна 4) и возвращают в реакторы.
Продуктовый изооктен, отбираемый из нижней части колонны (4),
направляют либо в резервуар на хранение, либо в блок гидрирования
(7) для получения насыщенного углеводородного потока – изооктана.
Благодаря совместным разработкам по соглашению между компаниями Snamprogetti и Catalytic Distillation Technologies (CDTech) процесса димеризации изобутена (Dimer & yracess) конфигурация установки
может быть оптимально модифицирована с включением каталитической дистилляции (CD Colum) для создания альтернативной схемы, особенно пригодной для реконструкции установок МТБЭ на НПЗ.
Энергозатраты: (считая на сырье, получаемое в процессе дегидрирования изобутана при 50 мас. % концентрата изобутилена.
Назначение процесса. Процесс Hy-Raff это новый процесс гидроочистки рафинатов с установки экстракции в процессе селективной
очистки смазочных масел для облагораживания стандартных базовых
масел группы I с получением базовых масел группы II. Содержание
серы снижается до менее чем 0,03 мас. %, а содержание насыщенных
увеличивается до уровня выше 90 мас. %. Интеграция этого процесса
в существующую схему производства базовых масел позволяет владельцу предприятия ценой небольших затрат облагораживать базовые
масла в соответствии с новыми спецификациями вместо того, чтобы
демонтировать существующую и построить новую установку на основе
гидрокрекинга.
Продукт с установки Hy-Raff это базовое масло достаточно высокого
качества, удовлетворяющее требованиям спецификаций на базовые
масла Группы II. Цвет готового продукта намного лучше, чем у стандартных базовых масел. Побочные продукты – средние дистилляты
– по своему качеству пригодны к применению в качестве компонентов
дизельного топлива.
Описание процесса. Рафинатное сырье смешивают с водородом
(циркулирующим+свежим), подогревают и загружают в реактор гидроочистки со стационарным слоем катализатора (1). Поток, выходящий
из реактора, охлаждают в теплообмене со смешанным потоком сырья
и водорода. Разделение потока на газ-жидкость происходит сначала в
горячем сепараторе (2), затем в холодном сепараторе (3). Поток углеводородной жидкости из каждого сепаратора поступает в продуктовую
отпарную колонну (4) для удаления остаточного газа и нестабилизированного дистиллята из продукта, затем продукт сушат в испарительной
колонне (5). Газ из холодного сепаратора подвергают аминной очистке
в скруббере (6) для удаления H2S перед сжатием в компрессоре для
рециркулирующего водорода (7).
Экономические показатели.
Капитальные затраты на установку мощностью 7000 брл/сут (считая на сырье для условий побережья Мексиканского залива США,
2008 г.) составляют 10 700 долл/брл/сут.
Энергозатраты, типичные на 1 брл сырья.
Пар, т/т изооктена . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1
Охлаждающая вода, м3/т изооктена . . . . . . . . . . . . . . 64
Электроэнергия, кВт⋅ч/т изооктена . . . . . . . . . . . . . . . 15
Топливо. 103 БТЕ (поглощенная теплота). . . . . . . . . . . . 70
Электроэнергия, КВт⋅ч. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
Охлаждающая вода (∆Т 25 °F), галл . . . . . . . . . . . . . . 200
Пар, фунт . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
Лицензиар. Bechtel Corp.
Промышленные установки. Проведено пять демонстрационных
опытных пробегов на пяти промышленных установках на разном сырье. Snampragetti продала лицензии на две установки.
Лицензиар. Snamprogetti, компания в составе Saipem.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
75
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: процессы нефтепереработки, 2008
Сернистый газ
Рециркулирующий газ
HPS
Кислород
HPS
RH1
Вода для
питания котлов LPS
Реактор
Клауса
C1
BFW
C2
SL
BFW
BFW
RH2
RH3
LPS
Очищенный газ
LPS
2 R1
1 RF
Воздух
Энергетический
(движущий)
водяной пар
SL
Абсорбер
Отстойник
Загрязненный газ
HPS
LPS
3 R2
R3
На очистку отходящих газов
4 R3
В дренаж
C3
BFW
SL
Отработанный
ELIMINATOR
C4
BFW
SL
34. Отбор серы
Назначение процесса. COPF Oxygen Enrichmant Process позволяет
увеличить мощность установок Клауса по отбору серы/очистке отходящих газов, создавать дополнительные мощности по переработке серы
и может улучшить характеристики горения чистого сернистого газа.
Описание процесса. Мощность типичной установки Клауса по отбору серы увеличена до более, чем на 200 % базовой мощности путем
частичной или полной замены воздуха на горение чистым кислородом
(О2). Мощность установки SRU типично лимитируется гидравлическим
перепадом давления. Поскольку О2 заменяет воздух на горение, снижается количество инертного азота, что позволяет увеличить объем
переработки сернистого газа.
Процесс может быть внедрен в две ступени. По мере увеличения
уровня обогащения О2 повышается температура горения (1). В процессе COPE, в котором не применяется система рециркуляции, часто
достигается 50%-ное увеличение мощности путем обогащения О2 при
максимальной температуре 2700–2800 °F. Более высокие уровни обогащения О2 возможны на этапе II COPE, в котором применяется внутренний рециркулирующий поток для снижения температуры сгорания,
позволяющей обогащение О2 вплоть до 100.
Поток через остальные узлы SRU (2, 3 и 4) и очистка отходящих
газов намного. При более высоких температурах обогащения О2 улучшается степень очистки аммиака и термической конверсии. Общий отбор серы на SRU, как правило, увеличивается на 0,5–1 %. Одиночная
патентованная горелка COPE регулирует сгорание сернистого газа,
рециркулирующего газа, воздуха и О2.
Условия процесса. Давление сгорания – от 6–12 фут/дюйм2, температура сгорания до 2800 °F. Концентрация кислорода – от 21–100 %.
Экономические показатели. Затраты на расширение SRU и до
оснащения установки очистки отходящих газов составляют только
15–25 % от затрат на новую установку. Экономия вплоть до 25 % на
новой установке и избыточная мощность при 15 % от базовых капитальных затрат являются функцией стоимости О2, снижения расхода
топлива на сжигание, снижения эксплуатационных затрат и затрат на
рабочую силу.
Промышленные установки. Тридцать две поточные линии
в 19 местах.
Литературный источник. US Patents 4,552,747 and 6,508,998.
Sala, L., W. P. Ferrell and P. Morris, «The COPE process—Increase
sulfur recovery capacity to meet changing needs», European Fuels Week
Conference, Giardini Naxos, Taormina, Italy, April 2000.
Nasato, E. and T. A. Allison, «COPE Ejector—Proven technology»,
Sulphur 2002, Vienna, Austria, October 2002.
Лицензиар. Goar, Allison & Associates, Inc., компания в составе Air
Products Company.
76
35. Удаление H2S
Назначение процесса. Технология ELIMINATOR, состоящая из
полного набора ELIMINATOR продуктов удаляет сероводород (H2S) и
легкие меркантаны из разных технологических газовых потоков (безопасно, эффективно, экологически безвредно) в легко управляемом
процессе.
Описание процессов. Технология ELIMINATOR чрезвычайно гибко
и ее реализация не чувствительна к рабочему давлению. При правильно спроектированной системе в непрерывном процессе могут быть достигнуты концентрации менее 1 млн–1.
Для обработки потоков сернистых газов могут быть использованы
несколько различных способов.
• Впрыск на потоке – ELIMINATOR можно разбрызгивать непосредственно в газовый поток с удалением отработанного продукта в специальный выбивной резервуар (отстойник).
• Разбрызгивающая колонна – загрязненный газ пропускают через
статический объем ELIMINATOR. Для удаления отработанного и ввода свежего раствора без отключения установки можно предусмотреть
специальную емкость. Это устройство также позволяет оптимизировать расход раствора.
• Колонна с насадкой – неочищенный газ контактирует с циркулирующим ELIMINATOR в противотоке в скруббере с насадкой.
Продукты. Полный набор продуктов ELIMINATOR способен удалять
H2S из любого газового потока.
Экономика. Эксплуатационные затраты очень благоприятны для
удаления менее 250 кг/сут H2S.
Промышленные установки. Пятнадцать установок находятся в эксплуатации.
Лицензиар. Merichem Chemicals & Refinerg Services LLC, Филиал
Gas Technology Pradencts Division.
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: процессы нефтепереработки, 2008
На внешнюю
утилизацию
Установка для
очистки
отработанного р-ра
Очищенные
дымовые газы
Очищенный рабочий р-р
Резервуар для
хранения
отработанного р-ра
Свежий очистной
поток
Регенерированный
раствор
Продувка очистного раствора
Система
регенерации
отработанного
Поток,
р-ра
насыщенный
серой
36. Сверхглубокое обессеривание бензина
Назначение процесса. EXOMER экстракты рекомбинируют меркаптановую серу из селективно гидроочищенных потоков бензина с установок ККФ с помощью специального патентованного раствора. Для
повышения эффективности массопередачи с целью максимального
снижения содержания общей серы применяют технологию FIBER-FILM
CONTACTOR. Процесс EXOMER разработан совместно с ExonMobil
Research & Engineering Co.
Описание процесса. В системе EXOMER чистую фазу раствора
для обессеривания пропускают через волокна FIBER-FILM-контактора
вместе с углеводородной массой, что позволяет экстрагировать рекомбинированные меркаптаны в очищающий раствор без диспергирования. Обе фазы разделяют в сепараторе, а очищенный углеводородный поток поступает в резервуар на хранение.
Насыщенный рабочий раствор направляют в регенератор, где
из него удаляют серосодержащие компоненты. Выделенную серу
направляют на другую установку для последующей обработки.
Регенерированный десорбированный (тощий) раствор возвращают на
ступень EXOMER экстракции для дальнейшего использования.
Экономические показатели. EXOMER позволяет нефтепереработчикам удовлетворять жестким требованиям спецификаций по содержанию серы без ущерба для октановых характеристик бензина
при снижении жесткости условий эксплуатации установки гидроочистки. Капитальные затраты на новую установку EXOMER составляют
35–50 % от затрат на расширение мощности установки гидроочистки.
Эксплуатационные затраты на 1 брл на 60–70 % ниже, чем на гидроочистку.
Промышленные установки. Три установки в разных регионах
мира.
Литературный источник. Hydrocarbon Processing, February 2002,
p. 45.
Лицензиар. Merichem Chemicals & Refinery Services LLC, Procen
Technology Division.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Е
Х
Н
О
Л
О
Фильтровальный
модуль
Обогащенный рабочий р-р
Система
экстракции
меркаптанов
Т
Каплеотбойник
Очищенная нафта ККФ
Гидроочищенная нафта ККФ
Г
И
И
№3 • март 2009
Очищенные дымовые газы
Введение реагентов
Абсорбер
Дымовые газы
Секция резкого
охлаждения
Поршневые
насосы
Побочный поток
на очистку продувкой
37. Мокрая скрубберная система, EDV
Назначение процесса. Технология EDV – это скрубберная система
с малым перепадом давления, предназначенная для очистки дымовых
газов от твердых частиц (включая макрочастицы РМ 2,5), SO2 и SO3.
Эта технология особенно пригодна к применению там, где требуются высокая надежность, гибкость и непрерывная работа (4–7 лет без
остановок на ремонт и техническое обслуживание). Технология EDV
подходит для очистки дымовых газов, отходящих из регенератора установки ККФ.
Продукты. Стоки из процесса сильно различаются в зависимости
от реагента, избранного для применения в скруббере. В случае применения натриевого реагента продуктом процесса станет раствор натриевых солей. Аналогично этому магниевый реагент даст в результате магниевые соли. Система на основе извести/известняка приведет
к образованию отходов – гипса. Технологию EDV можно также использовать с LAB-SORB-буферным раствором, благодаря чему система
становится регенеративной. Продуктом в этом случае будет пригодный
к использованию поток SO2.
Описание процесса. Дымовые газы поступают в скруббер с разбрызгивающим устройством через секцию русского охлаждения, где
они немедленно охлаждаются до температуры насыщения. Они проходят через секцию абсорбера для снижения содержания твердых
частиц SO2. Скруббер представляет собой скрытую колонну с BELCOG-Nozzler (соплами), установленными на разных уровнях. Эти неблокируемые и абразивно-стойкие сопла удаляют твердые частицы, действуя на завесы между водой и реагентом. Эти завесы также снижают
выбросы SO2 и SO3. BELCO-G-Nozzler сконструированы так, чтобы
исключить образование тумана, поэтому не требуется заграждающий
фильтр.
После выхода из секции абсорбера насыщенные газы поступают на
EDV фильтрующий модуль для удаления тонких твердых частиц и остаточного SO3. Конструкция фильтрующего модуля рассчитана на конденсацию насыщенного газа на мелких частицах и кислотном тумане,
собирая их с помощью BELCO-G-Nozzler, установленном в верхней
части.
Для исключения образования капелек в дымовой трубе дымовые
газы поступают в каплеотбойник. Это открытая конструкция с фиксированными лопатками, индуцирующими циклонный поток газов. Когда
газы по спирали проходят вниз через каплеотбойник центробежные
силы отгоняют свободные капельки к стенке, удаляя их из газового
потока.
Экономические показатели. EDV мокрая скрубберная система
очень успешно применяется в нефтеперерабатывающей и других отраслях промышленности благодаря высокой эффективности очистки
газов, высокой надежности и разумным затратам.
Промышленные установки. Более 200 EDV систем на разных процессах, включая более 60 установок ККФ, печей, установок для отбора
серы, коксования в псевдоожиженном слое и котельных, работающих
на угле, в разных регионах мира.
Литературный источник. Confuorto and Weaver, «Flue gas scrubbing
of FCCU regenerator fl ue gas—performance, reliability, and fl exibility—a
case history», Hydrocarbon Engineering, 1999. Eagleson and Dharia,
«Controlling FCCU emissions», 11th Refi ning Technology Meeting, HPCL,
Hyderabad, 2000.
Лицензиар. Belco Technologies Corp.
77
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: процессы нефтепереработки, 2008
Газ
Тяжелое сырье
Возврат
разбавителя 1
5
3
Синтетическая
нефть
6
2
Бензин
7
Пар
Мазут
4
ROSE*
Газойль
8
9
Пар-энергия
Гранулы
Смола
*Надкритическая экстракция остаточного сырья для глубокой деасфальтизации
38. ОблагоражиВание тяжелых нефтей
39. Висбрекинг
Назначение процесса. Облагораживание тяжелых нефтей, включая битум месторождения Атабаска в легко транспортабельную синтетическую нефть.
Описание процесса. В этом процессе применяются проверенные
временем и устоявшиеся технологии переработки нафты.
Битум с разбавителем помещают в облагораживатель, разбавитель
отбирают в секции (1) отбора разбавителя (DRU) и возвращают в процесс. Продукт из нижней части DRU (2) направляют на установку (3)
ROSE (надкритической экстракции остаточного сырья для глубокой
деасфальтизации). Деасфальтизат затем направляют на специальную
установку ККФ (4), работающую при невысокой степени превращения,
обычно в пределах 30–60 % на малоактивном катализаторе.
Металлы и деасфальтизат удаляют вместе с отработанным катализатором. Коксовый остаток (CCR) сжигают в регенераторе для производства пара. Продукты ККФ могут быть смешаны с синтетической
нефтью. Альтернативно продукты могут быть подвергнуты гидроочистке с получением малосернистой синтетической нефти. Пар, произведенный на установке ККФ, используется в интересах комплекса.
Асфальтены из ROSE могут быть гранулированы с помощью технологии AQUAFORM компании KBR для облегчения доставки конечным
потребителям. Альтернативно асфальтены могут быть газифицированы для получения водорода, пара и электроэнергии, потребляемых
на добычу и облагораживание битума. Система состоит из: облагораживателя (1); секции отбора разбавителя (2); специальной установки
ККФ (3); установки газификации (4); установки гидроочистки нафты
(5); установки гидроочистки дизельного топлива (6); установки гидроочистки газойля (7); установки получения водорода (8); установки получения пара (9).
Области применения. Эта схема может быть использована для облагораживания битумов, а также другого тяжелого и очень тяжелого
нефтяного сырья
KBR провела обширные пилотные испытания для подтверждения
жизнеспособности этой схемы. Ниже приведены результаты пилотных
испытаний части схема ROSE, разработанной KBR.
Назначение процесса. Производство дополнительных объемов
газа и дистиллятных продуктов, одновременно снижая вязкость и температуру застывания. Кроме того, снижается количество растворителя, необходимого для разбавления остаточного сырья с целью удовлетворения требованиям спецификаций на котельное топливо. Foster
Wheeler/UOP предлагают оба типа процесса: с «реакционным змеевиком» и «реакционной камерой». Приведенная ниже информация относится к «змеевиковому» варианту процесса.
Продукты. Газ, нафта, газойль, остаток висбрекинга (смола).
Описание процесса. В процессе «змеевикового» типа сырья загружают в печь висбрекинга (1), где его нагревают до высокой температуры, вызывая частичное испарение и легкий крекинг. Поток, выходящий
из печи, резко охлаждают газойлем или нижним продуктом ректификационной колонны для прекращения реакции крекинга. Парожидкостная
смесь поступает во фракционирующую колонну (2) для разделения на
газ, нафту, газойль и остаток висбрекинга (смолу). Смола может быть
подвергнута вакуумной отпарке для отбора газойля, оставшегося от
висбрекинга.
Условия процесса. Типичны следующие условия:
Результаты пилотных испытаний ROSE: (сырье: битум Атабаска).
Сырье
Растворители
Полный фракционный
состав
Атмосферный остаток
Вакуумный остаток
nС4–С6
С3–nС5
iС4–nС5
Выход деасфальтизата,
об. %
Кокс в деафальтизате,
мас. %
40–87
17–65
1–9
5–14
70–82
7–10
По описанной выше схеме может быть получена синтетическая
нефть следующего состава:
С5–350 °F, об. % . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15–30
Дистиллят, об. % . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40–65
Газойль, об. % . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20–30
Экономика. По оценкам KBR описанная выше схема позволяет получать более высокий процент (на несколько пунктов) на вложенный
капитал по сравнению с традиционной схемой облагораживания тяжелого сырья.
Литературный источник: KBR KLEEN Upgrading Process Conra&&
Conference, Feb. 23, 2005 Calgary, Alberta.
Лицензиар: KBR.
Температура на выходе из печи. . . . . . . . . . . . . . 850–910
Температура резкого охлаждения, °F. . . . . . . . . . . 710–800
Повышение температуры на выходе из печи позволит ужесточить
общие условия процесса, снизить вязкость и повысить степень превращения.
Выходы.
Сырье
Легкая аравийская
Тип
Плотность, API
Сера, мас. %
Кокс по Конрадсону, мас. %
Вязкость, сСт при 130 °F
сСт при 210 °F
Продукты, мас. %
Газ
Нафта (С5–330 °F)
Газойль
Остаток висбрекинга
Атмосферный
остаток
15,9
3,0
8,5
150
25
Вакуумный
остаток
7,1
4,0
20,3
30 000
900
3,1
7,9
14,5
74,5 (600 °F+)
2,4
6,0
15,5
76,1 (662 °F+)
Экономика.
Инвестиции (база: 40 тыс.+10 тыс. брл/сут, II кв. 2005 г., побережье
Мексиканского залива США) составили 1800–3500 долл/брл/сут.
Энергозатраты, типично на 1 брл. сырья:
Топливо, млн. БТУ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,1195
Электроэнергия, кВт/брл/сут. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6,4
Охлаждающая вода, галл. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71,0
Промышленные установки: Более 50 установок в мире.
Литературный источник: Haundbook of Petroleum Refining Process,
Jhird Ea, McGrow Hill, 2003, pp. 12, 91–12, 105.
Лизенциар: Foster Wheeler USA Corp/UOP.
Перевел Г. Липкин
78
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: безопасность и надежность
ОПРЕДЕЛЕНИЕ И КЛАССИФИКАЦИЯ
ПОТЕНЦИАЛЬНО оПАСНЫХ ЗОН
J. E. Johnston, Bath Engineering Corporation, Корпус Кристи, Техас
Зоны класса 1
К зонам этого класса относятся места, в которых в
воздухе присутствуют или могут присутствовать горючие газы или пары в количествах, достаточных для
образования взрывоопасной или огнеопасной смеси.
В зонах класса 1 выделяют два четко прогнозируемых раздела, интерпретируемые как «нормально» в
сравнении с «аномальным» и «часто» в сравнении с
«нечасто».
К зонам, относящимся к разделу 1, относят места,
в которых могут образовываться концентрации огнеопасных газов или паров:
• в нормальных условиях эксплуатации;
• часто при механическом обслуживании или ремонте;
• частых утечках;
• отсутствия адекватной вентиляции;
• выбросов из неисправного технологического
оборудования, приводящих к одновременному
отказу электрооборудования.
К зонам раздела 2 относят места, в которых высокие концентрации огнеопасных газов или паров могут образовываться в результате:
• отказа замкнутых герметичных систем;
• аномальной эксплуатации или отказа технологического и вентиляционного оборудования;
• смежности с зоной, относящейся к разделу 1.
В зонах класса 1 четыре четкие группы выделяют
исключительно в зависимости от легкости воспламенения жидкости или газа и их соответствующих диапазонов воспламеняемости. Эта концепция показана
на рис. 1.
Группа A – атмосферы, содержащие ацетилен.
Группа B – атмосферы горючих газов или паров,
имеющие либо максимальный экспериментальный
зазор безопасности MESG, равный 0,45 мм (или менее) или минимальное отношение тока воспламенения (minimum ignition current ratio – MIC), равное
0,40 мм, или менее.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
100 UEL
4,0 LEL
Группа A
Ацетилен
Группа B
Водород
36 UEL
2,7 LEL
Группа C
Этилен
Предел взрывоопасности
2,5 LEL
Предел взрывоопасности
75 UEL
Предел взрывоопасности
Предел взрывоопасности
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Объем, %
подход, состоящий из четырех частей
Концепцию оценки и ограничения риска, связанного с установкой электрооборудования в потенциально взрывоопасных зонах называют классификацией зон опасности. Оценка классификации опасных зон представляет собой анализ вероятности и оценку рисков на предприятиях, связанных с потенциально взрыво-и пожароопасной атмосферой, исключительно направленные на минимизацию или полное исключение электроэнергии
как потенциального источника возгорания. Зоны
опасности разделяют на три класса в зависимости
от типа материалов, применяемых в конкретном
процессе.
9.5 UEL
2,1 LEL
Группа D
Пропан
Рис. 1. Группирование парового диапазона взрывоопасности:
UEL – верхний; LEL – нижний
Группа C– атмосферы горючих газов или паров,
имеющие MESG в пределах 0,45–0,75 мм, либо отношение MIC 0,40–0,80 мм.
Группа D – атмосферы горючих газов или паров,
имеющие MESG в пределах более 0,75 мм, либо MIC
более 0,80 мм.
Диапазоны взрывоопасных зон, как показано на
рис. 1, имеют нормальное атмосферное давление и
температуру. По мере повышения температуры смеси диапазон воспламеняемости сдвигается в сторону
снижения и, наоборот, по мере снижения температуры смеси диапазон воспламеняемости сдвигается
в сторону повышения. По этому графику легко определить, что испаряемость смесей группы А намного
выше, чем испаряемость смесей группы В.
Классы горючих жидкостей подразделяют на
класс II, куда включены любые жидкости с температурой вспышки выше 100 °F (38 °С) и ниже 140 °F
(60 °С); класс III, включающий жидкости с температурой вспышки выше 140 °F (60 °C). Жидкости класса
III в свою очередь подразделяют на жидкости класса
IIIA. К жидкостям класса IIIA относятся жидкости с
температурой вспышки выше 140 °F (60 °С) и ниже
200 °F (93 °С). Жидкости Класса IIIB имеют температуру вспышки выше 200 °F (93 °С). Управление по
технике безопасности и гигиене труда США (OSHA)
в директиве 1910.106(а) (18) указывает, что если горячую жидкость подвергают нагреву в пределах 30
°F выше ее температуры вспышки, то на нее распространяются требования, предусмотренные для
очередного более низкого класса жидкости. Если
материал представляет собой горючую жидкость,
которую нагревают в пределах 30 °F от ее температуры вспышки, то эта зона не нуждается в классификации. Другой и чаще всего встречающийся сценарий заключается в том, что горючую жидкость в ходе
79
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: безопасность и надежность
Площадь облака (вид в плане)
Классификация
зон опасности, аудит
№ 351
Модель: новые
емкости/трубопроводная
обвязка
Источник
Погода: категория 1,5/F
Материал: газойль
Усредненное время:
Огнеопасно (18,75 с)
Газ/жидкость,
смещение 0 фут
Легенда: Концентрация
Время: 1,405 с
1,5
1,0
0,5
0,0
3 мрд2 при 0,2001 %
1 мрд2 при 0,4 %
–0,5
0 мрд2 при 3,7 %
–1,0
–1,5
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
–2,0
Расстояние в сторону движения ветра, фут
4,8
4,6
4,4
4,2
4,0
3,8
3,6
3,4
3,2
3,0
2,8
2,6
2,4
2,2
2,0
1,8
1,6
1,4
1,2
1,0
Высота облака (вид сбоку)
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
0,2001%
0,4%
3,7%
Ширина облака, фут
2,0
Ширина облака, фут
Классификация
зон опасности,
аудит № 351
Модель: новые емкости
(трубопроводная обвязка)
Источник
Погода: категория 1,5/F
Материал: газойль
Усредненное время:
Огнеопасно (18,75 с)
Высота 3,28 фут
Легенда: Концентрация
Время: 1,405 с
Расстояние в сторону движения ветра, фут
Рис. 2. Дисперсия парового облака жидкости класса III
процесса нагревают на несколько сот градусов выше
ее температуры вспышки. Это типичная ситуация на
всех нефтеперерабатывающих и нефтехимических
предприятиях США.
На рис. 2 показана модель дисперсии смеси класса III в типичном процессе нефтепереработки. Видны
как размеры парового облака, так и вид сбоку при
температуре 180 °F (82 °С).
В этом сценарии 500 фунт (1 фунт = 0,435 кг) продукта вытекло через отверстие в резервуаре диаметром 0,1”. Рабочее давление 220 фунт/дм2 при 675 °F.
Воспламеняемая часть парового облака простирается наружу на 14 фут (1 фут = 0,3048 м). Обратите
внимание на то, что диапазон воспламеняемости был
значительно снижен вследствие повышения температуры процесса (с 6 до 13,5 % на воздухе или от
0,4 до 0,7 % на воздухе).
Зоны класса II
Это опасные места, потому что в них присутствует
горючая пыль. Горючей пылью по определению являются любые твердые частицы диаметром 420 мкм
и менее, представляющие угрозу пожара или взрыва
при диспергировании в воздухе. Аналогично зонам
класса I, зоны класса II также подразделяют на две
четкие подгруппы, опять-таки зависящие от эксплуатационных условий (нормальных или аномальных).
Подгруппа 1 это зона, в воздухе которой присутствует горючая пыль.
• В нормальных условиях эксплуатации в количествах, достаточных для образования взрыво- и пожароопасной смеси.
• Пыль электропроводна. Пыль считается электропроводной, если электрическое сопротивление
частиц материала, из которого образовалась пыль,
имеет величину ниже 105 Ом/см.
• Выделения из-за неисправности технического
оборудования приводят к одновременному отказу
80
электрооборудования, превращая электрооборудование в источник возгорания.
Подгруппа 2 – это место, где горючая пыль.
• Содержится в воздухе только в аномальных условиях эксплуатации в количествах, достаточных для
образования взрыво- или огнеопасной смеси.
• Накопленная пыль обычно недостаточна для
того, чтобы помешать нормальной работе электрооборудования или других аппаратов, но горючая
пыль может содержаться в суспензиях в воздухе изза нечастых неполадок в работе технологического
оборудования.
• Накопления пыли на, в или поблизости от электрического оборудования может быть достаточно для
того, чтобы помешать безопасному рассеянию тепла электрооборудования или могут воспламеняться в
результате ненормальной работы или отказа электрооборудования.
Информация, содержащаяся в табл., заимствована из эмпирических (кустарных) данных, полученных при определении зависимости между слоем
накопленной пыли и требуемой классификацией.
Накопления пыли, приведенные в табл., основаны на
24-часовом накапливании пыли на горизонтальных
поверхностях.
Три четкие группы в зонах класса II в основном
базируются на физических характеристиках пыли:
Группа E – атмосферы, содержащие горючую
металлическую пыль, включая алюминий, магний
и их промышленные сплавы, или другую горючую
пыль, размеры частиц которых, абразивность и проводимость представляют такую же опасность при
применении электрооборудования.
Группа F – атмосферы, содержащие горючую углеродистую пыль, суммарно поглотившую более 8 %
уловленных летучих компонентов, или активированную другими материалами до такой степени, что она
становится взрывоопасной. Представительной горю№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: безопасность и надежность
чей пылью, подпадающей под эту категорию, является угольная пыль, сажа, древесный уголь и кокс.
Группа G – атмосферы, содержащие другую
горючую пыль, включая муку, зерно, древесную
стружку, пластики и химикаты.
Взрывоопасность – это критерий потенциального ущерба, причиненного энергией, выделенной
при взрыве пыли. Министерство горнодобывающей
промышленности США – the US Bureau of Mines
(USBM) создало уравнение для вычисления послед­
ствий взрыва:
Последствия взрыва =
( Pmax × P ) 2
,
( Pmax × P )1
где Pmax – максимальное давление взрыва; P – максимальная скорость нарастания давления.
Подстрочный индекс 1 относится к Питсбургскому
угольному пласту,
где Pmax – 8,1 атм; P – 214 атм/сек.
Подстрочный индекс 2 относится к специфической пыли.
Чувствительность к воспламенению – это критерий легкости воспламенения облака горючей пыли.
SBM разработало уравнение для вычисления чувствительности к воспламенению.
Чувствительность к воспламенению =
=
(Tc × E × M c )1
,
(Tc × E × M c ) 2
где Тс – минимальная температура воспламенения;
Е – минимальная энергия воспламенения; Мс – минимальная взрывная концентрация.
Подстрочный индекс 1 относится к Питсбургскому
угольному пласту, где Тс – 591 °С; Е – 160 mj; Мс –
70 г/м3.
Подстрочный индекс 2 относится к специфической пыли.
Пыль, имеющая чувствительность к воспламенению, равную или больше, чем 0,2 мм взрывочувствительность, равную или больше, чем 0,5, имеет достаточную летучесть для соответствующей классификации зоны, в которой пыль образовалась.
Зоны класса III
Это опасные зоны, потому что в них присутствуют легко воспламеняемые волокна и летучие хлопья.
В зонах класса III нет деления на группы, как в зонах
класса I и класса II. Однако есть подразделения, которые основаны на технологии обработки, приведшей
к образованию этих летучих волокон. Подразделение
1 – зона, в которой образуются горючие летучие волокна. Подразделение 2 – зона, в которой хранятся
или подвергаются обработке легко воспламеняемые
волокна, за исключением процесса их производства.
РАЗРАБОТКА МЕТОДОЛОГИИ ОЦЕНКИ РИСКОВ
До начала фактической оценки классификации
зон опасности необходимо разработать методологию
оценки рисков. Эта методология включает в себя основные правила, которым следуют при проведении
оценки. Компонентами этой методологии являются
изложенные ниже соображения.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
• Определение лиц, входящих в группу оценки
рисков, их соответствующих ролей и ответственностей, необходимых для поддержки процесса оценки.
Эта группа лиц, как правило, состоит из представителя руководства предприятия, представителя, ответственного за механическую исправность оборудования, лица, осуществляющего фактическую оценку, и
инженера-технолога.
• Определение зависимости между концептуальным источником и полной классификацией.
• Идентификация всех потенциальных точечных
источников выбросов. Точечными источниками
является технологическое оборудование, которое
непрерывно или периодически во время рутинной
эксплуатации выбрасывает в атмосферу горючие
пары. Типичными узлами оборудования, нуждающимся в особом внимании, являются: механические уплотнения насосов, прокладки клапанов, предохранительные устройства, фильтры, уплотнения
компрессоров, вентиляционные и сливные каналы
и все резервуары под давлением, содержащие углеводороды.
• Такие термины как «нормально» – «аномально»
и «часто» – «нечасто» должны быть оговорены для
каждого технологического процесса.
• Определение способов оценки рисков в следующих сценариях: степень классифицируемых зон
опасности, выходящих за пределы границ конкретных технологических установок; степень классифицируемых зон опасности, которые распространяются на дороги; зоны с источниками возгорания,
кроме электрооборудования, в нормальных условиях
эксплуатации; зоны, в которых проложены трубопроводные эстакады или в которых трубопроводы пересекают дороги или расположены рядом, а также
влияние истории того или иного технологического
объекта на общую ситуацию, обнаружения ошибок
и упущений в документации.
• Применение различных нормативных документов и стандартов. Строгое соблюдение правил Национальной противопожарной ассоциации
(NFPA) для всех нефтехимических предприятий и
стандартов Американского нефтяного института
(API) для всех НПЗ.
• Определение возможности применения концепции подразделения на зоны опасности. Эта концепция широко применяется в США, Канаде и в Европе.
• Определение органа власти, обладающего юрисдикцией.
Накапливание слоя пыли и классификация взрывоопасности
Толщина слоя пыли, дюйм
Рекомендуемая
классификация
Более 1/8
Подразделение 1
Менее 1/8 (цвет неразличим)
Подразделение 2
Различим цвет поверхности
под слоем пыли
Неклассифицировано
Классификационная оценка зоны
Когда разработана методология оценки рисков,
можно приступить к фактическому процессу класси81
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: безопасность и надежность
фикационной оценки зоны опасности. Исследование,
как правило, состоит из семи основных этапов:
Этап 1. получение необходимой документации,
которая была определена с применением описанной
выше методологии оценки. Определение нижнего
уровня процесса для идентификации оборудования
и его размещения в технологической схеме.
Этап 2. Обследование оцениваемой зоны для определения точности чертежей и проверки размещения всех точечных источников выбросов.
Этап 3. Определение классифицируемых зон, окружающих каждый точечный источник выбросов.
Это позволит определить роль каждого точечного
источника в общей классификационной схеме композитной зоны. Классификационные схемы должны
отвечать требованиям NFPA 497 для нефтехимических объектов и API RP 500 для НПЗ и/или программному обеспечению, моделирующему дисперсию
газов. Программное обеспечение, моделирующее
дисперсию газов/паров, следует применять, если существует один из следующих трех сценариев.
1. Сложились экстремальные условия, например,
по слишком высоким расходам (>250 галл/мин), давлению (>275 фунт/дм2) и давлению насыщенных паров жидкости (>70 фунт/дм2) при рабочей температуре.
2. Горячие жидкости нагреваются до температур,
которые >100 °F (38 °С) выше их соответствующих
температур вспышки.
3. Поток состоит из сложной смеси углеводородов.
Этап 4. Разработка чертежа (с видом в плане) композиционной зоны, характеризующего вклад всех
точечных источников.
Этап 5. Изготовление чертежей фасада для четкого указания расположения источников выбросов
в многоуровневых технологических конструкциях.
Чертежи с видом в плане потребуются для каждого
уровня технологической конструкции.
Этап 6. Проведение аудиторской проверки соответствия.
Этап 7. Подготовка подробного отчета о результатах оценки, документирующего следующую информацию:
• разумное объяснение причин для классификации зон;
• критически важную информацию о материалах,
обычно заимствуемую из бюллетеней по безопасному применению материалов (MSDS);
• подробный перечень всех точечных источников
выбросов, которые показаны на чертежах;
• специальные экстраординарные исключения,
допущенные при классификации конкретной зоны;
• результаты аудиторской проверки соответствия;
• график моделирования дисперсии паров.
Вся классификационная документация должна
храниться у руководства отдела технологического
контроля на НПЗ. Все изменения в структуре предприятия должны быть отражены в документации с
указанием воздействия этих модификаций на классификацию опасностей.
82
МЕТОДЫ ЗАЩИТЫ И СНИЖЕНИЕ ОПАСНОСТИ
Снижение опасности предполагает меры, принимаемые руководством предприятия, для снижения вероятности или риска значительных имущественных потерь и/или жертв в результате взрыва
или пожара. Это позволяет исключить установку
электрооборудования в опасных зонах, представляющих риск или вероятность возникновения взрыва
или пожара. Это как раз тот самый момент, когда
принимаются меры, обеспечивающие соответствие с классификационной оценкой зон опасности.
Рассматриваются методы смягчения последствий
аварий.
МЕТОДЫ ЗАЩИТЫ В ОПАСНЫХ ЗОНАХ КЛАССА 1
Важно строгое следование ниже перечисленным
методам защиты.
• Физическое удаление или перемещение нормальных дугообразующих электрических агрегатов
в безопасную зону. Это привлекательный вариант,
когда допущенное электрооборудование для соответствующей зоны трудно достать или не выпускается в промышленных масштабах.
• Ограничение взрывоопасной зоны. Это наиболее распространенный метод защиты. Он основан на применении оборудования, сертифицированного поставщиком путем включения в
перечень или маркировки как взрывобезопасные
устройства. Взрывобезопасное исполнение означает, что внутренние устройства конкретного
узла электрооборудования сконструированы и
испытаны таким образом, чтобы при попадании
в них горючих паров они воспламенялись электрической дугой или горячей поверхностью внутри устройства, а последующий в результате этого
взрыв оставался замкнутым в пределах этого устройства. При этом электрический аппарат, заключенный в это устройство, должен сохранять работоспособность.
• Ограничение подаваемой энергии известно как
метод защиты от возгорания путем ограничения
выделяемой энергии в случае повреждения электропроводки и отказа узла или неполадок. Взрыво-и
пожаробезопасные устройства, применяемые в лаборатории, неспособны выделять энергию, которая
в нормальных или аномальных условиях достаточны
для того, чтобы вызвать возгорание специфической
опасной атмосферы в ее наиболее легко воспламеняемых концентрациях.
• Герметически уплотненные типы защиты обеспечивают герметическую защиту дугообразующих
или тепловыделяющих электроприборов от проникновения в них опасных паров.
• Герметизация это процесс создания включения
с защитным газом с или без непрерывного потока
для предотвращения попадания горючих паров, горючей пыли и горючих волокон.
• Продувка – процесс образования включения с
защитным газом с достаточным расходом и избыточным давлением для снижения концентрации любых
горючих паров, изначально содержащихся на безопасном уровне.
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: безопасность и надежность
ТИПЫ ГЕРМЕТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМ
Тип Х снижает классификацию внутри защищенного включения из подразделения 1 до неквалифицированной.
Конструкция продувочной системы типа Х должна отвечать следующим требованиям.
• Избыточное давление должно поддерживаться
на оборудовании, находящемся под напряжением.
• Перед энергизацией узлов, снабженных необходимой электрической блокировкой, заменить четыре
объема продувного газа, содержащегося во внутреннем устройстве.
• Блокировка требуется для удаления энергии с
внутренних электрических устройств, когда давление продувочного газа падает.
•При открытом внутреннем устройстве подача
энергии должна быть отключена.
• Зона, непрерывно обслуживаемая операторами,
должна быть снабжена сигнальным устройством, срабатывающим при превышении заданного давления.
Тип Y снижает квалификацию внутри защищаемого включения из подразделения 1 до подразделения 2. Тип Z снижает квалификацию внутри защищаемого включения с подразделения 2 до неквалифицированной. Конструкция продувочной системы
Y или Z должна отвечать следующим требованиям.
• Избыточное давление должно поддерживаться
на оборудовании, находящемся под напряжением.
• Перед энергизацией узлов заменить четыре
объема продувочного газа, содержащегося во внутреннем устройстве (электрической блокировки не
требуется).
• Отказ продувочной системы должен обнаруживаться с помощью сигнального устройства.
Метод защиты погружением заключается в погружении дугообразующих и тепло-генерирующие
электрические устройства в масло, тем самым, исключая внедрение потенциально опасных паров.
Этот метод применим только в зонах, относящихся к
Подразделению 2.
МЕТОДЫ ЗАЩИТЫ
В ОПАСНЫХ ЗОНАХ КЛАССА 2
Важно строгое следование ниже перечисленным
методам защиты.
• Физическое удаление опасности аналогично
указанному для зон опасности класса I.
• Применение пылезащищенного (от возгорания)
предполагает использование: 1) пыленепроницаемого устройства; 2) устройства, конструкция которого
исключает воспламенение слоя пыли на внутреннем
устройстве или образование горючего облака вокруг
внутреннего устройства.
• Продувка может применяться до тех пор, пока
соблюдаются требования NFPA 496.
• Ограничение энергии на том же уровне защиты,
как и в зонах класса I.
МЕТОДЫ ЗАЩИТЫ
В ОПАСНЫХ ЗОНАХ КЛАССА 3
Для этих зон применяются такие же методы, какие применялись для зон Класса II. Основное требо-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
вание заключается в применении пыленепроницаемых включений для всех нормальных дугообразующих электрических устройств.
Перевел Г. Липкин
библиография
1. Korver, W.O.E, «Part 1 Fundamentals», Electrical Safety
in Flammable Gas/Vapor Laden Atmospheres, 1st Ed.,
William Andrews Publishing, Norwich, New York,
pp. 6–8, 2001.
2. NFPA 30, Flammable and Combustible Liquids Code,
2000 Ed., NFPA, Quincy, Massachusetts, 2000.
3. NFPA 496, Standard for Purged and Pressurized
Enclosures for Electrical Equipment, 1998 Ed., NFPA,
Ouincy, Massachusetts, 1998.
4. NFPA 497, Recommended Practice for the Classification
of Flammable Liquids, Gases or Vapors and of Hazardous
(Classified) Locations for Electrical Installations in
Chemical Process Areas, 1997 Ed., NFPA, Ouincy,
Massachusetts, 1997.
5. NFPA 499, Recommended Practice for the Classification
of Combustible Dusts and of Hazardous (Classified)
Locations for Electrical Installations in Chemical Process
Areas, 1997 Ed., NFPA, Ouincy, Massachusetts, 1997.
6. ANSI/API PR5000, Recommended Practice for
Classification of Locations for Electrical Installations
at Petroleum Facilities Classified as Class I, Division
1 and Division 2, 2nd Ed., API Publishing Services,
Washington, DC, 1997.
7. ISA-12.10, Area Classification in Hazardous (Classified)
Dust Locations, ISA, Research Triangle Park, North
Carolina, 1988.
8. ISA-RP12.4, Pressurized Enclosures, ISA, Research
Triangle Park, North Carolina, 1996.
9. Johnston, J., «A Common-Sense Approach to Hazardous
AreaClassification
Assessment»,
Instrumentation
Symposium for the Process Industries, Texas A&M
University, College Station, Texas, January 2001.
10. Cashdollar, K., M. Hertzberg and R. Conti, «RI-8988
Bureau of Mine Report of Investigations/1985»,
Electrical Ignition Energies and Thermal Autoignition
Temperatures for Evaluating Explosion Hazards of Dusts,
United States Dept of the Interior, 1985.
11. Early, M., National Electrical Code Handbook, 9th Ed.,
NFPA, Quincy, Massachusetts, 2002.
Jim Johnston (Дж. Джонстон) профессиональный инженер компании Bath
Engineering Corporation. Он стал национально признанным специалистом благодаря опыту и знаниям в области оценки
безопасности применения электрооборудования во взрыво- и пожароопасных зонах. М-р Джонстон
имеет 35-летний опыт работы в нефтеперерабатывающей
и нефтехимической промышленности. Имеет ученую степень бакалавра по электрооборудованию от Хьюстонского
университета.
83
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: БЕЗОПАСНОСТЬ И НАДЕЖНОСТЬ
ОБУЧЕНИе ОПЕРАТОРОВ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ установок
R. Valencia, D. Link, BP Prodacts North America, Inc., Тексас-Сити, Техас; C. Bankal, J. McGuire, John Zinc Co, LLC, Талса,
Оклахома
Курс обучения специально направлен на безопасную, экологически безвредную и эффективную эксплуатацию технологических установок
Обучение операторов важно по многим причинам.
По результатам обследования, проведенного в США в
2005 г., были установлены три основные цели любого
действующего нефтеперерабатывающего или нефтехимического предприятия. К ним относятся: укрепление безопасности, глубокие знания технологических процессов и повышение прибыльности. Самым
важным является обеспечение безопасности, что
предполагает уверенность в том, что операторы сумеют правильно реагировать на какие-либо нарушения. Это означает умение справляться с ситуациями,
с которыми операторы, возможно, никогда ранее не
встречались. Метод обучения операторов аналогичен
программе обучения в авиакомпаниях, по которой
отрабатываются действия пилотов и экипажей самолетов во многих нештатных ситуациях, встречающихся редко или никогда. Короче говоря, операторы
технологических установок должны иметь глубокое и
всестороннее понимание своих функций с тем, чтобы
они могли правильно реагировать на аномальные ситуации и своевременно распознавать потенциальные
опасности. Ниже описан конкретный пример обучения операторов печи для подогрева сырья на крупном
НПЗ США с целью выполнения задач, стоящих перед
этим нефтеперерабатывающим заводом.
Важность обучения
Обучение операторов может и должно осуществляться различными способами. Некоторые типы
обучения с целью повышения квалификации операторов могут осуществляться без отрыва от производства (в режиме «он-лайн»). Обучение на конкретной установке – это, как правило, лучший способ
обучения без отрыва от производства, когда опытный
оператор инструктирует менее опытного сотрудник
непосредственно на рабочем месте. Модели, имитирующие процесс, являются лучшим средством обучения операторов действиям в условиях неполадок
или сбоев, которые было бы трудно воспроизвести на
фактически работающем оборудовании. Обучение
теоретическим основам и передовой практике чаще
проводят в классных помещениях, где преподаватели
и слушатели могут взаимодействовать и обсуждать
принципы, применяемые к конкретным процессам.
Именно на этом виде обучения авторы данной статьи
фокусируют внимание.
повышение квалификации
Повышение квалификации операторов технических установок является ключевым элементом
84
эксплуатационной готовности. Это достигается многими способами, включая, например, соответствующие методики, документы, аудиторские проверки,
наставничество, автоматизация и средства управления, техническое обслуживание и непосредственное
обучение (как в классном помещении, так и на рабочем месте). Существует много элементов эксплуатационной готовности, включая безопасность, эффективность, производительность и совместимость с окружающей средой. Очень важно, чтобы операторы
были привержены концепции постоянной высокой
эксплуатационной эффективности обслуживаемых
ими объектов.
Операторы технологических установок должны уметь быстро и точно определять неполадки и
диагностировать проблемы, которые могут привести к сбоям в процессах и работе оборудования.
Неспособность операторов делать это может привести к потере продукции, выпуску продуктов, не отвечающих требованиям спецификаций, повреждению
оборудования и, возможно, катастрофическим последствиям.
Оптимизация процесса непосредственно связана с выявлением и устранением неполадок.
Оптимизация предполагает увеличение выпуска
продукции при минимизации затрат и соблюдении
правил по охране окружающей среды. В рамках оптимизационных программ должно происходить обучение операторов, как способам решения проблем,
так и поиску способов совершенствования условий
эксплуатации технологической установки, даже если
никаких явных тревожных сигналов нет. Правильное
обучение может активизировать операторов, нацелив их на принятие корректирующих мер в зависимости от конкретной ситуации.
Партнерство в обучении операторов
Нефтеперерабатывающий завод ВР в ТексасСити (рис. 1) это один из крупнейших в мире и
сложнейших НПЗ. Он занимает площадь в 1200 акр
(1 акр = 40,46 м2), его мощность превышает 460 тыс.
брл/сут (по сырью), на нем непосредственно занято 2000 человек. Отдел ВР по подготовке специалистов-операторов для конкретных процессов вместе с
компанией-производителем печей с огневым нагревом провели однодневный семинар для операторов,
обслуживающих эти печи.
Этот учебный семинар является составной частью более обширной программы, разработанной ВР.
Эта программа также включает в себя занятия на
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: БЕЗОПАСНОСТЬ И НАДЕЖНОСТЬ
таты тестов. ВР также решила ужесточить требования к учебному курсу по сравнению с требованиями
IACET аккредитации.
Рис. 1. НПЗ ВР Texas City – один из крупнейших и самых сложных НПЗ в мире. Он размещен на участке площадью 1200 акр.
Мощность НПЗ 460 тыс. брл/сут. На НПЗ непосредственно занято 2000 человек
модели печи, установленной в учебном центре, под
руководством координаторов из отдела подготовки
кадров ВР, ответственных за организацию учебного процесса и оценку знаний. Производитель печей
разработал пилотную программу обучения и передал ее функциональной группе ВР, включая инструкторов, инженеров и руководителей технологических подразделений. Материалы были четко отрегулированы с учетом требований ВР до передачи
непосредственно в технологический отдел.
Одно из преимуществ партнерства с опытной
учебной организацией заключается в накапливании
передового промышленного опыта. Персонал компании – производителя печей имеет опыт работы на
многих НПЗ в разных регионах мира. Они сталкивались как с серьезными проблемами, так и с положительным и передовым опытом. Этот опыт неоценим
для обучения операторов, потому что он ставит конкретную установку в потенциальные условия, которые даже опытным операторам встречались редко,
если вообще имели место в прошлом.
Большинство курсов обучения аккредитованы
Международной Ассоциацией непрерывного образования и обучения (International Association for
Continuing Education and Training – IACET). Это означает, что студенты получают возможность непрерывного образования в специальных группах (continuing education units – CEU), которые могут продемонстрировать усвоение учебной программы, сдав
соответствующий экзамен после прослушивания
всего теоретического и практического курса. Одно
из требований аккредитации заключается в том, что
результаты, полученные тем или иным студентом в
результате испытаний, могут быть переданы другим
только с письменного разрешения самого студента.
ВР решила, что это обучение должно предшествовать CEU, потому что она хотела увидеть все резуль-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
Обучение операторов
с учетом конкретных требований заказчика
Целями курса обучения являются:
улучшение общего понимания;
определение общей терминологии для печей с
огневым нагревом;
следование методикам правильной и безопасной эксплуатации;
повышение теплового КПД печи;
снижение загрязняющих выбросов;
обеспечение средств для выявления и устранения неполадок.
В таблице перечислены основные темы курса
обучения, способствующие достижению этих целей. Основной упор в обучении делается на безопасность, снижение загрязняющих выбросов, повышение теплового КПД и обнаружение неполадок. Все
эти аспекты «красной нитью» проходят через весь
курс обучения.
Краткое содержание программы
обучения операторов печей
с огневым нагревом
Раздел
Тематика
Продолжительность, ч
1
Введение
1
2
Теоретические
основы сгорания
1
3
Безопасность
сгорания
1
4
Технологические
основы печи
с огневым нагревом
1
5
Теоретические
и технологические
основы горения
2
6
Эксплуатация печи
2
В 2007 г. было проведено 16 семинарских занятий
в аудиториях с участием 13 студентов в каждой аудитории для обеспечения хорошего взаимодействия
между студентами и преподавателями. Каждый студент получал цветную копию слайдов, применявшихся во время обучения. На рис. 2 показан пример
типичного слайда, на котором виден реальный узел
оборудования и подробный чертеж свободно стоящих диффузионных горелок для неочищенного газа.
В каждой аудитории имелся John Zink Combustion
Handbook – справочник для использования в качестве эталона. Эта книга является учебником в других
учебных аудиториях. Несмотря на практическую направленность названия этой книги, она больше рассчитана на инженеров, чем на операторов. Каждый
студент, кроме того, получал ламинированную технологическую схему, рассчитанную на применение
в условиях эксплуатации, для регулирования уров85
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: БЕЗОПАСНОСТЬ И НАДЕЖНОСТЬ
ми ответов, и они должны были
выбрать правильный ответ, несмотря на то, что до этого занятия
(урока) они фактически ничего не
знали по данной тематике.
Занятия были рассчитаны на
высокую интерактивность, заключающуюся в том, что преподаватель задает студентам множество вопросов и преподает с учетом
полученных ответов. Например,
Шумона рис. 3а показана технологичесглушитель
Наконечник
кая печь (не с НПЗ ВР). Студентов
топливных
Демпфер
спрашивали все ли правильно с
трубок
Область
горелками. Затем был показан риповышенного
сунок обратной стороны горелки
Подающий
давления
(рис. 3b), на котором видно, что
стояк
Топливный
воздушные регистры закрыты на
коллектор
обеих горелках, о чем можно судить по ярко желтому пламени.
Рис. 2. Свободностоящая диффузионная горелка – фактическая эксплуатация и схема
В течение всего курса обучения были показаны многочисленные снимки, анимации и короткие
видеоклипы, демонстрирующие
технологические печи, имеющие
проблемы, и способы преодоления
этих проблем. Это могло привлечь
внимание операторов к проблемам, с которыми они, возможно,
ранее не сталкивались. Однако
операторы, встретившись с таким
явлением, могли бы исключить
его, приняв соответствующие
меры. Например, были показаны
Рис. 3. a) Нерегулярная картина пламени в работающей технологической печи и b) завидеоклипы с горелками с прокрытые воздушные регистры на двух плохо отрегулированных горелках
скакиванием пламени. Эти клипы
были сняты в испытательном центре компании John Zink в высокой
степени точности регулирования.
Цель учебных занятий заключалась в том, чтобы показать операторам как хорошую, так и плохую
работу печей. На рис. 4a показан
пример неправильно отрегулированных горелок печи с огневым
нагревом (не с НПЗ ВР). Как тяга,
так и избыточный О2 выходили за
пределы желаемых спецификаций.
Пламя было нерегулярным и не создавало желаемого теплового потока. На рис. 4b показаны те же горелки в той же печи после того как
они были правильно отрегулироваРис. 4. Горелки с пламенем по полу в технологической печи: a) до регулировки и b)
ны. Такая регулировка может быть
после регулирования
легко выполнена операторами, обученными надлежащим образом.
ней кислорода и тяги для печей с естественной и сбаНа рис. 5 схематически показан уход пламени в секлансированной тягой.
ционной печи. Горелки зажигаются вдоль стенок, а плаСтуденты были представлены соответствующим
мя устремляется в технологические трубы, что очень неруководителям производственного управления и межелательно и может привести к преждевременной останеджерам учебных процессов. Затем им раздавали
новке печи на ремонт. Возможные причины и решения
вопросник с 15 вопросами с несколькими вариантабыли обсуждены по этой и смежным проблемам.
Пилотная
горелка
86
Керамика
Стабилизатор
пламени
Монтировочная
плита
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: БЕЗОПАСНОСТЬ И НАДЕЖНОСТЬ
нятий составляла 33 %, а по результатам выпускного экзамена составила 94 %. Студентам были розданы анонимные анкеты для индивидуальных оценок
или учебных программ. В результате общая средняя
оценка по всем темам составила 4,3. Абсолютное
большинство студентов считает обучение интересным и полезным (рис. 6).
Технологическая
труба (тип)
Рециркуляционная
зона
Горелка (тип)
Результаты, от респондентов, %
Рис. 5. Схема отклонения пламени в секционной печи
Интересно
Преимущества
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Нулевой
Слабый
Средний Выше среднего Большой
Рис. 6. Общие оценки со стороны студентов и своих интересов
и преимуществ по каждому разделу программы обучения
Важным элементом этих аудиторных занятий
было использование развлекательных и игровых моментов и юмора для вовлечения студентов, включая
компьютерную игру ZJeopardy. Победителям вручали призы, что еще более обостряло конкуренцию.
Результаты учебных занятий
Среди слушателей этих курсовых занятий были
операторы с широким диапазоном рабочего опыта от
нескольких месяцев до 30 и более лет. Очень опытные операторы тоже извлекали пользу из этих занятий, они стали глубже понимать причины различных
процедур. Например, горелка с пульсирующим пламенем ненадежна и должна быть немедленно отрегулирована. Оператор, возможно, знает, что нужно
снизить скорость подачи топлива на горелку, но не
знает, почему и что произойдет, если реакция оператора будет неправильной. Знание ответов на вопросы «Почему?» в соответствующих процедурах помогает обслуживающему персоналу лучше реагировать
на аномальные операции, с которыми они никогда
ранее не сталкивались.
После 16 семинаров с участием 200 студентов
подведен итог. Средняя оценка знаний до начала за-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Учеба для совершенствования
Обучение операторов имеет критически важное
значение для безопасной, экологически безвредной эксплуатации установки. Партнерство между
предприятиями и внешними учебными заведениями может эффективно помочь удовлетворению требованиям, предъявляемым к обучению операторов.
Определенные типы обучения более пригодны для
аудиторных занятий с ограниченным числом студентов для более тесного взаимодействия и вовлеченности. Способ оценки знаний, приобретенных в
процессе обучения, применяется в виде выпускного
экзамена, сопровождаемого развлекательной программой. Оценка курса обучения важна для совершенствования учебных материалов и методики преподавания для непрерывного содержания и методов
обучения.
Перевел Г. Липкин
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
1. Hill, D., «Operator training practices revealed»,
Hydrocarbon Processing, Vol. 84, June 2005, p. 17.
2. Wilkins, M., «Benchmarking consortium includes operator training», Hydrocarbon Processing, Vol. 85,
November 2006, pp. 15–16.
3. Pankoff, J. A., «Improve and sustain process plant operator performance», Hydrocarbon Processing, Vol. 84, July
2005, pp. 97–99.
4. Smith, K., «Refine your approach to process troubleshooting and optimization», Hydrocarbon Processing, Vol. 81,
June 2002, pp. 63–66.
5. Baukal, C. (ed.), The John Zink Combustion Handbook,
CRC Press, Boca Raton, Florida, 2001.
Robert Valencia (Р. Валенсия), ведущий координатор по
обучению (LTC) персонала ВР Produt North America, Inc.,
имеет 30-летний опыт на НПЗ в качестве специалиста по
гидропереработке.
Dennis Linc (Д. Линк), менеджер по специфическим учебным операциям на ВР Produt North America, Inc., с 30-летним опытом работы на НПЗ. Имеет звание бакалавра и 20летний практический опыт преподавания в системе народного и индустриального образования.
Chuck Bankal (Ч. Бэнкал), директор John Zink Institute в
John Zink Co., LLC, Талса, Оклахома. Имеет 25-летний опыт
во многих отраслях промышленности. Имеет ученую степень доктора от Пенсильванского университета. Автор/
редактор 6 книг, владеет 11 патентами США по индустриальным печам.
John McGuire (Дж. МакГир), менеджер по продажам и услугам John Zink Co., LLC. Более 24 лет работает на фирме.
Ранее возглавлял научно-исследовательский и испытательный центр компании.
87
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: БЕЗОПАСНОСТЬ И НАДЕЖНОСТЬ
РАСЧЕТЫ ПАРАМЕТРОВ КОЛОННЫ
ПРИ РАЗГРУЗКЕ
S. R. Mofrad, Petrofac Engineering & Construction, Шаруджа, Объединенные Арабские Эмираты
Практический несложный метод для предотвращения различных аварийных ситуаций
Ректификационные колонны на нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводах являются
достаточно сложным оборудованием (с точки зрения
исследования проблемы снятия нагрузки с колонны).
Это обусловлено рядом конструктивных параметров
колонны и рабочими условиями. Разработчик процесса ответственен за все нежелательные ситуации
на установке, связанные с повышенным избыточным
давлением, снятием нагрузки в колонне, при этом он
должен оценивать эти ситуации, рассматривая все
возможные рабочие параметры установки, такие как
состав сырья, производительность, спецификацию
на продукты. Это он должен знать так же хорошо,
как начало/конец эксплуатации и особенности зимнего/летнего периода работы. Консервативным и
наиболее распространенным методом определения
требований при разгрузке колонны является разработка системы защиты от давления, основанной на
суммарном определении расхода пара верха колонны в единицу времени. Современные исследования
разгрузки колонны показывают, что такой подход не
всегда отвечает соответствующим требованиям [1].
Наиболее подходящей методикой исследования
разгрузки колонны является динамическое моделирование, но для такой методики требуются исчерпывающие данные на спецификацию оборудования и
его размеры, информация по гидравлике и детальное
описание системы контроля. Однако, когда система
разгрузки разработана, большая часть перечисленных данных оказываются непригодными.
Кроме того, обоснование динамической модели
относительно результатов теплового и материального балансов, а также время действия динамической
модели, сравнимое с фактическим функционированием установки, рассматривают дополнительно, когда имеют дело с динамическим моделированием.
В работе колонны могут создаваться следующие
ситуации:
• прекращение подачи электроэнергии (повреждения питающего насоса, насоса орошения, вентилятора конденсатора с воздушным охлаждением насоса в зоне всасывания, газового компрессора или в их
комбинации);
• повреждение системы охлаждения (повреждение конденсатора с водяным охлаждением, конденсатора с воздушным охлаждением, насоса в зоне всасывания или насоса охлаждающей воды);
• нарушение нормального функционирования
регулирующего клапана или клапана с ручным управлением (закрыты регулирующий клапан на линии
сырья, регулирующий клапан на линии орошения,
регулирующий клапан на линии пара или на линии
88
охлаждающей воды; широко открыты регулирующий клапан на жидких продуктах, регулирующий
клапан на линии пара из ребойлера или на линии
топливного газа из нагревателя).
Скорость разгрузки колонны при всех этих нарушениях может быть вычислена путем следующей
методики в три этапа: исследование нарушения работы ребойлера, моделирование условий разгрузки
и топливно-энергетического баланса верха колонны.
Исследование ребойлера
Когда в колонне при нормальном рабочем давлении происходит его сбрасывание, температура в колонне растет. Перепад температуры в ребойлере
может снизиться и, следовательно, привести к более
низкой температуре на входе в колонну при условии
ее разгрузки. На первом этапе необходимо определить нагрузку ребойлера.
Сбор данных. При исследовании важна следующая информация. 1. Данные tin,N; tout,N; Tin,N Tout,N, Uc,
A, QN* из диаграммы потоков процесса или из спецификации теплообменника. На рис. 1 показано схематическое распределение температур ребойлера.
2. Отметим, что средняя температура продукта на
входе в колонну не будет изменяться, когда давление
в колонне увеличивается от рабочего до разгрузочного, следовательно, Tin,R = Tin,N.
3. Получим tout,R, моделируя состав жидкой фазы
низа колонны путем составления программной модели процесса. При разгрузочном давлении температура соответствует температуре кипения смеси
жидкости низа колонны. Состав жидкой фазы низа
колонны является функцией нескольких параметров, в том числе внутренней конструкции колонны,
t out
T out
T in
t in
Рис. 1. Схематическое представление температуры потоков
в ребойлере
№3 март • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: БЕЗОПАСНОСТЬ И НАДЕЖНОСТЬ
состава сырья и флегмы, времени задержки жидкости на тарелках, задержки колонны и т.д. Если внутренняя конфигурация колонны способствует выходу
легкой жидкой фазы непосредственно в ребойлер,
изменение температуры будет менее вероятным, чем
когда легкая жидкая фаза смешивается с жидкостью
низа колонны.
На рис. 2 показано влияние внутренней конструкции колонны на состав жидкой фазы низа колонны.
Влияние других параметров должно быть рассчитано
разработчиком. Если разработчик не придает значения составу жидкой фазы, применение рабочих смесей при условии разгрузки колонны часто бывает
консервативным.
Первоначальная проверка. Рассчитывая нагрузку на ребойлер при условии сбрасывания давления,
QR можно легко определить, если выполняется одно
из следующих условий.
1. Огневой подогреватель применяют как ребойлер
колонны, изменение температуры происходит достаточно редко, так как достигнуть температуры топки
1700–1800 °F (≈927–982°С) несложно. Исследование
разгрузки колонны должно быть выполнено при нормальной нагрузке ребойлера (QR = QN).
2. Теплопередача в ребойлере будет постепенно
подавляться если tout,R ≥Tin,R, в то время как давление
в колонне увеличиваться от рабочего до разгрузочного. При этих условиях требования к разгрузке будут нулевыми вследствие нулевой нагрузки ребойлера (QR = O).
3. Между сторонами теплообменника будет достаточный перепад температур при условии разгрузки,
если UcA (Tout,N – tout,R) ≥ ON. Исследование разгрузки
колонны должно быть выполнено при нормальной
нагрузке ребойлера (QR = QN).
Этот метод может быть использован при условии
разгрузки колонны в соответствии со спецификацией нагрузки ребойлера.
Завершение расчета. При расчете пользуемся
следующими критериями.
1. Предположим, что в первом грубом приближении QR/QN = 0,6.
2. Рассчитаем температуру на входе в ребойлер
при условии разгрузки колонны:
(1)
3. Рассчитаем температуру на выходе зоны нагрева ребойлера при условии разгрузки колонны:
4. Определим QR = UcALMTDR,
где
(2)
(3)
(4)
5. Рассчитаем новое отношение QR/QN и сравним
его с предыдущей величиной. Если оно не соответс-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
1. Ребойлер однопроходного
типа?
Оба
Любой
да
нет 2. Отстойник колонны имеет
перегородки для отвода
продукции из ребойлера?
Нет
Время задержки
Да
остаточных продуктов
менее чем 10–15 мин?
Должен быть
Орошение/питание Да
применен более Нет
Применяют рабочий
содержат легкие
тяжелый состав
состав жидкости
компоненты?
продуктов, чем при
эксплуатации
Рис. 2. Решение технологической схемы для выбора состава
продуктов низа колонны при условии ее разгрузки
твует предыдущему значению, то приступим к выполнению п. 6.
6. Если QR/QN меньше 1,0, нагрузка ребойлера
должна снизиться до QR, в противном случае нормальную нагрузку ребойлера используют для исследования состояния разгрузки колонны.
Моделирование состояния разгрузки
Чтобы прогнозировать влияние внутренних потоков колонны и гидравлики тарелок на тепло- и массопередачу и, следовательно, на нагрузку от разгрузки
колонны, которые не учитываются в традиционных
методах, рекомендуется следующая методика.
1. Определить скрытую теплоту жидкой фазы
низа колонны. Если проектное давление в колонне близко к критическому давлению жидкости или
выше, физические свойства, включая скрытую теплоту, рассчитать сложно. Для этих целей рекомендуется воспользоваться расчетами п.п. 2 и 3.
2. Рассчитать расход возвратных паров ребойлера
в состоянии разгрузки.
3. Моделировать колонну как абсорбер с применением программного моделирования. Установить
давление в колонне при сбросе давления и рассматривать поток паров как поток газа, поступающего в
колонну, чтобы определить расход паров сверху абсорбера. Следующим этапом должно быть моделирование.
• Разработчик процесса должен проверить пригодность сырья и продуктов орошения. В то время
как в аварийной ситуации давление в колонне колеблется от рабочего до проектного, насосы сырья
и/или флегмы не в состоянии поддерживать тот же
расход продукта.
Это особенно касается центробежных насосов,
поскольку резкое снижение давления центробежного насоса обычно на 25 % выше, чем рабочий перепад давления. Если перепад давления сырьевого
насоса при нормальном потоке составляет 4 бар
(1 бар = 100к Па), то перепад давления при нулевом потоке равен 5 бар. Например, если рабочее дав89
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: БЕЗОПАСНОСТЬ И НАДЕЖНОСТЬ
ление колонны увеличивается в результате повреждения регулирующего клапана на линии орошения
от 2 бар до проектного давления 3,5 бар, поток сырья
в колонну прекратится. Давление в колонне будет
увеличиваться до 1,5 бар, в то время как давление на
линии нагнетания насоса не сможет подняться более
чем на 1 бар.
• Если исследуют нарушение питания колонны,
то поток орошения рассматривают в качестве абсорбента.
• Если рассматривают нарушение линии орошения, тогда сырье принимают за абсорбент.
В некоторых случаях абсорбер не годится для
поставленных целей моделирования, поскольку поток жидкости внутри колонны в результате испаряется вследствие контакта с интенсивным горячим
потоком пара, поступающего из ребойлера. В этом
случае совокупность паров ребойлера и потока абсорбента должна рассматриваться как общий расход
продукции верха колонны. Могут быть ошибки в моделировании и в случае, когда пары из ребойлера будут конденсироваться в колонне путем соединения
с холодными потоками сырья/флегмы. В этом случае
скорость продукта, отбираемого с верха колонны,
и нагрузка при разгрузке колонны недействительны.
Энергетический баланс верхнего погона
Пары сверху колонны поступают в систему конденсации, в которой они полностью или частично
конденсируются. Требуемая нагрузка от разгрузки
рассчитывается при помощи энергетического баланса для системы верха колонны. На показана схема
системы верха колонны и границы теплового баланса. Следующий тепловой баланс может быть составлен для определенных границ при нормальных рабочих условиях:
H = MO,NHO,N – gN – ML,NHL,N – MW,NHW,N –
– MR,NHR,N – MV,NHV,N = 0
(5)
В условиях разгрузки колонны аккумулирование
тепла не равно 0. Переписывая уравнения при состоянии разгрузки, получим следующее:
H = MO,RHO,R – gR – ML,RHL,R –
–MW,RHW,R – MR,RHR,R – MV,RHV,R
(6)
Требуемая нагрузка gR от сброса давления рассчитывается относительно степени конденсации в системе верха колонны. Поскольку определить объем
конденсации при нарушениях процесса достаточно
сложно вследствие изменения рабочих параметров.
Большинство разработчиков предпочитают использовать в своих расчетах нормальной нагрузки конденсатора в случае сброса давления в системе. Это
предположение обосновано, поскольку в следующих
ситуациях не пренебрегают нагрузкой конденсатора
Нарушение электроснабжения. Иногда разработчик рассматривает одновременно нарушение
работы конденсационной системы и потока сырья
или орошения, чтобы найти максимально требуемую скорость разгрузки. Если рассматривается та90
кой сценарий, то следует отметить, что оставшийся
объем охлаждения в холодильнике после нарушения
электроснабжения вследствие эффекта естественной конвекции должен составлять 20–30 % нормальной нагрузки вытяжной (отсосной) вентиляции для
воздушного холодильника и 10–15 % – для приточной (напорной) вентиляции воздушного холодильника. Если применяется конденсатор с охлаждающей
водой, то объем охлаждающей воды не будет зависеть от потери мощности. Однако, поскольку половина насосов, перекачивающих охлаждающую воду,
обычно имеют приводы от электродвигателей, потери мощности могут стать причиной 50%-ного снижения нагрузки конденсатора с водяным охлаждением.
Если же насосы, перекачивающие охлаждающую
воду, работают от турбины, конденсатор при отсутствии электроэнергии будет работать на полную мощность. Если в системе функционируют конденсаторы
в комбинации с воздушным и водяным охлаждением,
общий объем конденсации после отключения электроэнергии рассчитывают, пользуясь упомянутыми
ранее методами.
Захлебывание колонны. Захлебывание колонны
происходит тогда, когда нарушена подача продуктов или в колонну орошения вследствие прекращения электроснабжения или поломки регулирующего
клапана, что влечет за собой потери продуктов конденсации верха конденсатора. Если пиковое время
верха приемника для конденсата составляет менее
10 мин, конденсатор, расположенный наверху ректификационной колонны, будет захлебываться жидкостью и в условиях разгрузки объем конденсации
будет незначительным. Максимальную вместимость
приемника конденсата рассчитывают, основываясь на свободном объеме выше нормального уровня
жидкости.
Застой пара. Если часть газового продукта «блокируется» в результате повреждения линии электропитания (например, повреждения компрессора),
несконденсированные газы будут собираться в верхней части конденсатора и препятствовать проходу
сконденсированных продуктов. В этих условиях если
предохранительный клапан размещается наверху
Пары верхнего погона
q
Пары
Жидкий продукт
Отвод воды
Орошение
Граница теплового равновесия
Рис. 3. Определение поверхности раздела теплового
равновесия
№3 март • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: БЕЗОПАСНОСТЬ И НАДЕЖНОСТЬ
колонны, конденсатор будет терять большую часть
продуктов конденсации. Размещение предохранительного клапана в верхней части приемника позволит несконденсированные продукты вывести из
системы, когда предохранительный клапан открыт и
при этом можно определить объем нормальной конденсации при исследуемой разгрузке.
Требуемую скорость разгрузки системы определяют из ур. 6. Количество газа с верха системы, которое должно быть удалено из системы в целях недопустимости энергетического разбаланса системы,
рассчитывают.
Нарушение электроснабжения
Определение нагрузки от разгрузки колонны в
условиях нарушения электроснабжения требует
тщательного анализа установки и системы, чтобы
оценить, как повреждение оборудования влияет на
процесс. Нарушение электроснабжения должно
быть проанализировано следующим путем:
• определение местных повреждений, когда затронута часть оборудования;
• определение промежуточных стадий повреждения, когда затронут один распределительный
щит, один центр управления двигателем или
одно шинное соединение;
• определение общих повреждений, когда затронуто все электрооборудование одновременно.
Для определения требований к разгрузке колонны разработчик должен рассмотреть различные сценарии повреждения системы электроснабжения (например, одновременное повреждение линии питания и компрессора верха газового продукта), чтобы
найти максимально возможную скорость разгрузки
колонны.
Прекращение подачи охлаждающего агента
Все колонны снабжены конденсационным оборудованием, включая водно-охлаждающие и воздушно-охлаждающие конденсаторы, насосы или комбинации этого оборудования в соответствии со спецификацией продуктов и т.д. Отказ этого оборудования
вследствие выхода из строя подачи охлаждающего
агента или нарушения подачи электроснабжения может стать причиной создания избыточного давления
в колонне. Для определения требований к разгрузке в
колонне можно использовать вышеприведенный метод. Если длительность прекращения подачи охлаждающего агента выше, чем время задержки жидкости
в приемнике верхнего погона, теряется орошающий
продукт. Таким образом, моделирование должно быть
выполнено без учета орошающего продукта.
• Выход из строя водно-охлаждающего конденсатора может быть вызван закрытием регулирующего клапана, установленного на линии охлаждающей
воды, а также непреднамеренным закрытием клапана с ручным управлением по вине оператора.
• Выход из строя воздушно-охлаждающего конденсатора возможен по двум основным причинам.
Первая причина – поломка вентилятора вследствие механических повреждений и сбоев в мощности, что вызовет потери достаточного объема кон-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
денсата. В этом случае gr будет составлять 20–30 %
gN для воздушных конденсаторов с искусственной
тягой и 10–14 % с принудительной тягой. Второй
причиной является закрытая вентиляционная решетка, что может стать результатом повреждения
системы автоматического контроля, механических
соединений, а также деструктивной вибрации на
вентиляционной решетке, устанавливаемой вручную. Закрытая вентиляционная решетка рассматривается как результат общих потерь объема охлаждающего агента.
• Нарушение цикличности насоса происходит в
результате повреждения некоторых элементов в схеме. Это приведет к нагреву системы и увеличению
выхода верхнего погона колонны.
Потери абсорбента. Американский нефтяной институт в API-521 раздел 3.7 указывает [4], что по потерям абсорбента при разгрузке колонны практически
не сформулированы требования. Однако на установке удаления кислых газов, где большое количество входящих паров может быть удалено в абсорбере, потери абсорбента станут причиной повышения
давления при разгрузке колонны, так как система
нисходящего потока может быть не приспособлена
для управления увеличивающимся потоком. Каждый
индивидуальный случай должен исследоваться для
различных процессов и характеристик контрольноизмерительной аппаратуры.
Разрыв труб ребойлера. Разрыв труб в ребойлере
может стать причиной выброса большого количества
продукции (пара, горячей воды или горячих нефтепродуктов) в кипящую технологическую жидкость
внутри ребойлера. Для расчета скорости потока при
разрыве труб существуют основные направления и
указания в API-521, раздел 3.18. Как только найдена
скорость потока при разрыве, можно рассчитать скорость паров в ребойлер делением теплосодержания
нагретой среды на скрытую теплоту технологической жидкости. В каждой стадии следует моделировать параметры колонны в условиях разгрузки, чтобы определить влияние внутренних потоков колонны на расход паров в ребойлере и определить расход
паров в верхней части системы. Энергетический баланс вокруг верхней системы позволит определить
нагрузку при разгрузке колонны в случае разрыва
труб в ребойлере.
Выход из строя регулирующих клапанов. Потери
воздуха в измерительных системах приводит воздушные клапаны в позицию «выхода из строя». Это
может быть вызвано избыточным давлением в системе, если заранее не была предусмотрена заданная
позиция для препятствования избыточному давлению. Кроме того, к отказам клапанов можно отнести повреждения электроснабжения. Скорость разгрузки вследствие аварийной ситуации, вызванной
повреждением регулирующего клапана, таким как
закрытие клапана на линии питания/орошения или
широко открытые клапаны на линиях пара из ребойлера или топливного газа из нагревателя, можно рассчитать, пользуясь основными направлениями, представленными в статье или литературой [7].
Методика, рассмотренная выше по моделированию
91
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: БЕЗОПАСНОСТЬ И НАДЕЖНОСТЬ
состояния разгрузки и энергетический баланс верха
системы определят требования к разгрузке.
Перевел А. Степанов
Условные обозначения
А
– общая площадь теплообменника
Н
– массовая энтальпия
∆Н – накопление тепла
LMTD – перепад температур, рассчитанный по ур. 4
М
– массовый расход
t
– температура боковой поверхности ребойлера
Т
– температура нагретой среды ребойлера
g
– нагрузка конденсатора
Q
– нагрузка ребойлера
Uc – общий коэффициент теплопередачи теплообменника в начальных условиях.
Индексы
in – вход
out – выход
О
– верхний поток
V
– поток пара
L
– поток жидкости
W
– отвод потока воды
N
– нормальные условия
R
– состояние разгрузки
Список литературы
1. Bradford, M. and D. G. Durrett, «Avoiding common
mistakes in sizing distillation safety valves», Chemical
Engineering, July 9, 1984, pp. 78–84.
92
2. Won, K. W., A. R. Smith and G. A. Zeininger,
«Thermodynamic methods for pressure relief system design
parameters», Fluid Phase Equilibria 241, 2006, pp. 41–50.
3. Mofrad, S. Rahima and S. Norouzi, «Designing for
pressure releases during fires—Part 1», Hydrocarbon
Processing, November 2007, pp. 65–67.
4. American Petroleum Institute, API RP 521, «Guide for
pressure relieving and depressuring systems», 4th edition, March 1997.
5. Mofrad, S. Rahimi and S. Norouzi, «Designing for
pressure releases during fires—Part 2», Hydrocarbon
Processing, December 2007, pp. 117–121.
6. Ouderkirik, R., «Rigorously size relief valves for supercritical fluids», CEP, August 2002, pp. 34–43.
7. Mofrad, S. Rahimi, «Relief rate calculation for control valve failure», Hydrocarbon Processing, January 2008, pp. 105–109.
Saeid Rahimi Mofrad (С. Р. Мофрад), инженер-технолог компании Petrofac Engineering
& Construction. Он работает над различными проектами от сжигания бросовых газов
в факелах и исследования предохранительных клапанов до детальных проектов гидравлических систем. М-р Мофрад получил степень бакалавра
от Ширазского университета (Иран) и степень магистра
по специальности инженера-технолога Технологического
университета (Шариф).
№3 март • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РАЗРАБОТКА ПРОЦЕССОВ
УПРОЩЕННЫЙ РАСЧЕТ ЦЕТАНОВОГО ЧИСЛА
А. К. Dhar, Undian Oil Corp. Ltd., Матара, Индия
Эмпирические формулы упрощают определение цетанового числа для различных дизельных топлив
Процессы «чистого топлива»
Низкосернистое дизельное топливо (от 0,2 до
0,4 %) подвергается переработке на установке гидрогенизационной сероочистки; DHDS – высокосернистое дизельное топливо (от 1,2 до 1,4 %) производится на установке гидроочистки DHDT. Продукция
дизельного топлива EURO 2, получаемая на установке DHDS, отвечает требованиям спецификации по
содержанию серы и цетанового числа. Продукция
дизельного топлива EURO 3, получаемая на установке DHDS, может достигать содержания серы до менее 340 млн–1. Однако установка DHDS не отвечает
требованиям технических условий по цетановому
числу (51). Поэтому дизельное топливо с установки
гидроочистки перерабатывают при более высоком
цетановом числе (55–56), чтобы компенсировать
низкое цетановое число дизельного топлива с установки гидрогенизационной сероочистки, равное 48.
По рекомендации отдела маркетинга в каждые
один-три дня изменяли технические условия дизельного топлива от EURO 2 и EURO 3 и наоборот.
Таким же образом поддерживали скорость подачи
продукта. В соответствии с этими условиями должна
поддерживаться интенсивность реактора. С учетом
лабораторных ограничений невозможно получить
достоверное цетановое число после каждого изменения от EURO 2 до EIRO 3 и наоборот. Кроме того,
изменение дизельного топлива от EURO 2 до EIRO 3
снижает расход водорода до 150 кг/ч.
Например, в месяц производится 60 % EURO 3 и
40 % EURO 2, при этом на производство EURO 2 тратится 12 дней. Относительно EURO 2, если предположить минимальное снижение расхода водорода
100 кг/ч, завод будет расходовать меньше водорода (около 2,5 т/сут), при этом 2,5 т/сут × 12 дней =
30 т/мес. В настоящее время стоимость водорода составляет около 2000 долл. Следовательно, суммарная
экономия водорода в месяц составит 60 000 долл.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
Рассчитанное цетановое число в сравнении
с лабораторными данными установки DHDT
59
Цетановое число
57
55
53
51
49
47
Рассчитанное цетановое число
Лабораторные данные
45
06/02/08
18/02/08
13/03/08
13/01/08
26/11/07
08/12/07
21/10/07
12/04/07
23/02/07
06/01/07
02/10/06
14/10/06
03/08/06
27/08/06
28/06/06
43
23/05/06
В 1991 г. на нефтеперерабатывающем заводе
(Матар, Индия) была введена в эксплуатацию установка гидрогенизационной сероочистки дизельного
топлива (diesel hydrodesulfurization – DHDS), на которой производят дизельное топливо Euro 2 в соответствии с техническими условиями. На установке
DHDS цетановое число дизельного топлива не увеличивается, что обусловлено низким давлением реакции (40 кгс/см2), где насыщенность ароматических
углеводородов минимальна. Содержание ароматических углеводородов ниже, чем цетановое число.
Позднее, в 2005 г. установка гидроочистки дизельного топлива (diesel hydrotreating – DHDT) стала работать в режиме реального времени, таким образом,
завод мог производить дизельное топливо Euro 3 и
Euro 4 в соответствии с их техническими условиями.
Время
Рассчитанные цетановые числа в сравнении с лабораторными
данными установки гидроочистки дизельного топлива
Новые методы расчета
С помощью новых математических эмпирических выражений можно рассчитать цетановое число
в режиме реального времени. Расчеты основаны на
средневзвешенной температуре слоя (weighted average bed temperature – WABT) катализатора для
реакторов R1 и R2, на расходе сырья и суммарного
рециклового газойля (total cycle oil – TCO) с установки каталитического крекинга с высоким содержанием олефинов.
Основываясь на рассчитанном цетановом числе в
режиме реального времени, интенсивность скорости
реактора определяют в соответствии с выражением:
цетановое число = 56 + (225 – расход сырья) ×
× 0,04 + (R1WABT – 350,5) × 0,5 +
+(R2WABT – 352) × 0,3 + (30 – ТСО) × 0,1,
где R1 и R2 – соответствующие реакторы.
Давление в реакционной камере в формуле не
рассматривается, так как его можно найти в проектной спецификации.
Если установка эксплуатируется с нагрузкой 225 т
сырья, тогда R1 WABT = 350,5; R2WABT = 352;
ТСО = 30 т. Рассчитанное цетановое число будет
составлять при этом 56. Многие показатели могут
быть получены изменением переменных, их значения можно сравнить с лабораторными результатами
(рисунок).
Перевел А. Степанов
Ashis Kumar Dhar (А. К. Дхар), заместитель
менеджера Матарского нефтеперерабатывающего завода компании Indian Oil Corp.,
LTD. М-р Дхар работает в этой компании
более 27 лет, занимаясь исследованиями на
различных установках нефтеперерабатывающего завода, включая установки атмосферно-вакуумной перегонки, каталитического крекинга, гидрокрекинга
и гидроочистки дизельного топлива. М-р Дхар имеет степень бакалавра по химии.
93
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
наши юбиляры
85 ЛЕТ
Григорий Иосифович
ЛИПКИН
Григорий
Иосифович Липкин – старейший переводчик журнала
«Нефтегазовые технологии.
Григорий Иосифович родился 2 марта 1924 г. в городе Смоленске, где в 1941 г.
с отличием окончил школу. Он принадлежит к тому легендарному поколению наших
соотечественников, которые шагнули со школьной скамьи прямо в пекло Великой
Отечественной войны.
В 1942 г. он был мобилизован в армию и почти сразу попал на фронт, на передовую.
Сначала Григорий Иосифович служил артиллеристом-минометчиком, а после второго
тяжелого ранения и до окончания войны – переводчиком полка. Хорошее знание немецкого
языка позволило ему остаться в строю во время войны и определило профессиональную
судьбу.
За участие в Великой Отечественной войне Г. И. Липкин награжден орденами
«Славы» третьей степени, «Отечественной войны» первой степени, «За боевые
заслуги» и 20 медалями. После победы Григорий Иосифович продолжал служить в армии
– сначала в Германии, а с 1953 г. (после окончания Военного института иностранных
языков) на Дальнем Востоке (в воздушно-десантных войсках, в высшем Хабаровском
артиллерийском училище).
В 1964 г. в звании подполковника Григорий Иосифович демобилизовался из армии.
С августа 1964 г. он бессменно работает переводчиком во ВНИИ НП.
Высочайшая квалификация Григория Иосифовича хорошо известна сотрудникам
института. Он владеет тремя иностранными языками – английским, немецким и
китайским. Деятельность Г. И. Липкина связана с научно-технической работой любого
отдела института, переговорами с иностранными делегациями, переводами специальных
научно-технических материалов, научными отчетами для зарубежных организаций и т.д.
Григорий Иосифович быстро освоил непростую специфику переводческой работы
в области нефтепереработки и нефтехимии, что сделало его одним из самых
квалифицированных и авторитетных переводчиков страны в этой области. Кроме
работы в институте Григорий Иосифович успешно сотрудничает с рядом периодических
изданий, в том числе более 30 лет с журналом «Нефтегазовые технологии».
Переводческий талант Григория Иосифовича высоко ценят и иностранные фирмы,
которые пользуются его услугами по синхронному переводу на переговорах, конференциях
и международных форумах.
Сегодня Григорий Иосифович по-прежнему полон энергии, сил и энтузиазма в работе.
Своим жизнелюбием, трудолюбием, добросовестностью и активностью он служит
настоящим примером не только для молодого поколения, но и для людей старшего
возраста, имеющих удовольствие общаться с этим замечательным человеком.
Редакция журнала «Нефтегазовые технологии» от всей души поздравляет
Григория Иосифовича Липкина с юбилеем. Желаем ему здоровья, счастья
и долгих, долгих лет жизни!
94
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: оборудование
Низкоуглеродный нпз:
Мечта или реальность
R. M. Spoor, KBC Process Technology Ltd., Бреда, Нидерланды
Этапы введения в эксплуатацию эффективной системы управления углеродом с учетом ваших возможностей
На действующих нефтеперерабатывающих заводах малоценное сырье и продукты перерабатывают в
высокоценные продукты. «Низкий углерод» является новой buzz-фразой распространения маркировки,
используемой для обозначения оборудования, эффективного в утилизации эмиссий углекислого газа
(CO2). То же самое относится к процессу «управления углеродом», который регулирует потери углерода на нефтеперерабатывающем заводе и частые выбросы CO2 в окружающую среду.
Первопричиной для сокращения нефтеперерабатывающим заводом выбросов углерода является
цена. Углерод – продукт; продукт – деньги. Поэтому
чем меньше выбросов углерода, тем выгоднее становится работа нефтеперерабатывающего завода.
Глобальная утилизация – вторая причина уменьшения выбросов углерода. Исследования показали,
что в момент воспламенения дизельного топлива
или бензина в двигателе автомобиля теряется 17 %
первоначального топлива в цилиндре. Этот принцип
«цилиндро-колесного цикла энергии» определяет
эффективность выработки сырой нефти, ее стабилизацию, перекачку на терминал, перевозку на нефтеперерабатывающий завод, переработку на нефтеперерабатывающем заводе, повторную перекачку
на суда или грузовики и, наконец, распространение продукта по розничным торговым точкам. Все
это влияет на эффективность цикла транспортного
средства. Для транспортного средства с 30 миль/
галл и с «очисткой нефти и эффективным распространением» в 0,83, эффективность срока службы
автомобиля будет около 25 миль/галл [1]. При этом
важно сократить 17%-ную потерю углерода. Одно из
лучших мест для сокращения потерь углерода – нефтеперерабатывающий завод, где часто реализуется
больше половины выбросов углерода.
С растущим стимулом к сокращению выбросов
парникового газа (greenhouse gas – GHG) нефтеперерабатывающие и нефтехимические заводы сталкиваются с новыми серьезными проблемами в работе. Сочетание нового и сложного законодательства,
торговых возможностей, общественного давления и
экологического сознания выводят это производство
на новый этап, в котором установлены ограничения
на выбросы GHG с учетом производительной и операционной прибыли (рентабельности). Однако многие нефтеперерабатывающие заводы неэффективно
используют энергию и, следовательно, в атмосферу
выбрасывают больше углерода, чем необходимо. Как
правило, нефтеперерабатывающие заводы выбрасывают больше 30 % CO2 по сравнению с другими наилучшими техниками ведения работ. Проект на не-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
фтеперерабатывающем заводе в Северной Америке
показал, что приблизительно 15 % выбросов углерода
может быть сокращено за счет проектов, имеющих
простую трехлетнюю окупаемость. Эта статья описывает, как достигнуть таких показателей, осуществляя методический подход и используя рентабельные технологии.
Этапы низкоуглеродного оборудования
Разработка программы управления углеродом,
которая помогает промышленности внедрять стратегический план по сокращению выбросов согласно
законодательству и при этом оставаться конкурентоспособной предполагает несколько этапов.
Этап 0. Нужен ли нам анализ рынка? На вопрос
«Нужен ли нам обзор рынка» можно ответить двояко. Для осуществления сокращения выбросов углерода (и сбережения энергии) очень выгодными являются проекты с высокими ценами на нефть. Система
управления углеродом помогает нефтеперерабатывающим заводам при экономии энергии получать
существенную прибыль. Однако нынешние торговые механизмы углеродом могут помочь в финансировании тех проектов, которые при других обстоятельствах были не окупаемы и не достигали прибыли
внутри страны. Если нефтеперерабатывающий завод расположен в Европе, возможности торговли реализуются по Торговой схеме европейской эмиссии
(European Emissions Trading Scheme – EU ETS) для
покупки и продажи неких разрешаемых запасов выбросов Европейского союза (European Union (emission) Allowances – EUA), которые были распределены правительствами по Национальным планам распределения (National Allocation Plans – NAP). Цена
этих запасов колебалась около 20 €/т CO2, хотя цена
первой партии запасов, отданной европейским нефтеперерабатывающим заводам в стадии 1, упала в
конце 2006 г. Это случилось потому, что стал очевидным тот факт, что было предоставлено больше запасов, чем фактически существует. Кроме того, запасы
не могли быть переданы в стадию 2.
Нефтеперерабатывающий завод с системой управления углеродом мог предупредить такие события, будучи активно вовлеченным в углеродный рынок, и управлять фактическими выбросами нефтеперерабатывающего завода путем прогнозирования
последующих выбросов (рис. 1).
В странах, которые ратифицировали протокол
Киото, существуют и другие возможности. Хоть и
не напрямую, углеродные кредиты могут быть обеспечены через Чистый механизм развития UNFCCC
CDM (Clean Development Mechanism – CDM).
95
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: оборудование
CDU/ VDU
NHT/CRU
HDS
SRU
5
6
7
8
Чистые топлива
Установка легкого крекинга
Гидродесульфирование
Заменяемый при ремонте блок
Янв-08
1
2
3
4
ЕС НПЗ № 2
0
Окт
ЕС НПЗ № 1
Наличный расчет, EUA
Цена в XII 2008 г.
5
1
1
0
10
Июль
10
АТ/вакуумная
колонна, 25 %
15
Апр
АТ/вакуумная
колонна, 34 %
20
56
34
Установка нефтегидро- 2
очистки/крекинга, 13 %
Янв-07
30
2
Окт
40
20
Июль
50
Установка FCC, 19 % 7
Апр
Установка нефтегидроочистки/
крекинга, 24 %
Янв-06
60
25
Окт
6
5
4
3
70
30
8
Июль
Распределение выбросов, %
7
Коммунальные
услуги, 38 %
Апр
Установка FCC, 14 %
80
35
8
Янв-05
Коммунальные
услуги, 13 %
90
Евро/т
100
Цены на услуги, EUA
Рис. 1. Распределение выбросов на двух европейских НПЗ
Рис. 2. Тенденция ценовой политики торговли эмиссиями в кредит в Европейском союзе
Гарантированные сокращения выбросов (Certified
Emissions Reductions – CER) могут быть предметом
торговли, при условиях, что сокращение выбросов
происходит в развивающейся стране и что инвестиции будут направлены на их сокращение. Кроме
того, в США есть возможность Добровольных сокращений выбросов (Voluntary Emission Reduction –
VER), которые работают c тем же механизмом, что и
CDM, но не регистрируются в официальном правительстве или ООН.
В настоящее время эти добровольные рынки
незначительны по ценности и товарообороту по
сравнению с ЕС ETS (EUA) и рынками CER (рис. 2).
Однако они станут более значимыми, когда преобразуются в схемы cap-and-trade (торговлю с верхним и нижним переделом). Кроме того, так как
оба американских кандидата в президенты одобряют торговлю cap-and-trade, ожидается введение
соответствующего законодательства на федеральном уровне. Таким образом, США могут взяться за
потенциально огромный рынок выбросов парникового газа (greenhouse gas – GHG) в Северной
Америке в 2009 г.
Этап 1. Текущие уровни выбросов и их следы.
После трех лет опыта работы EU ETS измерение
текущих выбросов углерода было общепризнано
в Европе. Правительства обязали строго контролировать (с помощью мониторинга) уровни выбросов
с возможностью торговли этими запасами. В политических документах зафиксировано, что нефтеперерабатывающие заводы должны измерять выбросы и
сообщать о полученных результатах, следуя строгой
форме и соответствующим стандартам [3, 4]. И хотя
может существовать преимущество использования
этих стандартов где-то еще для определения следов
углерода на нефтеперерабатывающем заводе, это не
всегда будет самым эффективным или точным способом. Поэтому для газообразного топлива (топливного газа), образцов пара и водородного равновесия
были созданы новые методики измерения. Эти измерения вычисляют текущие выбросы и оценивают
будущие. Применение этих средств может помочь в
установлении базовой линии для будущих сокращений парникового газа (рис. 3).
Эта методология ориентирована на некоторые
важные пробелы в европейском законодательстве касательно нефтеперерабатывающего завода [3, 4]. Это
законодательство подходит для установок с единственным потоком топлива таких, как электростанции, туковые заводы или установки для парового
крекинга. Однако оно совсем не учитывает сложности нефтеперерабатывающего завода.
Законодательством не было учтено несколько
проблем:
• большое количество пользователей топлива, нагревателей и бойлеров, часто каждый с определенной комбинацией топлив (жидкость и газ) и различными составами топливного газа;
• топливный газ производят на многих установках с различным составом и инжектируют в топливно-газовую распределительную сеть часто в различных местах;
• значительное количество CO2 производится на
факельных установках, печах для сжигания отходов
и биоочистных сооружения, которые сложно измеряемы или вовсе не предназначены для этого;
• для типичной установки нефтеперерабатывающего завода, типа установки каталитического крекинг
флюида (fluid catalyst cracking – FCC), сложно верно
измерить выбросы CO2. Инструкции Европейского
союза предлагают вычислять выбросы, основываясь на балансе по производительности установки.
Неточности при использовании данного метода вносят существенную ошибку в вычисление выбросов;
• по указанию ЕС определение количества водорода для 100%-ой конверсии углерода в потоке
CO2 является правильным, если на установке с водородным потоком совершенно не остается углерода.
96
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: оборудование
Наибольший потенциал для сокращения выбросов CO2 связан с
повышением энергетического выхода (КПД). Однако также могут
Полноценные/точные
быть определены другие проскоки
модели оборудования:
CO2: при потере нефти, при сжиСводный баланс
- бойлеры
гании, при смене топлива и оппо топливу
- газовые турбины
тимизации водородной сети. Как
правило, большинство нефтепереОборудование
по управлению углеродом
рабатывающих заводов неэффекПоказать эмиссии:
тивно и производит на 30–100 %
- на временной шкале
CO2 больше по сравнению с уста- на установке
новками с новыми технологиями.
- за определенный период
Анализ просчетов при прогнозидля каждого вида топлива
ровании детально для каждой устаПолноценное/точное
новки покажет, сколько выбросов
Сводный баланс
моделирование:
внесено за счет неэффективного
по Н2
- работы нагревателя
использования топлива, неподхо- эмиссий установки
Ограничения в работе
FCC
дящего типа топлива, низкой инОграничения в оборудовании
- водородного завода
теграции энергии или большого
потребления неэффективного исРис. 3. Данные потока эмиссий углерода в программе мониторинга
точника энергии, коммунальных
услуг и/или водорода.
Этап 3. Карта последовательности операций по
В большинстве случаев это является верным, но не
сокращению выбросов. Хотя анализ ошибок по продля всех заводов, использующих водород, с очисткой
гнозированию показывает максимальный потенциал
адсорбцией при переменном давлении (pressure swing
нефтеперерабатывающих заводов для сокращения
adsorption – PSA), и это совершенно неприемлемо
выбросов, только проекты, которые могут быть пракдля установок, в которых водород очищается от CO2
тически осуществлены, рассматривают последоваабсорбцией.
тельность операций в соответствии с инвестициями.
Измерения не дают точную картину выбросов
Проекты на этой карте располагаются в определенном
из-за погрешностей, поэтому для получения точнопорядке с самыми выгодными технологиями, полуго результата и обоснования измерений необходичающими самый высокий приоритет. В зависимости
мо использование более сложного согласования, а
от местоположения участка, может быть необходимо
также моделирование программного обеспечения.
дополнительное финансирование для внедрения расУказание только предлагает метод измерения и носматриваемого проекта CDM. Проекты в карте послесит рекомендательный характер, что не позволяет
довательности операций обычно могут быть классиоценить будущие выбросы и сравнить лучшие метофицированы в следующих трех категориях [5].
ды для их определения. Для решения этих проблем
• Эффективность огневого нагревателя. Эф­
требуется комбинированный сравнительный анализ
фективность огневого нагревателя может быть
и анализ ошибок при прогнозировании.
улучшена путем увеличения области конвекции, бойЭтап 2. Сравнительный анализ и анализ ошибок при прогнозировании. Для определения максимального потенциала сокращений парникового
Эмиссии СО2
газа (greenhouse gas – GHG) мы можем сравнить
400
работу завода с новейшими технологиями и лучФактически
350
шими методами. Сравнительный анализ новейших
Цель (100 %)
технологий для нефтеперерабатывающего завода
300
может быть описан как тот же нефтеперерабаты250
вающий завод с тем же сырьем и продуктами, но
200
построенный по последнему слову техники с самой
150
эффективной технологией. Например, он включает эффективные нагреватели и бойлеры с более
100
чем 92%-ой эффективностью, интеграцией тепла,
50
получаемого с помощью пинч-оборудования (теп0
лообменников), с минимальной температурой на
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
входе приблизительно 20 °C, без вспышки и с эффективностью производства энергии, по крайней
Рис. 4. Сравнение фактических эмиссий СО2 и эмиссий с применением лучших методов:
мере, 80 %. При поэтапном сравнительном анали1 – AT-3; 2 – гидроочистка дистиллятов-3; 3 – АТ-4; 4 - гидроочистка дистиллязе нефтеперерабатывающего завода, установка за
тов-4; 5 – установка легкого крекинга; 6 – висбрекинг; 7 – установка гидроочисустановкой, с лучшими технологиями становится
тки и реформинга; 8 – насыщение бензина; 9 – подъем бурового инструмента;
ясно, на каких установках имеются главные «про10 – установка FCC и L/E; 11 – установка гидроочистки; 12 – МТБЭ; 13 – установка алкилирования; 14 – заменяемый блок А/В/С
скоки» выбросов (рис. 4.)
Выбросы СО2, тыс. т/год
Проект производственного
плана с ценой
по прейскуранту
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
97
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: оборудование
лерами-утилизаторами, системой подогрева воздуха.
Тогда как первые два варианта не увеличивают выбросы NOx, последний – является привлекательным
для установки неэффективных печей с активностью
режима работы более чем 25 миллионов британских
тепловых единиц в час (MMBtu/hr) и окупаемостью
за три года или меньше.
• Эффективность
производства
энергии.
Существует большой выбор вариантов для усовершенствования производства энергии. Все зависит от
совершенствования эксплуатации для достижения
максимума использования турбин противодавления
пара, управления вентилем, сокращения нарушений
и стратегии импорта/экспорта энергии. Кроме того,
большие инвестиции могут быть оправданы за счет
установки теплоэлектростанции/парогенераторной
установки или турбины восстановления энергии регенераторе дымового газа каталитического крекинг
флюида (fluid catalyst cracking – FCC).
• Интеграция энергии. Для интеграции энергии
необходим пинч-анализ с целью определения максимальной экономически эффективной установки теплообменников. Существенных изменений в установке иногда можно избежать путем монтажа специальной трубы или отводящего устройства, типа вьюрка
или винтового/спиралевидного отражателя.
Проекты должны быть оценены на всем участке с использованием надлежащего моделирования.
Например, если выбросы CO2 на FCC снизились в
результате конверсионного сокращения, то станут
существенными выбросы от коммунальных услуг.
Уменьшенная конверсионная потеря на установке
FCC приводит к снижению производства пара от регенератора, которое должно компенсироваться бойлерами [6].
Этап 4. Ввод в эксплуатацию и поддержка.
Последним этапом в развитии системы управления
углеродом являются установка и поддержка вводимых в эксплуатацию методов, обеспечивающих сокращение выбросов углерода. Для контроля самых
малых выбросов применяются методы мониторинга
и прогнозирования, которые близко связаны с системой управления энергией.
инструменты управления
Углеродом
Для управления уровнем выбросов CO2 могут использоваться
новые инструменты моделирования с четкой классификацией источников (рис. 5).
Программа может вычислить
количество CO2, выработанное
определенным
оборудованием
сгорания, не только по показателям выбросов, но также по
уравнениям горения. Все оборудование сгорания на нефтеперерабатывающем заводе, включая
установки производства водорода и установки каталитического
крекинга, включено в макет. Этот
98
инструмент управления углеродом сравнивает выбросы CO2 со всех установок, работающих по новым
технологиям, и оценивает потенциал сокращения
выбросов CO2 за счет энергетического выхода (КПД)
и смены топлива. При связи с распространенной системой управления (distributed control system – DCS)
программа управления углеродом может быть использована для определения выбросов CO2 на участке за истекший период.
На рис. 6 представлен скриншот программы управления углеродом. Она используется и разработана для вычисления, мониторинга и составления
отчетов по выбросам CO2. Имея интерфейс Excel,
программа управления углеродом может быть легко
связана с распределенной системой управления DCS
для вычислений выбросов в реальном времени.
Модель управления углеродом может использоваться для:
• вычисления выбросов по графику;
• улучшения понимания различных источников;
• сверки измерений выбросов;
• выявления тенденций за истекший период времени и управления работой;
• сравнения фактических выбросов с новыми методами или верхним и нижним пределом, если возможно;
• прогнозирования изменения выбросов таких,
как:
–смена топлива;
–улучшение интеграции тепла на установках;
–восстановление водородом топливного газа на
установках PSA (c адсорбцией при переменном
давлении (pressure swing adsorption – PSA) и
воздействие на выбросы;
–изменение качества сырья и согласованность
работы установки каталитического крекинг
флюида.
Исследование на НПЗ в Северной Америке
Для уменьшения выбросов парникового газа
(greenhouse gas – GHG) предъявляют повышенные требования к нефтехимической и перерабатывающей промышленности. Многие штаты США
Управление СО2
Стратегический обзор по энергии
Исследование по улучшению
водорода
Уменьшение вспышки/потери
нефти/восстановление газа
Прогноз ценообразования СО2
Финансирование изоляции
переходом/CDM (если необходимо)
Измерения с помощью лучших
методов:
• Регулирование ЕС минимально
• Соответствие и качество
оборудования
• Методология измерения
и усовершенствования
Управление настоящее и будущей
базой
Макет управления углеродом
Средство управления топливом
(online)
Карта последовательности действий
Анализ просчетов при прогнозировании
В печах
При производстве
энергии
При интеграции тепла
В паре/конденсате
В процессе
Сравнительный анализ
Эффективность использования энергии
Эффективность использования водорода
Сокращение вспыхивания
Базовая комплектация/оценка
Рис. 5. Четыре этапа к системе управления углеродом
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: оборудование
сталкиваются с подобными проблемами. Например,
в Калифорнии, принудительно применили самые
строгие законодательства на компанию California Air
Resources Board, вследствие чего выбросы парникового газа снизились на 25 % к 2020 г.
Стратегия сокращения CO2 была разработана с
использованием новых методов для измерения выбросов и применением новых моделирующих инструментов управления углеродом. Этот проект использовал интегрированный подход для мониторинга, составления отчетов и прогнозирования выбросов CO2. Законодательство не было единственным
движущим механизмом по сокращению выбросов на
существующем оборудовании. Из-за более высокого
установления цен на сырую нефть сокращение выбросов на 10–15 % может быть достигнуто за счет
инвестиций, которые приводят к простой окупаемости через два или три года.
Низкоуглеродный НПЗ:
Мечта или реальность
Нефтеперерабатывающие заводы неэффективно
используют энергию; в результате в атмосферу выбрасывается больше CO2, чем необходимо. Анализ
ошибок при прогнозировании и усовершенствование согласно карте последовательности операций
могут помочь НПЗ отреагировать на определенную
неэффективность и определить наиболее выгодные
проекты. Для ввода в эксплуатацию и поддержки сокращений выбросов должна быть разработана система управления углеродом, которая поможет предприятию проводить мониторинг и создавать отчеты
о текущих выбросах, а также прогнозировать эти
выбросы, основываясь на плане работы нефтеперерабатывающего завода. Так как на энергию тратится
наибольшая часть эксплуатационных расходов НПЗ,
этот подход сократит их, и увеличит рентабельность
предприятия. Эти проекты в результате дадут эффективное использование энергии и выбросов нефтепе-
рерабатывающих заводов, которые вместе приведут
к повышению КПД цикла использования топлива.
Перевела И. Аммосова
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. 10 CFR Part 474, Department of Energy, 2000.
2. Spoor, M., «The Refinery CO2 Challenge, Part 1:
Measuring, reporting an reduction of CO2 Emissions»,
Petroleum Technology Quarterly, Winter 2006,
3. Establishing Guidelines for the Monitoring and
Reporting of Greenhouse Gas Emissions Pursuant to
Directive 2003/87/EC of the European Parliament and
of the Council, Official Journal of the European Union,
Feb. 26, 2004.
4. 2007/589/EC, Establishing guidelines for the monitoring and reporting of greenhouse gas emissions pursuant to Directive 2003/87/EC of the European Parliament
and of the Council, July 2007.
5. Polanco, D., «Monitoring and reducing a refinery’s carbon footprint», NPRA Annual Meeting, March 2008, San
Diego.
6. Spoor, M., K. Minks and J. Mertens, «The Refinery CO2
challenge. Part III: predicting refinery wide CO2 emissions by Rigorous Simulation», Petroleum Technology
Quarterly, Autumn 2006.
R. Michiel Spoor (Р. М. Спур), региональный директор коммерческого развития KBC Process Technology Ltd. в Бреде
(Нидерланды). Он получил диплом по химической технологии в University of Technology в Делфте (Нидерланды).
В течение восьми лет г-н Спур работал техническим инженером-подрядчиком, до его предыдущей должности
в KBC ведущего специалиста по энергии, где его основной
работой было выполнение и управление стратегически
важными обзорами/анализами энергии (strategic energy
reviews – SER) для нефтеперерабатывающих заводов. В
этих проектах эффективность использования энергии нефтеперерабатывающего завода увеличивалась – недавно
с четкой фокусировкой на сокращении уровней эмиссии
CO2 – за счет инвестиционных и неинвестиционных возможностей.
РЕГИОНАЛЬНЫЕ НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
Азиатско-Тихоокеанский регион
Компании Synthesis Energy Systems, Inc. (SES),
Shandong Hai Hua Coal и Chemical Co. Ltd. (SHHCC) получили разрешение на проведение модернизации газоперерабатывающих мощностей Hai
Hua (Китай). После модернизации производительность увеличится примерно до 45 тыс. м3/ч газа (в
настоящее время этот показатель составляет 17
тыс. м3/ч.
Компания Siemens Energy поставила четыре паровые турбины Vadinar Power Co. Ltd. (Индия).
Паровые турбины и генераторы были установлены на электростанции в Вадинаре. Стоимость
систем составила 40 млн евро. Мощность двух паровых турбин составляет 105 МВт, двух других –
93 МВт. Специалисты Siemens выполнят монтаж
и будут осуществлять контроль оборудования.
Завершение проекта намечено на 2010–2011 гг.
Электроэнергия будет снабжать нефтеперераба-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
тывающий завод, управляемый компанией Essar
Oil.
Компания Esso Highlands Ltd. заключила партнерское соглашение с несколькими компаниями на
строительство завода СПГ в Папуа Новой Гвинее. В
настоящее время специалисты компании занимаются подготовкой технического обеспечения проекта. В группе работают специалисты из ExxonMobil, Австралии, США и Японии
Компания Samsung Engineering подписала контракт с S-OIL на строительство завода по получению
ароматических углеводородов. По предварительной оценке затраты на проект составят 1 трлн долл.
Производительность предприятия на начальном
этапе будет составлять 900 тыс. т/год параксилена
и 280 тыс. т/год бензина. Специалисты Samsung Engineering будут готовить техническое обеспечение
проекта и осуществлять строительство. Завершение проекта намечено на 2011 г.
99
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: СЛУЧАИ ИЗ ПРАКТИКИ
ВИБРАЦИЯ СИСТЕМ ОХЛАЖДЕНИЯ
T. Sofronas, инженер-консультант, Хьюстон, Техаs
Систематический анализ поможет определить источник вибрации
На рисунке показана значительно упрощенная
система (вследствие ее сложности) одного из компрессоров. Чтобы легче воспроизвести результаты исследования, скорость и частоту вибрации потоков и
оборудования обозначили разными тонами.
Линия нагнетания масла в систему ротационного
компрессора имеет наиболее высокий уровень вибрации. На представленной схеме линия ввода масла
в компрессор показана условно достаточно короткой. На самом деле это коллектор, из которого выходит несколько линий подачи масла. Усиленная вибрация стала причиной принудительной подачи масла
обратно в линию нагнетания, вызванной лопатками
ротора. Это объясняет вибрирующие отклонения от
номинального значения при 240 cps (колебаниях в секунду). При такой вибрации давление в нагнетательной линии было от 160 до 300 psi (1 psi = 6,89 кПа).
Давление газа в масляном сепараторе колебалось незначительно. Замеренные 44 cps при скорости масла
0,5 дюйм/с были отнесены к масляному крыльчатому
насосу и не представляли интереса.
Проблема была решена установкой на линии нагнетания виброгасителя типа эластичного баллона,
заряженного азотом. Это, наряду с резонирующей
трубопроводной обвязкой, снизило вибрацию в до-
Большинство проблем, связанных с вибрацией,
решить не так сложно, если имеется методический
подход к их решению. Безусловно, перед тем, как
сделать определенные выводы по решению соответствующих проблем, необходимо собрать достаточное
количество данных.
В рассматриваемом случае владелец оборудования, чтобы снять проблему вибрации, заполнил бетоном опорную конструкцию оборудования. Как будет показано далее, эта попытка оказалась дорогой и
бесполезной.
На платформу были установлены два ротационных винтовых компрессора с системой охлаждения
аммонием. После установки оборудования начались
серьезные проблемы: платформа буквально «жужжала» с высокой частотой вибрации, что стало причиной износа опорных труб системы и выхода из
строя труб.
Вместо тяжелой трубопроводной системы применили гибкие стальные трубы, оплетенные шлангами
с тем, чтобы изолировать компрессоры. Однако эта
попытка оказалась безуспешной. Чтобы определить
источник вибрации, потребовались исследования.
Было решено фиксировать скорость вибрации и частоту на платформе в направлениях осей x, y, z.
>1,0 дюйм/с; 240 cps
>0,5 дюйм/с; 240 cps
>0,1 дюйм/с; 240 cps
>0,5 дюйм/с; 44 cps
Разгрузочная
емкость
E-7
E-6
Из емкости
Разгрузка пара
E-5
Линия
нагнетания
E-4
Компрессор
Электродвигатель
Сепаратор
Фильтр
Насос
E-2
E-1
Охладитель
Схема распределения частоты и скорости вибрации
100
E-3
пустимых пределах и в дальнейшем не наблюдалось повреждений в системе.
До того, как был выполнен
анализ, предполагалось заполнить бетоном основание системы, чтобы исключить вибрацию.
Применение такого варианта не
решит проблему и это проиллюстрировано, почему хороший анализ всегда лучше, чем предположение.
Перевел А. Степанов
Tony Sofronas (Т. Соф­
ро­нас) широко известен как ведущий инженер-механик компании Exxon Mobil.
В настоящее время
д-р Софронас находится на пенсии.
Имеющаяся в распоряжении д-ра
Софронаса научная информация,
его книги, материалы семинаров, а
также консультации можно получить на сайте: http://www.mechanical
engineering-hlp.com.
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: КОНТРОЛЬ И ИНФОРМАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ
ПРОГНОЗ КЛЮЧЕВЫХ ПАРАМЕТРОВ
ПРИ ПОМОЩИ ИСКУССТВЕННЫХ
НЕЙРОННЫХ СЕТЕЙ
K. R. Ramakumar, НПЗ Гуджарарт, Indian Oil Corporation, Вадодара, Индия
Искусственные нейронные сети (artificial neutral
networks – ANN) служат мощным инструментом
моделирования нелинейных процессов. Это процессы, протекающие в системах, параметры которых не
подчиняются линейным отношениям между собой.
Один из способов работы с такими сложными системами – ANN. Обычно ANN используют для установления соответствия между набором входных и
выходных данных.
ЗНАКОМСТВО С ОСНОВАМИ
Получив входные данные (x1, x2,..., xn) и весовые коэффициенты, приписанные каждому потоку
((w1, w2, . . ., wn), нейрон, элемент NN, обрабатывает суммарный вход X1 w1 + x2w2 + ... + xn wn)
и выдает выходные данные, руководствуясь заданной функции активации или передаточной функцией (рис. 1). Выходные данные, в свою очередь, могут быть входными для следующего нейрона. Цикл
продолжается, пока не будут получены ожидаемые
выходные данные. Подобный цикл обработки информации представлен на рис. 2. Самый распространенный тип ANN состоит из трех групп (или слоев)
элементов: слой «входных» элементов соединяется
со слоем «скрытых» элементов, который, в свою очередь, соединяется со слоем «выходных» элементов.
Скрытые элементы могут отобразить входные данные по-своему. Весовые коэффициенты между входными и скрытыми элементами определяют, будет ли
активен каждый из скрытых элементов, поэтому, изменяя эти коэффициенты, скрытый элемент может
«выбрать», что ему отображать. Весовые коэффициенты приписываются случайным образом (между 0 и
1) перед началом цикла упреждения.
Входные данные
ЭТАПЫ ПОСТРОЕНИЯ МОДЕЛИ
Определение параметров.
• Определить входные данные (x1, x2, . . . , xn);
входные нейроны = n.
• Реальный выход = Y; Y = f(x1, x2, . . . , xn); выходные нейроны = 1.
• Определить количество скрытых слоев и количество нейронов в каждом.
• Определить весовые коэффициенты (w1,w2, . . . ,
wn).Обучение модели.
• Запустить в прямую цепь результаты первого
наблюдения с приписанными весовыми коэффициентами.
• Модель прогнозирует выходные данные.
• Ошибка = реальный выход – предсказанный выход.
• Настроить весовые коэффициенты так, чтобы
свести ошибку к минимуму.
• Запустить в прямую цепь результаты второго
наблюдения и повторить предыдущие этапы.
• Продолжать до последнего наблюдения. Первый
цикл обучения завершен
• Чтобы свести ошибку к минимуму может потребоваться много таких циклов
С учетом ошибки начинается обратное распространение сигнала по сети для обучения нейронов,
настройки весовых коэффициентов и, в итоге, минимизации ошибки:
E = У[(реальная величина)n — (предсказанная
величина)n]2.
Настройка весовых коэффициентов осуществляется по методу градиентного спуска:
Нейрон
Скрытые
X1
Выходные
данные
W1
F
W2
X2
WN
y
Сумматор
Рис. 1. Базовая функциональная схема ANN
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Е
Выходные
Функция
активации
XN
Т
Входные
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
Рис. 2. Простейшая нейронная сеть
101
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: КОНТРОЛЬ И ИНФОРМАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ
W’ = W+ a (dE/dW),
где W’ = новый масс-коэффициент, W = старый масскоэффициент, б = параметр обучения (0 < б <1).
Для более точной настройки масс-коэффициенты
можно представить в следующем виде:
W(n+1) = W(n) + б{dE/dW(n)} + в{W(n) – W(n-1)},
где в = момент (0 < в < 1).
Пример 1. Прогнозирование температур вспышки.
М.Р. Риаци и Т.Е. Дауберт предложили формулу для
оценки температуры вспышки бензиновой фракции
на основе температуры кипения для 10 %-ной фракции
по ASTM. Формула была незначительно модифицирована, и для более точной оценки в формулу, предложенную К.Р. Рамакумаром [1] подставили усредненное
значение между IBP, ASTM 5 % и ASTM 10 %.
Сетевая архитектура. Определение сетевых
входов:
Количество входных сигналов = 3 (IBP, 5 % и
10 %), количество выходных сигналов = 1 (температура вспышки), количество скрытых слоев = 1 (состоящий из двух нейронов), начальный весовой коэффициент = 0,5 (случайно), параметр обучения = 0,5 (случайно), момент = 0, количество наблюдений = 39,
количество циклов обучения = 500.
В качестве проверочного набора решено было случайным образом выбрать 10 % данных. На рис. 3–5 и
в табл. представлены среднеквадратические отклонения и наблюдения.
Результаты. После выполнения обучения и проверки данных наблюдений, в сеть были введены исходные данные: IBP, 5 % и 10 % и NN смогла точно
предсказать температуру вспышки, как показано на
рис. 6.
Пример 2. Прогноз содержания O2 в отходящем
газе. Для последующего использования в сетевой мо-
Результаты наблюдений
102
Т (5 %)
Т (10 %)
198
200
160
150
160
162
162
158
163
160
153
149
140
155
153
157
134
156
136
152
135
155
136
158
143
141
143
152
148
148
153
152
164
150
153
176
164
160
165
252
245
180
168
180
180
177
180
179
180
164
161
156
168
164
163
156
165
160
162
155
161
155
164
163
161
162
160
165
160
164
167
182
162
168
190
183
170
180
267
265
187
178
188
188
183
188
186
187
170
167
170
171
169
166
175
170
175
168
168
170
172
166
171
170
175
165
174
170
169
170
193
175
175
214
192
175
190
5%
IBP
Кривая
логической
сигма-функции
10% Входной слой (3)
Скрытый слой (2)
Выходной слой (1)
Температура
вспышки
Рис. 3. Структура модели ANN
Среднеквадратическое
отклонение
Т (IBP)
49
49
45
40
45
46
43
43
44
46
44
42
39
45
44
45
39
45
37
45
40
46
39
45
41
42
42
44
40
39
46
45
49
40
48
49
49
48
49
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0.000
0
Среднеквадратическое отклонение
(исходный масштаб)
100
200
300
Период, итерации
400
500
600
Рис. 4. Среднеквадратическое отклонение при обучении сети
Среднеквадратическое отклонение
(исходный масштаб)
20.000
Среднеквадратическое
отклонение
Вспышка (ожидание)
15.000
10.000
5.000
0.000
0
100
200
300
400
Период, итерации
500
600
Рис. 5. Среднеквадратическое отклонение при проверке
№3 март • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: КОНТРОЛЬ И ИНФОРМАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ
Разница между предсказанными и реальными величинами
Результаты прогнозов ANN
8,00
Содержание О2
в отходящем газе, %
50
ТВ, °С
45
40
35
Реальная ТВ
Предсказанная ТВ
HSD2
4,00
2,00
0,00
1
30
HSD1
Предсказанное
Реальное
6,00
HSD3
HSD4
Образцы
HSD5
HSD6
2
3
4
5
Наблюдения
6
7
8
Рис. 9. Разница между предсказанными и реальными величинами
Рис. 6. Сравнение температуры вспышки (ТВ) по прогнозам
ANN с реальной (ТВ)
Среднеквадратическое
отклонение
Среднеквадратическое
отклонение
0,140
0,120
0,100
0,080
0,060
0,040
0,020
0,000
0
50
100
150
Период, итерации
200
250
300
Среднеквадратическое
отклонение
Рис. 7. Среднеквадратическое отклонение проверочного
набора
Среднеквадратическое
отклонение
0,200
0,150
0,100
0,050
0,000
0
50
100
150
200
250
300
Период, итерации
В качестве проверочного набора было решено
случайным образом выбрать 10 % данных. Поскольку
наблюдений было много, таблица с данными не приводится. На рис. 7 и 8 представлены среднеквадратические отклонения.
Результаты. Результаты оказались не очень
точными – ошибка составила от +0,5 до +1,8 %. .
Модель требовала дальнейшей корректировки.
Приведенный пример просто показал, как сетевое
моделирование может быть полезно в предсказании
ключевых параметров.
Однако, поскольку расход питающего потока
в печи был практически постоянным, этот параметр
исключили, после чего результаты работы сети стали
лучше.
Таким образом, в данном случае потребовалось
оптимизация моделирования, которая заключалась
в выборе исходных параметров, влияющих на желаемый параметр или параметры. Что касается функции
активации, то для предыдущих моделей была выбрана логическая сигма-функция (ex/1+ex).
Перевел А. Локтионов
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Ramakumar, K. R., «Develop more accurate prediction
of flash points», Hydrocarbon Processing, May 2008.
Рис. 8. Среднеквадратическое отклонение проверочного
набора
дели исследовалось влияние всех возможных параметров на содержание O2 в отходящем газе двухрежимной печи: на жидком (ЖТ) и газообразном (ГТ)
топливах.
Число входных сигналов равно 7 (поток воздуха,
давление воздуха, давление ЖТ, давление ГТ, температура отходящего газа, температура на выходе
из печи и расход вещества, поступающего в печь),
число выходных сигналов равно 1 (содержание O2),
число скрытых слоев равно 2 (состоящих из трех и
двух нейронов), начальный весовой коэффициент
потоков равен 0,5 (случайно), параметр обучения
равен 0,5 (случайно), момент равен 0,5, число наблюдений равно 1088, число циклов обучения равно 250.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2009
K. R. Ramakumar (К. Р. Рамакумар) работает производственным инженером на
установке гидрокрекинга НПЗ Гуджарат,
Вадодара, Индия. Он окончил колледж с золотой медалью по химическому машиностроению, затем окончил Национальный
Технологический Университет им. Сардара Валлаббаби,
Гуджарат с дипломом бакалавра. Г-н Рамакумар опубликовал насколько работ по различным вопросам химического
машиностроения.
103
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
НОВЫЕ РАЗРАБОТКИ
СИСТЕМА ДЛЯ КОНТРОЛЯ ПРОЦЕССОВ ГОРЕНИЯ
Переносная диагностическая система FireSight
удобна и наиболее экономична для выполнения мониторинга в цветном изображении в режиме реального времени и для цифровой записи процесса горения и контроля в бойлерах, печах, муфелях и т.д.
Эта система состоит из воздушно-фильтрационной
и силовой систем с восьмидюймовым цветным монитором, снабженным телескопической ручкой и
роликом. Его можно использовать для диагностики,
испытания, мониторинга и записи индивидуальных
функций бойлер/печь. Безаварийная работа системы возможна при температурах вплоть до 3000 °F
(1649 °С).
Диагностическая система FireSight обеспечивает чистоту цветного изображения. Эту систему применяют при быстром отключении, оценке
интенсивности пламени и его характеристики,
состояния воспламенителя, при ударе пламени
и т.д. Система гарантирует высококачественное цветное изображение от первоначального свечения до максимальной нагрузки. Lenox
Instrument Co.
Выбери 14 на сайте: www.HydrocarbonProcessing.
com/RS
Ультразвуковой дефектоскоп
В группу дефектоскопов Phasor входят дефектоскопы традиционной технологии и ультразвуковые с фазовой дифракционной решеткой,
имеющие три усовершенствованные модели –
Phasor CV, Phasor 16/16 Weld и Phasor ХС. Каждую
из моделей можно выбрать в соответствии с их
специальным применением. Каждая модель соответствует определенному коду и подходит для
решения широкого ряда задач, заключающихся в
эхо-амплитудном сравнении для оценки распределения САПР (distributed graphics system – DGS).
Модель Phasor XS – переносной, ультразвуковой дефектоскоп с фазовой дифракционной решеткой – обеспечивает наиболее высокую разрешающую способность и вероятность контроля. Дефектоскоп Phasor 16/16 Weld представляет
фазовую дифракционную решетку. Этот датчик
идеально обнаруживает трещины в швах, отсутствие части сварного шва, различные включения и
пористость в нем. Phasor CV – обычный, одноканальный ультразвуковой дефектоскоп. GE Sensing
& Inspection Technjljgies.
Выбери 15 на сайте: www.HydrocarbonProcessing.
com/RS
104
РАСХОДОМЕРЫ ПЕРЕМЕННОГО СЕЧЕНИЯ
Расходомеры с переменным сечением (variablearea flowmeters – VAF) измеряют расход жидкости
и газа с помощью устройства суживающей трубки
и поплавка. Расходомеры обеспечивают высокую
точность измерений с индивидуально градуированными шкалами и диапазоном измерения 1:10.
Все приборы откалиброваны на заводе, приспособлены для аудиовизуальной информации.
Пользователь может выбрать из 10 вариантов
расходомеров VAF с подобранными стеклянными/металлическими измерительными трубками.
Модели серии G характерны стеклянными измерительными трубками. Они дают возможность
прямого наблюдения за показаниями процесса.
Миниатюрная модель стеклянной трубки так же
удобна, как и модель стеклянной трубки с пластиковым соединением на конце. Модель серии М
снабжена металлическими измерительными трубками и механическим/электронным дисплеем для
применения в сложных эксплуатационных условиях. Swagelok Co.
Выбери 16 на сайте: www.Hydrocarbon
Processing.com/RS
ПЕРЕНОСНОЙ ИСТОЧНИК СВЕТА
Переносной источник света ilite300 зон риска 1 и 21 для газовой среды и запыленного пространства сертифицирован в соответствии с новейшими требованиями ATEX и IEC Ex. Он работает в широких пределах напряжений от 24 до
254 В, имеет алюминиевую/поликарбонатную
крышку. Установка может быть как временная переносная с переносным креплением и стационарным магнитным кронштейном, так и постоянным
креплением. Переносной источник света iLITE300
может быть также соединен с подведенным кабелем и розетками.
Основное преимущество iLITE300 то, что система обеспечивает временное освещение в сложных аварийных ситуациях на площади, на которой
необходимо провести техническое обслуживание
или чистку в ограниченном пространстве или на
больших площадях, где нет квалифицированного
электрика. Освещение осуществляется компактными стандартными флуоресцирующими лампами. По желанию заказчика можно также использовать обычные лампы Т8. Extronics.
Выбери 18 на сайте: www.HydrocarbonProcessing.
com/RS
Перевел А. Степанов
№3 • март 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Документ
Категория
Наука и техника
Просмотров
1 718
Размер файла
10 809 Кб
Теги
1098, нефтегазовых, 2009, технология
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа