close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

1121.Нефтегазовые технологии №7 2009

код для вставкиСкачать
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НЕФТЕ ГАЗОВЫЕ
®
World Oil
Научно-технический журнал
Издается с 1979 г.
Рег. ПИ № 77-14588 от 07.02.03
Учредитель:
Издательство «Топливо и энергетика»
В.Ю. Красик
А.В. Миронова
Л.В. Горшкова
Е.Ю. Смирнова
Генеральный директор
Директор
Зам. директора
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
В.И. Волгарева 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
Ron Higgins 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
Подготовка к установке оборудования
для предотвращения выбросов.
Фото предоставлено
Wild Well Control.
С О Д Е Р Ж А Н И Е
НЕФТЬ МИРА
WORLD OIL
ЧТО ПРОИСХОДИТ В НЕФТЯНОЙ
И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ................................ 3
Бурение
S. Robibson, T. Bealessio, R. Shafer
ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ПОТЕРИ ЦИРКУЛЯЦИИ
БЛАГОДАРЯ БУРЕНИЮ НА ОБСАДНЫХ ТРУБАХ ............ 8
F. Fu, S. Actis, K. Strachen
ОПЕРАТИВНОЕ ВЫПОЛНЕНИЕ ПРОГРАММЫ
ОПЕРЕЖАЮЩЕГО БУРЕНИЯ .......................................14
E. Ronæs, O. I. Prebensen, R. Mikalsen,
K. Taugbøl, S. Syltør, S. Torvund
ПРОБКА ИЗ СЕТЧАТОГО ПОЛИМЕРА
ДЛЯ УРАВНОВЕШИВАНИЯ
БУРОВОГО РАСТВОРА В СКВАЖИНЕ .........................19
F. Ng
БОРЬБА С ПОТЕРЯМИ БУРОВОГО РАСТВОРА
В УСЛОВИЯХ НТНР .....................................................25
Заканчивание скважин
I. Skakovsky, M. G. Torres
ИСПЫТАНИЯ НОВОГО УСТРОЙСТВА
ДЛЯ ВЫЗОВА И ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА ..........30
Механизированная добыча
J. F. Lea, H. W. Winkler
НОВЫЕ РАЗРАБОТКИ
В ОБЛАСТИ МЕХАНИЗИРОВАННОЙ ДОБЫЧИ.
Часть 1 .......................................................................35
НОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ............................................42
ОТРАСЛЕВАЯ СТАТИСТИКА ........................................45
ОТС-2009 ...................................................................47
Глубоководные технологии
G. Han, K. Hunter, J. Ressler, J. Osmond
ИССЛЕДОВАНИЕ МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ
БИТУМНЫХ ФОРМАЦИЙ ............................................61
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
HYDROCARBON PROCESSING
КОРОТКО О РАЗНОМ ..................................................67
Чистые топлива
J. L. Vizcaino, M. Montero, R. Garcia, I. Tila
СОБЛЮДЕНИЕ ТРЕБОВАНИЙ ПО СВЕРХНИЗКОМУ
СОДЕРЖАНИЮ СЕРЫ В БЕНЗИНЕ ..............................72
R. Hauer, K. Harris
ИЗМЕРЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ
И СЕРОВОДОРОДА В ПОТОКАХ АМИННОГО
КИСЛОТНОГО ГАЗА ....................................................77
Ротационное оборудование
J. R. Brennan
ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ НАСОСЫ
И ПОДДЕРЖИВАЮЩИЕ СИСТЕМЫ ............................84
Процессы
R. Yahyaabadi
УЧЕТ РЕАЛЬНЫХ УСЛОВИЙ РАБОТЫ ПРИ
МОДЕЛИРОВАНИИ ВАКУУМНЫХ УСТАНОВОК ............87
Обучение и управление
S. M. Ranade, E. Torres
ДИНАМИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ:
ОТ «ТАИНСТВЕННОГО» К «ПОСЛУШНОМУ».................94
Надежность
R. Van Der Windt, A. Van Strien
НОВЫЕ АНАЛИЗАТОРЫ СУММАРНОЙ СЕРЫ...............98
Случай из практики
T. Sofronas
ИЗОЛЯЦИЯ ФУНДАМЕНТОВ
ОТ ВИБРАЦИИ МАШИН ............................................101
ИНФОРМАЦИЯ О ПОДПИСКЕ НА ЖУРНАЛ................103
Подписано в печать 01.07.2009. 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»
®
World Oil
WORLD OIL, Vol. 230, № 3 – 2009
Shon D. Robinson, Tom M. Bealessio
and Randall S. Shafer, ConocoPhillips
CASING DRILLING ELIMINATES LOST RETURNS
Frank Fu, Stephen C. Actis and Kevin Strachan,
ConocoPhillips
CASING DRILLING OPTIMIZES PRE-DRILL PROGRAM’S
DRILLING EFFICIENCY
Egil Ronæs, Ole Iacob Prebensen
and Renate Mikalsen, MI Swaco;
Knut Taugbøl, Svein Syltøy and Steinar Torvund,
StatoilHydro
CROSS-LINKED POLYMER-BASED MUD
PILL APPLIED IN MPD OPERATIONS
Fred Ng, Wild Well Control
KICK HANDLING WITH LOSSES IN AN HPHT
ENVIRONMENT
Gang Han, Keith Hunter, Jamie Ressler
and Jerry Osmond, Hess Corporation
EXAMINING MECHANICAL BEHAVIOR OF BITUMEN
FORMATIONS
Igor Skakovsky, Sigor Corp.;
and Marcela G. Torres, Pemex
TESTS OF A NEW STIMULATION DEVICE SHOW
IMPROVED FLUID FLOW
James F. Lea, PL Tech LLC; and Herald W. Winkler,
Texas Tech University
WHAT’S NEW IN ARTIFICIAL LIFT
Part 1—Introducing developments in ESPs,
sucker rod pumping and gas lift
Publisher Ron Higgins
EDITORIAL
Editor Perry A. Fischer
Managing Editor David Michael Cohen
Drilling Engineering Editor Victor A. Schmidt
Technical Editor Krista Kuhl
Contributing News Editor Henry D. Terrell
Contributing Editor Arthur Berman
Contributing Editor Leonard V. Parent
Contributing Editor Les Skinner
Contributing Editor, Washington Dr. Roger Bezdek
Contributing Editor, Middle East Dr. A. F. Alhajji
Contributing Editor, North Sea Dr. Øystein Noreng
Contributing Editor, FSU Jacques Sapir
Contributing Editor, Latin America Dayse Abrantes
Contributing Editor, Asia-Pacific 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 Angela Bathe
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, Vice President,
Reservoir Technology and Consulting, Baker Hughes
Robert R. Workman, Group President,
Distribution Services, National Oilwell Varco,
and Chairman Petroleum Equipment Suppliers Association
Douglas C. Nester, COO, Prime Offshore LLC
David A. Pursell, Research Principal, Tudor, Pickering, Holt & Co.
T. Jay Collins, President and CEO, Oceanearing International, Inc.,
and Chairman, National Ocean Industries Association
Robert E. (Bob) Warren, Vice President, Industry
and Governmental Affairs, Pride International
Tom Price, Jr., Senior Vice President,
Corporate Development, Chesapeake
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
ЧТО ПРОИСХОДИТ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
K. H. Kuhl, научный редактор WO
ПОВЫШЕНИЕ ДОБЫЧИ НЕФТИ В ОМАНЕ
Оман планирует повысить добычу нефти (второй
год подряд) после шестилетнего уменьшения этого
показателя. Это происходило в связи со старением
месторождений. «В настоящее время в стране добывается 805 тыс. брл/сут сырой нефти и конденсата; в
2008 г. этот показатель составлял 757 тыс. брл/сут», –
отметил Н. Аль-Джашми, государственный секретарь
по нефти и газу. Суммарная добыча нефти в 2008 г.
увеличилась на 47 тыс. брл/сут. Это произошло впервые за шестилетний период снижения этого показателя. Последнее увеличение добычи нефти (пиковое)
было зарегистрировано в 2001 г., когда этот показатель
составлял 956 тыс. брл/сут.
ИНВЕСТИЦИИ CNOOC
Китайская компания China National Offshore Oil
Corporation (CNOOC) объявила об увеличении инвестиций в 2009 г. до 16,5 млрд долл. «Это на 26 % выше,
чем в 2008 г. компания планирует добывать в 2009 г.
352,2 млн брл (в нефтяном эквиваленте), это на 14 %
больше, чем в 2008 г.», – отметил Ф. Ченджи, генеральный менеджер CNOOC. Показатель увеличения
добычи в 2009 г. больше, чем в 2008 г., когда добывалось 314,7 млн брл углеводородов, что на 6 % больше,
чем в 2007 г. Компания также строит НПЗ в Хичжоу с
производительной мощностью 240 тыс. брл/сут. Ввод
в эксплуатацию новой мощности намечен на 2009 г.
РЕКОРДНАЯ ДОБЫЧА PETROBRAS
Добыча нефти компанией Petrobras достигла в январе 2009 г. рекордного показателя. Компания объявила, что в январе 2009 г. добывала 1923 млн брл/сут
нефти. Это на 5,3 % больше, чем в январе 2008 г. и на
2,5 % больше, чем в декабре 2008 г. в то время как добыча нефти в Бразилии увеличивается, добыча природного газа снижается. В январе этот показатель составил 1,663 млрд фут3/сут газа, это на 184 млн фут3/сут,
чем в декабре 2008 г.
ПРИОБРЕТЕНИЕ ПРОЕКТА DEEP PANUKE
Испанская компания Repsol планирует подписать
соглашение с EnCana Corp. на приобретение проекта
природного газа Deep Panuke, расположенного недалеко от канадского побережья Атлантики. Сделка
оценивается в 700 млн долл. Добыча на месторождении
составляет 300 млн фут3/сут. Запасы месторождения
оцениваются в 892 млрд фут3 газа. Начало добычи на
месторождении запланировано на начало 2010 г. Это
первое открытие в Новой Шотландии с тех пор, как началась разработка месторождения газа Сейбл в 1999 г.
АННУЛИРОВАНИЕ ЛИЦЕНЗИЙ
Глава Министерства внутренних дел США К. Салазар, Бюро США по управлению землями (US Bureau
of Land Management – BLM) и Служба охраны лесов
аннулировали 77 энергетических лицензий и предложили 37 других участков из лицензионного списка.
№7 • июль 2009
В шт. Юта г-н Салазар аннулировал 77 лицензионных
участков, занимающих площадь 130 тыс. акров (1 акр =
4,046—102 м3) по причине, что эти участки находились в
непосредственной близости от национальных парков.
Эти участки были предложены еще в середине декабря
2008 г. Г-н Салазар призвал BLM не обращать внимания
на предложенную за эти участки сумму, составляющую
примерно 6 млн долл. Г-н Салазар отметил, что предложенные участки находятся поблизости от национальных парков Арчес и Каньонленд и Национального монумента динозавру и Каньона Найн-Майл. Г-н Салазар
считает, что бурение этих участков может негативно
повлиять на состояние атмосферы этих регионов.
Незадолго до этой акции г-н Салазар аннулировал
8 лицензий в шт. Вайоминг в ответ на письмо от администратора штата Д. Фрейдентала руководителю BLM
Д. Симпсону, в котором тот выражал беспокойство
относительно лицензионных участков Рок Спрингс и
Годи. Этот шаг был предпринят еще в начале февраля
2009 г. Площадь аннулированных участков составляла
121 700 акров, стоимость – 2,4 млн долл. Г-н Фрейдентал заявил, что разработка участка Годи может нанести значительный ущерб дикой природе и экологии
региона (в частности, выпасу травоядных животных).
А разработка участка Рок Спрингс, который лежит в
непосредственной близости от района Джек Морроу
Нилс, по словам м-ра Фрейдентал, может нарушить
среду обитания полынного тетерева.
BLM и Служба охраны лесов аннулировали лицензии на разработку еще 30 участков в шт. Колорадо.
Служба охраны лесов обратилась с просьбой к BLM
не выдавать лицензии на разработку еще 20 участков,
исследование которых еще не завершено.
ДОГОВОР МЕЖДУ ИРАНОМ И ТУРКМЕНИЕЙ
Туркменистан планирует экспортировать в Иран
353 млрд фут3 природного газа с месторождения Болутун. Эта сделка поможет Туркменистану разрабатывать месторождение в рамках нового договора.
По условиям договора иранские компании помогут
разрабатывать месторождение, в обмен добытый газ
будет экспортироваться в Иран. Министр нефтяной
промышленности Ирана Ш. Нозари заявил, что «этот
договор выгоден для обеих сторон».
ОТСРОЧКА РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТА В ИТАЛИИ
Итальянские власти отсрочили сроки реализации
проекта Total Italia разработки месторождения Горгоглайн, расположенного на юге от Басиликаты. Реализация проекта перенесена на более поздние сроки
в связи с арестом Л. Левна, главного исполнительного директора Total Italia. Г-н Левна был арестован в
декабре 2008 г. по подозрению в коррупции. В этот
период Г-н Левна и три ведущих менеджера компании
занимались расследованием случая нарушения норм
проекта Tempa Rossa в регионе Басиликата.
АКТИВНОСТЬ ОТРАСЛИ В ТЕХАСЕ
Почти после шести лет подряд повышения активности E&P-разработок в Техасе, в конце 2008 г. был отме3
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
чен спад в связи с уменьшением в декабре Texas Petro
Index, о чем было опубликовано Альянсом техасских
операторов Texas Alliance of Energy Producers. Спад
экономики повлиял на снижение спроса и повлек обвал
цен на сырую нефть; это повлияло на решение операторов отложить планы бурения. «В сентябре 2008 г. Petro
Index достиг рекордного показателя в 282,3, и к концу
2008 г. состояние мировой экономики окончательно
ухудшилось», – отметил экономист К. Ингман. Кроме
того, к концу 2008 г. такие показатели как цены на сырую нефть, число буровых установок, объемы добычи
и активность бурения также ухудшились.
«В ноябре Texas Petro Index снизился до 278,6, в декабре – 271,8. Следует отметить, что в декабре 2007 г.
Texas Petro Index составлял 244,6. Затем в течение двух
следующих месяцев этот показатель сократился до
221,2», – отметил г-н Ингман.
РАССЛЕДОВАНИЕ СДЕЛОК PETRO-TECH
Конгресс Перу проголосовал за создание комиссии
с целью расследования сделок по продажам Petro-Tech
Peruana в партнерстве с колумбийской компанией Ecopetrol и корейской компанией Korea National Oil Corporation (KNOC), которые оцениваются в 900 млн долл.
Законодатели дали комиссии 60 дней для выяснения
всех обстоятельств. Этот шаг был предпринят по требованию Президента А. Гарсиа, который резко критиковал эти сделки. После публикации сообщений о сделках
Petro-Tech в Перу разразились резкие дебаты, отчасти
по причине того, что налоги в казну были выплачены
не полностью. «Если в процессе проведения расследования будет доказано нарушение норм или обнаружен
факт причинения финансового ущерба государству,
решение будет приниматься исполнительными властями. Это также подтверждает правильность принятого
Конгрессом решения», – отметил премьер-министр
Е. Саймон. Компания Petro-Tech владеет в Перу одним
участком, на котором осуществляется добыча, и десятью участками, на которых осуществляется разведка.
Президент Гарсиа заявил, что комиссия будет также
заниматься изучением партнерских соглашений между
Petro-Tech и двумя правительственными организациями – НПЗ Petroperu и сектором торговли. Следует
учесть, что Petroperu является агентством, которое
принимает решения о выдаче лицензий на разработку
участков. Журналисты выдвинули предположение, что
Petro-Tech была вовлечена в промышленный шпионаж
и выдачу разрешений на разработку нефтегазовых месторождений, хотя представители компании отвергают
это предположение.
ОПЕРАЦИИ PETROBRAS
В МЕКСИКАНСКОМ ЗАЛИВЕ
В связи со стремлением Бразилии разрабатывать подсоляные пласты морских месторождений, государственная компания Petrobras планирует прекратить разведку
некоторых участков в Мексиканском заливе. Однако
Х. Л. Зелада, руководитель International, отделения Petrobras, заявил, что перенос или прекращение реализации
международных проектов, а также отзыв инвестиций
в разработку участков Мексиканского залива не планируется. «Международные инвестиции в разработку
4
проектов в 2009 г. остались практически такими же, как
и в 2008 г.», – отметил г-н Зелада. Он также отметил, что
в период 2009–2013 гг. планируется увеличение инвестиций Petrobras в реализацию международных проектов. Буровая установка, осуществляющая операции на
месторождении Тупи (басс. Сантос), расположенном на
шельфе шт. Сан Паулу, возможно в дальнейшем будет
переброшена в Мексиканской залив.
УТЕЧКИ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ АБУЗАР
«В начале марта 2009 г. добыча нефти на иранском
морском месторождении нефти Абузар снизилась до
40 тыс. брл/сут по причине обнаружения утечек газа»,
– заявил Х. Лариахи, руководитель отела планирования Iran Offshore Oil Company. Г-н Лариахи добавил, что
«ситуация была быстро взята под контроль». «В течение
незначительного периода времени добыча нефти на месторождении упала с 100 000–110 000 до 40 000 брл/сут
в связи с утечкой газа, – заявил г-н Лариахи. Официальные лица Ирана отметили, что в марте была зарегистрирована еще одна утечка, о которой подготовили доклад,
поскольку в результате произошло возгорание на одной
из трех платформ, размещенных на месторождении.
Другой официальный представитель Iran Offshore Oil
Company Х-А. Джокар заявил, что 10 из 70 скважин
были закрыты по причине обнаружения утечек.
СНИЖЕНИЕ ДОБЫЧИ
НА МЕСТОРОЖДЕНИИ БОННИ
В марте 2009 г. добыча нефти на месторождении
Бонни (оператор Shell) в Нигерии сократилась до
90 тыс. брл/сут из-за нестабильности в Дельте Нигер.
Представитель Shell заявил, что компания прилагает все усилия, чтобы возобновить прежнюю добычу
(200 тыс. брл/сут). Руководители Nigeria National Petroleum Corporation (NNPC) считают, что сокращение
добычи, отмечающееся на месторождении в последний период, отмечается после начала террористических актов военизированной группировки Movement
for the Emancipation of the Niger Delta на мощностях
нефтегазовой отрасли. С 2006 г. до этого периода добыча составляла 500 тыс. брл/сут.
ПРОЕКТ В ИРАКЕ
Южнокорейская государственная компания Korea National Oil Corporation приступила к разведке на
нефть в Ираке. По условиям договора KNOC будет
управлять операциями на двух месторождениях (Каш
Тапа и Санга Сауф). Кроме того, компания владеет на
шести месторождениях (включая участок Базиан в
Курдистане) 15–20 % активов. Компания будет осуществлять строительство инфраструктуры, включая
электростанцию, системы водоснабжения и канализации и другие. Затраты на реализацию первого
этапа проекта составят примерно 600 тыс. долл. После завершения этого этапа станет возможным экспорт сырой нефти на сумму 1,5 млрд долл. Запасы
нефти на восьми участках (пять расположены в области Ирбил, другие в области Сулайманьях) оцениваются примерно в 7,2 млрд брл. Из них по условию
договора 1,9 млрд брл будут принадлежать компании
KNOC.
№7 • июль 2009
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
НОВОСТИ РАЗВЕДКИ
A. Berman, редактор-консультант WO
В октябре 2008 г. компания Heritage объявила о
бурении разведочной скважины Warthog-1, также
на участке 1. Скважина была пробурена на нефтеносный горизонт мощностью 151 фут, расположенный на глубине 3000 фут. О размерах запасов, на
тот момент, еще не было объявлено. Участок, расположенный рядом с участком 1, содержит не такие крупные запасы, оцененные в 55 млн брл нефти.
Heritage управляет участками 3A и 1 партнерстве
с Tullow. Каждая из компаний имеет 50 % активов.
В 2008 г. компания Tullow Oil PLC пробурила пять
успешных скважин на участке 2. Они находятся
между участками 3А и 1 в басс. оз. Альберт.
Разведочной скважиной Kigogole-1 на глубине
1312 фут был открыт нефтеносный горизонт в песчаных пластах третичного возраста. Месторождение
расположено примерно в 1 миле (1 миля = 1,609 км)
от уже обозначенной на карте структуры. Запасы
нефти, открытые разведочными скважинами Taitai-1,
Ngege-1, Karuka-1 и Kasamene-1, пробуренными на
территории Бутиаба участка 2, составляют 1 млрд
брл.
Басс. Альберт является частью рифтовой системы
Восточной Африки, которая пролегает вдоль Сомали,
Уганды и отчасти Демократической Республики Конго. Территория бассейна занимает площадь 3500 миль2
и состоит из осадочных пород.
Основными горизонтами являются песчаники
плиоцен каисо, нижний миоценовый и плиоценовый
киседжи. Эти интервалы состоят из образующих
дельту речных и озерных фаций. Нефтяные ловушки этого бассейна состоят из больших, структурных
куполов. Продуктивная порода еще не исследована,
Участок
1
Буффало
Жираф
Во
с
ри точ
фт но
ов -аф
ая р
си ика
ст нс
ем ка
а я
ОТКРЫТИЕ ЗАПАСОВ НЕФТИ В УГАНДЕ
Год назад я писал, что компания ExxonMobil решила
не конкурировать в борьбе за новые международные
перспективы, поскольку конкуренция обострилась
и стала чрезвычайно напряженной. Инвестиционные исследования, выполненные Chevron, Shell, BP
и ConocoPhillips, показали, что и другие международные нефтегазовые компании пришли к тому же
выводу. Среди основных задач доминируют разведка
существующих участков, начало разработки новых
месторождений, проекты СПГ и добыча на нефтяных
песчаниках.
Несмотря на это ведущие нефтяные компании
время от времени принимают участие в международных лицензионных раундах, на которых предлагаются участки в отдаленных или сверхглубоководных
регионах. Среди них можно отметить небольшие
независимые компании, такие как Heritage Oil
Ltd. и Tullow Oil PLC. Эти компании занимаются
запасами углеводородов в регионах, которые ведущие компании уже оценивали в прошлом и отвергли.
За последние два года Heritage Oil Ltd. и Tullow
Oil PLC открыли в Уганде извлекаемые запасы углеводородов, которые оцениваются примерно в 2 млрд
брл. В конце 2006 г. в скважине Kingfisher-1, пробуренной Heritage Oil Ltd. на участке 3А (см. рис.),
были обнаружены четыре продуктивных нефтеносных интервала с суммарной добычей 13 900 брл/сут.
В 2008 г. была протестирована вторая оценочная
скважина Kingfisher-2 с добычей 14 364 брл/сут из
трех продуктивных горизонтов.
В декабре 2008 г. была пробурена третья оценочная скважина
Kingfisher-3. После проведения исследований был сделан вывод, что
извлекаемые запасы нефти миоценового и плиоценового пластов,
залегающих на глубине 8500 фут,
Демократическая Республика
Уорхуг
Конго
составляют 120–150 млн брл.
Кроме того, запасы нефти соседКилгогол
него участка 3А составляют еще
225 млн брл.
Участок 2
оз. Альберт
В конце 2008 г. компания HeriБутиаба
tage объявила о бурении скважины
Buffalo-1 на участке 1. Исследования показали наличие мощного неКингфишер
фтеносного пласта толщиной 141–
404 фут (1 фут = 0,3048 м). Позже в январе 2009 г. была пробурена оценочная скважина Giraffe-1.
Совокупные извлекаемые запасы
0
Буффало-Жираф оценены примерно в 400 млн брл нефти. Площадь
продуктивного нефтеносного горизонта толщиной 459 фут составляет
Рис. 1
35 миль2.
№7 • июль 2009
Уганда
Мили
60
5
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
но, возможно, является озерной сланцевой структурой нижнего миоценового возраста.
С 2006 г. вокруг басс. оз. Альберта произошло
два землетрясения силой 5,5 баллов. Максимальная
глубина воды в озере составляет 200 фут. Несмотря
на незначительную глубину воды и бурение скважин с побережья, отдаленность оз. Альберт создает
определенные финансовые и технические проблемы. Кроме того, регион, в котором находится бассейн, входит в состав национального парка, место
активного туризма и рыболовства. Следует учесть,
что в этом регионе необходимо строительство нефтепровода к побережью Момбаса (Кения), что принесет сокращение затрат и времени.
Arthur Berman (А. Берман) редактор-консультант WO.
М-р Берман специализируется в области геологии,
сейсмических исследований и разработке баз данных. М-р Берман сотрудничает с ведущими нефтяными компаниями свыше 20 лет. Связаться с редактором
WO м-р А. Берманом можно по адресу: bermanae@
gmail.com exploration.
НОВОСТИ БУРЕНИЯ
L. Skinner, редактор-консультант WO
ГЕРОИ НЕФТЯНОЙ ОТРАСЛИ
На нас снова и снова обрушивают новости о мраке и роке сегодняшних дней. И мы все находимся в
подавленном состоянии и понимаем, что мир может
разрушиться. Мы теряем надежду.
Но давайте попробуем оглянуться в прошлое. Я расскажу правдивую историю о группе смелых буровиков,
которые работали в Англии в безнадежные времена
– в период Второй Мировой Войны. Они никогда не
теряли надежду, и результаты их работы доказали это.
Неудивительно, что в итоге бурильщики выиграли свою
«войну» и одержали блестящую победу.
Наша история повествует о тех временах, когда
экономия ценилась превыше всего. Сталь поставлялась очень ограниченно. То же самое касалось комплектующих узлов и оборудования, такого как насосы, генераторы и бурильные компоновки. Невзирая
на это, в 1942 г. Ллойд Нобиль и другие официальные
представители Британской нефтяной компании (British oil company) встретились с одной единственной
целью – начать разработку в Великобритании открытого до войны наземного нефтяного месторождения. Наземное месторождение! И это в сложившихся
условиях! Во время войны, нескончаемых бомбежек и
жесткого дефицита материалов и оборудования! Как
такое могло быть!?
Месторождение, о котором идет речь, располагалось в центре Англии в Шервуд Форест. Если вы напряжете память, то вспомните, что эти места связаны
с именем Робин Гуда. Леса Ноттингемшира в окрестностях г. Линкольн. Месторождение было открыто в
1939 г. компанией D’Arcy Exploration, являющейся отделением Anglo-Iranian Oil Co., компанией, известной
в настоящее время под названием British Petroleum.
Месторождение залегало на глубине 2300–2500 фут и
до установки вставных штанговых насосов скважины
фонтанировали очень слабо. Наиболее важным фактом оказалось, то, что страна получила нефть, которую не надо было транспортировать морским путем.
Благодаря этому проекту подводные лодки сократили
объемы транспортировки в Великобританию нефти
из США; сократилось число потопленных в Северной
Атлантике танкеров. Тысячи моряков транспортного
флота погибли, пытаясь доставить эту нефть в Великобританию. В обеих странах была введена карточная
6
система. Попытки сэкономить такие необходимые
товары как веревка, мыло и химические присадки
были встречены с общественностью с пониманием.
Производство бурильных труб в тот период приравнивалось к покупке золотых слитков. Цены не были
проблемой. Это была просто мелочь. Промышленность обеих стран была нацелена на производство
необходимых для обороны материалов и оборудования. Гражданские отрасли промышленности почти не
функционировали. Несмотря на это, американское
и британское правительства настаивали, чтобы нефтегазовые компании добывали как можно больше
нефти, кстати, также необходимой для оборонной
промышленности. В связи с постановкой такой цели
американские буровики попросили собрать четыре
наземные буровые установки, при помощи которых
впоследствии пробурили 100 скважин.
В то время компания Noble Drilling закупила буровые установки и комплектующее оборудование,
чтобы пробурить за 12 месяцев более 100 скважин.
Численность бригады Noble Drilling, включая бурового мастера Е. П. Россера, его помощника, Д. Уокера,
составляла 42 человека. В бригаду входили бурильщики, рабочие буровой вышки и рабочие других специальностей, которые прибыли в Англию на транспортном судне, охраняемом многочисленным конвоем. К
моменту приезда рабочих Лондон бомбился уже на
протяжении трех лет. Условия жизни были достаточно
сносными, но питание осуществлялось по карточкам
и рацион ограничен. Большая часть рабочих потеряла
в весе в первые несколько недель до 30–50 фунтов
(1 фунт = 0,453 кг). Несмотря на это буровики не только четко выполняли условия контракта, но и обучали британских бурильщиков работе с современной
техникой. В основном вся техника была разработана
и произведена в Северной Америке, более того, эта
техника используется до сих пор. Но самая захватывающая деталь моего рассказа заключается в том, что
рабочие, их семьи и компании (как в США, так и в Канаде) никогда не упоминали ни об этом месторождении, ни о его местонахождении. Если бы кто-нибудь из
шпионов узнал о нем, то и месторождении и вся прилегающая территория подверглись бы жесточайшей
бомбардировке. Поэтому немецкие летчики не знали,
на какую территорию они сбрасывали бомбы.
Разработку месторождения осуществляли 44 американца. Вся территория месторождения была зама№7 • июль 2009
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
скирована под дубовую рощу. Буровая вышка высотой
87 фут и все оборудование было раскрашено зеленой
камуфляжной краской, поэтому место бурения и ни
разу не было распознано.
На протяжении 12 месяцев бригада Noble пробурила 97 эксплуатационных скважин и девять разведочных скважин на самые глубокие продуктивные
горизонты. Добыча нефти на месторождении постепенно поднималась с 300 до 3000 брл/сут. Благодаря
этому месторождению оборонной промышленности
было поставлено свыше 1 млн брл высококачественной нефти. В конце концов Вторая Мировая Война
закончилась для всех, кто добывал нефть и кто не добывал. Талант, тактика и технологии были вторичны.
Нефть была ключом к победе.
Важным моментом было то, что применялась инновационная по тем временам буровая техника. Noble
использовала новейшую тогда технику сброса бурового долота в скважину после его истирания. До этого затупившееся буровое долото поднималось из скважины
и менялось через каждые 30 фут. Только представьте,
какая огромная экономия времени. В настоящее время техника сброса бурового долота в скважину после
его истирания используется повсеместно.
Для бурения верхних интервалов использовалась
вода. Буровой раствор экономили и применяли в тех
случаях, когда были необходимы дополнительный вес
и контроль давления. Также использовались «одноразовые» буровые вышки, которые не надо было демонтировать, а потом опять собирать, чтобы перебросить
на новую точку бурения. Список может оказаться достаточно длинным.
Буровики соблюдали строгую дисциплину военного времени. Количество еды было ограниченным, но
американцы пытались добавить в рацион растительную пищу, (выращивая овощи) и мясо дичи, добытой
на охоте. Иногда их рацион пополняли из военных
резервов США.
Освещение буровой площадки с наступлением
темноты было довольно ограниченным, использовались лампочки мощностью не более 20 Вт. Буровая
вышка не освещалась, поэтому спуск труб создавал
серьезную проблему и был связан с большим риском
для здоровья рабочих. Топливо поставлялось в ограниченных количествах.
Кроме того, погода в центральной части Британии
была не такой «приветливой» как в Оклахоме, но существовало понятие служебного долга и все понимали
это. Внимание фокусировалось только на работе –
бурении скважин.
В 1944 г. после 12-часового перелета американцы
вернулись в США и опять вернулись к своей работе.
Эти люди потом бурили скважины еще на протяжении десятилетий. Они никогда не говорили о себе как
о героях.
Кстати, следует сказать, что средний возраст буровиков в бригаде составляет 24 года. Это дополнительная деталь к рассказу о том, как буровики в такие сложные времена пересекли океан, чтобы бурить
скважины в более чем трудных условиях. Можем ли
мы гордиться этими людьми? Да, и я надеюсь, что
гордимся. Давайте сохранять надежду в любые времена!
Les Skinner (Л. Скиннер), редактор-консультант WO.
После окончания техасского университета г-н Скиннер получил диплом инженера-химика. В нефтяной
отрасли работает свыше 32 лет. Г-н Скиннер занимается вопросами модернизации технологии бурения и
управления скважиной. За время работы в отрасли
г-н Скиннер сотрудничал с рядом независимых компаний. Связаться с г-ном Скиннером можно по адресу: lskinner@sbcglobal.net
Перевел Д. Баранаев
НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
Компания Signa Engineering Corp.
объявила о приобретении Fisk/MEI
Inspection Services Inc., сервисная
компания, осуществляющая инспекцию и поставки промыслового оборудования и труб. Компания Fisk/MEI
Inspection Services Inc. более тридцати лет осуществляет операции в нефтегазовой отрасли, и после заключения договора о приобретении стала
отделением Signa Engineering.
Knowledge Reservoir, компания,
проводящая геологические исследования и инженерные консультации и компания Ingrain объявили о
создании стратегического альянса с
целью использования технических
разработок Ingrain в области физики
пластов. Для выполнения исследований специалисты Ingrain используют
технику 3D-визуализации и методы
компьютерных вычислений с целью
быстрого и точного определения физических свойств и характеристик
флюидов. Исследования проводятся
на скважинных образцах и в значительной степени влияют на точность
анализа керна.
Компания Amec, осуществляющая
техническую поддержку и управление международными проектами,
объявила о приобретении британской консультационной компании
Performance Improvements Group Ltd.
(PI). Компания располагает обширной клиентской базой от новых до
ведущих международных нефтяных
компаний.
Subsea 7 и Technip подписали документы о ликвидации совместного
предприятия Technip Subsea 7 Asia
Pacifi c (TS7), включая существующие проекты и тендеры. TS7 была
№7 • июль 2009
создана в 2006 г. с целью осуществления технической поддержки и
сервисных услуг в процессе проведения подводных операций (во всех
регионах мира за исключением Индии и Ближнего Востока). Компания
успешно реализовала ряд проектов в
Азиатско-Тихоокеанском регионе.
Proserv Abandonment and Decommissioning, отделение Proserv Group
было реорганизовано в отдельную
компанию с изменением названия
на Proserv Offshore. За последние
18 месяцев Proserv приобрела несколько небольших компаний в США,
таких как Twachtman Snyder & Byrd в
Хьюстоне, Circle Technical Services в
Хоума и Ramstud в Атланте. А также
в других регионах: Stainless Solutions
в Перте (Австралия), Tytan Jetting в
Абердиншире (Великобритания) и
Promac в Ставангере (Норвегия).
7
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ
ПОТЕРИ ЦИРКУЛЯЦИИ
БЛАГОДАРЯ БУРЕНИЮ
НА ОБСАДНЫХ ТРУБАХ
S. D. Robinson, T. M. Bealessio, R. S. Shafer, ConocoPhillips
Современная технология бурения позволяет без осложнений проходить истощенный угольный
пласт в бассейне Сан-Хуан
Глубина, фут
В бассейне Сан-Хуан
БУРЕНИЕ
Бассейн Сан-Хуан
выполнена пробная проНА ОБСАДНЫХ ТРУБАХ
Юг
Север
грамма бурения на обсадВ 2001 г. компания ConoУгольный пласт
ных трубах шести скважин
coPhillips
начала бурить
Кертленд
фрутленд
в целях определения возскважины на обсадных
можности предотвращетрубах на месторождении
Третичные
ния потери циркуляции в
Лобо в Южном Техасе [1].
отложения
истощенном угольном плаКомпания получила хороЛьюис
сте. Бассейн Сан-Хуан расшие результаты, применяя
Месаверде
Моррисон
положен в США на северетакой способ бурения для
Уровень
Манкос
моря
западе шт. Нью-Мексико и
предотвращения потери
Дакота
юго-западе шт. Колорадо.
циркуляции в песчаниках,
Триасовые отложения
В 80-х годах в бассейоднако она не располагаПалеозойские
не началась добыча метала сведениями о том, буДокембрийский
отложения
на из угольных пластов. В
фундамент
дет ли такой способ буререзультате значительнония результативен в угольго снижения давления в
ных пластах или экономиугольном пласте фрутленд
чески выгодным в бассейне
Рис. 1. Геологический разрез бассейна Сан-Хуан
возникли проблемы с проСан-Хуан.
должением разработки ниПрактика показала,
жезалегающих газоносных пластов тратам на подготовку и землеполь- что бурение на обсадных трубах
зование.
месаверде и дакота (рис. 1).
значительно снижает вероятность
Наиболее серьезной проблемой
возникновения осложнений в
является потеря циркуляции. Про- КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИН
стволе скважины и уменьшает заТиповая конструкция глубоких траты при строительстве скважины
стойное время обычно составляет
двое суток, при этом расходы на со- скважин состоит из трех обсадных [1–3]. Скважины, которые почти
держание буровой установки и тех- колонн. Сначала бурят кондуктор- нельзя было пробурить традиционническое обслуживание составляют ную часть ствола глубиной 200 фут и ными способами, успешно бурили
50 000 долл., плюс дополнительные диаметром 12•, в которую спускают на обсадных трубах.
расходы 50 000 долл. на буровой и цементируют 9-дюймовую кондукОсложнения в виде потери цирраствор, материал для борьбы с по- торную обсадную колонну. Затем бу- куляции исключаются благодаря
глощением (lost circulation material рят ствол диаметром 8• и в него спу- «эффекту размазывания», при коскают и цементируют 7-дюймовую тором частицы выбуренной породы
– LCM) и подвоз воды.
Еще одной проблемой являет- промежуточную обсадную колон- становятся материалом для борьбы
ся загрязнение соседних скважин ну, которая перекрывает угольный с поглощением и «вмазываются» в
ушедшими промывочными жидко- пласт. И наконец, бурят с продувкой стенки ствола скважины в зоне постями, что может приводить к поте- воздухом ствол диаметром 6•, в ко- тери циркуляции муфтами обсадрям в добыче. Чтобы не допустить торый спускают и цементируют до ной колонны при ее вращении. Для
этого, в настоящее время между проектной глубины 4-дюймовую экс- усиления этого эффекта в промыпроведенными на угольный пласт плуатационную обсадную колонну. вочную жидкость можно добавлять
скважинами и глубокими эксплуа- В скважинах, проведенных на пласт обычный LCM.
тационными скважинами выдер- месаверде, глубина спуска эксплуаНа рис. 2 показаны основные споживается минимальное расстоя- тационной обсадной колонны обыч- собы бурения на обсадных трубах.
ние в 500 фут (1 фут = 0,3048 м), но составляет 6000 фут, проведенных
š С извлекаемой компоновкой.
что приводит к дополнительным за- на пласт дакота – 7900 фут.
К нижней части обсадной колонны
8
№7 • июль 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
на время бурения крепится компоновка низа бурильной колонны
(КНБК) вместе с расширителями
и направляющим долотом. Такую
компоновку извлекают с помощью
канатной лебедки.
š С неизвлекаемой компоновкой. Долото, используемое для бурения интервала, цементируется в
скважине и затем разбуривается
аналогично башмаку с обратным
клапаном.
Важным фактором бурения
на обсадных трубах является техническая оснащенность буровой
установки. Буровая установка для
бурения на обсадных трубах должна быть способна спускать обсадные трубы мерной длиной 45 фут.
Желательно также, чтобы она была
пригодна для размещения устройства для вращения обсадных труб.
Это устройство довольно легко
размещается в верхнем приводе.
В зависимости от вида и серьезности проблем с контролем над скважиной может быть задействован
раздвоенный кронблок с талевым
блоком для установки на верхнем
приводе превенторов для вспомогательных талевых канатов.
ВЫБОР СПОСОБА БУРЕНИЯ
И ОБСАДНЫХ ТРУБ
Сначала компании необходимо
было изучить способы бурения и
выбрать наиболее подходящий. Извлекаемая система является более
сложной, требует дополнительного
оборудования и модификации буровой установки. Неизвлекаемая
система состоит из меньшего числа узлов оборудования и не требует
серьезной модификации буровой
установки.
При сопоставлении систем оказалось, что оптимальным вариантом
является неизвлекаемая система.
Она на 22 % дешевле и проще в применении. Кроме того, не требует
дополнительного оборудования на
буровой и модификации буровой
установки для контроля над скважиной.
Исходя из этого, для пробной
программы бурения выбрали именно эту систему. Основной вопрос
заключался в том, сможет ли долото для бурения на обсадных трубах
пройти весь интервал за один рейс.
На сегодняшний день наибольшая
проходка одним долотом равнялась
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Традиционный
способ бурения
Бурение на
обсадных трубах
с неизвлекаемой
компоновкой
Бурение на
обсадных трубах
с извлекаемой
компоновкой
Рис. 2. Особенности традиционного
способа бурения и бурения на обсадных
трубах
2600 фут. Предстояло же пробурить
около 3600 фут.
Одним из самых ответственных элементов колонны является соединение обсадных труб. В
Южном Техасе компания успешно применяла 7-дюймовые обсадные трубы марки Р-110 номинальной массой 23 фунт/фут
с соединениями с модифицированной трапецеидальной резьбой. В
бассейне Сан-Хуан в типовой конструкции вертикальных скважин
применяются 7-дюймовые обсадные трубы марки J-55 номинальной
массой 20 фунт/фут с муфтовыми
соединениями с короткой резьбой
(short thread and coupling – STC).
Основные требования, установленные в опытной программе бурения – минимизировать затраты и
обеспечить применение обсадных
труб, которые будут удовлетворять расчетным нагрузкам. Стандартное соединение STC не могло обеспечить крутящий момент
6500 фунт-фут, необходимый для
бурения интервала на бурильных
трубах. Окончательно выбранное
соединение обсадных труб имеет
крутящий момент докрепления более 10 000 фунт-фут.
При бурении промежуточной
части ствола с использованием
обычных долот и бурильных труб
среднее число оборотов колонны
равно 216 000 из расчета, что интервал 3600 фут бурится при скорости проходки 120 фут/ч и частоте вращения 120 мин-1. В пробной
программе предполагалось, что
№7 • июль 2009
скорость проходки при бурении
на обсадных трубах будет примерно в два раза меньше, чем при
бурении на бурильных трубах с
обычным долотом с поликристаллическими алмазными резцами
(PDC). Инженеры подсчитали, что
потребуется примерно 374 400 оборотов колонны для бурения до проектной глубины из расчета, что интервал 3600 фут бурится при скорости проходки 69 фут/ч и частоте
вращения 120 мин-1.
Инженеры обнаружили, что
7-дюймовые обсадные трубы марки
J-55 номинальной массой 20 фунт/фут
с соединениями с модифицированной трапецеидальной резьбой либо
не выпускаются, либо применяются
очень редко. Поэтому компания решила перейти на 7-дюймовые обсадные трубы той же марки номинальной массой 23 фунт/фут с теми же
соединениями.
После того, как окончательно
определились с конструкцией обсадной колонны, была одобрена
опытная программа бурения пяти
скважин. Дополнительные затраты
для бурения скважин составляли
около 100 000 долл. Основная часть
этих затрат будет компенсирована,
если удастся предотвратить потерю
циркуляции.
ПРОБНАЯ
ПРОГРАММА БУРЕНИЯ
Программа предусматривала бурение пяти скважин. В программу
включили бурение двух скважин
на бурильных трубах с долотом для
бурения на обсадных трубах с тем,
чтобы определить, можно ли пройти весь интервал в 3600 фут одним
долотом. По завершении бурения
этих скважин и получения подтверждения о возможности проходки всего интервала одним долотом
можно приступать к бурению на
обсадных трубах с использованием неизвлекаемой системы. В противном случае в первоначальной
программе бурения пяти скважин
будет применяться извлекаемая
система.
Все скважины были запроектированы на пласт месаверде, что
снижало риски при выполнении
программы.
В скважинах, проводимых на нижезалегающий пласт дакота, крайне важно спускать 7-дюймовую
9
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
Сводные данные о бурении скважин на обсадных трубах
Скважина Проходка,
фут
Средняя
скорость
проходки, фут/ч
КНБК
TFA
Расход
Нагрузка Классификация долота
жидкости, на долото,
IADC
галл/мин тыс. фунт
8–18
Причина подъема
КНБК
HSI/FR
1
2855
44,6
Стабилизированные
УБТ на бурильных трубах, 6•
1,49 375–410
8-8-BT-A-X-3-LT-PR Снижение скорости 0,22/400
проходки
2a
784
59,2
Нестабилизированные
УБТ на бурильных трубах, 6•
1,49
400
18 0-0-OC-A-X-I-NO-BHA Увеличение угла 0,22/400
наклона скважины
2b
1336
41,4
Стабилизированные
УБТ на бурильных трубах, 6•
1,49
400
15
2 (итого)
3
2120
68
46,6
2,4
4
3520
29,6
5
3091
58,3
6
2723
68,9
–
Долото, обратный клапан, стабилизатор,
переводник, стабилизатор, переводник,
стабилизатор, переводник,
две обсадные трубы, 7•
Долото, обратный клапан, стабилизатор,
переводник, стабилизатор, переводник,
стабилизатор, переводник,
шесть обсадных труб, 7•
Долото, дифференциальный клапан,
стабилизатор, переводник, стабилизатор,
переводник, стабилизатор, переводник,
четырнадцать обсадных труб, 7•
Долото, дифференциальный клапан,
стабилизатор, переводник, стабилизатор,
переводник, четырнадцать
обсадных труб, 7•
0-6-RO-S-X-I-LT-PR Снижение скорости 0,22/400
проходки
–
–
1,18 250–450
–
–
5–30 Не регламентируется
–
Не поднимали
–
0,52/450
1,18 200–450
14–25 Не регламентируется
Не поднимали
0,52/450
0,62 350–450
10–20 1-1-WT-A-X-0-NO-TW
Обрыв колонны 1,61/450
0,39 250–400
15–22 Не регламентируется
Не поднимали
2,20/350
Примечание
TFA – Суммарное проходное сечение насадок долота, дюйм2
IADC – Международная ассоциация буровых подрядчиков
HSI – Удельная гидравлическая мощность, л.с./дюйм2
FR – Расход жидкости, галл/мин
промежуточную обсадную колонну
ниже угольного пласта, что позволяет перекрыть воду и обеспечить
бурение с продувкой воздухом до
проектной глубины, поскольку
сланцевые глины манкос, залегающие между пластами месаверде и
дакота, очень восприимчивы к воде.
В скважинах же, проводимых на
вышезалегающий пласт месаверде, 7-дюймовую промежуточную
обсадную колонну можно спускать до угольного пласта и, затем
приступать к бурению с продувкой
воздухом или с промывкой до проектной глубины.
ПОКАЗАТЕЛИ БУРЕНИЯ
В первой скважине использовали КНБК максимального диаметра
и долото для бурения на обсадных трубах (рис. 3). Бурение начали из-под башмака 9-дюймовой
кондукторной обсадной колонны;
муфту с обратным клапаном не
устанавливали. Долотом пробурили интервал 254–3109 фут. Параметры режима бурения: частота
вращения 50–115 мин-1, нагрузка
на долото 8000–18 000 фунт, расход жидкости 375–410 галл/мин. В
корпусе долота было установлено
10
Рис. 3. Первоначальная конструкция
долота
шесть промывочных насадок 18s.
Информация по всем скважинам
приведена в таблице.
Долото имело маркировку 8-8-BTA-X-3-LT-PR, а намеченная проектная глубина равнялась 3923 фут.
Исходя из этого, необходимо было
обеспечить дополнительную защиту калибрующей и торцевой
поверхностей долота. Разрывная
диафрагма долота вышла из строя,
и во всех последущих операциях ее
не устанавливали.
Скважина 2. То же самое долото вновь спустили на бурильных
трубах. Усилили защиту калибру-
ющей поверхности, а разрывную
диафрагму заварили. КНБК была
гладкой (без расширителей). Бурение этой скважины рассматривали
как серьезное испытание, поскольку ниже обычной глубины спуска
обсадной колонны долото будет
бурить более твердые, чем обычно,
породы. Проектная глубина спуска
промежуточной обсадной колонны
равнялась 4551 фут.
Долото пробурило интервал
230–1014 фут, после чего КНБК
подняли на поверхность ввиду увеличения угла наклона ствола (до 6“).
Шарошечное долото восстановило
вертикальность ствола, и то же самое долото вновь спустили вместе
с КНБК максимального диаметра.
Долото пробурило интервал 1790–
3126 фут, и его извлекли из скважины в связи со снижением скорости
проходки. Долото пробурило ствол
до стандартной глубины спуска обсадной колонны.
После этого было принято решение приступать к бурению на
обсадных трубах с определенными
изменениями в конструкции долота
и КНБК. В измененной конструкции долота будут упрочнены калибрующая и торцевая поверхности.
№7 • июль 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
В первоначальной программе
предполагалось, что скорость проходки составит 69 фут/ч. Судя по
результатам бурения на бурильных
трубах двух скважин, конструкция
была достаточно устойчивой, чтобы выдерживать скорость бурения
44 фут/ч. В результате число оборотов колонны увеличивалось до
589 000 из расчета, что интервал
3600 фут бурится при скорости проходки 44 фут/ч и частоте вращения
120 мин-1, что в два раза превышало
необходимую усталостную прочность. Опираясь на опыт бурения,
в состав КНБК включили 7-дюймовые толстостенные обсадные трубы
марки Р-100 номинальной массой
47,1 фунт/фут с целью увеличения
усталостной прочности. Эти трубы
более жесткие и находятся в более
стесненных условиях в стволе диаметром 8•.
Скважина 3. В этой скважине
долото впервые спустили на обсадных трубах. Работы по изменению
конструкции долота не были завершены вовремя, поэтому решили бурить традиционным способом
(на бурильных трубах) от башмака
кондукторной обсадной колонны
до зоны потери циркуляции, а затем перейти на бурение на обсадных трубах в угольном интервале с
долотом старой конструкции и получить подтверждение, что такой
способ бурения может предотвращать потерю циркуляции.
Скважину бурили обычным
8-дюймовым долотом PDC на гладкой КНБК от башмака кондуктора
до глубины 2932 фут, что на 50 фут
выше угольного пласта и примерно на 200 фут выше зоны потери
циркуляции. Затем КНБК заменили и спустили долото и КНБК
максимального диаметра с двумя
7-дюймовыми толстостенными обсадными трубами.
Этой компоновкой пришлось калибровать ствол скважины до забоя
почти с момента входа долота в необсаженный ствол до конечной глубины, поскольку такая компоновка
намного жестче, чем гладкая компоновка на бурильных трубах. По достижении забоя долото пробурило
68 фут за 27,5 ч. Скорее всего, его
торцевая поверхность износилась
во время расширения ствола. Долото не достигло зоны потери циркуляции, и его зацементировали в
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
стволе у самой кровли угольного
пласта.
Муфту с обратным клапаном и
долото для бурения на обсадных
трубах разбурили за один рейс с
помощью пневмоударника и ударного долота, и это стало первым и
важным подтверждением, что бурение на обсадных трубах может
быть успешным.
Скважина 4. В этой скважине
впервые использовали долото измененной конструкции. Торцевую
поверхность долота значительно
укрепили. Кондукторную часть
ствола пробурили обычным долотом. Затем в скважину спустили
долото для бурения на обсадных
трубах, муфту с обратным клапаном, КНБК максимального диаметра, шесть толстостенных обсадных
труб и пробурили интервал 345–
3865 фут за 119 ч.
В процессе бурения на долоте
происходило интенсивное образование сальников, что заставило
снизить нагрузку на долото. Через
90 часов бурения по достижении
глубины 3612 фут возросло давление в буровом стояке, вероятно в
результате закупоривания промывочных насадок долота. В обвязке
устья также отмечался противоток
жидкости, что свидетельствовало о
выходе из строя муфты с обратным
клапаном.
Потеря циркуляции в угольном
пласте произошла на глубине 3615 фут,
и расход промывочной жидкости
снизился с 450 до 200 галл/мин.
Бурение продолжили до глубины
3714 фут, после чего буровую установку остановили. Суммарный
объем поглощения составил более
3000 брл. Материал для борьбы с поглощением не использовали. Скорость проходки в интервале равнялась 9,7 фут/ч. Бурение прекратили
на 5 часов для восполнения поглощенного объема.
После восполнения объема и
добавления 30 % LCM бурение возобновили. Через 10 фут проходки
циркуляция полностью восстановилась. Бурение продолжили до проектной глубины 3865 фут с полным
возвратом жидкости.
Низкая скорость проходки в
зоне потери циркуляции, вероятно,
не приводила к образованию достаточного количества частиц выбуренной породы, необходимого для
№7 • июль 2009
создания эффекта размазывания.
Пятичасовая остановка, применение LCM и создание эффекта размазывания позволили закупорить
зону потери циркуляции.
Обсадную колонну зацементировали без выхода цемента на поверхность, однако высота подъема
цемента за колонной была вполне
приемлемой.
Муфта с обратным клапаном
вышла из строя после 90 часов бурения, что привело к обратному течению промывочной жидкости. В
дальнейшем ее устанавливали.
Скважина 5. Бурение в этой
скважине показало, что одним долотом можно пробурить весь интервал. Основная задача состояла
в том, чтобы увеличить скорость
проходки и улучшить экономические показатели бурения. Для
этого в качестве рассматриваемых
параметров выбрали удельную гидравлическую мощность в насадках долота (hydraulic horsepower
per square inch – HSI) и эквивалентную плотность циркуляции
промывочной жидкости. Шесть
насадок 16s заменили на четыре
насадки 11s и две насадки 14s. Эквивалентную плотность циркуляции уменьшили путем снижения
расхода промывочной жидкости и
подачи в нее воздуха. Конструкция
долота была аналогична той, что
применялась в предыдущей скважине за исключением насадок.
Образование сальников на долоте
происходило менее интенсивно,
чем прежде.
Кондукторную часть ствола
пробурили обычным способом до
глубины 410 фут. Долото подняли
из скважины и спустили КНБК для
бурения на обсадных трубах.
Компоновка имела максимальный диаметр и состояла из шести
7-дюймовых толстостенных обсадных труб. Муфту с обратным
клапаном заменили на инструмент
для ступенчатого цементирования.
Скважину бурили с расходом жидкости 450 галл/мин до глубины
955 фут. Затем начали подавать воздух. Отмечались значительные вибрации при вращении бурильных
труб с большими оборотами. Расход воздуха постепенно увеличили до 100, а затем до 200 фут3/мин,
а расход жидкости снизили с 450
до 350 галл/мин.
11
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
Кратковременная потеря циркуляции произошла в угольном пласте на глубине 3248 фут, но быстро
прекратилась. Бурение с продувкой
воздухом до глубины 3501 фут продолжалось 42,5 часа. Всю зону потери циркуляции успешно пробурили
на обсадных трубах без осложнений и без применения LCM.
К сожалению, на глубине 3501 фут
всего в 172 фут от глубины спуска
эксплуатационной обсадной колонны произошел обрыв в соединении.
В скважине осталось тринадцать
обсадных труб диаметром 7• вместе с КНБК общей длиной 881 фут.
С помощью труболовки их успешно
извлекли с первой попытки. Многие трубы были сильно изогнуты.
В скважину спустили новую 7-дюймовую обсадную колонну и провели
одноступенчатое цементирование
с использованием аэрированного
цементного раствора.
Во время бурения отмечались
сильные вибрации, что заставило
ограничить максимальную частоту
вращения интервалом 80–90 мин-1.
Причиной вибрации, скорее всего,
стало вращение непрямых обсадных труб.
Усталостная поломка 7-дюймовой обсадной трубы произошла у
сбега резьбы на ниппельном конце.
Эта труба находилась в нейтральном месте колонны и испытывала
как растягивающие, так и сжимающие нагрузки в зависимости от
осевой нагрузки на долото. Скорее
всего, поломка стала результатом
вращения изогнутой обсадной колонны, что приводило к возникновению вибраций, и периодического
перехода от растяжения к сжатию
без стабилизации колонны.
Скважина 6. При бурении этой
скважины в конструкцию долота и
КНБК внесли ряд изменений с целью улучшения показателей бурения. Упор был сделан на увеличение
скорости проходки и предотвращение усталостных поломок. В модифицированной конструкции долота
имелось шесть лопастей, при этом
три из них сходились к центру, а три
располагались на калибрующей части (рис. 4). Площадь торцового выреза долота увеличили и разместили
лишь три насадки. Благодаря этому
уменьшилось суммарное проходное
сечение насадок и возросла удельная гидравлическая мощность.
12
Рис. 4. Окончательная конструкция долота
имеет три лопасти по центру, три боковые
лопасти и лишь три промывочные
насадки с целью увеличения удельной
гидравлической мощности
Во избежание усталостных поломок пересмотрели конструкцию
КНБК. Она имела максимальный
диаметр и включала четырнадцать
толстостенных обсадных труб, что
позволяло создавать нагрузку на
долото до 23 000 фунт и сохранять
нейтральное место в 7-дюймовой
обсадной колонне. Все обсадные
трубы проверили на изогнутость и
только прямые отправили на буровую.
Данной компоновкой пробурили без осложнений интервал 702–
3425 фут за 39,5 ч. Сальники на долоте не образовывались, что позволяло бурить с большей нагрузкой
на долото. Вибрация значительно
уменьшилась, что позволяло бурить
с большей частотой вращения.
Механическая скорость проходки иногда превышала 200 фут/ч и
мало отличалась от скорости проходки при использовании обычных
долот PDC. Общий темп углубления
скважины был ниже, поскольку
при бурении с промывкой аэрированной жидкостью затраты времени на наращивание колонны
больше. Расход жидкости равнялся
350 галл/мин при расходе воздуха
200 фут3/мин.
В скважине провели одноступенчатое цементирование с выходом 50 брл аэрированного цементного раствора на поверхность. При
разбуривании инструмента для ступенчатого цементирования и долота
использовали пневмоударник.
РЕЗУЛЬТАТЫ
Пробная программа бурения
скважин на обсадных трубах завершилась с положительным ре-
зультатом, поскольку удалось предотвратить потерю циркуляции в
истощенном угольном пласте. Во
всех трех скважинах, проведенных
через истощенный угольный пласт,
столкнулись с потерей циркуляции,
и во всех трех случаях с нею справились.
Изменения конструкции долота приводили к целому ряду существенных улучшений. Проходка
одним долотом для бурения на обсадных трубах увеличилась с 2600
до 3520 фут, рекордного в то время
значения.
Долото было усовершенствовано и по показателям работы
приблизилось к обычному долоту
PDC при сохранении способности
к разбуриванию. Гидравлические
характеристики были улучшены. Суммарное проходное сечение насадок уменьшили с 1,49 до
0,39 дюйм2. Это привело к увеличению удельной гидравлической
мощности с 0,22 до 2,2 л.с./дюйм2
(1 л. с. = 745 · 102 Вт), что в сочетании с увеличенной площадью торцового выреза и тремя насадками
практически исключило образование сальников на долоте.
Программа показала, что неизвлекаемую компоновку для бурения на обсадных трубах можно
применять в бассейне Сан-Хуан и
бурить скважины с высокой скоростью проходки с правильно подобранной КНБК. При бурении с
неизвлекаемыми компоновками
требуются более высокие нагрузки
на долото по сравнению с извлекаемыми компоновками. Использование четырнадцати толстостенных
обсадных труб диаметром 7• обеспечивает осевую нагрузку и жесткость, необходимые для получения
скоростей бурения, близких к скоростям бурения с использованием
долот PDC.
Во избежание проблем с искривлением ствола необходимо
применять КНБК максимального
диаметра.
В двух скважинах из четырех
спускали муфту с обратным клапаном. Во второй скважине она вышла из строя. Но поскольку при ее
применении значительно возрастала скорость проходки, то возможно
стоит вновь попробовать ее использовать. Обратный клапан позволяет
сохранять контроль над скважиной
№7 • июль 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
и препятствует противотоку жидкости в случае закупоривания насадок долота.
Инструмент для ступенчатого
цементирования хорошо зарекомендовал себя в двух последних
скважинах. В пятой скважине его
извлекли на поверхность после
усталостной поломки колонны, и
он выдержал испытание. В шестой
скважине он работал исправно после бурения в течение 39,5 часов,
открываясь и закрываясь согласно
расчетам. Определенные трудности возникли при разбуривании с
помощью пневмоударника. Если в
скважине не требуется проводить
двухступенчатое цементирование,
можно обойтись и без этого инструмента.
Конструкция обсадной колонны оказалась удачной, и соединения обсадных труб обеспечивали
передачу необходимого крутящего
момента. При этом крайне важно
использовать прямые трубы.
Использование буровой установки, спроектированной для бурения на обсадных трубах, имело
немаловажное значение. Она была
оборудована встроенным верхним
приводом, инструментом для спуска
обсадных труб и комплектом оборудования для бурения с продувкой
воздухом. Поскольку все они были
учтены в суточной стоимости содержания буровой установки, ее
модификация не потребовалась.
ВЫВОДЫ
Самый важный вывод состоит
в том, что в этой программе благодаря бурению на обсадных трубах
удалось предотвратить потерю циркуляции в угольном пласте. В дальнейшем основное внимание должно быть уделено тому, чтобы такой
способ бурения был экономически
выгодным. Основное условие – добиться сопоставимой с традиционным способом бурения скорости
проходки.
Уже предложена и смоделирована измененная конструкция
КНБК без дорогих толстостенных
7-дюймовых обсадных труб. Расчеты показывают, что установка
стабилизаторов на все 7-дюймовые
обсадные трубы марки J-55 номинальной массой 23,0 фунт/фут в той
части колонны, которая находится
в сжатом состоянии, может обеспе-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
чить требуемую нагрузку на долото
и исключить усталостную поломку
колонны.
Продолжаются экспериментальные исследования, которые могут
привести к снижению стоимости
стабилизаторов. Если удастся снизить стоимость КНБК, бурение на
обсадных трубах может быть экономически выгодным. Конструкция
обсадной колонны отвечала предъявляемым требованиям. В перспективе существует вероятность перейти на 7-дюймовые обсадные трубы
номинальной массой 20 фунт/фут
(вместо 23 фунт/фут), однако они
не являются стандартными для бурения на обсадных трубах, и реализовать такой вариант возможно
будет трудно и дорого.
Чтобы бурение на обсадных
трубах было эффективным, необходимо учитывать другие производственные факторы. К ним относятся прямые обсадные трубы, долота
с хорошими гидравлическими характеристиками и снижение эквивалентной плотности циркуляции
с целью увеличения скорости проходки.
Программа показала, что одноступенчатое цементирование с
использованием аэрированного
цементного раствора вполне возможно. Оно позволяет экономить
примерно 20 000 долл. на скважину.
Важно, чтобы буровая установка была приспособлена к бурению
на обсадных трубах. Экономические показатели бурения будут совершенно другими, если придется брать в аренду инструмент для
спуска обсадных труб, комплект
оборудования для бурения с продувкой воздухом, верхний привод
или вставной противовыбросовый
превентор.
Увеличение скорости проходки
за счет устранения сальникообразования на долоте требует установки в нем насадок меньшего
диаметра, чем это необходимо для
цементирования. Необходимо либо
разработать отдельный инструмент с разрывной диафрагмой для
цементирования через него, либо
устанавливать эту диафрагму в долоте.
Разбуривание долота для бурения на обсадных трубах с помощью ударного долота и пнев-
№7 • июль 2009
моударника имело решающее
значение. До сих пор существуют
опасения относительно способности ударного долота пройти до
проектной глубины в заполненном воздухом стволе скважины,
которая бурится на пласт дакота,
залегающий примерно в 2000 фут
ниже.
Судя по результатам бурения
двух последних скважин, в которых
потеря циркуляция была сведена к
минимуму, последующее бурение
скважин на обсадных трубах может
уменьшить риск ухудшения коллекторских свойств пласта в соседних
скважинах.
Перевел С. Сорокин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Fontenot, K. Highnote, J., Warren, T. and B.
Houtchens, «Casing drilling activity expands in
South Texas», SPE/IADC 79862 presented at the
SPE/IADC Drilling Conference in Amsterdam, Feb.
19–21, 2003.
2. Griffin, R. C., Kamruzzaman, S. and R. D. Strickler, «Casing drilling drill collars eliminates downhole failures», OTC 16569 presented at the Offshore
Technology Conference in Houston, May 3–6,
2004.
3. Houtchens, B., Foster, J. and R. Tessari, «Apply
risk analysis to casing while drilling», SPE/IADC
105678 presented at the SPE/IADC Drilling Conference in Amsterdam, Feb. 20–22, 2007.
Shon Robinson (Ш. Робинсон)
получил степень бакалавра
по механике в Университете Brigham Young и степень
магистра в Университете
Св. Марии. Работал в шт. Колорадо, Нью-Мексико, Техас,
Вайоминг и на морских буровых в Мексиканском заливе и
Восточной Канаде. В настоящее время работает техническим инспектором
(супервайзером) в офисе компании ConocoPhillips в Фармингтоне, Нью-Мексико.
Tom Bealessio (Т. Беалессио)
получил степень бакалавра по
механике в Калифорнийском
политехническом университете. Принимал участие в
буровых работах, работах по
заканчиванию и капитальному ремонту скважин в самых разных районах США, в
Персидском заливе, Нигерии,
Тринидад и Тобаго, Венесуэле и Индонезии. В
компании ConocoPhillips работает ведущим
инженером-буровиком.
Randall Shafer (Р. Шейфер) получил степень бакалавра по
механике в Пенсильванском
университете и степень магистра в Чикагском университете. Профильное направление деятельности – бурение
в Арктике и развитие новых
технологий в компании. Работал в России, Норвегии,
Африке и Великобритании. В настоящее время
работает в корпоративной группе технологии
бурения компании ConocoPhillips в Хьюстоне,
Техас.
13
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
ОПЕРАТИВНОЕ
ВЫПОЛНЕНИЕ ПРОГРАММЫ
ОПЕРЕЖАЮЩЕГО БУРЕНИЯ
F. Fu, S. C. Actis, R. Strachan, ConocoPhillips
Установка кондукторных обсадных колонн методом бурения на обсадных трубах на месторождении
Пэн-Лай обеспечила выигрыш во времени и экономию затрат
Компания ConocoPhillips разрабатывает месторождение Пэн-Лай в Бохайском заливе у берегов Китая с
помощью шести эксплуатационных платформ для размещения устьев скважин (well head platform – WHP),
установленных в водах глубиной 28 м. Этап I предусматривал установку одной платформы с 24 окнами и
взятие в аренду плавучего нефтеналивного хранилища
(floating production, storage and offloading – FPSO),
которое эксплуатируется с 2002 г. На этапе II, который
начался в 2007 г., будет установлено пять платформ с
40 окнами и стационарное FPSO.
На четырех платформах в 24 внутренних окнах
устанавливают 20-дюймовые забивные направляющие колонны, а 13-дюймовые кондукторные обсадные колонны устанавливают методом бурения на
обсадных трубах. В 16 внешних окнах (восемь в северном ряду и восемь в южном ряду) устанавливают
36-дюймовые забивные направляющие колонны, что
обеспечит параллельный спуск двух 13-дюймовых
кондукторных обсадных колонн в каждом окне. Стволы бурят в определенном направлении под небольшим углом для облегчения последующего наклоннонаправленного бурения. Бурение 56 скважин на
платформе с 40 окнами позволяет уменьшить размеры и стоимость платформы и при этом разместить
дополнительные скважины для выполнения проекта
разработки месторождения.
В статье рассматривается программа строительства
скважин, выполненная в рамках проекта разработки
месторождения, методы установки колонн, результаты
выполнения программы и экономия затрат на бурение,
достигнутая благодаря применению технологии бурения на обсадных трубах и технологии размещения
двух кондукторных обсадных колонн через одну направляющую колонну.
МЕСТОРОЖДЕНИЕ
ПЭН-ЛАЙ
Месторождение Пэн-Лай открыто в 1999 г. в Бохайском заливе у берегов Китая (рис. 1). Работы по
бурению и заканчиванию скважин этапа I начались
в апреле 2002 г. и проводились с одной платформы
с 24 окнами. При планировании этапа II многопрофильные группы специалистов провели всесторонние
исследования. Объединив полученный на этапе I опыт
с передовыми методами бурения и заканчивания скважин с целью выполнения проекта освоения месторождения, они разработали план строительства скважин и
оптимизировали методы для реализации этапа II.
Бурение проводится на пяти платформах с 40 окнами с помощью одной самоподъемной буровой установки и пяти установок для бурения, заканчивания и
ремонта скважин. Этап II предусматривает бурение
Вторая половина платформы,
перекрываемая консольной частью
буровой установки
Пекин
375 км
Бохайский
залив
Пэн-Лай 19-3
Далянь
135 км
Участок
11/05
60 км
Пэнлай
Желтое море
Лонкоу
Первая половина платформы, перекрываемая
консольной частью буровой установки
Рис. 1. Месторождение Пэн-Лай 19-3 было открыто в 1999 г.
в Бохайском заливе у берегов Китая. Этап II предусматривает
бурение 228 скважин
14
Рис. 2. Размещение на платформе 40 окон в сочетании с
технологией совместного использования направляющих
колонн позволяет бурить 56 скважин
№7 • июль 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
Переводник с коротким
переходником
Обсадная труба
Ловильная втулка
со стопорным кольцом
Муфта
с обратным
клапаном
Корпус труболовки
Уплотнение труболовки
Рис. 3. Опорный блок сопрягается с буровой палубой, обеспечивая доступ к верхней части направляющих колонн в целях
монтажа устьевого оборудования и проведения буровых работ
с самоподъемной буровой установки
228 скважин: 162 добывающих, 54 водонагнетательных,
7 оценочных и 5 скважин для обратной закачки воды.
На каждой платформе предусмотрена одна скважина
для обратной закачки воды.
Направляющие колонны. Межцентровое расстояние между 40 направляющими колоннами равно 2,27
— 1,9 м. Колонны забивают на глубину 52 м ниже уровня дна моря (120 м ниже стола ротора) после монтажа
опорного блока платформы. На платформах B, C, D
и E устанавливается шестнадцать 36-дюймовых направляющих колонн и двадцать четыре 20-дюймовые
направляющие колонны, на платформе F сорок 20дюймовых направляющих колонн. Технология совместного использования направляющих колонн в
двух крайних рядах окон (восемь в северном ряду и
восемь в южном ряду) на платформах B, C, D и E позволяет бурить 56 скважин с платформы с 40 окнами
(рис. 2).
Кондукторные обсадные колонны. С каждой
платформы в ходе программы групповой установки
методами бурения, как на обсадных трубах, так и
двухствольной проводки размещают 13-дюймовые
кондукторные обсадные колонны. Их спускают на
глубину 235–247 м в определенном направлении с
тем, чтобы сократить продолжительность наклоннонаправленного бурения 12-дюймового участка ствола.
Обсадные трубы марки К-55 мерной длиной II и номинальной массой 68 фунт/фут имеют муфтовое соединение с трапецеидальной резьбой (buttress thread and
coupling – BTC).
Палубы платформы. Устья скважин расположены в шахматном порядке на второй и верхней палубах
платформы с целью облегчения входа и выхода в модульной зоне скважин при проведении технического облуживания устьевого оборудования и в случае
аварийных ситуаций. С целью минимизации времени
строительства скважин используют блочное устьевое
оборудование и горизонтальную фонтанную арматуру,
что позволяет монтировать выкидные линии в процессе бурения и обеспечить надежность. С консольной
части самоподъемной буровой установки обеспечи-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2009
Стабилизатор
Башмачный бур
Рис. 4. Башмачный бур диаметром 16• и муфту с обратным
клапаном устанавливают на конце полномерной 13-дюймовой
обсадной трубы на берегу
вается доступ к половине окон на каждой стороне
платформы.
Вторая палуба платформы расположена в 20 м над
средним уровнем моря, верхняя палуба в 27 м. Опорный блок сопрягается с буровой палубой, обеспечивая
доступ к верхней части направляющих колонн в целях
монтажа устьевого оборудования и проведения буровых работ с самоподъемной буровой установки (рис. 3).
Палубы верхнего строения платформы устанавливают
над палубами с устьевым оборудованием после завершения программы опережающего бурения.
Установка кондукторной обсадной колонны в
первом окне на каждой платформе проводится с
помощью отводящего устройства, гарантирующего
отсутствие препятствий на небольшой глубине. Колонну устанавливают либо в окне № 24, либо № 31, в
направляющей колонне которого нет вырезанного
отверстия. Затем бурят кондукторную часть ствола
остальных скважин и цементируют колонну с выходом цементного раствора через отверстие, вырезанное в направляющей колонне на отметке 9 м выше
среднего уровня моря.
УСТАНОВКА
КОНДУКТОРНЫХ КОЛОНН
С помощью технологии бурения на обсадных трубах компании Weatherford 13-дюймовые кондукторные обсадные колонны установили через 20-дюймовые направляющие колонны в 24 окнах на платформе
С, 24 окнах на платформе В и 4 окнах на платформе
D. Башмачный бур диаметром 16• и муфту с обратным клапаном устанавливают на конце полномерной
13-дюймовой обсадной трубы на берегу. Башмаки с
направляющими в собранном виде проверяли и отправляли на платформы для проведения групповой
установки. Компоновку для бурения на обсадных
трубах приподнимали и крепили к системе верхнего
привода перед каждой программой групповой установки (рис. 4).
15
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
16
Традиционная
КНБК
Время, ч
ТЕХНОЛОГИЯ
БУРЕНИЯ
Чтобы свести к минимуму размыв ствола, при забуривании первыми двумя 13-дюймовыми обсадными
трубами ниже направляющей колонны выдерживают
следующие параметры режима бурения: нагрузка на
долото 0,9–2,3 т, частота вращения 60–80 мин-1, расход жидкости 500 галл/мин. Затем, до глубины спуска обсадной колонны параметры режима бурения
активизируют: нагрузка на долото 0,9–9,1 т, частота вращения 60–110 мин-1, расход жидкости 900–
1100 галл/мин. Бурение ствола ведут с промывкой
морской водой и в случае необходимости закачивают порции высоковязкой жидкости для удаления
бурового шлама. Ствол диаметром 16• бурят через
20-дюймовую направляющую колонну. После спуска 13-дюймовой обсадной колонны устанавливают
устьевое оборудование.
Обсадную колонну цементируют раствором
плотностью 12,5 фунт/галл с полным выходом через
прорезанное отверстие в направляющей колонне
на отметке 9 м. Ограничение выхода отметкой 9 м
гарантирует полный выход цементного раствора и
облегчает последующие операции наверху по цементированию до уровня устья скважины. После
перетаскивания буровой установки на новую точку
бурения в пробуренной скважине на кабеле проводят инклинометрию (с помощью гироскопического
инклинометра).
При бурении на 13-дюймовых обсадных трубах их
жесткость обеспечивает выдерживание траектории
ствола с теми же азимутальными и зенитными углами,
которые имеют 20-дюймовые направляющие колонны.
Поэтому было крайне важно забивать направляющие
колонны с минимальным отклонением от вертикали.
На платформах С и В сорок восемь кондукторных обсадных колонн установили методом бурения на обсадных трубах без осложнений. Вместе с тем выяснилось,
что забитые на платформе D направляющие колонны
имеют некоторый угол наклона, что позволило установить данным методом только 4 из первых 12 кондукторных обсадных колонн. В других восьми окнах
пришлось бурить традиционным способом.
На платформе D две скважины пробурили
наклонно-направленно на 13-дюймовых обсадных трубах с помощью усиленного башмачного бура, в котором промывочные насадки были установлены преимущественно в одном направлении. Обсадная колонна
была рассчитана, поэтому набор угла в требуемом
азимутальном направлении прошел успешно.
На платформах В и С средняя продолжительность
установки одной 13-дюймовой обсадной колонны составляет 8,3 часа (с момента подтаскивания до момента
оттаскивания буровой установки). Экономия затрат,
достигнутая благодаря бурению на обсадных трубах,
составляет около 3,5 млн долл. на одну платформу по
сравнению со сметой затрат при бурении традиционным способом. Выигрыш во времени позволяет бурить с платформы больше опережающих скважин и
быстрее приступать к добыче.
На рис. 5 приведено время выполнения операций на
платформе С при установке кондукторных колонн. Но-
1
2
Среднее время
установки колонн
Минимально
необходимое время, этап I
5
3
4
Традиционная КНБК
Скважины
Рис. 5. Время выполнения операций при установке кондукторных
обсадных колонн на платформе С:
1 – перетаскивание буровой установки; 2 – цементирование; 3 – затаскивание и укладка труб; 4 – монтаж/демонтаж; 5 – бурение
мера скважин указаны в порядке бурения. Первые два
столбца показывают среднее время установки колонн
традиционным способом и минимально необходимое
время для скважин, пробуренных на этапе I. Скважину С24 пробурили с использованием отклоняющего
устройства и традиционной КНБК. При планировании
этапа II исходили из предположения, что время установки одной кондукторной колонны методом бурения
на обсадных трубах составит 12 часов.
УСТАНОВКА
КОНДУКТОРНЫХ КОЛОНН
Первый шаг – очистка 36-дюймовой направляющей колонны с помощью КНБК и 32-дюймового стабилизатора. Следующий шаг – бурение в определенном направлении 16-дюймового ствола с углом
набора 5–10“ с помощью КНБК с приборами MWD и
забойного двигателя. Завершающий шаг – расширение 16-дюймового ствола до 32-дюймового с помощью
КНБК, состоящей из нижней закругленной насадки,
26-дюймового расширителя и 32-дюймового стабилизатора с режущим материалом на передних кромках.
Расширение 16-дюймового ствола необходимо вести с
достаточной нагрузкой на долото, чтобы не допустить
потерю набранного угла ствола в процессе расширения.
Характерной особенностью успешных групповых
установочных операций является сборка трех КНБК
и их расстановка в вышке буровой установки перед
началом работ в восьми окнах. Затем три КНБК используют для проведения операций в каждом окне
и выбрасывают из вышки на мостки лишь в конце
групповой программы. Двуствольную заходную головку устанавливают на 36-дюймовой направляющей
колонне после бурения двух стволов и перед спуском
13-дюймовых обсадных колонн.
КОНСТРУКЦИЯ
СКВАЖИНЫ
Чтобы успешно спустить две колонны 13-дюймовых обсадных труб с соединением ВТС в двуствольную
скважину, сначала необходимо спустить короткую
колонну, которая заканчивается на забое необсаженной части 32-дюймового ствола. Затем спускают длинную колонну в пилотную часть ствола диаметром 16•.
№7 • июль 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
Время, ч
Ликвидация
осложнений
– 26,25 ч
Ликвидация
осложнений
– 19,5 ч
Оборудование
– 6 час
##
##
##
##
##
##
##
##
##
##
##
##
##
##
##
##
Скважины
Осложнения
Цементирование
Спуск труб
Инклинометрия
Расшир. ствола до 32•
Бурение ствола, 16•
Перетаскивание
и подготовка
буровой установки
Рис. 6. Время выполнения операций при установке кондукторных
обсадных колонн через двуствольные направляющие колонны
на платформе В
Подвеску короткой обсадной колонны спускают на
бурильных трубах и устанавливают в двуствольной
заходной головке. Низ длинной колонны оборудован
башмаком с обратным клапаном, одной полномерной
обсадной трубой и муфтой с обратным клапаном. Низ
короткой колонны оборудован только направляющим
башмаком. Муфты всех соединений обсадных труб
скашиваются на обоих концах под углом 45“ чтобы не
допустить их застревания в стволе скважины. Скашиваются лишь наружные 2/3" торцевой поверхности
муфты.
ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ
На верхней части длинной колонны монтируется
стандартная цементировочная головка, через которую
цементный раствор нагнетается в двуствольную скважину и вытесняется морской водой с помощью верхней цементировочной пробки. К короткой колонне
крепится переходный ниппель с 4-дюймовым шаровым клапаном. Когда наблюдается выход цементного
раствора через отверстие в направляющей колонне
на отметке 9 м, шаровой клапан в короткой колонне
открывается и в нее из кольцевого пространства в заданном объеме поступает цементный раствор, чтобы
создать 15-метровую пробку.
Для 13-дюймовых кондукторных обсадных колонн
рассматривался вариант автономного цементирования, но от него отказались, поскольку выигрыш во
времени был весьма небольшим. Параллельное проведение операций потребовало бы привлечения дополнительного персонала, а дополнительные риски и
сложности шли вразрез со стремлением максимально
упростить операции.
На платформах В и С средняя продолжительность
установки двух обсадных колонн в двуствольной
скважине составляет 23 часа (с момента подтаскивания до момента оттаскивания буровой установки).
Экономия затрат благодаря применению таких скважин составляет около 5,5 млн долл. на платформу
по сравнению с затратами при традиционном бурении и обсаживании скважин. Кроме того, выигрыш
во времени позволяет бурить с платформы больше
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2009
Рис. 7. Схема расположения обсадных колонн, установленных
с платформы В, показывает расположение двуствольных
направляющих колонн, а также произвольный азимут и
наклон кондукторных колонн, обусловленный отклонением
от вертикали забивных направляющих колонн
опережающих скважин и быстрее приступать к добыче (рис. 6).
Цементные работы наверху проводят в 12 окнах с
20-дюймовыми направляющими колоннами и 8 окнах
с 36-дюймовыми направляющими колоннами после завершения групповой программы на каждой половине
каждой платформы. Кольцевое пространство между
направляющими и кондукторными колоннами заполняют цементным раствором до уровня устья после
заваривания и окрашивания выходных отверстий на
отметке 9 м.
Так же как и в скважинах, пробуренных на обсадных трубах, в длинных и коротких колоннах автономно проводят инклинометрию после перетаскивания
буровой установки к следующей скважине. Чтобы
оптимизировать траекторию скважин и свести к минимуму опасность встречи стволов, инклинометрию
необходимо проводить как можно скорее после установки обсадных колонн.
На рис. 7 приведена схема расположения пятидесяти шести 13-дюймовых кондукторных обсадных
колонн, установленных с платформы В. Схема показывает типичное расположение двуствольных направляющих колонн, а также произвольный азимут и наклон
кондукторных колонн, обусловленный отклонением от
вертикали забивных направляющих колонн.
ВЫВОДЫ
На месторождении Пэн-Лай в Бохайском заливе
в ходе групповых программ с помощью метода бурения на обсадных трубах и технологии совместного использования направляющих колонн благополучно и
оперативно установили 13-дюймовые кондукторные
обсадные колонны. Групповые программы выполнены
без происшествий.
Вертикальность забивных направляющих колонн
имеет первостепенное значение для установки 13дюймовых обсадных колонн методом бурения на обсадных трубах. КНБК для расширения ствола скважин, состоящая из нижней закругленной насадки,
26-дюймового расширителя и 32-дюймового стабили17
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
затора, показала очень хорошие результаты. При бурении на обсадных трубах для набора угла кривизны
можно использовать усиленное долото.
Успешно проведено цементирование всех 13дюймовых кондукторных обсадных колонн. Цементирование в оперативном режиме оказалось безопасным и эффективным, поэтому проведение автономных
операций не потребовалось. Наличие выходного отверстия в направляющей обсадной колонне на отметке 9 м обеспечивает качественное первичное цементирование и облегчает проведение цементирование
наверху.
Инклинометрия на кабеле проводилась автономно
как параллельный тип работ. Своевременное проведение инклинометрии позволило оперативно планировать последующее наклонно-направленное бурение
скважин.
Групповое проведение установочных операций
обеспечило строительство скважин индустриальным
методом. Бригады выполняли однотипные операции,
что в сочетании с предварительным планированием и
непрерывным совершенствованием позволило довести
производственную эффективность почти до технических пределов, связанных с возможностями оборудования и материально-технического обеспечения. Метод установки 13-дюймовых кондукторных обсадных
колонн сейчас находится на пределе организационнотехнических возможностей.
Наконец, в результате бурения 56 скважин с платформы с 40 окнами снижаются затраты на изготовле-
ние и установку платформ, что позволяет экономить
примерно 3,5 млн долл. на платформу по сравнению со
сметой затрат при традиционном способе бурения.
Перевел С. Сорокин
Frank Fu (Ф. Фу) получил степень бакалавра по геологии в Колледже горного дела пров. Шаньси (Китай). В
компании Phillips Petroleum Co., ныне ConocoPhillips,
работает с 1995 г. Имеет 16-летний опыт работы на различных должностях в технологии бурения, буровых
работах, координации проектов и геологии, в том числе за рубежом. В настоящее время является ведущим
инженером-буровиком в проекте ConocoPhillips по разработке морского месторождения Пэн-Лай. Занимает
должность старшего инженера-буровика в ConocoPhillips China Ltd. в Пекине, Китай.
Steve Actis (С. Эктис) получил степень по технологии
добычи нефти на факультете горного дела Колорадского университета. В ConocoPhillips работает 21 год,
участвовал в крупных проектах в Северном море и в
глубоководной части Мексиканского залива. Прежде
работал в Sonat Offshore Drilling в различных районах
мира. Занимает должность главного инженера-буровика
в ConocoPhillips China в Пекине.
Kevin Strachan (К. Стрэчен) получил
степень бакалавра по механике на факультете горного
дела и технологии университета Южной Дакоты. Имеет 27-летний опыт работы в различных районах мира,
главным образом в бурении и крупных проектах развития бурения. В настоящее время откомандирован в
Sarawak Shell Berhad в качестве инженера по буровым
операциям и работает в проекте разработки глубоководного месторождения Гумусут-Какап в водах Сабах,
Малайзия. Занимает должность старшего инженерабуровика в ConocoPhillips Sabah Ltd. в г. Мири, Малайзия.
НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
Deep Down Inc. объявила о начале
реализации плана улучшения плавучести одной из своих платформ
для размещения морского райзера в сверхглубоководном регионе.
Повышение эффективности удвоит
производительность компании. Повышение плавучести будет способствовать увеличению добычи. Новая
система разработана по технологии
CoreTec и обладает повышенной
прочностью на глубине и увеличенным сроком эксплуатации.
NACE International и NACE Foundation открыли международный
центр NACE International Training
в Хьюстоне. Затраты на реализацию
проекта составили 2,4 млн долл. Это
первый рекламно-учебный центр,
в котором проводятся занятия по
ознакомлению с различными антикоррозионными технологиями. В
центре оборудовано два конференцзала, способных вместить более чем
3000 слушателей, которые рассчитаны на проведение до 125 курсов в
год. Программы обучения рассчитаны на различные уровни обучения.
18
Integrated Drilling Equipment (IDE)
разработала проект завода по строительству наземных буровых установок и компонующих узлов. IDE и
ее отделения (IEC Systems, Advanced
Rig Services (ARS), IDE Capital Solutions (IDECS) и IDE Hydraulics Group)
разработали все детали проекта,
обеспечили строительство, сдачу в
эксплуатацию и сервисные услуги.
На заводе будут строиться буровые
установки, собираться комплектующее оборудование, системы контроля и многое другое.
BJ Services Co. расширила сервисное отделение компании, осуществляющее проверку трубопроводов США, открыв отделение в
Хьюстоне. Новый офис занимает
площадь в 20 тыс. фут2. Специалисты будут осуществлять сервисные
услуги и проверку состояния трубопроводов.
Petris Technology Inc. завершила
приобретение Intervera Ltd. компанию, со штаб-квартирой в Калгари.
В рамках договора Petris будет осу-
ществлять международные операции по продажам, сервисные услуги
и разработку программного обеспечения Intervera по управлению отраслевой информацией. Кроме того,
Petris приобрела ZEH Software Inc.
компанию, специализирующуюся на
разработке методов компьютерной
графики для отраслевых предприятий и сопутствующих секторов.
Oilfield Technology Group (OTG)
отделение Hexion Specialty Chemicals
объявила об открытии в ОклахомаСити новой линии ValuBond по производству пропановых резиновых
покрытий. ValuBond – резиновое
покрытие, разработанное специально для применение в условиях
гидроразрыва.
Pegasis Riser Solutions, новое отделение Pegasus International разработала техническое обеспечение для
установки глубоководного райзера
и управления проектом. Первоочередной задачей станет набор профессиональных опытных кадров и
обучение рабочих.
№7 • июль 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
ПРОБКА ИЗ СЕТЧАТОГО ПОЛИМЕРА
ДЛЯ УРАВНОВЕШИВАНИЯ
БУРОВОГО РАСТВОРА В СКВАЖИНЕ
E. Ronæs, O. I. Prebensen, R. Micalsen, MI Swaco, K. Taugbøl, S. Syltøy, S. Torvund, StatoilHydro
Использование пробки, обеспечивающей передачу давления рабочей жидкости, позволяет решить
ряд сложных проблем, возникающих при бурении в условиях высоких температур и давлений,
включая успешное уравновешивание пластового давления
На месторождении Квитебьорн в норвежском
секторе Северного моря была разработана пробка,
обеспечивающая передачу давления рабочей жидкости (fluid pressure transmission pill – FPTP), предназначенная для выполнения операций каротажа и
заканчивания в процессе бурения при управляемом
давлении (managed pressure drilling – MPD). Метод
MPD-бурения стал очень популярным при освоении
современных газовых месторождений с высокими
температурами и давлениями (high pressure high temperature – HPHT), хотя метод группового разбуривания сразу всего месторождения очень дорогостоящий
и связан с большими рисками. Из-за быстрого падения
пластового давления, обычно наблюдаемого во многих
газовых коллекторах после начала промышленной добычи, необходимость обеспечения требуемых режимов по давлению для бурения оставшихся скважин
приводит к усложнению проекта. Пробка из сетчатого
полимера предназначена для отделения бурового раствора высокой плотности в верхней части скважины
от более легкого бурового раствора в более глубокой
ее части.
FPTP-пробка, которая известная также под названием «пробки для уравновешивания бурового раствора», удовлетворяет нескольким требованиям, включая
вытеснение и извлечение ее из скважины только с
помощью циркуляционной системы. Результаты испытаний показали, что при этом пробка оставалась
полностью неповрежденной, поэтому на поверхности
не требовалось никакой обработки для ее восстановления. FPTP-пробка это средство, предназначенное
для использования в непредвиденных ситуациях,
например, когда нужно открыть штуцер и извлечь
его из скважины без откачивания бурового раствора
из всего ее объема. Гидростатическое давление добавленного в верхнюю часть ствола высокоплотного
бурового раствора через пробку может передаваться
в необсаженный ствол в нижней части. Более того, за
счет достаточной гибкости пробки спускоподъемные
операции выполняются легче, можно выполнять каротаж и спускать в скважину хвостовики и эксплуатационные фильтры и при этом не будет просачивания
высокоплотного бурового раствора через каналы в
ней. Результаты испытаний продемонстрировали,
что разработанная FPTP-пробка позволила успешно
решить эти задачи.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2009
РАЗРАБОТКА
FPTP-ПРОБКИ
Разработка началась с лабораторных исследований использования полимеров на основе ксантановой смолы, сшитых с образующим поперечные связи
агентом (cross-linking agent – CLA), для образования такой пробки. Были исследованы различные составы и концентрации продуктов путем испытаний
их в четыре этапа с последовательным увеличением
размеров и установки для испытаний и с разверткой
колебаний измерений, выполненных с помощью реометра высокого класса, для определения идеальной
продолжительности отверждения и идентификации
формирования гелеобразной структуры в пробке из
сетчатого полимера.
В первом испытании использовался измерительный
цилиндр объемом 250 мл. В дальнейшем использовался
цилиндр больших размеров в виде трубы длиной 2 м с
внутренним диаметром (inlet diameter – ID) 5 м. Труба, изготовленная из чистого пластика, была установлена под углом 30“. Нижняя ее часть была оснащена
аналоговым манометром для мониторинга передачи
давления через пробку.
Второе испытание было выполнено в университете г. Ставангер с использованием трубы из чистого
пластика длиной 4 м и ID, равным 19 cм, которая была
также установлена под углом 30“. Для визуализации
расположения в трубе FPTP-пробки и отделения жидкости с высокой плотностью в верхней части трубы
использовались жидкости разного цвета.
Третье испытание было проведено в Международном исследовательском институте в г. Ставангер
(International Research Institute Stavanger – IRIS) на
его буровой установке Ullrig, предназначенной для
НИР-работ. Целью этих крупномасштабных испытаний было получение подтверждения длительной
устойчивости FPTP-пробки при изменениях контролируемого давления в нижней части ствола скважины
в течение двухнедельного периода. Второй целью испытаний был точный контроль изменений давления во
время передачи его в утяжеленный буровой раствор,
находящийся выше FPTP-пробки. Третьей целью был
мониторинг значительных пульсаций давления при
нарушении циркуляции и при прохождении через
FPTP-пробку каротажных зондов и инструментов для
заканчивания.
19
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
20
40 °С 10-10; Момент вращения образца 1
60 °С 10-10; Момент вращения образца 1
50 °С 10-10; Момент вращения образца 1
30 °С 10-10; Момент вращения образца 1
Время, мин
Рис. 1. Образование гелеобразной структуры при изменении
температуры
Момент вращения, мкН-м
В четвертом и последнем испытании исследовалось смешение и отверждение полимера в жидкости
с цезий/калиевым (Cs/K) формиатом для образования FPTP-пробки в 9-дюймовой обсадной колонне в
скважине 34/11-А-13 T2 перед выбуриванием башмака
обсадной колонны. Эта скважина находится на месторождении Квитебьорн на участке 34/11 к востоку от
Гулфакса в норвежском секторе Северного моря.
Разработка рецептуры для пробки с учетом продолжительности отверждения. Первоначальная рецептура выбиралась по контролируемой визуально
продолжительности отверждения состава в лабораторных чашках в нагревательной печи при 40 “С. Затем
с помощью испытаний в стальной трубе выполнялась
оценка прочности и гибкости сетчатого полимера.
С помощью реометра высокого класса выполнялась
оценка прочности гелеобразной структуры сетчатого
полимера. Этот реометр можно было запрограммировать для контроля формирования гелеобразной структуры с помощью полной развертки колебаний измерений, чтобы избежать разрыва этой структуры.
В первых работах использовался стандартный для
этого месторождения буровой раствор на основе цезий/калиевого (Cs/K) формиата с плотностью (specific
gravity – SG), в метрических единицах равной 1,87.
В следующих испытаниях состав был изменен и стали
использоваться чистые соляные растворы для улучшения повторяемости испытаний. Полимеры и чистый
соляной раствор Сs-формиата смешивались в соответствии с установленной процедурой, чтобы исключить
изменение времен смешения, которые могут повлиять
на продолжительность отверждения пробки. Продолжительность смешения влияет на уменьшение продолжительности отверждения пробки. Соляной раствор
и полимеры смешивали в течение 5 мин, после чего
добавлялся CLA-агент, и смешение продолжалось еще
2 мин. Чтобы обеспечить задержку отверждения, до
тех пор, пока пробка не установится окончательно в
требуемом положении в стволе скважины, использовалась лопастная мешалка. Были испытаны различные
пробки с CG, равной 1,87. Буровой раствор на основе
Cs/K-формиата был испытан при различных концентрациях ксантановой смолы и CLA-агента. Отверждение состава, содержащего 17 г/л ксантановой смолы и
15 об. % CLA (17/15), происходило быстро с образованием очень твердой пробки, которая оставалась целой
после 5 дней статического старения при 40 “С.
Отверждение пробок с концентрациями ксантановой смолы и СLA-агента, равными 15/15 единиц и
12/12 единиц, также было слишком быстрым, поэтому
предположили, что твердость пробок будет слишком
большой, когда они проходят через стальную трубу. В
дальнейших испытаниях использовались пробки с концентрацией смолы и СLA-агента 10/10, потому что при
таких концентрациях отверждение происходит быстро
и после старения пробки остаются полутвердыми.
Измерения реометром высокого класса. Специалисты по буровым растворам определяют время
отверждения по выдерживанию только что смешанных образцов в нагревательных шкафах при заданных
температурах путем визуального наблюдения за процессом отверждения во времени. Метод вращения,
Момент вращения, мкН-м
World Oil: БУРЕНИЕ
40 °С 10-10; Момент вращения обр. 1
40 °С 10-10; Повторное смешение обр. 1
после задания момента вращения
Время, мин
Рис. 2. Образование гелеобразной структуры и восстановление
первоначальной структуры геля после смешения
обычно используемый для загустевания жидкого цементного теста, не может быть здесь применен, поскольку из-за возникающего при вращении движения
происходит разрыв гелеобразной структуры пробки из
сетчатого полимера и увеличивается время отверждения. Обычно в инженерной практике для измерений (в
данном случае динамического отверждения) используется консистометр.
Реометр высокого класса может быть запрограммирован для определения статических времен отверждения с помощью развертки всех колебаний измерений
или амплитуд измерений. Развертка амплитуд это тестирование колебаний с переменной амплитудой (деформация равна 0,01–100 %) и с постоянной угловой
частотой (Z = 10 c–1). Развертка амплитуд наиболее часто используется для определения границы линейной
вязкоупругой области (linear viscoelastic – LVE). При
тестировании колебаний измерений в LVE-области
структурная прочность образцов не уменьшается в течение всего испытания. В LVE-области зависимости
модуля накопления и модуля потерь имеют постоянные пологие участки.
В этом испытании использование лопастного шпинделя позволило устранить проскальзывание между цилиндрической трубой и образцом. Температура была
задана равной 40 “С, поскольку такой была ожидаемая
температура на заданной глубине в скважине, выбранной для испытаний. Полученные результаты представлены на графиках изменения момента вращения
(рис. 1 и 2). Реологические измерения продемонстрировали изменения времен отверждения с изменением
температуры и времени смешения.
Испытанный FTPT-образец (см. рис. 1), был получен
путем смешения 10 г/л ксантановой смолы и 10 %-ной
№7 • июль 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
CLA. Две кривые сходятся за точкой, соответствую- шуюся часть трубы влили соляной раствор плотностью
щей времени отверждения 350 мин, при значении мо- SG, равной 2,07–3 г/л ксантановой смолы для увелимента вращения около 100 мкН-м. Это указывает, что чения его вязкости. В разные жидкие фазы в трубе
идеальная температура отверждения вероятно равна добавили разноцветные красители для идентификации
40-50 “С. При 60 “С, когда максимальный измеренный возможной неустойчивости пробки, что могло привемомент вращения равен около 200 мкН-м, и при вре- сти к просачиванию через нее.
мени отверждения 70–80 мин образуется пробка и
Изменения давления при передаче через высокожесткость ее становится такой, что она будет слишком плотный соляной раствор контролировались с помотвердой и неподатливой для перемещения в пульси- щью аналогового манометра, установленного в нижрующем режиме. Поэтому может быть нарушено ее ней части трубы. Изменения давления соответствовали
сцепление со стенкой чашки для испытаний. Испы- расчетным, и это доказывает, как и ожидалось, что четания также показали, что при 30 “С не достигается рез пробку из сетчатого полимера передается давление
максимальная прочность гелеобразной структуры и, любого столба жидкости. Манометр также подтвердил
по всей вероятности, для низких температур следует устойчивость различных фаз, которые оставались в
изменить концентрацию компонентов.
статическом состоянии всю ночь. В дальнейшем во
При 40 “С образец FPTP отверждается за 1,5–2 ч. всех испытаниях использовался способ размещения
На рис. 2 темной линией показано, что создание гелео- соляного раствора высокой вязкости в качестве побразной структуры в образце продолжается вплоть до душки над FPTP-пробкой.
значения момента вращения около 100 мкН-м, как и
Для моделирования спуска хвостовика через пробожидалось. Образец, создание гелеобразной струк- ку из сетчатого полимера в столб жидкости в трубе
туры которого показано светлой линией (см. рис. 2), с ID, равным 50 мм опустили трубу с наружным диаоставили отверждаться в чашке, а
метром (outer diameter – OD), равпотом эта структура была разрушена
ным 2,4 cм (ID 1,8 cм). Осмотр пробс помощью смесителя; FPTP-образец
ки не показал никаких признаков
был разрушен для восстановления
смешения или просачивания фаз
первоначальной прочности его геразличных жидкостей. Эта труба в
леобразной структуры. Из данных
дальнейшем использовалась для вына этом графике следует, что пробка
теснения высокоплотной жидкости
должна размещаться в скважине в
и FPTP-пробки с помощью жидкотечение ограниченного временного
сти на основе Cs-формиата плотноинтервала.
стью SG, равной 1,87.
Первоначально
250Проведение экспериментов в
миллиметровый измерительный
лаборатории сначала на установке
цилиндр был использован для созсо стеклянными трубами меньших
дания пробки из сетчатого полимера
размеров, а затем на установке с
в применяемом на месторождении
трубами больших размеров облегчистандартном буровом растворе на
ло работу с оборудованием и позвооснове Cs/K-формиата плотнолило более четко показать контраст
стью SG, равной 1,87. В результате
между жидкостями с различной вязпроизошло вытеснение соляного
костью. В дальнейших испытаниях,
раствора Сs-формиата плотностью
проводимых в реальной скважине,
SG, равной 2,07 вверх выше FPTPиспользуются более точные инструпробки. Первоначально испытания
менты, больше верят в возможности
проходили нормально, однако через
бурового долота и используются почас соляной раствор Сs-формиата
лимеры высокой вязкости.
стал просачиваться через каналы в
Крупномасштабные испытаFPTP-пробке.
ния. Продолжающиеся испытания
Испытания повторили на устабыли сфокусированы на точности
новке больших размеров в виде труразмещении пробки и обеспечения
бы из пластика perspex длиной 2 м
ее длительной устойчивости при наи с ID, равным 50 мм. Трубу устаногнетании соляного раствора высовили под углом 30“ и залили в нее
кой плотности.
жидкость на основе Сs-формиата
При испытаниях использоваплотностью SG, равной 1,87. Затем
лась труба из прозрачного плав трубу залили 1000 мл полимера и
стика длиной 4 м и с ID, равным
CLA-агента и оставили для химиче190 мм, установленная под углом 30“
Рис. 3. Испытательная установка в виде к вертикали. Передаваемые в комского сшивания на 16 ч. После обпластиковой трубы большого диаметра,
разования пробки из сетчатого пов которой можно видеть FPTP-пробку пьютер цифровые сигналы датчиков
лимера в трубу выше этой пробки
с буровым раствором плотностью давления в нижней и средней части
CG, равной 1,87 под ней и с буровым трубы позволяют выполнять монизалили высоковязкий соляной расраствором плотностью CG, равной 2,07 торинг длительности устойчивости.
твор плотностью SG, равной 2,07 с
над ней
10 г/л ксантановой смолы, а в оставВ нижней части трубы также уста-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2009
21
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
новлен дублирующий аналоговый датчик для корреляции давлений.
Состав жидкости на основе Cs-формиата и состав
компонентов для образования FPTP-пробки были подобраны так, чтобы у них была одинаковая плотность
SG, равной 1,87. Для FPTP-пробки использовался состав, включающий 10 г/л ксантановой смолы и 10 %
CLA агента в соответствии с полученными ранее
экспериментальными данными. FPTP-пробка белого
цвета в трубе хорошо демонстрирует важность нагнетания малых расходов и обеспечения циркуляции в
трубе для точного размещения FPTP-пробки в столбе
жидкости на основе Cs-формиата (рис. 3). Структура
FPTP-пробки из сетчатого полимера сохранялась минимум в течение 300 мин, пока выше ее не появился
высоковязкий соляной раствор с плотностью SG, равной 2,08 и затем окончательно соляной раствор с плотностью SG, равной 2,08. Цифровые датчики давления
вышли из строя, но зарегистрированные аналоговым
датчиком изменения давления согласуются с расчетными давлениями на различных этапах вытеснения.
На основании наблюдений за ходом вытеснения
FPTP-пробки и высоковязких жидкостей можно рекомендовать использовать в будущих натурных испытаниях технику «подъема и откачки» при медленном
вращении трубы.
Натурные испытания в скважине на суше. Испытания были проведены в IRIS на его буровой установке,
предназначенной для НИР-работ. IRIS-скважина для
испытаний U-2 имеет 6585-футовый обсаженный ствол
с 95/8 — 103/4 – дюймовой обсадной колонной. Скважина была построена с изменением угла отклонения
от вертикали до 61,3“, при этом угол отклонения в том
месте, где была запланирована установка пробки, был
равен 13“.
Целью натурных испытаний была имитация ситуации, возникшей в скважине 34/11-А-13-Т2 компании
StatoilHydro на месторождении Квитебьорн. Полная
передача давления из нижней части ствола в объем
высокоплотной жидкости над FPTP-пробкой зависит от величины давления на забое и устойчивости
FPTP-пробки. Поэтому задачей мониторинга было
определение в целом изменений давления, а также
значительных пульсаций давления и поршневого эффекта при выполнении следующих операций:
š спуск через FPTP-пробку в скважину каротажных
зондов;
š спуск в скважину через FPTP-пробку полноразмерного устройства подвески фильтра;
š извлечение пробки из скважины с помощью циркуляционной системы;
š сбор каротажных данных для моделирования
предполагаемых больших пульсаций давления и
поршневого эффекта в будущих скважинах на
месторождении Квитебьорн.
В скважину через FPTP-пробку с помощью троса
планировалось спустить каротажные зонды и полностью весь узел эксплуатационного фильтра с подвеской хвостовика. Длительную устойчивость FPTPпробки предполагалось проверить путем создания
начальной пробки в заданном месте скважины и выдерживания в таком состоянии в течение двух недель,
22
а также проведение испытаний с целью полного ее извлечения. В оставшейся части программы планировалось окончательно создать вторую FPTP-пробку с
высокоплотным соляным раствором выше нее.
РЕЗУЛЬТАТЫ
Результаты испытаний показывают, что уравновешивающая буровой раствор пробка удовлетворяет требованиям извлечения ее из скважины, нагнетания, каротажа с помощью спускаемых на тросе скважинных
зондов и спуска устройства подвески хвостовика.
Откачивание из скважины и нагнетание. Скважину заполнили жидкостью на основе Cs/К-формиата с
плотностью CG, равной 1,895 при 50 “C. Пока не стабилизировались ее свойства, была обеспечена циркуляция всего объема этой жидкости. Затем в скважину
спустили датчики давления для контроля во время испытаний изменений давления на забое. Смешение
компонентов для образования FPTP-пробки производилось с учетом данных предыдущих испытаний.
Была приготовлена смесь из 10 г/л ксантановой смолы и 10 % CLA . Плотность созданной FPTP-пробки
составила 1,896 при 50 “C. FPTP-пробка из сетчатого
полимера находилась в скважине на измеренной глубине от 1740 до 2230 фут. Нагнетание смеси для создания трети объема пробки производилось с расходом
200 л/мин при вращении с частотой 30 об/мин, чтобы
исключить турбулентность и последующее смешение
двух фаз.
Нагнетание смеси для оставшегося объема пробки
производилось до отметки 1740 фут. Затем в течение
10 ч происходило химическое сшивание FPTP-пробки,
после чего начались испытания с подачи 25 брл (4000 л)
соляного раствора Cs-формиата плотностью, равной
2,075 с 10 г/л ксантановой смолы. Была создана пробка
из высоковязкой жидкости с плотностью CG, равной
2,075 в скважине между отметками 1490–1740 фут с
использованием той же самой процедуры, которая
использовалась для создания FPTP-пробки (чтобы исключить смешение фаз). Затем нагнетательную трубу
подняли в верхнюю часть, где был соляной раствор с
плотностью CG, равной 2,075, после чего выполнили
замещение жидкости в оставшемся объеме кольцевого сечения на жидкость с такой же самой плотностью
CG, равной 2,075. Выход тяжелого соляного раствора
на поверхность происходил при ожидаемом числе ходов плунжера насоса. Это говорит о том, что пробка из
сетчатого полимера успешно изолировала находящуюся ниже более легкую жидкость. Измеренное датчиком давление на забое после вытеснения было равно
4311 psi (1 psi = 6900 Па), что соответствует давлению,
измеренному спускаемым на тросе каротажным зондом.
Каротаж с помощью спускаемых на тросе зондов.
Когда скважина находилась в статическом состоянии,
провели два скважинных исследования с помощью
спускаемых на тросе зондов для проверки, будет ли
FPTP изолировать высокоплотный соляной раствора от
более легкого соляного раствора внизу, и для регистрации натяжения троса. Вес инструмента во время спуска уменьшился с 370 до 240 фунт (1 фунт = 0,453 кг)
при прохождении через FPTP и затем опять увели№7 • июль 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Нагнетание
в новом ВМР
с плотностью CG,
равной 2,075
Запуск циркуляционной
системы на глубине
2430 фут, макс. увеличение давления на 5 бар
Начало нагнетания, расход
300 л/мин, вращение 30 об/
мин, увеличение давления
на 5 бар
Подъем из ствола
RIH до 2433 фут
Спуск в скважину 1940 фут,
циркуляция 300–500 л/мин,
SPP, равным 5 бар
RIH до 1540 фут,
130 с/свеча
Температура на забое, °С
Каротаж
Окончательное нагнетание
до плотности CG, равной 1,895
Забойное давление, бар
Давление на забое, бар
Нагнетание до плотности CG,
равной 2,075, 3 янв., 2007 г.
Температура на забое, °С
World Oil: БУРЕНИЕ
Рис. 4. Измерения давления и температуры на забое во время
испытаний FPTP-пробки в тестируемой скважине
Рис. 5. Регистрация давления на забое во время спуска макета
подвески хвостовика в скважину
чился на измеренной глубине, равной 2280 фут. Это
соответствует тем глубинам, на которых находится
пробка из сетчатого полимера. Во втором испытании,
шестью днями позже, было получено подтверждение
графика изменения давления, полученного в первом
испытании (рис. 4). Давление и температура около
FPTP-характеризуют ее высокую устойчивость в
течение всего периода испытаний. Полное падение
давления составило 9 рsi, что может быть связано с
влиянием температуры или загрязнением вод на поверхности.
Извлечение и замена FPTP-пробки. FPTP-пробка
была извлечена из скважины через 15 дней. Когда в
скважину снова начали подавать жидкость, то после
спуска трубы на глубину 1740 фут и ее вращении с
частотой 30 об/мин в течение 5 мин была разрушена
гелеобразная структура. После чего скважина заполнилась жидкостью с плотностью, равной 1,895. С целью контроля давления, требуемого для разрушения
гелеобразной структуры пробки, откачивание происходило медленно. Максимальное зарегистрированное
давление на забое во время откачивания составило 4500 psi, давление в стояке (standpipe pressure –
SPP) составило 540 psi при нагнетании с частотой
946 л/мин. Максимальное зарегистрированное давление на забое во время спуска и при прохождении
через FPTP-пробку до глубины 2231 фут при скорости
спуска около 130 c/свеча, составило 58 psi.
Затем FPTP-пробку пропустили через вибросита для отделения сетчатого полимера. При выходе
FPTP-пробки на поверхность не было отмечено заметного увеличения вязкости. Реологические свойства
жидкости FPTP-пробки после выхода на поверхность
были низкими. Это указывает на то, что большинство
полимеров на основе ксантановой смолы были химически сшитыми и отделялись с помощью системы
регулирования твердой фазы в буровом растворе. Поэтому жидкую фазу FPTP-пробки можно было включить в буровой раствор плотностью CG, равной 1,892.
Между жидкой фазой FPTP-пробки и высоковязким
соляным раствором с плотностью CG, равной 2,075,
была отмечена лишь незначительная граница раздела.
Новую FPTP-пробку создали между отметками 1770–
2260 фут с использованием той же самой процедуры,
что и при создании первой пробки.
Спуск макета подвески хвостовика. Чтобы достичь
плотности, равной 1,89, снова выполнили откачку жид-
кости из скважины. Вместо спуска натурной сборки
эксплуатационного фильтра и подвески хвостовика
был использован макет подвески хвостовика. Он был
специально разработан с учетом воздействия на него
в скважине значительных пульсаций давления, подобных тем, которые ожидались при спуске фильтра
узла заканчивания с устройством подвески хвостовика
через 95/8-дюймовую обсадную колонну. OD макета
составил 8,425•, а его длина – около 1,73 м. Полная
длина всей сборки фильтра с макетом подвески хвостовика была равна 15 м. ID обсадной колонны был
равен 8,681•, в результате эффективный зазор между сборкой и стенкой обсадной колонны был равен
3,2 мм во время спуска и прохождения его через
FPTP-пробку.
На рис. 5 показаны условия на забое, зарегистрированные во время спуска макета подвески хвостовика.
Давления регистрировались при переменных расходах
на различных глубинах. Как можно видеть, давления
на рис. 5 соответствовали следующим операциям.
š На глубине 1570 фут во время циркуляции жидкости с плотностью CG, равной 2,075 при расходах
300 и 600 л/мин SPP-давление изменялось в диапазоне
61–117 psi. Увеличение давления на забое составило
58–87 psi.
š На глубине 1940 фут во время циркуляции жидкости с плотностью CG, равной 2,075 при расходах
300 и 600 л/мин SPP-давление изменялось в диапазоне
75–99 psi. Увеличение давления на забое изменялось
в диапазоне 58 и 102 psi.
š На глубине 1570 фут во время циркуляции жидкости с плотностью CG, равной 1,89 при расходах 300
и 600 л/мин SPP-давление изменялось в диапазоне
73–86 psi. Увеличение давления на забое изменялось
в диапазоне 58–73 psi.
Увеличение давления во время спуска и прохождения через FPTP-пробку составило 58–87 psi. Извлечение пробки из сетчатого полимера производилось с
переменной скоростью откачки, для предотвращения
переполнения вибросит и разливов и для отделения
как можно большего количества полимера в системе
регулирования содержания твердой фазы в буровом
растворе на буровой установке.
В качестве последнего квалификационного испытания должны быть проведены испытания FPTP-пробки
в реальной скважине на месторождении Квитебьорн
до выбуривания 9 5/8-дюймовой обсадной колонны.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2009
23
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
Испытания на месторождении. Методики испытаний, разработанные специалистами IRIS, были использованы на морской платформе при установке 95/8дюймовой обсадной колонны в скважине 34/11-А-13
Т2. В скважине на MD-глубине, составившей 7051–
7484 фут создали пробку из приблизительно 5000 л
сетчатого полимера плотностью CG, равной 1,83 после установки датчиков давления на забое. В скважину выше этой пробки закачали 8000 л высоковязкого
соляного раствора плотностью CG, равной 2,06, после
чего в оставшуюся часть скважины закачали соляной
раствор плотностью CG, равной 2,06. Вся операция
нагнетания была выполнена с поддержанием постоянного давления на забое около 11 200 psi с помощью
MPD-оборудования буровой установки.
После бурения 310 фут нового горизонта выполнили промывку бурильной трубы. В результате была
потеряна вся компоновка низа бурильной колонны
(bottomhole assembly – BHA). Новую FPTP-пробку
создали на MD-глубине 6230 в фут; скважину выше
нее заполнили жидкостью с плотностью CG, равной
2,12 для получения эквивалентной плотности CG, равной примерно 1,92 у кровли коллектора. Созданная
FPTP-пробка позволила выполнить ловильные работы
и последующий подъем потерянной BHA.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Проведенные испытания позволили сделать вывод, что использование пробки из сетчатого полимера
на основе ксантановой смолы для уравновешивания
бурового раствора в скважине является безопасной
процедурой, которая может применяться в непредвиденных ситуациях для управления давлением на
забое при выполнении спускоподъемных операций
и работ с MPD-оборудованием при бурении продуктивных коллекторов. Контроль давления подтвердил,
что устойчивость FPTP-пробки сохраняется в течение
нескольких недель даже в скважинах с углами наклона
30“. Выполнение операций спуска скважинных зондов
и устройства подвески хвостовика через FPTP-пробку
не повлияло на ее устойчивость.
Кроме того, извлечение пробки из скважины и разрушение ее гелеобразной структуры фактически не
создавало проблем. При прохождении через системы
регулирования содержания твердой фазы в растворе
проблем почти не возникло, а поскольку происходило отделение сетчатых полимеров, поэтому жидкость
можно было снова смешивать с соляным раствором.
Перевел В. Клепинин
Egil Ronaes (Э. Ронаэс) получил степени бакалавра и магистра в области
строительства морских сооружений в Университете г. Берген (Норвегия).
Раньше м-р Ронаэс работал в компании Sperry Sun Drilling, где занимался
газовым каротажем и в компании Schlumberger, где занимался руководством и выполнением сервисных работ на месторождениях. В дальнейшем
м-р Ронаэс работал на различных должностях в компании MI Swaco в Норвегии, а в настоящее время работает руководителем НИР подразделения
этой компании в Ставангере, Норвегия.
Ole Iacob Prebensen (О. Я. Пребенсен), автор многих технических статей по
перспективным разработкам в области технологии буровых растворов и
рабочих жидкостей. В настоящее время м-р Пребенсен работает руководителем технологического отдела в Европейском техническом центре компании MI Swaco. М-р Пребенсен занимается разработкой новых буровых
растворов для бурения скважин большой протяженности, глубоководных
скважин и HTHP-скважин.
Renate Micalsen (Р. Микалсен), старший инженер лаборатории компании
MI Swaco. Г-жа Микалсен получила степень бакалавра по химической
технологии в Университете Ставангера. Раньше г-жа Микалсен работала
проектным инженером в компании Halliburton.
Knut TaugbØl (К. Таубол), ведущий консультант по буровым растворам и
рабочим жидкостям в компании StatoilHydro. Он получил степень магистра
по органической химии в норвежском технологическом университете и
степень доктора по геохимии в Университете Бергена. М-р Таубол работал
на различных должностях в компании MI Swacо и инженером по буровым
растворам в компании Saga Petroleum.
Swein SyltØy (С. Силтой) закончил норвежский технологический институт
и получил диплом инженера по технологии добычи нефти. М-р Силтой
начал свою карьеру инженером-бурильщиком, затем работал ведущим
инженером-бурильщиком, инспектором технического надзора за бурением и руководителем буровых работ. Он имеет опыт работы на плавучих
буровых средствах и стационарных платформах. М-р Силтой был руководителем буровых работ при бурении HPHT/MPD-скважин на месторождении Квитебьорн до того, когда владельцем этого месторождения стала
компания StatoilHydro. Недавно м-р Силтой стал работать в подразделении
StatoilHydro в Алжире, где руководит производством бурильных работ в
пустыне Сахара.
Steinar Torvund (С. Торвунд), был руководителем MPD-проекта компании
StatoilHydro на месторождении Квитебьорн. В настоящее время м-р Торвунд работает главным инженером D&W службы.
В мае 2010 г. к выставке Нефтегаз-2010 готовится
к изданию очередной выпуск «Композит-каталога
нефтегазового оборудования и услуг на CD (цветная
PDF-версия).
НЕФТЕГАЗОВОГО
ОБОРУДОВАНИЯ
И УСЛУГ
24
Правила подачи материалов:
Объем присылаемых материалов должен быть не более пяти журнальных страниц
(7–8 стандартных страниц машинописного текста + иллюстрации). Текст в
формате Word. Рисунки, фотографии, логотип в формате PDF или JPEG или EPS.
Материалы принимаются по электронной почте или на CD по адресу редакции
до 25 декабря 2009 г.
Стоимость участия – 3600 рублей, вкл. НДС, за 5 журнальных страниц.
P.S. Композит-Каталог распространяется бесплатно, «в одном пакете» с журналом
«Нефтегазовые технологии», на специализированных выставках и размещается со
свободным доступом на сайте журнала «Нефтегазовые технологии» www.ogt.su.
№7 • июль 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
БОРЬБА С ПОТЕРЯМИ
БУРОВОГО РАСТВОРА
В УСЛОВИЯХ НТНР
F. Ng, Wild Well Control
ГРАДИЕНТЫ ГИДРОРАЗРЫВА
В СЛАНЦАХ И ПЕСЧАНИКАХ
Уже все признают то, что для конкретной обстановки осадконакопления градиент гидроразрыва пласта
сланцев может быть заметно больше, чем пласта песчаников. Такие различия в FG уже давно используются
при выборе способа интенсификации притока с помощью гидроразрыва, включая определение направлений таких разрывов в теле пласта песчаника, который
подвергается возбуждению. В последние годы необходимость учета такого различия в FG при управлении
скважиной все больше признается специалистами,
особенно в проектах бурения глубоких, глубоководных или НРНТ-скважин, в которых запасы на резкое
повышение давления часто могут быть небольшими и
поэтому являются критическими.
Пример из типичного глубоководного проекта показан на рис. 1. Можно видеть, что плотности бурового раствора отличаются приблизительно на 0,5–1,0 фунт/галл
для FG сланцев и песчаников в глубоких интервалах
ниже основания соляной формации на глубине около
25 000 фут (1 фут = 0,3048 м). Нет ничего необычного в
том, что скважины этого типа могут не выдержать выбросов, даже когда статическое давление при закрытом
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2009
Фактическая вертикальная глубина (TVD), фут
Кровля
соляных пластов
2
3
1
Основание
соляных пластов
5
1
2
3
4
5
4
Плотность бурового раствора, фунт/галл
Рис.1. На глубине более 25 000 фут разность между расчетными
значениями градиентов гидроразрыва песчаников и сланцев
соответствует значениям 0,5–1,0 фунт/галл
1 – изменение PP; 2 – градиент гидроразрыва; 3 – покровные
отложения; 4 – расчетный FG песчаников; 5 – расчетный FG
сланцев
FG сланцев в области башмака 19,3 фунт/галл
Критическое давление разрыва пласта
при 19,1 фунт/галл
Давление смыкания трещин
в песчанике при 18,8 фунт/галл
Давление
При бурении глубоководных скважин и скважин в
условиях высоких температур и давлений (high pressure high temperature – НРНТ) различие в градиентах
гидроразрыва сланцев и песчаников может привести
к выбросам с одновременным увеличением притока
и потерь бурового раствора. Разработаны различные
способы решения этих проблем, однако следует применять их в логической последовательности
В большинстве НРНТ-скважин границы между градиентом гидроразрыва (fracture gradient – FG), плотностью бурового раствора и поровым давлением (pore
pressure – PP) обычно очень близки, и это приводит
к потерям бурового раствора, что является одной из
обычных проблем, решать которую нужно при выбросах. Оперативные и технические методы реагирования
в таких ситуациях рассматривают несколько типичных
сценариев, включая одновременное возникновение
поглощения и притока в скважину, с которыми еще
не сталкивались в отрасли, однако применение этих
мер в логической последовательности может помочь
добиться успеха. Исследование ситуаций, возникающих при бурении НРНТ-скважин, иллюстрирует соответствующие проблемы, а также применяемые меры
для их решения и непредвиденные обстоятельства,
которые должны учитываться при проектировании
скважин и планировании бурильных работ.
FG песчаников при 18,6 фунт/галл
До разрыва
После разрыва
Объем
Рис. 2. Влияние разности между FG песчаников и сланцев
устье меньше давления, при котором испытывался башмак обсадной колонны. Поскольку большинство башмаков располагаются в сланцевых пластах, это условие,
вероятно, связано с разными значениями FG сланцев
в зоне башмака и FG песчаника в зоне необсаженного
ствола, включая в некоторых случаях пласт песчаника,
являющийся источником выброса.
25
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
Башмак на глубине 18 000 фут,19,3 фунт/галл
(значение на забое из испытаний по определению утечек)
Зафиксированный выброс на глубине
18 200 фут, задавленный с ограниченными
потерями при SMW-18,4/ESD-18,6 (фунт/галл).
Увеличение пластового давления в песчаниках
за счет нагнетания при ESD,
равной 18,6 фунт/галл
š Потери при нагнетании при ECD немного выше 19,1 фунт/галл,
приток в скважину при откачивании при SMW-18,4/ESD-18,6
(фунт/галл)
šПоддержание в стволе EMW, равной 18,8 фунт/галл на TD,
ограничение ECD, наращивание при регистрируемых
давлениях выше 200 psi, спуск при наличии пробки
из утяжеленного бурового раствора
Бурение до TD немного больше 20 000 фут при плотности
бурового раствора 18,4 фунт/галл. Обнаруженный газ показал,
что пластовое давление ниже давления, соответствующего
ESD в стволе. Создана пробка из утяжеленного бурового
раствора, выполнена операция POOH для каротажа скважины
Рис. 3. Одновременный выброс и потери, обнаруженные
оператором А
При глушении выброса давление в стволе скважины возрастает за счет механизма, подобного тому,
который используется при испытаниях для определения утечек (рис. 2). И пока пластовое давление при
нагнетании раствора для глушения выброса не достигнет величины критического давления разрыва
пласта (formation breakdown – FBD), при котором
возникшие разрывы и трещины начнут раскрываться и распространяться, пласт будет возвращаться в
исходное состояние и сможет поддерживать свое пластовое давление ниже FBD. Однако если давление в
стволе станет больше FBD, то пласт сможет только
поддерживать свое давление смыкания разрывов и
трещин (fracture-closing pressure – FCP), которое
ниже FBD.
Для выброса, показанного на рис. 2, статическое
давление в скважине при закрытом устье меньше FG
сланцев в зоне башмака, но больше давления в песчанике, являющемся источником выброса в зоне необсаженного ствола. В терминах локализации выброса
указанный механизм означает, что пока эквивалентная
плотность бурового раствора (equivalent mud weight –
EMW) остается ниже19,2 фунт/галл (при которой получаем FBD в песчаниках), в стволе скважины могут
поддерживаться такие давления, которые необходимы для глушения и откачивания выброса. Это может
ограничить потери бурового раствора и в песчаники
может нагнетаться буровой раствор вплоть до величины, уравновешивающей пластовое давление. Однако
при этом не должно быть значительного поглощения
бурового раствора. Если FBD будет превышено за счет
более высокого статического давления в стволе при
закрытом устье или за счет глушения места выброса
путем создания нагнетания бурового раствора в трещины в этой зоне, то значение EMW в стволе может
быть равно только около 18,3 фунт/галл (что эквивалентно FCP в песчанике).
При этих условиях возникшие разрывы и трещины
в песчанике будут раскрываться и смыкаться при почти одинаковом давлении, что приведет к сценарию, в
котором потеря бурового раствора в стволе и приток в
него будут происходить практически при одинаковой
26
его плотности. Фактически при глушении места выброса путем нагнетания бурового раствора в трещины
в этой зоне пластовое давление в песчаниках, вероятно, становится равным FСР. Поэтому поглощение
бурового раствора в скважине и приток в нее могут
продолжаться при одинаковой плотности бурового
раствора до тех пор, пока буровой раствор из большей части или из всего объема трещин не перетечет
обратно в скважину и возникшие разрывы и трещины
смогут сомкнуться.
ВЫБРОСЫ С ПОТЕРЯМИ
Рассмотрим два примера такого одновременного
события при бурении скважин в НРНТ-условиях. Хотя
глубины скважин и другие подробности были изменены с учетом FG-значений, которые согласовались
с показанными на рис. 2, однако, базовые принципы
остались неизменными. Поскольку использовался буровой раствор на углеводородной основе, было важно
знать значения плотностей и градиентов на забое, а
также плотность бурового раствора на поверхности
(surface mud weight – SMD). В тех случаях, когда было
приемлемо, в этих примерах использовались значения
этих параметров на забое, полученные при испытаниях по определению утечек, и значения эквивалентных
статических плотностей (equivalent static densities –
ESD).
На схеме, приведенной на рис. 3 показано, что
в скважине оператора А произошел выброс на глубине 18 200 фут. Статическое давление в скважине
при закрытом устье и плотность бурового раствора
для уравновешивания пластового давления (kill mud
weight – KMW) были ниже полученного при нагнетании раствора плотностью 19,3 фунт/галл. Значения
FG cланцев в зоне башмака были больше FG песчаников при нагнетании раствора плотностью примерно
18,6 фунт/галл. Однако поскольку давления не превысили значения FBD песчаников, получаемого при
плотности приблизительно 19,1 фунт/галл, поэтому
выброс удалось откачать с ограниченными потерями
бурового раствора при SMD, равной 18,4 фунт/галл
и ESD, равной18,6 фунт/галл. Одним из результатов
стало то, что за счет нагнетания бурового раствора
пластовое давление в песчанике стало соответствовать значению KMW, составляющему примерно
18,6 фунт/галл. При дальнейшем бурении в процессе нагнетания с эквивалентной плотностью циркулирующего бурового раствора (equivalent circulation density – ECD) с плотностью немного больше
19,1 фунт/галл были зафиксированы потери и зафиксирован приток в скважину при откачивании при SMD,
равной 18,4 фунт/галл и ESD, равной 18,6 фунт/галл.
Поскольку скважина еще могла выдерживать нагнетание бурового раствора с EMW, равной 18,8 фунт/галл,
управление обеспечивалось за счет поддержания
этого значения в стволе (которое контролировалось
во время бурения с помощью датчика давления на
бурильной колонне). Скорость нагнетания была
ограничена для управления ECD во время циркуляции, наращивание производилось при регистрируемых давлениях выше 200 psi (1 psi = 6,89 кПа)
c помощью кольцевого превентора; спуски выполня№7 • июль 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
Башмак на глубине
18 000 фут,
19,3 фунт/галл
(значение на забое
из испытаний по
определению утечек)
Зафиксированный выброс, задавленный
с помощью пробки из бурового раствора
плотностью 18,4 фунт/галл объемом 2000
брл. Разрыв пласта песчаников и нагнетание
бурового раствора в него привело к росту
пластового давления до давления смыкания
трещин. Был создан трещиноватый коллектор
с поглощением/притоком из него в скважину
при EMW, равной 18,8 фунт/галл
Бурение c потерями при ECD немного выше 18,8 фунт/галл,
циркуляция при откачивании при SMW, равной 18,4 фунт/
галл и ESD, равной 18,6 фунт/галл. Нагнетание во время
наращивания (без спусков)
š На глубине около 18 800 фут суммарные потери бурового
раствора составили больше 5000 брл
š Увеличение плотности бурового раствора до SMW, равной
18,6 фунт/галл и ESD, равной 18,8 фунт/галл. Потери/приток
не изменились при EMW, равной 18,8 фунт/галл.
Невозможность выполнения POOH
š Максимально допустимое давление в кольцевом
пространстве у поверхности для обсадной колонны ограничивает расход при откачивании и циркуляции
до 120 брл/цикл при скорости откачивания 1 брл/мин
š Расчетное полное время более 45 сут
Рис. 4. Одновременный выброс и потери, обнаруженные
оператором В
лись в то время, когда на забое была пробка из утяжеленного бурового раствора. Скважину пробурили
до проектной глубины (total depth – TD) 20 000 фут,
после чего обнаруженный при газовом каротаже газ
показал, что пластовое давление было ниже давления,
получаемого при ESD около 18,6 фунт/галл. Каротаж
скважины после создания пробки из утяжеленного
бурового раствора и извлечения из ствола (pull оut
of hole – POOH) инструмента был успешно выполнен.
На рис. 4 показано, что в скважине оператора В был
зафиксирован такой же выброс на глубине 18 200 фут
при таких же условиях. Вместо откачивания место выброса заглушили путем закачивания в трещины в этой
зоне почти 2000 брл бурового раствора плотностью
18,4 фунт/галл и создания пробки. В результате произошел
разрыв песчаников и нагнетание бурового раствора в них
привело к увеличению пластового давления до FCP-давления (эквивалентного плотности 18,8 фунт/галл).
Таким образом, был создан трещиноватый коллектор с
поглощением и притоком в скважину при приблизительно одинаковой плотности бурового раствора. Бурение
продолжалось с постоянным поглощением при ECD более
18,8 фунт/галл. Поскольку при откачивании могла быть
обеспечена циркуляция в скважине при значениях SMD,
равной 18,4 фунт/галл и ESD, равной 18,6 фунт/галл,
а наращивание свечей производилось во время непрерывного нагнетания и с потерями бурового раствора в
кольцевом пространстве, поэтому нельзя было производить спуск и подъем бурового долота. Ко времени достижения TD-глубины в 18 800 фут суммарные потери
бурового раствора в скважине превысили 5000 брл. Простых альтернативных способов POOH для проведения
каротажа без откачивания и обеспечения циркуляции
большей части этого объема бурового раствора разработано не было. Моделирование показало, что с учетом
предельного значения FG сланцев в области башмака,
расход в процессе проведения операции откачивания и
циркуляции не должен быть больше 120 брл/цикл при
скорости откачивания около 1 брл/мин. Расчетное время
работы буровой установки, требуемое для завершения
откачивания, может составлять до 45 дней.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2009
ВАРИАНТЫ БОРЬБЫ
С ПОТЕРЯМИ ПРИ ВЫБРОСАХ
Ниже рассматривается несколько вариантов решения типичных сценариев с одновременно происходящими потерями и притоками в скважину.
Сценарий 1. В стволе поддерживается давление,
равное давлению при закрытом устье, предпринимается попытка откачивания выброса. Если в предыдущих работах были зафиксированы потери в стволе,
то следует рассмотреть возможность добавления наполнителя в уравновешивающий пластовое давление
буровой раствор для борьбы с потерей циркуляции.
Выбран метод бурения (метод уравновешивания пластового давления, включающий два режима циркуляции, один для откачивания пластовых жидкостей
из скважины и другой для циркуляции утяжеленного
бурового раствора через ствол скважины) при самых
минимальных практически возможных скоростях нагнетания. Если происходит поглощение, то буровой
насос временно останавливается и затем запускается
снова для нагнетания с уменьшенной скоростью.
В некоторых случаях может возникнуть необходимость в использовании метода BIBO (barrel-in-barrelout), который включает регулирование настройки штуцера для уменьшения скорости нагнетания, чтобы не
началось поглощение бурового раствора или притоков
в скважину. После корректировки скорости нагнетания с помощью этой процедуры можно зафиксировать
давление нагнетания и поддерживать его постоянным.
Следует поддерживать эту скорость нагнетания, пока
не начнется приток выше башмака обсадной колонны
или башмака хвостовика, и в зависимости от продолжительности подобного процесса можно последовательно увеличивать скорость нагнетания.
Сценарий 2. Невозможность поддержания устойчивой скорости нагнетания для глушения выброса. В
случаях, когда одновременно происходит поглощение
и приток, трудно обеспечить управление скважиной,
так как эффекты этих двух явлений могут замаскировать друг друга. Уровень бурового раствора в амбаре в
этих ситуациях может только указать на результирующее изменение, но не может быть результатом каждого индивидуального события. Попытка обеспечить
циркуляцию при таких условиях может в результате
привести к большим не обнаруживаемым потерям или
притокам.
Важно решить эти две задачи одновременно. Приоритетом в этом сценарии должно быть устранение
потерь путем создания пробок в стволе и задавливания
для изоляции мест поглощения в случае необходимости. Могут потребоваться скважинные исследования с
помощью спускаемых на тросе зондов для измерения
температур, шумового каротажа, нейтронного каротажа (для дифференциации газа/жидкости) и для исследования прихвата труб в скважине с целью диагностирования течений и локализации источников выбросов
и точек выхода в кольцевом пространстве.
Если не удается устранить потери, то в качестве
альтернативы можно остановить приток путем установки одной или нескольких баритовых пробок. Задавливание цементом обычно нежелательно в случае
наличия газа, поскольку в таких случаях есть тен27
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
28
Давление, psi
Расход, млн фут3/сут
Глубина, 1000 фут
Давление, 1000 psi
Давление, psi
Объем, брл
Давление в области
денция к образованию пористой
Давление насоса
Приток в амбар
Свободный газ, (объем) башмака обсадной колонны
«сотовой» структуры, которая не
и давление разрыва
обеспечивает эффективной изоляции мест притока. В некоторых
случаях вполне достаточно использовать настройку для того, чтобы
заблокировать нагнетательное отверстие, но в то же самое время
это может привести к неудачной
Время, мин
Время, мин
изоляции мест притока. Одним
из недостатков использования
Расход
Давление
откачиваемого газа
в штуцерной линии
баритовых пробок является трудность их разбуривания. Часто при
дальнейшем бурении скважины
повторный ввод инструмента в
Время, мин
скважину для разбуривания таСвободный газ, об. %
ких пробок приводит в итоге к поМежтрубное
Обсадная колонна
явлению нежелательных боковых
пространство
Смыкание трещин
Время, мин
Время, мин
стволов. Обычно для управления
Рис.
5.
Моделирование
откачивания
свабируемого
выброса
(120
брл)
с
глубины
12 500
такими нестандартными скважифут при использовании WBM-раствора
нами желательно привлекать специалистов.
Сценарий 3. Ствол не выдерживает давления поЭто ограничение может в результате привести к
сле глушения выброса. В этом случае могут возни- проблемам при диагностике и принятии решений в
кать перетоки из скважины в окружающую породу и случае возникновения выбросов в процессе бурения
обратно. Диагностика и варианты решения проблем глубоких, глубоководных или НРНТ-скважин, осоаналогичны сценарию 2.
бенно при использовании бурового раствора на углеИногда применяется метод глушения выбросов водородной (oil-based mud – OBM) или синтетичес помощью утяжеленного бурового раствора типа ской основе (synthetic-based mud – SBM). Значения
«сендвич», но он зачастую относительно успешен. давлений, объемов и других параметров и трендов для
Также может использоваться метод динамического обеспечения успешной циркуляции и откачивания
глушения (с ограниченным успехом в зависимости выбросов могут в значительной степени отличатьот того, какова длина интервала в скважине между ся от тех, которые специалисты интуитивно считаисточником выброса и выходом, каков объем задав- ют правильными исходя из своего опыта работы со
ливающего бурового раствора, скорость нагнетания стандартными WBM-растворами. Большинство рази мощность бурового насоса, а также доступность личий связано со сжимаемостью дизельного топлива
нагнетающего оборудования с высокими характе- или топлива на синтетической основе по сравнению
ристиками).
с водой, а также с различной растворимостью газов
в этих жидкостях. На рис. 5 показано моделирование
МОДЕЛИРОВАНИЕ
откачивания 120 брл свабируемого выброса с глубиВ подобных ситуациях для успешного контроля ри- ны 12 600 фут при использовании WBM-раствора. На
сков при управлении скважиной может быть полезно рис. 6 показано моделирование откачивания 100 брл
моделирование циркуляции и откачивания выброса. выброса с глубины 20 700 фут при использовании
Можно использовать значения давлений, объемов и SBM-раствора. Хотя бурильщиками используются
других параметров и тренды для обеспечения успеш- оба метода циркуляции и откачивания, сравнение
ной циркуляции и откачивания выброса, которые полученных профилей давления в штуцерной линии
могут быть использованы в качестве ориентиров при (choke pressure – СР) для двух случаев показывает
диагностике, когда реальные значения параметров различные тренды. Для WBM-раствора СР-профиль
значительно отклоняются от результатов моделиро- имеет максимум, когда газ достигает поверхности, в
вания.
то время как для SBM-раствора тренд прямо противоБольшинство специалистов-бурильщиков свои положный и максимум СР-профиля пришелся на назнания и опыт управления скважинами получили чало глушения.
при бурении стандартных скважин глубиной 1500 фут
В недавнем случае во время бурения глубоководной
и меньше с использованием буровых растворов на скважины в море на глубине 7000 фут с использоваводной основе (water-based mud – WBM). В школах нием SBM-раствора плотностью 15 фунт/галл операпо управлению скважинами тесты и моделирование тор столкнулся с выбросом 80 брл в ствол скважины
проводят для скважин такого же типа. Поскольку при на глубине 27 000 фут. Давление в межтрубном провыполнении большинства бурильных работ редко странстве при закрытом устье (shut-in casing pressure
приходится бороться с выбросами, изменения пара- – SICP) составило 1800 psi. На основания своего опыметров во время таких стандартных выбросов могут та работы со стандартным WBM-раствором оператор
стать основой для принятия решений по управлению считал, что СР можно увеличить до 10 000 psi и более
скважиной.
при откачивании выброса газа на поверхность. На
№7 • июль 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
систему с использованием метода,
выбранного бурильщиком. Из-за
Давление
Растворенный газ,
близких значений FG и из-за очень
Приток в амбар
на выкиде
(масса)
высокого трения в штуцерной линии, находящейся на большой глубине в холодной морской воде, следовало использовать метод BIBO и
очень малые скорости нагнетания.
Поэтому удалось успешно откачать
выброс в систему циркуляции без
Время, мин
Время, мин
дальнейших проблем.
Конечно, для моделирования
Давление
Расход
в штуцерной
откачиваемого
было
очень важно выбрать подхолинии
газа
дящее программное обеспечение.
Тот вид анализа, который описывается в этой статье, требует использования полной модели неустаноВремя, мин
вившегося двухфазного течения,
Время, мин
Растворенный газ, мас. %
которая учитывает сжимаемость
Точка 1
Обсадная колонна
Межтрубное
Точка 2
Смыкание трещин
жидкости, растворимость газа,
пространство
Время, мин
Время, мин
PVT-алгоритмы, количество двиРис. 6. Моделирование откачивания выброса (100 брл) с глубины 20 700 фут при
жения, энергию, теплопередачу,
использовании SBM-раствора
непрерывность, уравнения состояния,
реологию
и
другие
эффекты. Помимо поддержки
1
7
Участок А: ствол – 12 /4•, глубина 26 500 фут, башмак – 11 /8•,
в реальном времени в случаях управления скважиной
глубина – 24 800 фут. Испытания по определению целостности пласта
при нагнетании бурового раствора плотностью 16,4 фунт/ галл (забой скважины),
это моделирование также полезно для учета техничеметод, выбранный бурильщиком, запас 50 psi (8 авг. 2008 г.)
ских возможностей управления скважинами при плаПоровое
SMW = 15,8 фунт/галл, ESD/SBM =
давление
нировании бурения и для оценки пределов допусти16,21 фунт/галл, скорость нагнетания
мости выбросов на любом участке ствола скважины,
для глушения выброса = 50 галл/мин
SMW = 15,45 фунт/галл, ESD/SBM =
как показано на рис. 7. Поскольку модель учитывает
15,8 фунт/галл, скорость нагнетания
все события, которые могут происходить в процессе
для глушения выброса = 200 галл/мин
откачивания (вплоть до конца линии отвода газа для
Амбар, 100 брл
сжигания в факеле), эта модель может быть полезна
3
Газ, 3,6 млн фут /сут
Давление в штуцерной
для оценки ряда других аспектов. Эти аспекты могут
линии, 800 psi
быть важных для управления скважиной в процессе бурения или буровой установкой, а также такими
факторами, как производительность сепаратора газа
из бурового раствора или трение в штуцерной линии,
связанной с блоком противовыбросовых превенторов
Объем выброса, брл
(blowout preventer – ВОР), при бурении глубоководРис. 7. Моделирование с целью проведения оценки пределов
ных скважин в море.
допустимости выбросов для различных скоростей нагнетания
Давление
в исследуемой
точке
Давление, psi
Давление, psi
Интенсивность выброса, фунт/галл
Объем, брл
Расход, тыс. фут3/сут
Глубина, фут
Объем, брл
Давление, psi
Давление в области
башмака обсадной
колонны и
давление
разрыва
бурового раствора для глушения выброса
основании этого сначала приняли решение заглушить
место выброса с помощью пробки из бурового раствора и вытеснить выброс обратно в коллектор. Однако в этом случае SICP-давление оказалось близким
к максимально допустимому статическому давлению
в скважине при закрытом устье. Глушение места выброса с помощью пробки могло в результате привести
к описанным выше нежелательным условиям, с которыми столкнулся оператор В.
Поэтому решили смоделировать этот случай и полученные результаты по электронной почте переслали
на буровую через час после первоначальной попытки
глушения выброса. Полученный при моделировании
СР-профиль был подобен СР-профилю на рис. 6. Это
позволило оператору прогнозировать, что самые худшие условия по давлениям уже были в области башмака обсадной колонны и на поверхности при первоначальном глушении выброса. Следовательно, выброс
можно было безопасно откачать в циркуляционную
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2009
Перевел В. Клепинин
Fred Ng (Фред Нг), генеральный директор по технике в
компании Wild Well Control, Inc. Д-р Нг имеет 25-летний
опыт работы в крупных и независимых компанияхоператорах на эксплуатационных, технических и руководящих должностях. Д-р Фред Нг получил диплом
инженера-механика и степень бакалавра в Университете Нового Южного Уэльса, Австралия, а также степень
магистра и доктора в Техасском A&M университете. Он
читает курс лекций по механике и технологии добычи
нефти в университете Хьюстона.
29
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЗАКАЧИВАНИЕ СКВАЖИН
ИСПЫТАНИЯ
НОВОГО УСТРОЙСТВА ДЛЯ ВЫЗОВА
И ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА
I. Skakovsky, Sigor Corp.; M. G. Torres, Pemex
После объемного расширения породы (в результате взрыва с временноŽй задержкой) в двух скважинах
увеличился приток флюидов
В 2005–2006 гг. в районе Палеоканал Чиконтепек, который разделен на несколько разрабатываемых
месторождений, в двух скважинах
были проведены испытания нового устройства для вызова и интенсификации притока. Цель данных
испытаний состояла в том, чтобы
добиться повышения продуктивности скважин путем увеличения
проницаемости пласта и расширения площади дренирования.
Примененный принцип основан на взаимодействии ударных
волн, при котором ударные волны
последовательных взрывов налагаются друг на друга. Наложение
образующихся волн регулируется
временем задержки между каждой
стадией. ВременнаŒя задержка не
является постоянной величиной и
зависит от многих факторов, включая, помимо прочего, физические
свойства горной породы. В зависимости от условий применения,
устройство может содержать от
двух до пяти зарядов. Если расчет
выполнен правильно, устройство
создает многочисленные макротрещины, объемно расширяя породу в
направлении от ствола скважины
и соединяя макротрещины с зонами объемного расширения. Практика показывает, что объемное
расширение породы наблюдается
на большом расстоянии от ствола
скважины, но основная задача состоит в соединении макротрещин
со всеми зонами объемного расширения. Одной из новейших разработок в новом устройстве является
расчет временноŒй задержки между
стадиями.
ТЕОРИЯ ОБЪЕМНОГО
РАСШИРЕНИЯ
Объемное расширение представляет собой остаточную дефор30
однако они обычно создают не более двух двунаправленных трещин.
Физические свойства коренной породы неоднородны и изменчивы
по прочности по высоте залегания,
поэтому образование трещин начинается там, где газ находит слабые
места.
По мере развития начальных
трещин (согласно задаче Ламе) газ
расходуется быстрее, чем взрывчатое вещество способно его генерировать. В результате, новые трещины не образуются. Газ расходуется
до тех пор, пока давление не снижается и рост трещин прекращается (закон Ламе для распределения
радиального напряжения). Для
простоты, в математическом выражении принято допущение, что
в коренной породе нет начального
напряжения:
Время, мс
Рис. 1. Состояние динамического напряжения (в случае применения двухстадийного устройства) иллюстрирует
пролонгированный взрыв с правильно
выбранным интервалом и временем
задержки, при котором через короткий
промежуток времени возникает релаксация горной породы с инициацией
объемного расширения T = ] (пунктирная
линия); перепад напряжения быстро
растет с объемным расширением ]
и наиболее эффективен при –1
⎛ r ⎞
σ ê ( r ) = P⎜ ⎟
⎝ rcav ⎠
мацию, возникающую в горных
породах, которые подверглись
неоднородному динамическому
напряжению. Основной эффект
заключается в повышении проницаемости горной породы за счет
увеличения ее пористости путем
образования серии микротрещин,
которые остаются устойчивыми во
времени.
Черный порох или другие твердые взрывчатые вещества не способны объемно расширять породу,
поскольку давление газа Р растет
с относительно небольшой скоростью, при которой максимальная
амплитуда давления не превышает
50 МПа. Некоторые взрывчатые
вещества показали в испытаниях
максимальное давление 83 МПа,
−3
где r – произвольное расстояние
от оси каверны (ствола скважины),
а rcav – радиус ствола скважины.
Согласно Оберту [1], при статическом нагружении зона дробления
горной породы ограничена радиусом rd:
rd = rcar 3
3P
,
2σ 0
при этом Vr (rd) = 2/3 V0 (V0 – прочность коренной породы).
При динамическом же нагружении (рис. 1) с той же самой амплитудой (бризантные взрывчатые
вещества с наложением ударных
волн), приложенной к той же самой поверхности, возникают необратимые изменения свойств
горной породы, начиная с 3–5%
предела прочности горной породы:
№7 • июль 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЗАКАЧИВАНИЕ СКВАЖИН
физических свойств породы образца керна, отобранного из скважины
Кривая 1: Vr(t)/Vrm
;
СОА-502.
Кривая 2: Vs(t)/Vrm
После выбора скважин были
Кривая 3: [=Vr/Vs(t)
−μ
выполнены лабораторные иссле⎛ d ⎞
дования на одном образце керна
⎟ ,
σ r ( r ) = k ≠ ⎜⎜
I m ⎟
исходя из предположения, что
⎝
cb ⎠
свойства песчаника-90 будут мало
отличаться от свойств песчаникагде k, kœ и P – коэффициенты, опре60 в двух выбранных скважинах.
деляемые экспериментальным путем,
Был выполнен анализ керна для изVr – максимальное главное напряжеучения геомеханических свойств,
ние, d – произвольное расстояние от
имитационное моделирование и
Время, мс
центра заряда до точки, где измерено
расчеты. Анализ образца керна
Рис. 2. Напряженное состояние породы
максимальное главное напряжение,
показал, что он состоит из 74 %
в результате взрыва одиночного заряда
mch – масса заряда, а I – коэффиципеска и 26 % глинистого сланца,
обычного взрывчатого вещества быстро
ент симметрии взрыва.
что позволило выбрать тип взрывспадает
Применяя те же самые правичатого вещества, порядок проведела к единичному заряду
ния взрывов и выдержку
взрывчатого вещества или
времени.
групповым зарядам без
Для испытания нового
надлежащей выдержки
устройства под названием
времени, результаты будут
SWTorpedo в скважинах
AF-569 и COA-875 выдругими. Для единичного
брали новые продуктивзаряда (рис. 2) график име
ные интервалы, которые
ет следующий вид:
никогда не подвергались
кривая 1: Vr(t)/Vrm;
кривая 2: V](t)/Vrm;
воздействию (обработке).
кривая 3: ] = Vr/V](t).
Необходимо было прове
Значение коэффициенсти анализ свойств породы
та релаксации напряжения
в обеих скважинах.
сдвига ] изменяется от 0,34
Песчаники продукдо 0,58 при среднем значетивных пластов в районе
нии 0,4. Оно немного выше
Палеоканал Чиконтепек
значения ] при эффективимеют очень низкую про
ном нормальном напряницаемость, и вытеснение
Объемная деформация, T–102
жении. Другими словами,
нефти происходит за счет
Рис. 3. Объемная деформация песчаника зависит от его
горная порода находится в
расширения газа. Начальпрочности (85,5–106 МПа). Кривые 1–3 описывают объемное
упругом состоянии и объное пластовое давление
расширение, возникающее при значении ], равным,
емно не расширяется при
на месторождении СОА
соответственно, 1, 0,165 и –0,5; кривые 4 и 5 описывают
развитие объемного расширения при увеличении значения
взрыве единичного заряда
практически равно давле] соответственно до –1,25 и –2,35
бризантного взрывчатого
нию насыщения, что привещества или групповых
вело к быстрому падению
зарядов в случае отсутствия пра- фактором для оптимизации предла- добычи. Для месторождения также
вильно подобранной временной за- гаемого способа интенсификации характерны линзовидный характер
держки между взрывами зарядов: притока. Положительный эффект распределения нефти и сильная
от применения данного устройства слоистость (наличие изолированбудет вероятно сохраняться в тече- ных песчаных тел).
ние не менее четырех лет.
В скважине СОА-875 хорошая
прослеживаемость основных маргде Q – коэффициент Пуассона [2, АНАЛИЗ
кирующих горизонтов и имеется
Для проведения испытаний спе- протяженный песчаный интервал,
3].
На рис. 3, где показано сниже- циалисты компании Pemex вместе который отличается более высоние объемной деформации при его с представителями GIMSA и Sigor кой пористостью и проницаемонулевых значениях, объемное рас- Corp. отобрали подходящие сква- стью благодаря более крупным
ширение породы ] начинает расти с жины на месторождениях Агуа зернам песчаника. Добыча нефти
отрицательного знака и становится Фриа (AF), Коапечака (COA) и Та- на месторождении до проведения
наиболее эффективным при –1,0. хин в районе Палеоканал Чикон- испытания велась из песчаника-70
Грамотное применение точного тепек. Отбор проводился исходя из с низким пластовым давлением;
количества взрывчатого вещества местоположения месторождений, песчаник-60, который никогда
и регулирование временноŒй за- данных о давлении, характера по- не подвергался воздействию и не
держки является определяющим роды, интервалов отбора нефти и эксплуатировался, представлял
−μ
Напряжение, U10–8Па
m
Отношение Vr/Vr m
VMVU
⎛d⎞
σ r (r) = k ⎜ ⎟
⎝ rck ⎠
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2009
31
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЗАКАЧИВАНИЕ СКВАЖИН
собой отличную возможность для
проведения испытания по вызову
и интенсификации притока. Проницаемость песчаника в скважине
СОА-875 до испытания равнялась
0,2 мД. В соседней скважине СОА877 провели измерения пластового
давления и установили, что в песчанике-60 оно равно 208 кгс/см2
на глубине 1605 м.
Диаграмма гамма-каротажа в
скважине AF-569 зарегистрировала наличие каналов и отдельно
вырабатываемых пропластков.
Изучение слоистости песчаника80 и песчаника-60 показало степень корреляции по простиранию
между скважинами AF-549 и AF569, улучшение коллекторских
свойств и увеличение толщины в
направлении скважины AF-549.
Изучение коллекторских свойств
песчаника-80 показало средние
значения пористости и проницаемости.
Эффективная толщина песчаника-60 в этой скважине равна
15 м при предполагаемой проницаемости 0,1 мД, однако для рентабельной разработки этого песчаника необходим разрыв пласта.
Измерение давления в скважине AF-569 проводили в 2003 г., и оно
оказалось равным 210 кгс/см2 на
глубине 1658 м в песчанике-60, когда нижний продуктивный интервал
еще не был затампонирован.
ПОДГОТОВКА
К ИСПЫТАНИЮ
Для проведения испытания в
песчанике-60 в скважине AF-569
выбрали интервал 1635–1658 м,
в скважине СОА-875 интервал
1675–1695 м. Ни в одной из соседних скважин добыча нефти из
этого песчаника не велась. Кроме того, не было образцов керна,
отобранных из этого песчаника,
поэтому при разработке устройства использовали данные анализа
керна из песчаника-90 в скважине
СОА-502.
Было разработано два устройства для скважины СОА-875 и три
устройства для скважины AF-569.
Каждое устройство имело среднюю
длину 2,5 м и наружный диаметр
90 мм. В скважине СОА-875 первое
устройство следует разместить на
глубине 1688 м, второе – на глубине 1679 м. В скважине AF-569 первое
32
Рис. 4. Устройство готово к работе
после подключения электропровода
и детонатора
устройство нужно разместить на
глубине 1652 м, второе – 1644,5 м,
третье – 1637 м.
Перед проведением испытания
необходимо подготовить скважину.
Для этого следует извлечь колонну
НКТ, перфорировать весь интервал
с плотностью 13–20 отверстий на
метр и заполнить его дизельным
топливом. Затем сверху скважину
необходимо заполнить водой/рассолом так, чтобы уровень жидкости
находился на 30 м ниже уровня земли, для предотвращения каких бы
то ни было разливов жидкости. Затем можно размещать устройства
и производить взрыв.
При подготовке скважин к испытанию необходимо извлечь
перфоратор и снизить давление в
скважине, используя для этого жидкость малой плотности (0,88 г/см3).
Третий клапан противовыбросового превентора необходимо заменить на клапан «H» и затем извлечь
2-дюймовую колонну НКТ. Затем
можно перекрыть нижележащий
продуктивный интервал с помощью
пробки и цемента К-1.
После замены жидкости малой
плотности дизельным топливом
восстанавливают прежнюю схему
противовыбросового превентора,
монтируют блок оборудования для
гидроразрыва и проводят опрессовку при давлении 27,6 МПа.
В выбранный интервал на гибких трубах спускают 2-дюймовый
перфоратор, производят 20 выстрелов на метр с углом 60“ и контролем
давления. Ни в одной из скважин
давление не возросло, поэтому
оставалось только ждать проведения испытания.
ПОРЯДОК
ПРОВЕДЕНИЯ
ИСПЫТАНИЯ
Устройство представляет собой
алюминиевый цилиндр длиной 2,44 м
и диаметром 90 мм, который заполнен взрывчатым веществом тетранитропентаэритрит массой 5,44 кг
(рис. 4). После подготовки устройства к нему подсоединяют головку
(головную часть), пропускают через
нее провод, подсоединяют электродетонатор и крепят детонирующий
шнур.
Перед спуском устройства в
скважину к нему крепят канат и с
помощью крана подвешивают в нескольких метрах ниже устья. Устье
обкладывают мешками с сухим песком, чтобы защитить обсадную
колонну и канат и локализовать
взрыв.
После взрыва устройства извлекают алюминиевую головку,
которая удерживает систему в
требуемом интервале. Она является единственным узлом устройства, которое обычно извлекают.
Головка претерпевает механическую деформацию после взрыва
устройства. Она спроектирована таким образом, что поглощает
часть энергии взрыва, уменьшаясь
по длине и немного расширяясь в
диаметре. Зона объемной деформации горной породы имеет радиус около 8 м.
СКВАЖИНА AF-569
В период с 4 по 6 декабря 2005 г.
в ходе подготовки скважины она
была заполнена раствором KCl
плотностью 1,03 г/см3. 7 декабря
раствор KCl вытеснили дизельным
топливом.
19 декабря напротив песчаника60 на глубине 1652 и 1644,3 м были
взорваны два устройства. После
второго взрыва начали извлекать с
помощью канатной лебедки головку. Скорость подъема была слишком велика, и головка застряла в
5-дюймовой обсадной колонне.
Члены бригады приступили к измерению и уточнению глубины
нахождения препятствия, чтобы
убедиться в незагроможденности
интервала. Затем они продолжили
подготовку к третьему взрыву и
завершению испытания. Поскольку препятствие находилось выше
перфорированной зоны на глубине
№7 • июль 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
СКВАЖИНА СОА-875
13 декабря 2005 г. в ходе подготовки скважины она была заполнена жидкостью малой плотности до
отметки 30 м ниже уровня земли.
16 декабря жидкость вытеснили дизельным топливом до отметки 25 м
ниже уровня земли и отложили вызов притока до получения результатов испытания в скважине AF-569.
22 декабря, как и запланировано, напротив песчаника-60 на глубине 1688 и 1679 м были взорваны
два устройства. При взрыве второго устройства устьевой манометр
зарегистрировал увеличение давления на 7 кгс/см2, которое через
несколько секунд упало до нуля.
Скважина была почти полностью
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Дебит
Накопленная добыча
Давление на устье
Накопленная добыча, брл
Дебит, брл/ч
1632 м, взрыв третьего устройства
решили отложить.
20 декабря приступили к подъему головки с глубины 1644 м. Через два дня скважину начали возбуждать подачей азота по колонне
гибких труб в попытке сдвинуть застрявшую головку. После возбуждения скважина начала фонтанировать с дебитом нефти 300 брл/сут
при давлении на устье 12 кгс/см2 и
штуцере диаметром 4» несмотря на
наличие застрявшей головки. 26 декабря в скважину задавили раствор
KCl на 72 часа.
2 января 2006 г. на скважине
установили агрегат для извлечения
головки с помощью гибких труб.
Наконец 11 января препятствие
было устранено. Однако скважина
не фонтанировала. В течение двух
месяцев скважину возбуждали
подачей азота по колонне гибких
труб, однако, с небольшим успехом.
Спуск калибра в скважину показал
наличие препятствий, а спуск печатей указал на наличие металла.
21 марта провели испытание
скважины на приемистость при Pi
= 2,2 МПа, Prupt = 13,0 МПа и Pmax
= 59,8 МПа. Через 20 мин скважина заполнилась жидкостью, затем
ее открыли, однако она не фонтанировала, поэтому ее закрыли.
25 апреля после вызова притока с
помощью компрессора скважину
успешно ввели в эксплуатацию.
Начальный дебит нефти из интервалов 1635–1685 м (песчаник-60) и
1695–1718 м (песчаник-90), которые ранее планировали затампонировать, был равен 211 брл/сут.
Давление на устье, фунт/дюйм2
World Oil: ЗАКАЧИВАНИЕ СКВАЖИН
Время, ч
Рис. 5. После испытания устройства
скважина СОА-878 работает со стабильным устьевым давлением и дебитом
заполнена жидкостью, однако фонтана не наблюдалось.
На следующий день скважину
начали возбуждать подачей азота
по колонне гибких труб. Скважина
сразу же стала фонтанировать нефтью (50,4 брл за два часа). Подачу
азота прекратили и давление упало
до нуля. 30 декабря демонтировали
противовыбросовый превентор,
установили клапан и спустили в
скважину эксплуатационное оборудование.
Спуск третьего устройства в
скважину был запланирован на
январь 2006 г., однако устройство
задержали на таможне. В связи с
этим операцию отменили.
2 февраля в скважине вновь вызвали приток подачей азота. Скважина фонтанировали до 10 февраля через 5-миллиметровый штуцер
при среднем устьевом давлении 16
кгс/см2. 11 февраля скважину задавили раствором KCl и установили
аппаратуру контроля на 72 часа.
Фонтанная эксплуатация скважины не обеспечивала выполнение
планового задания. Поэтому после работы на скважине в течение
месяца компания Pemex решила
провести 5 марта гидравлический
разрыв в песчанике-60 в интервале 1675–1695 м при начальном
давлении 9,65 МПа. Затем скважину начали возбуждать подачей
азота, однако она не фонтанировала. 13 марта скважину открыли
и она стала фонтанировать через
4-миллиметровый штуцер с дебитом нефти 24 брл/сут при устьевом
давлении 4 кгс/см2.
После перевода скважины на
глубиннонасосный способ эксплуатации 26 марта, начальный
дебит нефти из обоих интервалов (песчаник-60, 1675–1695 м и
песчаник-90, 1720–1765 м) составил 175 брл/сут (рис. 5).
РЕЗУЛЬТАТЫ
ИСПЫТАНИЯ УСТРОЙСТВА
Для скважины AF-569 перед
проведением испытания с использованием программы двухмерного моделирования Pipesim был
выполнен сравнительный расчет
гидроразрыва пласта и вызова/
интенсификации притока с помощью нового устройства (см. табл.).
Значение проницаемости в случае применения устройства в два
раза превышает значение проницаемости при гидроразрыве; ориентировочное значение давления
принимали равным 200 кгс/см2.
Расчеты при гидроразрыве проводились при трех штуцерах (диаметром 4, 6 и 8 мм) и трех значениях
длины трещины: 50, 100 и 150 м. В
программе моделирования нельзя
установить точные параметры при
вызове и интенсификации притока
с помощью нового устройства, так
как возникающая площадь дренирования изменяется в результате
образования сети трещин, ориентация которых не имеет простого,
лежащего в одной плоскости двунаправленного характера, а площадь дренирования равна площади
эллипса. Прямое сопоставление с
результатами гидроразрыва пласта
провести невозможно.
Поскольку результаты обычно
получают после возбуждения притока, 22 декабря в скважине вызвали приток подачей азота по колонне
гибких труб, при этом получили де-
Показатели работы скважины AF-569 после испытания устройства
№7 • июль 2009
Дата
22.12.05
23.12.05
24.12.05
25.12.05
26.12.05
27.12.05
28.12.05
Продолжи- Диаметр
тельность, штуцера,
ч
мм
7
13
7
8
8
8
8
4
4
4
5
5
5
5
Давление
Дебит Обводненность, Дебит Плотность, Соленость,
на устье, жидкости,
%
нефти,
г/см3
мг/л
2
кгс/см
брл/сут
брл/сут
12
12
10
5
5
5
5
245
220
113
69
69
70
57
43
41
17
14
12
22
23
140
130
94
59
61
55
44
0,898
0,936
0,98
0,928
0,946
0,98
0,98
24785
24850
24850
27690
28400
24850
24850
33
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Обводненность, %
Дебит, брл/сут
Дебит, брл/сут
Дебит нефти
Обводненность, %
Средний дебит
Обводненность, %
World Oil: ЗАКАЧИВАНИЕ СКВАЖИН
Дебит нефти
Обводненность, %
Средний дебит
Дата
Рис. 6. После возбуждения притока подачей азота по гибким
трубам, проведенного 22.12.05, дебит скважины AF-569 был
неустойчивым
бит нефти 300 брл/сут при давлении 12 кгс/см2 на 4-миллиметровом
штуцере. 23 декабря на скважине
зарегистрировали устьевое давление 28 кгс/см2 при дебите нефти
252 брл/сут без штуцера. Скважину
подключили к емкости и установили 4-миллиметровый штуцер с целью уменьшения дебита нефти до
44 брл/сут.
До 26 декабря 2005 г. скважина
работала со стабильным дебитом
нефти 69 брл/сут. В течение пяти
суток скважина фонтанировала
с 4-миллиметровым штуцером со
средним дебитом нефти 90 брл/сут,
устьевым давлением 11 кгс/см2
и обводненностью 25 % (рис. 6).
Первоначальная проницаемость
песчаника-60 в скважине, согласно
оценкам, равнялась 0,1 мД.
Для скважины СОА-875 сравнительный расчет выполнили по той
же программе с аналогичными выводами. Для обоих случаев результаты таковы, что начальный дебит
после применения нового устройства аналогичен случаю создания
небольшой трещины гидроразрыва (длина трещины равна 50 м при
4-миллиметровом щтуцере).
После возбуждения скважины
подачей азота 2 февраля 2006 г.
были получены аналогичные результаты. Скважина фонтанировала с 5-миллиметровым штуцером в
течение четырех суток со средним
дебитом нефти 96 брл/сут, устьевым давлением 16 кгс/см2 и обводненностью 2 % (рис. 7).
С 11 февраля в течение 72 часов
проводился непрерывный замер продукции скважины. Замеры показали
дебит нефти 60 брл/сут при среднем устьевом давлении 13 кгс/см2
и стабильной обводненности 5 %.
При диаметре штуцера 5 мм сум34
Рис. 7. После возбуждения притока с помощью нового
устройства дебит скважины СОА-875 был более или менее
стабильным
марный газовый фактор составил
21 м3/м3. Лабораторный анализ пробы флюида подтвердил, что нефть,
поступающая из песчаника-60, имеет среднюю для месторождения
плотность 0,9144 г/см3 и содержание
воды 1,8 %.
25 февраля максимальное давление в скважине увеличилось до
89 кгс/см2, а максимальная температура равнялась 78,44 “С. Первоначальную проницаемость песчаника-60 в скважине оценили
величиной 0,2 мД, а после окончательного анализа результатов давление при испытании составило
123 кгс/см2, проницаемость возросла до 1,34 мД.
ВЫВОДЫ
Расчетное давление по результатам моделирования и ожидаемое
давление 80 кгс/см2 меньше фактического давления в скважине
после проведения испытания; оно
оказалось равным 123 кгс/см2. Обе
скважины фонтанировали после
вызова и интенсификации притока
с помощью нового устройства. Это
свидетельствует о том, что данный
метод улучшает приток флюидов
(вероятно благодаря увеличению
проницаемости породы и расширению области дренирования).
Для дальнейшего испытания технологии и ее практического применения необходимо доработать технологический регламент, включая
применение жидкостей для глушения скважины, чтобы гарантировать
успешное применение. Необходимо
создать подробный технологический
регламент и строго его выполнять,
чтобы не проводить исправительное
цементирование.
Поскольку район Палеоканал
Чиконтепек и Интеграл Ассетс
Поза Рика имеют стратегическое
значение для компании Pemex,
мы продолжаем поиск технических решений, которые позволят
увеличить продуктивность скважин и месторождений и помогут
компании выйти на требуемые
дебиты в тех или иных скважинах
в соответствии с бизнес-планом.
Поэтому необходимо продолжить
испытания нового устройства в
других скважинах и на других месторождениях.
Перевел С. Сорокин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Obert, L., «Brittle failure of bedrock/Failure»,
Peace Magazine, 1976, pp. 59–128.
2. Mykhalyuk, A., «Bedrock under uneven dynamic
loading», Naukova Dumka magazine, 1980,
p. 154.
3. Mykhalyuk, A., «Torpedo and impulse hydraulic
fracturing of a productive interval», Naukova
Dumka magazine, 1986, p. 208.
Igor Skakovsky (И. Скаковский) получил диплом
инженера по нефтехимии
в Химико-механическом
институте в Северодонецке
(Украина). С 2003 г. проводит
экспериментальные исследования новых методов прогноза объемного расширения
горных пород и перспективных технологий создания трещин с помощью
взрывчатых веществ. В результате своих исследований опубликовал две работы и получил один
патент. В 1991 г. основал компанию Sigor Corp.
и с тех пор является ее президентом и главным
исполнительным директором.
Marcela G. Torres (М. Г. Торрес) получила степень магистра по технологии добычи нефти
в Национальном автономном университете,
Мехико. Начинала свою карьеру с работы в
лаборатории бурения и жидкостей разрыва
пласта в Мексиканском нефтяном институте
в г. Веракрус, изучая жидкости разрыва и расклинивающие материалы. С 2005 г. работает в
компании Pemex супервайзором контракта DUOSPI-009/03-P «Obras y Servicios Integrados para
la ExplotacioŒn de Yacimientos de Hidrocarburos
en el Paleocanal de Chicontepec». В настоящее
время работает в группе Activo Integral Altamira
руководителем группы изучения продуктивности скважин.
№7 • июль 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА
НОВЫЕ РАЗРАБОТКИ В ОБЛАСТИ
МЕХАНИЗИРОВАННОЙ ДОБЫЧИ
J. F. Lea, PL Tech LLC, H. W. Winkler, Texas Tech University
Часть 1. Внедрены новые конструкции погружных насосов с электроприводом, штанговые насосы
и газлифт
Последние разработки в области погружных насосов с электроприводом (electric submersible
pump – ESP) включают насосы,
которые могут работать при большом содержании газа в откачиваемой жидкости и извлекаться
из скважин с помощью тросовой
системы. А также насосы, предназначенные для работы в условиях
очень высоких давлений и температур, таких которые имеют место
при разработке месторождений с
использованием режима гравитационного дренирования пласта
для обеспечения притока нефти в
скважины.
Помимо ESP насосов ниже
будут описываться шесть новых
разработок скважинного и поверхностного оборудования для
откачки с помощью штанговых
насосов и газлифта. Откачка
штанговыми насосами – наиболее широко используемая форма
механизированной эксплуатации
скважин, в которой работа скважинного насоса плунжерного типа
обеспечивается за счет вертикального перемещения штанги или тросов. При газлифте используются
находящиеся в забое клапаны для
нагнетания газа из кольцевого пространства в колонну подъемных
труб ниже столба жидкости или
под плунжеры для уменьшения
плотности жидкости в столбе и для
подъема ее на поверхность.
ПОГРУЖНЫЕ НАСОСЫ С
ЭЛЕКТРОПРИВОДОМ
Семь компаний разработали
девять новых конструкций ESPнасосов и технических решений.
Ступени с большой высотой
подъема откачиваемой жидкости
для REDA-систем. Сегмент систем
механизированной эксплуатации
скважин компании Schlumberger
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
включает первый комплект из пяти
новых высокопроизводительных
ESP-ступеней с большой высотой
подъема для Reda-систем, обеспечивающих откачку от 1500 до
11 000 брл/сут нефти.
Поскольку затраты на электроэнергию это одна из самых значительных статей затрат на подъем
жидкости из скважины, возможность высокопроизводительной
откачки может быть крайне важна для обеспечения выгодной добычи из малодебитных, близких
к истощению скважин. Новые
ступени для Reda-систем обеспечивают большой подъем на фут
длины, поэтому требуется меньше
соединений, меньше расходных
материалов, ускоряется процесс
установки и сокращается время.
За счет уменьшения длин насосных ступеней такие системы могут больше подходить для использования в сильно искривленных
скважинах.
В каждой из моделей насосов
используются сопротивляющиеся
абразивному износу подшипники
новой конструкции без шпоночных соединений, изготовленные
из более твердых материалов для
увеличения их срока службы.
Регулируемый привод с переменной скоростью вращения.
Системы регулируемого привода
с переменой скоростью вращения
(variable-speed drive – VSD) используются для защиты и управления ESP-насосами, а также
откачивающими системами на поверхности. Компания Schlumberger
продолжает совершенствовать
свою систему регулируемого привода SpeedStar и внедрила в 2008 г.
регулируемый привод для напряжений среднего уровня (World
Oil, № 5 – 2008). Новый регулируемый привод SpeedStar 519 SWD
№7 • июль 2009
это регулируемый привод для низковольтного напряжения и синусоидального тока, который соответствует требованиям IEEE 519 по
отражению гармоник в блоке электропитания. Наличие встроенного
в привод фильтра синусоидального
тока гарантирует, что «очищенный» ток будет проходить через
электрические компоненты и подводиться к электродвигателю. В
предыдущих системах с 6- и 12-импульсными диодами искажения
от отраженных обратно гармоник
доходили до 25 %, что приводило к
проблемам в системе электропитания. В новый VSD-привод встроен
16-импульсный фазосдвигающий
автотрансформатор, что позволяет уменьшить габариты блока за
счет исключения дополнительного трансформатора и также уменьшить число отраженных гармоник
до величины менее 5 %. Встроенный автотрансформатор позволил уменьшить стоимость блока
с одновременным увеличением
эффективности привода, а также
устранить вызывающие искажения гармоники.
Электродвигатели с постоянными магнитами. Компания
Borets-Weatherford разработали
электродвигатель с постоянными магнитами (Permanent Magnet Motor – РММ), который может использоваться для привода
ESP-насосов и винтовых насосов
(Progressive Cavity Pump – PCP).
Конструкция РММ-электродвигателя принципиально отличается от
используемого в ESP-насосах асинхронного трехфазного электродвигателя переменного тока, который
был внедрен почти 90 лет тому назад. РММ-электродвигатель это
трехфазный электродвигатель с
постоянными магнитами, установленными на роторе в запол35
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА
ненном маслом кожухе (рис. 1).
РММ-электродвигатель имеет более высокую удельную мощность
и меньшие размеры по сравнению
с асинхронным электродвигателем
переменного тока одинаковой
мощности. Синхронная работа
РММ-электродвигателя приводит к
уменьшению потерь в сердечнике,
за счет чего уменьшается нагрев
и расширение рабочей оболочки
электродвигателя.
К настоящему времени Borets-Weatherford внедрила более 300 ESP-насосов с РММэлектродвигателями и фактическое
время их работы превысило 900 сут.
Число внедренных РСР-насосов с
РММ-электродвигателями также
увеличилось.
Центробежные и осевые насосы для высоких значений газового
фактора. Высокие значения GOR
(gas-oil-ratio) создают трудности
для использования ESP-насосов. В
такой насос обычно может попасть
10–20 % свободного газа прежде,
чем произойдет запирание насоса.
Было предпринято много попыток
для уменьшения до минимума входящего в насос газа. При этом использовались методы устранения
и отделения газа с помощью таких
устройств, как защитные кожухи,
ловушки для сбора газа и входные
патрубки для забора жидкости
из нижней части канала, а также
газоотделители с созданием обратного течения и вращающиеся
газоотделители, но все эти методы
были только частично успешными.
Компания Schlumberger показала,
что за счет соответствующей подготовки двухфазной жидкости и
заливки ее в ESP-насос перед пуском, газ может быть использован
для создания эффекта газлифта в
подъемных трубах и фактически
для уменьшения гидравлической
мощности, требуемой для подъема
жидкости. Это в дополнение к увеличению до 75 % количества свободного газа, которое может попадать в насос, открывает новые
перспективы для откачки с помощью ESP-насосов. Показанный на
рис. 2 насос с предварительным отделением выделившегося из жидкости газа (Advanced Gas Handler
Pump) и многофазный осевой насос Poseidon (Poseidon Multiphase
36
Постоянный Вращение
магнит
ротора
Вал
ротора
Ток в обмотках
статора направлен
к нам
Ток в обмотках
Обмотка
статора направлен ротора
от нас
Ротор
Пластины
ротора
Пластины
статора
Постоянные
магниты
Вал
Рис. 1. PMM-электродвигатель позволяет
получить суммарный КПД системы
на 10–30 % больше по сравнению с
асинхронными трехфазными электродвигателями переменного тока
Рис. 2. Система предварительного
отделения газа с многофазным осевым
насосом Poseidon, установленная
ниже главного эксплуатационного
насоса, предназначена для отделения
свободного газа в количестве до 75 %
Axial Pump)могут применяться при
более высоких депрессиях в скважине и успешно откачивать жидкость из таких скважин, которые
раньше считались неподходящими
для использования систем с ESPнасосами.
Высокотемпературные ESP
насосы для SAGD. Несколько
компаний предлагают высокотемпературные ESP-насосы для эксплуатации месторождений с применением SAGD-операций (Steam
Assisted Gravity Drainage) нагнетания пара для гравитационного
дренирования пласта.
Компания Schlumberger установила более 450 систем Reda
Hotline c высокотемпературными ESP-насосами в скважинах,
эксплуатируемых с нагнетанием
пара для гравитационного дренирования пласта, температуры в стволах которых доходят до
218 “С. С разработкой современного защитного кожуха электродвигателя с расширительной камерой
с металлическими мембранами,
высокотемпературных подшипни-
ков и эластомеров и высокотемпературных кабельных систем (World
Oil, № 5 – 2008) срок службы
Reda Hotline-систем увеличился до
4,5 лет.
Компания Baker Hughes Centrilift разработала систему UltraTemp
ESP, включающую новый 450SP
ESP электродвигатель с установленным сроком службы 450 ч
(рис. 3). Система предназначена для работы при температурах
жидкости до 250 “С. Для достижения этих показателей компания инвестировала средства
в проектирование и строительство горячего контура следующего поколения для испытаний
ESP-систем при температурах
жидкости до 300 “С при почти горизонтальной ориентации
этого контура. Дополнительные
возможности, отличающие этот
новый контура для испытаний
насосов, включают возможность
изменения давления до 3000 psi
(1 psi = 6900 кПа), использование
в контуре трубы с внутренним
диаметром 12", установленного
№7 • июль 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА
результаты испытаний
под наклоном 5“ резерна Европейском форуме
вуара длиной 100 фут
по механизированной
(1 фут = 0,3048 м), возэксплуатации скважин в
можность изменения
Абердине. Испытания на
расчетного расхода до
месторождении в Омане
1575 м3/сут и использовабыли частично успешныние суммарного объема
Систем нагнетания пара
ми (установка системы
воды около 1700 галл. ИсWRESP, проверка функпытания в условиях меционирования узлов и месторождения элементов
ханизмов и тросовой сиКабель
ESP-насосов, предназнастемы), однако возникли
ченных для работы при
Насос
повреждения в электричеУплотнение
сверхвысоких темпераВходной патрубок насоса
Электродвигатель
ских элементах ESP насос
устройством
отделения
турах, запланированы на
газа
са перед его запуском.
второй квартал 2009 г.
На рынке также пояРазработка ESP на- Рис. 3. Centrilift UltraTemp ESP-система, рассчитанная на работу
вились коммерческие сисоса, извлекаемого из при температуре жидкости 482 °F
стемы WRESP, начиная с
скважин с помощью троOptiLift
компании
OptiLift Inc., коих
службы
с
переходом
на
новую
са. Существующие конструкции
торая
теперь
известна
как Zeitecs.
ступень».
извлекаемых ESP-насосов устаПоскольку для ESP-технологии
Система WRESP включает понавливаются с использованием
стандартных колонн подъемных стоянные элементы (направляю- требуются мощные буровые устатруб, тросов с уравновешенным щее устройство для повторного новки или механизмы большой
вращающим моментом, катушек ввода, кабель ESP, ниппель для грузоподъемности для проведес намотанными на них подъ- спуска) и извлекаемые элементы ния спускоподъемных операций
емными трубами, оснащенных (электродвигатель, уплотнение, для замены вышедших из строя
механическим приводом кату- насос и т.д.). Компания Shell за- систем или систем с неоптимальшек с намотанными подъемны- ключила контракт с компанией ными рабочими параметрами,
ми трубами (с проложенным Diamould Ltd. на разработку и ис- поэтому непредсказуемость возвнутри кабелем) и спускают- пытание соединителей для систе- можных повреждений ESP-насосов может в итоге привести
ся в скважины через колонны мы WRESP при 5000 psi и 121 “С.
Компании Shell и Petroleum к значительным перерывам в
подъемных труб. Однако такие
ESP-насосы редко получают тре- Development Oman провели ис- нормальном рабочем процессе и
буемое профилактическое обслу- пытания системы WRESP на ме- уменьшению добычи и получаеживание из-за больших затрат на сторождении в скважине Rma-36 мой прибыли. Пример предлагав Южном Омане, в июне 2007 г. емой на рынке челночной систеих извлечение из скважин.
Извлекаемые с помощью тро- и феврале 2008 г. представили мы для ESP-насосов (ESP Shuttle
са ESP-насосы (wireline-retrievable
ESP – WRESP) могут быть менее
Постоянная
Элементы конструкции,
Установленная
конструкция
извлекаемые с помощью
WRESP-система
дорогими в обслуживании или
троса
случае замены при выходе их из
Профиль нагнетаемой
в скважину воды
Ниппель для спуска
Ниппель для спуска
строя или не оптимальных радо G-ограничителя
Уплотнение в стволе
Уплотнение в стволе
бочих характеристик. Тросовая
Оправка с уплотнением
система может также использоЗамок/Храповой механизм
ваться для спуска ESP насосов
Кольцевой зазор между
специально для очистки скважин
системой и подъемной трубой
Регулируемая
или испытаний конструкций ESP
соединительная муфта
насосов.
Насос
После успешных скважинных
испытаний в Оклахоме в 2005 г.
Секция уплотнения
компании Shell International E&P
и Wood Group ESP Inc. осуществиСоединители
Электродвигатель
ли сборку первой системы WRESP
на опытном ESP-производстве SPE
(Общество инженеров-нефтяников
Соединитель электродвигателя
Корпус
Корпус
пенетрометра
пенетрометра
Американского института горных
Соединители
Смазочный
Смазочный
инженеров) в апреле 2007 г. Комклапан
клапан
пания Shell определила WRESP
концепцию как «изменение принципа работы ESP-систем и управРис. 4. Система Zeitecs ESP Shuttle
ления ими в течения всего срока
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2009
37
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА
System) показан на рис. 4. При
использовании такой челночной
системы вся ESP-компоновка (насос, уплотнение и электродвигатель) может спускаться и извлекаться из скважины тросовой
системой. Однако при разработке
этой системы все усилия были направлены на улучшение ее конструкции, чтобы не было перерывов в работе, уменьшения добычи
нефти и получаемой прибыли.
В то же время требования по охране труда и технике безопасности
при ремонтных работах с частым
выполнением спускоподъемных
операций с узлами большого веса
были менее жесткими.
Zeitecs челночная система для
спуска и извлечения ESP-насоса
также позволяет выполнять спуск
временно используемых систем
специально предназначенных для
очистки скважин от обломочной
породы и переносимой твердой
фазы, которые часто могут привести к преждевременному выходу из
строя насоса, а также для испытания узлов системы, оценки производительности скважины и выбора
правильной конструкции. Кроме
того, челночная система для ESPнасосов может повлиять на изменение основных принципов использования ESP-насосов с переходом на
новую ступень за счет облегчения
профилактического осмотра, контроля и обслуживания.
Кабель ESP и электрические розеточные соединители гнездового
типа спускаются вместе с колонной
подъемных труб как элементы «постоянного» заканчивания. Затем
производится спуск через подъемную трубу челночной системы ESP
со штыревыми электрическими
соединителями с помощью троса до
места установки на забое скважины. Трос отцепляется и извлекается
перед началом эксплуатации. Компания планирует провести испытания системы на месторождении в
Омане и Брунее во втором квартале
2009 г. и одновременно разрабатывает варианты для США.
ОТКАЧКА ШТАНГОВЫМИ
НАСОСАМИ
Одиннадцать новых технологий, разработанных семью компаниями, были внедрены в более
38
Рис. 5. Компания Chaparral Automation LLC
разработала Dura-Lift гибридный насосный
блок с гидроэлектрической гибридной
системой регенерации энергии, не
требующей использования газообразного
азота для уравновешивания
совершенных конструкциях штанговых насосов.
Гибридный насос. Новый DuraLift гибридный насосный блок был
разработан компанией Chaparral
из Спрингфилда, шт. Техас, на базе
гидроэлектрической гибридной системы регенерации. Он обеспечивает простое уравновешивание и
регулирование скорости во время
хода штанги вниз без увеличения
нагрева за счет энергии, генерируемой из-за нагрузки на полированный шток. Высота подъема
жидкости зависит от параметров
гидропоршневого насоса и цилиндра.
Гибридная система преобразует энергию, генерируемую при
ходе полированного штока вниз,
в полезную электрическую энергию, за счет чего обеспечивается
уравновешивание и поэтому не
требуется участие оператора для
регулирования, даже когда изменяются окружающая температура,
условия в скважине или нагрузки
на полированный шток. Насос
оснащен микропроцессором и регулятором скорости.
Насосная система Dura-Lift работает аналогично гибридному
автомобилю, в котором электродвигатель становится генератором, когда водитель нажимает
на тормоза. В насосе, в котором
входной патрубок сообщается с
атмосферой, шток перемещается
относительно средней точки, за
счет чего направление течения
изменяется на противоположное без реверсирования электродвигателя, что делает этот насос
своего рода двигателем, который
регулирует объем нефти, выходящей из гидроцилиндра. Нагрузка
на полированный шток, передающаяся на верхнюю часть плунжера гидроцилиндра заставляет его
перемещаться вниз. Нагнетание
нефти обратно в гидравлический
двигатель заставляет электродвигатель вращаться быстрее, поэтому его скорость становится больше синхронной скорости. В этот
момент он становится генератором, возвращающим энергию от
полированного штока обратно в
двунаправленный счетчик (кВтºч)
или в общую электрическую сеть
с учетом подаваемой электрической мощности для определения
суммарной экономии энергии.
В этой системе не используется газообразный азот для уравновешивания. Это означает, что не
нужны аккумуляторы азота, требующие большого объема обслуживания, большие емкости для
его хранения или гидроцилиндры
с несколькими камерами. В таком
гидроцилиндре используется поршень без уплотнения, и набивка
штока может быть заменена прямо
в полевых условиях (рис. 5).
Устройство управления 1111
автоматически регулирует перемещение двигателя при ходе
штока вниз и скорость для контроля уравновешивания. При
ходе вверх устройство управления регулирует скорость посредством изменения высоты нагнетания насоса. Компания Chaparral
Automation провела испытание
гибридного насосного блока на
месторождении вместе с его оператором для лучшего понимания
потенциальной экономии энергии при использовании такого
насоса.
№7 • июль 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА
Неразъемный управляющий
плунжер, клапаны. Четыре технологии, связанные со штанговыми насосами, были разработаны
компанией Eagle Innovations Inc.
из Сент-Джорджа, шт. Юта, для
борьбы с проблемами, возникающими при нагружении штоковтолкателей клапанов при больших
концентрациях песчаных фракций
в жидкости или большого количества твердой фазы в жидкости.
Направляющее устройство штока
клапана с циклоном (Cyclone Valve
Rod Guide), клапанная клетка с
радиальным циклоном (Radial Cyclone Cage), плунжерный клапан
с надежным течением (Sure-Flow
Plunger Valve) и адаптер плунжера
с эвакуационными отверстиями и
с циклоном (Cyclone E-Vac Plunger
Adapter), разработанные компанией Eagle, это дальнейшая модернизация конструкций плунжера
с циклоном и насосного блока с
циклоном (World Oil, № 4 – 2008).
Песок, осколки породы, сульфид железа и другие мелкие частицы часто собираются между
корпусом насоса и плунжером и
загрязняют добываемую нефть и
воду. Cyclone Valve Rod Guide относится к устройствам борьбы с
песком (Sandmaster) компании Eagle было разработано для очистки
и удаления большей части твердых
частиц из тока клапана, чтобы исключить их движение между штоком и направляющей (рис. 6). Это
обеспечивается за счет трех внутренних 360-градусных радиальных
спиральных канавок, с помощью
которых осуществляется очистка
штока от твердых частиц при ходе
вверх. Если частицы меньших размеров проникают внутрь направляющей, то они быстро удаляются
с поверхности штока и попадают в
радиальные канавки. В результате
любые твердые частицы попадают
в каналы радиальных канавок и
выходят через отверстия в шейке
направляющего устройства.
Радиальные канавки позволяют жидкости проходить через направляющее устройство; за счет
циклонного эффекта захватываемые твердые частицы эффективно
удерживаются на периферии. Создаваемая циклоном радиальная закрутка потока заставляет твердые
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Карбидное кольцо
для предотвращения износа
Отверстия в кольце
со спиральными канавками
для удаления твердых частиц
Радиальный канал для
перемещения твердых частиц
Кольцо со спиральными
канавками для удаления
твердых частиц
Отклонитель твердых частиц
Радиальная канавка
для удаления твердых частиц
Отклонитель твердых частиц
Рис. 6. Cyclone Valve Rod Guide компании
Eagle Innovations препятствует
накапливанию твердых частиц между
направляющей и штоком клапана
Выход
при полном открытии
Компенсирующее
отверстие
Шариковый
стабилизатор
Радиальный
стабилизатор
Заполняемая зона
при откачке
Рис. 7. Неразъемные конструкции клетки
с радиальным циклоном для больших
расходов для нагнетательного или для
всасывающего клапана
частицы подниматься еще больше
вверх по подъемной трубе и препятствует их попаданию обратно
вниз. Затем они собираются на
верхней части насоса около направляющего устройства. Циклонный эффект также предотвращает
затягивание твердых частиц обратно в корпус насоса.
Компания Eagle разработала
направляющее устройство для
штока со сдвигом верхней части
радиальной канавки, чтобы твердые частицы не могли попадать обратно в зону канавки при остановке скважины. В результате сдвига
твердые частицы направляются в
сторону от канавки, а за счет су-
№7 • июль 2009
жения канавки по направлению к
периферии твердые частицы еще
дальше отклоняются от входного
отверстия.
Компания Eagle разработала
новые конструкции клапанов: Radial Cyclone Cage с нагнетательным (Travelling) или всасывающим
(Standing) клапанами и Sure-Flow
Plunger Valve. Запатентованная
компанией конструкция Eagle Radial Cyclone Cage c нагнетательным/всасывающим клапанами это
еще одна новая разработка клапана штангового насоса (рис. 7). Блок
этих клапанов сконструирован
с одной неразъемной клапанной
решеткой. За счет радиального
циклона через клапан может проходить на 30 % больше жидкости
и обеспечивается ламинарное течение. Это позволяет исключить
неправильную работу шарикового
клапана в клетке и исключить необходимость использования более
твердой гильзы насоса. Конструкция гнезда для шарика в радиальном циклоне такова, что шарик может сам спокойно перемещаться в
нем. В результате жидкость может
проходить вокруг шарика у стенки
клапанной решетки. Конструкция
радиального циклона компании
Eagle обеспечивает зону низкого
давления в центре решетки и позволяет жидкости под высоким
давлением проходить вокруг шарика. Шарик движется значительно быстрее и «садится» прямо на
седло. Это предотвращает медленное закрытие клапана и увеличивает производительность насоса.
Такая большая скорость движения
шарика особенно важна для клеток
всасывающих клапанов при добыче тяжелой нефти. Новая технология также подходит для жидкостей
с высоким содержанием твердой
фазы, поскольку она исключает
возможность заедания шарика и
налипания загрязнений в клетке.
Всасывающий клапан Eagle
с радиальным Циклоном (Radial
Cyclone Standing Valve) имеет достоинства, такие же, как у нагнетательного клапана с радиальным
циклоном (Radial Cyclone Travelling Valve) и два дополнительных
достоинства: в клетке радиального клапана имеется почти нулевой промежуток между шариком
39
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА
Конструкция
штока клапана
Эвакуация из
штока клапана
Эвакуация из
пустотелого штока
клапана
Циклонный аккумулятор
Главное уплотнение
эвакуационной части
Конструкция
пустотелого
штока клапана
Аккумулятор
эвакуационной части
Основное карбидное
плунжерное кольцо
Циклонный аккумулятор
Уплотнения
эвакуационной
части плунжера
Рис. 8. Через Sure-Flow Plunger Valve с
радиальным штоком новой конструкции
компании Eagle Innovations может
проходить больший поток жидкости за
счет надежного открытия клапана при
каждом ходе
Рис. 9. Cyclone E-Vac Plunger система
компании Eagle Innovations может
быть дополнительно включена сборку
штангового откачивающего насоса,
чтобы уменьшить повреждения из-за
попадания в насос песка и каменной
мелочи
и зоной сжатия нагнетательного
клапана. Это помогает при откачке жидкости с газом, где возникновение газовой пробки может привести к проблемам. Помимо этого
циклонная система играет ключевую роль в правильном заполнении корпуса насоса, поскольку
радиальные каналы обеспечивают
более быстрый проход жидкости
и больший расход. Циклон отбрасывает содержащуюся в жидкости
твердую фазу в сторону от седла
клапана. В результате седла шариковых клапанов меньше страдают
от попадания на них твердой фазы,
что приводит к увеличению срока
службы шарика и седла. Компания
Eagle утверждает, что при использовании этой новой конструкции
клетки для больших расходов с
радиальным циклоном (High-Flow
Radial Cyclone Cage) насос будет
иметь большую прочность, выносливость и больший срок службы.
Sure-Flow Plunger Valve был разработан компанией Eagle для облегчения работы нагнетательного
клапана при наличии в жидкости
газа и твердой фазы.
Когда шарик прихватывается
к седлу или что-то препятствует
его подъему с седла, то в такой
запатентованной конструкции
шарик сможет оторваться от седла с помощью рычага со штоком.
Под действием давления жидкости на шток шарик отходит от седла. Рычаг обеспечивает плавное
управление без нанесения удара
по шарику штоком. Цикл заканчивается, когда жидкость будет находиться в полости ниже шарика
и седла. Цикл повторяется, когда
шток приводится в действие плунжером при полностью открытом
канале. Плунжер присоединен к
нижней части механизма перемещения штока. В механизме перемещения штока имеются запатентованные радиальные отверстия,
благодаря которым тяжелая нефть
или жидкость с большим содержанием твердой фазы проходит
через клапан; при этом исключается прилипание твердых частиц
и преждевременный износ. Радиальная конструкция позволяет исключить попадание твердой фазы
в механизм перемещения штока,
чтобы не было перерывов при перемещении штока (рис. 8).
Компания Eagle Innovations разработала систему Cyclone E-Vac
40
Plunger Adapter для прихватывания
плунжеров насоса и предотвращения преждевременного износа
поверхностей цилиндра насоса и
плунжера за счет предупреждения
попадания и накапливания песка и
других мелких частиц между цилиндром насоса и плунжером (рис. 9).
В процессе нормального перемещения плунжера вверх-вниз накапливающиеся твердые частицы
приводят к быстрому износу, обычно в виде вертикальных задиров и
борозд на поверхностях плунжера
и цилиндра. Трение, возникающее
при накапливании песка и осколков
породы, приводит к значительным
напряжениям в насосе и колонне
насосных штанг. В результате часто
происходит заклинивание насоса,
автоматическое выключение насосного блока или разрыв колонны
насосных штанг.
В течение хода вниз Cyclone
E-Vac Plunger вместе с Cyclone
Seat Plug (втулка седла с циклоном) способствуют тому, что любые частицы, попавшие в зазор
между цилиндром и плунжером,
выбрасываются наружу через
осевые эвакуационные отверстия
и в центральную пустотелую часть
плунжера. Здесь они смешиваются
с жидкостями, входящими в насос,
и поступают в колонну подъемных
труб. В течение хода вверх частицы
также собираются в полости около конусной шейки плунжера, из
которой при ходе вниз они вымываются вверх напором жидкости и
входят в колонну подъемных труб
через переводник с циклоном в
верхней части плунжера. Особенностью конструкции этого переводника является наличие лопастей в
радиальных отверстиях.
Насос с дренированием газа.
Компания Harbison-Fisher из Форт
Ворф, шт. Техас, недавно запатентовала свой насос с дренированием
газа и откачивающий штанговый
насос новой конструкции. Этот
насос отделяет газ от жидкости,
выпускает его в межтрубное пространство и подает фактически
свободную от газа жидкость в колонну подъемных труб (рис. 10).
Конструктивно этот насос может быть либо насосом правого
вращения с верхним креплением
(RH) или насосом для колонны
№7 • июль 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА
ное уплотнение между плунжером
и нижним цилиндром (рис. 10с).
Заметим, что верхний плунжер с
уплотнением из мягкого материала всегда при рабочем ходе будет
располагаться выше дренажных
отверстий и удерживаться в этом
положении гидростатическим давлением выше насоса.
Этот уникальный насос был
успешно установлен более чем в
пятистах скважинах. Он позволил устранить образование газовых пробок и исключить взаимодействие с газом и в некоторых
случаях увеличить добычу газа,
поскольку с его помощью может
производиться откачка из скважин
дольше, чем с помощью других откачивающих штанговых насосов.
Перевел В. Клепинин
Рис. 10. Насос с дренированием газа компании Harbison-Fisher отделяет газ от
жидкости
подъемных труб с переменным диаметром (TH) с перфорированной
муфтой между верхним и нижним
цилиндрами или с группой дренажных отверстий в конкретных местах цилиндра RW-или RH-насоса
с верхним креплением. Работа насоса при ходе вверх или вниз такая
же, как у стандартного всасывающего штангового насоса. При ходе
вверх через всасывающий клапан
смесь газа с жидкостью поступает
в камеру сжатия, а через два нагнетательных клапана, открывающихся при ходе вниз, жидкость
поступает в колонну подъемных
труб выше насоса и поднимается
по ней вверх на поверхность при
следующем ходе вверх. Особенностью конструкции этого насоса является то, что в нем происходит отделение газа, когда при ходе вверх
нижний плунжер проходит выше
дренажных отверстий. В результате газ выходит из камеры сжатия в межтрубное пространство
перед тем, как начнется ход вниз
(рис. 10а). Газ, который остается в
камере сжатия, будет попадать в
зазор между плунжером и цилиндром и выходить через дренажные отверстия (рис. 10b). Когда
нижний нагнетательный клапан
сталкивается с жидкостью, открываются нагнетательные клапаны.
В результате возникает жидкост-
James F. Lea (Дж. Ф. Ли), ведет курс лекций по механизированной эксплуатации
скважин и добыче нефти для
специалистов-нефтяников.
Он получил степени бакалавра и магистра по механике в
Университете Арканзаса и
степень доктора в Южном
Методистском университете. Он работал в компании Sun Oil инженеромисследователем c 1970 по 1975 гг. преподавал
в Университете Арканзаса с 1975 по 1978 гг.
С 1979 по 1999 гг. работал в компании Amoco
EPTG руководителем группы оптимизации добычи и механизированной эксплуатации скважин и с 1999 по 2006 гг. был деканом факультета
технологии добычи нефти Техасского Технического университета
Herald W. Winkler (Г. У. Винклер), заслуженный профессор в отставке Техасского
Технического университета,
факультета технологии добычи нефти, в г. Лубок, шт.
Техас. Он работает консультантом по механизированной
эксплуатации скважин и специализируется в области газлифта.
ВЫСТАВКИ И СОБЫТИЯ
Август
Gulf Publishing Events, Marketing in the Oilfield
Conference, Houston, TX, Aug. 13. Contact: Gulf Events,
Phone: +1 (713) 529-4301. Fax: +1 (713) 520-4433. Email:
events@gulfpub.com.
IADC, Drilling Engineering Association Workshop,
Omni Houston Hotel Westside, Houston, TX, Aug.
19. (International Association of Drilling Contractors),
Contact: IADC, Phone: +1 (713) 292-1945. Fax: +1 (713)
292-1946. Email: info@iadc.org.
ACS (American Chemical Society), National Meeting
& Exposition, Washington, DC, Aug. 16–20. ACS
Department of Meetings, Expositions, & Divisional
Activities, Phone: +1 (202) 872-4396. Fax: +1 (202) 8726128. Email: expo@acs.org.
IADC, Well Control Conference of the Americas &
Exhibition, Westin Tabor Center, Denver, CO, Aug. 25–
26. (International Association of Drilling Contractors),
Contact: IADC, Phone: +1 (713) 292-1945. Fax: +1 (713)
292-1946. Email: info@iadc.org.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2009
41
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
НОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
СИСТЕМА НАТЯЖЕНИЯ
ДЛЯ ТРУДНЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ
Предлагаемые компанией Wichita Clutch охлаждаемые водой фрикционные муфты и тормоза системы натяжения AquaMaKK имеют
воздушные, гидравлические или
пружинные приводные механизмы,
в которых используются специальные медные износостойкие накладки с отличными характеристиками
отвода тепла и водяные рубашки
из неметаллических композиционных материалов. Такая система
является оптимальной для трудных
режимов работы с постоянным натяжением стравливаемого троса
при использовании ее в машинах
и механизмах, находящихся на палубах морских судов и платформ.
Предлагаются блоки, размеры которых изменяются от 19 до 36” (на- Рис. 1
ружный диаметр тормозного барабана), обеспечивающие поглощение тепла в течение
до 3600 ч, что на 35 % больше по сравнению с самыми
надежными блоками, ранее предлагаемыми энергетическим машиностроением. Фрикционные муфты и
тормоза подходят для устройств управления натяжением тросов, входящих в системы управления стандартных лебедок, для включения в системы бурения
с электронным управлением и точного управления
натяжением лебедок системы позиционирования и
швартовых лебедок, для которых требуется значительный отвод тепла. Система AquaMaKK, для которой
разработана серия различных фрикционных дисков и
водяных рубашек, обеспечивает передачу вращающего момента при приложении осевой силы с помощью
пневмо-, гидро- или пружинного силового привода.
И точное регулирование вращающего момента для
постоянного натяжения (рис. 1).
www.heinzeroth.com
РАЗРЫВНЫЕ ДИСКИ
Компания Continental Disc Corp. выпустила новые
варианты своих разрывных дисков STAR X и ULTRX,
каждый из которых имеет коэффициент использования 95 %. Теперь семейство дисков реверсивного
действия включает диски STAR X и ULTRX, изготавливаемые с использованием высокоточных технологий,
чтобы обеспечить возможность контроля давления
разрыва в очень узких допусках. Эти изготовленные
с высокой точностью варианты разрывных дисков позволяют работать при повышении давления вплоть до
95 % от установленного изготовителем (маркированного) давления разрыва при нормальных рабочих условиях с давлениями выше 40 psig (1 psig = 6900 кПа).
Разрывные диски ULTRX HP (высокие значения
давлений разрыва) могут успешно использоваться в
полностью жидкостных системах, а также в газовых
42
или жидкостных системах с небольшим содержанием
газа, в то время как разрывные диски STAR могут обеспечить защиту при давлениях разрыва до 13 psig.
www.contdisc.com
МАКСИМАЛЬНАЯ
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЗАТРАТ
НА РЕАГЕНТЫ
Компания Мulti-Chem, производитель реагентов, используемых
для повышения добычи на нефтяных месторождениях, разработала
программу технико-экономических
показателей новых реагентов,
названную SafeSpend, которая
должна помочь операторам анализировать и персонализировать их
отчетность для обеспечения максимальной эффективности затрат на
реагенты. Гибкие ценовые стимулы включают несколько вариантов
скидок, возврат части денег после
оплаты, скидки за раннюю оплату и индексацию для
защиты цены специально для программы техникоэкономических показателей каждого реагента. Эта
программа также должна помочь операторам точнее
оценить прогнозируемые эксплуатационные затраты
с использованием метода оценки экономической эффективности реагентов в величинах затрат на баррель
добываемой продукции вместо затрат на галлон используемых реагентов и за счет адаптации программ
применения реагентов при изменениях их расходования в процессе добычи.
www.multichem.com
ВИДЕОКАМЕРЫ
ДЛЯ КОНТРОЛЯ
ПОДВОДНОЙ АБРАЗИВНОЙ РЕЗКИ
Компания EV Offshore Ltd. разработала по специальным заказам ряд подводных видеокамер для
контроля операций подводной абразивной резки.
Эти камеры успешно использовала крупная нефтяная сервисная компания при демонтаже больших
постоянных конструкций, установленных на дне в
Северном море. Подводные видеокамеры играют
важную роль в процессе демонтажа морских нефтяных платформ без привлечения водолазов. Успех
демонтажа зависит от правильного контроля операций абразивной резки для обеспечения точности отрезания частей конструкций. Раньше было трудно
выполнять такой контроль без привлечения водолазов. Однако при использовании системы абразивной
резки с видеоконтролем с помощью разработанных
по специальному заказу видеокамер SL40, размещенных в стратегически важных точках, инженеры могут контролировать процессы резки конструкций
под любым желаемым углом. При демонтаже этой
платформы было использовано 17 видеокамер, осна№7 • июль 2009
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
щенных подводными галогенными светильниками,
специально изготовленным
подводным кабелем и восемью ЖК-видеомониторами,
с помощью которых инженеры контролировали процессы резки в реальном
времени. Это позволило им
удостовериться, что демонтируемые части конструкций полностью отрезаны и
могли быть полностью отделены от установленной
на дне конструкции, так что
подъем их на поверхность Рис. 2
мог быть осуществлен без
очень больших усилий крана. Системы контроля с видеокамерами
были специально изготовлены
для работы в трудных условиях
под водой, при которых было исключительно сложно выполнять
сам процесс резки. Были выполнены специальные работы для гарантии, что каждая видеокамера
была изолирована по Классу II,
чтобы обеспечить соответствие
стандартам на подводные работы
с использованием электроэнергии и выдерживать силы, возникающие в результате обратного Рис. 3
рассеяния частиц, движущихся
вод воздействием струй под высоким давлением. С
помощью мощных галогенных светильников и цветных видеокамер класса Hi-Fi инженеры по резке
могут ясно видеть все, что происходит под водой на
глубине сотен метров, даже в случаях плохой видимости (рис. 2).
www.evoffshore.com
РАСШИФРОВКА
СЕЙСМОГРАММ
Компания Paradigm объявила о выпуске SKUA 2009
программной среды 3D-моделирования, позволяющего объединить данные сейсморазведки и моделирования. Последовательность операций в SKUA 2009
расширяет возможности SKUA за счет установления
связи между модулями расшифровки и моделирования. SKUA 2009 вводит в действие новую программу
моделирования для расшифровки (с предварительным
просмотром Перспективной Архитектуры программы). Эта программа содержит полностью интегрированную последовательность операций, объединяющих
расшифровку сейсмических и геологических данных
и их моделирование. Перспективная архитектура программы была усовершенствована за счет включения
новых функциональных возможностей и переименована. Она была разработана, чтобы объединить
процессы расшифровки и SKIA UVT-моделирования
для лучшей расшифровки данных сейсморазведки.
SKIA 2009 также позволяет выполнять моделирова№7 • июль 2009
ние для расшифровки стратиграфических данных, поскольку эта программа имеет
инструментарий для одновременной расшифровки
стратиграфических данных,
геохронологического моделирования и палеовосстановления с использованием данных 3D-сейсморазведки для
восстановления непрерывности осадконакопления.
www.pdgm.com
КОМПАКТНАЯ
IR-КАМЕРА
Компания LumaSense
Technologies, специализирующаяся в области IR-термографии
и бесконтактного измерения температур и содержания газа, объявила о выпуске Micron MicroShot
IR-камеры. Она представляет собой радиометрический приемник
полной IR-области спектра карманного размера, что обеспечивает его мобильность, который
обладает такими же возможностями, как большие и более дорогие
тепловизоры. MicroShot режим
тепловидения дает возможность
отображать радиометрические
температурные данные прямо в
виде изображения на экране тепловизора. IR-камера
весит 300 г и использует выпускаемые промышленностью элементы питания. Камера имеет 2,7-дюймовый
дисплей с разрешением изображения 160 —120 пикс.
Диапазон измеряемых температур равен от –4 до
662 “F (–20 до 350 “С), диапазон рабочих температур
равен от 5 до 122 ““F (–15 до 50 “С) и обеспечивается
автофокусировка на расстояниях от 1,3 м до бесконечности. SD-карта, USB- и видеовыход позволяют быстро
анализировать данные в формате JPEG на ноутбуке
или другом мобильном устройстве (рис. 3).
www.lumasenseinc.com
СИСТЕМА
ТРЕНИРОВКИ ПИЛОТОВ
ROV-АППАРАТОВ
Компания General Robotics Limited внедрила
Версию 4.0 новейшего тренажера и моделирующего устройства для обучения пилотов дистанционно
управляемых аппаратов (ROV) и планирования работ,
в котором используется динамическое и гидродинамическое моделирование в реальном времени различных
ситуаций, чтобы пилот смог приобрести опыт выполнения работ под водой. Новая версия включает модуль
с исчерпывающим перечнем показателей подготовки
пилотов для улучшения контроля и согласованности
обучения и оценки. Инструктор может использовать
встроенные инструменты для задания целевого критерия, в соответствии с которым оцениваются клю43
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
чевые показатели, определяющие
компетенцию пилотов, например,
время, требуемое пилоту для выполнения работы, насколько
пилот отклоняется от заданного
маршрута обследования, какое
усилие прикладывается к страховочному фалу и насколько длина
травления страховочного фала
больше по сравнению с расстоянием от системы управления этим
фалом. Это позволяет инструкторам установить, где необходимо
дополнительное обучение. Пилоты могут использовать систему Рис. 4
для самооценки как часть совершенствования своей профессиональной подготовки.
Система также предоставляет возможность оценить
способности нанимаемых по контрактам пилотов выполнять конкретную работу и их способность выполнять ее с учетом таких факторов, как сильные течения
или плохая видимость (рис. 4).
www.generalrobotics.com
ИДЕНТИФИКАЦИЯ
ПРОФЕССИОНАЛЬНОЙ
КОМПЕТЕНЦИИ
Школа управления скважинами вновь внедрила
Программу проведения контрольных опросов. Теперь она называется Программой анализа профессиональной компетенции и представляет собой компьютерную программу, позволяющую генерировать
специальные экзаменационные вопросы, с помощью
которой можно определить профессиональную подготовку персонала. Руководители и инспекторы разработали экзаменационные вопросы, которые могут быть
использованы в качестве средств обучения и оценки. Программа также помогает компаниям удовлетворить требования, устанавливаемые Подпунктом 0
правил обучения специалистов Службы управления
минеральными ресурсами США, для постоянного тестирования и обучения в процессе работы. Программа
может быть легко использована непосредственно на
месторождениях, в офисах и в центрах обучения.
www.rpc.net
ХРАНЕНИЕ
E&P-ИНФОРМАЦИИ
Подразделение Drilling and Evalution Division
компании Halliburton, известное под брендом Landmark, объявило о готовности программного обеспечения Petrastor с расширяемой дисковой памятью,
которая обеспечивает пользователей пентабайтами (2·1015 байтов) онлайновой памяти. В отличие от
обычных ленточных устройств хранения данных эта
система обеспечивает пользователей постоянным
доступом ко всем файлам с сейсмическими данными
и архивам с проектной информацией. Petrastor позволяет использовать внешнюю память в сети масштаба предприятия NetApp cо сжатием в реальном
времени из системы Storwize. Использование Petrastor уменьшает затраты на хранение информации.
44
Это позволяет администраторам
хранения данных использовать
большую емкость памяти, а также повысить их надежность и
эффективность их использования. При этом уменьшается
требуемая площадь для размещения инфраструктуры, связанной с блоком памяти, затраты на
охлаждение и электроэнергию,
а также административные расходы, связанные с необходимостью копирования и повторного
изготовления ленты.
www.halliburton.com/landmark
СИСТЕМА ЗАМКОВ
ДЛЯ MWD-КОЛОНН
Компания Drill-Tek MWD Services для колонн для
тензорных измерений забойных параметров в процессе бурения (measurement-while-drilling – MWD)
разработала систему замков для крепления этих колонн к стыковочному переводнику в универсальной
муфте для ориентации в стволе (universal borehole
orientation – UBHO) и при этом еще обеспечивающих полное извлечение колонн из скважин. Развитие
технологии наклонно-направленного бурения привело в результате к усовершенствованию устройств
для возбуждения компоновок низа бурильных колонн (bottomhole assembly – BHA), предназначенных
для передачи постоянных ударов, прикладываемых
к долоту и гидравлическому забойному двигателю
для эффективного уменьшения или устранения прихватов и пробуксовки. Однако эти устройства могут
также привести к повышенному износу и повреждению MWD-оборудования. Устойчивые удары со
значениями больше 40 G были зарегистрированы на
оси Z вдоль длины MWD-инструментов. Большинство
применяемых популярных MWD-инструментов имеют тензорную платформу с датчиками измерения
положительных импульсов, которая известна во всем
мире из-за своей высокой надежности и возможности извлечения из скважин. Их извлечение обеспечивается за счет «плавания» колонны в муфте, без
крепления или жесткой ее фиксации в ней любым
образом, так что при необходимости MWD-колонну
можно поднять на поверхность с помощью тросовой системы. Колонна инструментов воздействует на закрепленную шпонкой UBHO-муфту. Если
этот тип инструмента используется вместе с ВНАустройством возбуждения, сила ударов увеличивается (когда инструмент на какой-то миг всплывает
обратно и, затем обратно резко опускается в UBHOмуфту). Система нагружения и запирания компании
Drill-Tek предотвращает чрезмерно большие осевые
перемещения для получения требуемых результирующих величин ударов при использовании ВНАустройства возбуждения
www.themwdcompany.com
Перевел В. Клепинин
№7 • июль 2009
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
ОТРАСЛЕВАЯ СТАТИСТИКА
В начале 2009 г. продолжалось сокращение численности
парка буровых установок. Число систем для капитального
ремонта снизилось до 2152 единиц или на 13 % по сравнению с данными на январь 2008 г., когда этот показатель составлял 2476 установок. Число систем вращательного бурения снизилось на 11 % до 1553 единиц. В январе 2008 г.
этот показатель составлял 1749 установок. Однако этот показатель по миру в целом остается сравнительно стабильным. По данным на январь 2009 г. снижение составило 7 %
(1515 единиц по сравнению с 1640 установками в 2008 г.).
В январе 2009 г. мировые поставки нефти снизились на
0,54 млн брл/сут до 84,65 млн брл/сут. Наибольшее сокращение было зарегистрировано в Саудовской Аравии и Венесуэле на 300 тыс. и 110 тыс. брл/сут соответственно. Еще
в декабре 2008 г. ОПЕК объявила о дальнейшем снижении
добычи нефти до 1,05 млн брл/сут. Данные приведены за
исключением Индонезии, т. к. правительство этой страны
приняло решение о выходе из состава ОПЕК. Организация планирует и дальше рассматривать вопрос о снижении добычи, если ситуация с ценами не стабилизируется.
Добыча нефти в США****, тыс. брл/сут
Добыча нефти и конденсата в мире, млн брл/сут
Штат, регион
Январь 2009 г.*
Алабама
Аляска
Арканзас
Калифорния
Колорадо
Флорида
Иллинойс
Канзас
Кентукки
Луизиана
Мичиган
Миссисипи
Монтана
Небраска
Нью-Мексико
Северная Дакота
Огайо
Оклахома
Техас
Юта
Вайоминг
Другие***
Всего
48 нижних штатов
Январь 2008 г.**
21,0
703,0
17,0
645,0
62,0
6,0
26,0
106,0
8,0
1358,0
16,0
62,0
81,0
6,0
164,0
201,0
16,0
175,0
1232,0
61,0
144,0
27,0
5137,0
4434,0
Средняя дневная добыча за месяц
Разница, %
Декабрь 2008 г.*
21,0
711,0
16,0
670,0
65,0
6,0
26,0
109,0
7,0
1262,0
15,0
58,0
88,0
6,0
162,0
133,0
16,0
168,0
1325,0
53,0
152,0
25,0
5094,0
4383,0
0,0
–1,1
6,3
–3,7
–4,6
0,0
0,0
–2,8
14,3
7,6
6,7
6,9
–8,0
0,0
1,2
51,1
0,0
4,2
–7,0
15,1
–5,3
8,0
0,8
1,2
21,0
730,0
17,0
641,0
60,0
6,0
25,0
100,0
8,0
1281,0
15,0
60,0
78,0
6,0
157,0
195,0
15,0
171,0
1211,0
60,0
140,0
27,0
5024,0
4294,0
* 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
Январь
2009 г.
Декабрь
2008 г.
Ноябрь
2008 г.
Январь
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
181
162
70
43
403
625
292
376
2152
635
187
175
70
51
434
681
341
403
2342
595
199
181
71
53
446
744
361
414
2469
656
197
194
83
67
449
776
334
376
2476
729
Изменение, %
По месяцам По годам
–3,2
–7,4
0,0
–15,7
–7,1
–8,2
–14,4
–6,7
–8
7
–8,1
–16,5
–15,7
–35,8
–10,2
–19,5
–12,6
0,0
–13
–13
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
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Страна, регион Январь 2009 г. Декабрь 2008 г.
Август 2008 г.
Страны ОПЕК*
Саудовская Аравия
7,82
8,12
8,90
Иран
3,79
3,88
3,90
Ирак
2,37
2,41
2,38
ОАЭ
2,36
2,45
2,59
Кувейт
2,18
2,24
2,31
Нейтральная зона
0,56
0,56
0,57
Катар
0,78
0,80
0,85
Ангола
1,76
1,80
1,85
Нигерия
1,84
1,91
1,95
Ливия
1,65
1,72
1,72
Алжир
1,27
1,32
1,37
Эквадор
0,48
0,49
0,50
Венесуэла
2,18
2,29
2,35
Природный газоконденсат и конденсат
4,68
4,78
4,66
Всего в ОПЕК
33,72
34,77
35,90
Страны, входящие в организацию экономического содружества**
США
7,74
7,63
7,53
Мексика
3,08
3,13
3,17
Канада
3,36
3,35
3,23
Великобритания
1,48
1,48
1,52
Норвегия
2,45
2,59
2,47
Европа – другие
0,69
0,72
0,71
Австралия
0,63
0,59
0,55
Страны тихоокеанского бассейна
0,09
0,09
0,10
Всего
19,52
19,58
19,28
Страны, не входящие в ОПЕК*
Страны бывшего СССР
12,91
12,69
12,75
Китай
3,90
3,70
3,79
Малайзия
0,77
0,74
0,76
Индия
0,81
0,81
0,81
Индонезия
1,02
1,02
1,03
Азия – другие
1,09
1,10
1,07
Европа
0,12
0,12
0,12
Бразилия
2,47
2,38
2,26
Аргентина
0,77
0,75
0,74
Колумбия
0,60
0,59
0,58
Латинская Америка – другие
0,46
0,46
0,43
Оман
0,72
0,79
0,72
Сирия
0,40
0,41
0,41
Йемен
0,29
0,29
0,31
Египет
0,70
0,70
0,69
Габон
0,24
0,24
0,23
Африка/Ближний Восток – другие
1,85
1,85
1,85
Всего
29,12
28,55
28,55
Прирост***
2,29
2,29
2,24
Итого
84,65
85,19
85,97
Август 2007 г.
8,48
3,98
2,09
2,52
2,16
0,56
0,80
1,66
2,13
1,71
1,36
0,50
2,39
4,52
34,86
7,48
3,48
3,32
1,66
2,56
0,73
0,55
0,08
19,86
12,77
3,73
0,74
0,81
1,01
1,11
0,13
2,14
0,75
0,54
0,43
0,70
0,42
0,34
0,67
0,23
1,85
28,37
2,17
85,26
Источник: International Energy Agency.
* Данные по Анголе должны быть в страны ОПЕК.
** Включая сырую нефть, конденсат, природный конденсат и нетрадиционные ресурсы.
*** За исключением стран бывшего СССР, Китая и европейских стран, не входящих в организацию экономического содружества.
Цены на сырую нефть, долл/брл
Западно-техасская
Смесь Брент
Арабская легкая
Источник:DOE
№7 • июль 2009
45
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Число буровых установок для капитального Число буровых установок вращательного
ремонта
бурения в мире в целом
Источник: Baker Hughes Inc. и M-I-SWACO.
Источник: Weatherford.
Число буровых установок вращательного бурения в мире в целом
Страна, регион
Январь 2009 г.
Наземные Морские
Канада
Европа
Германия
Италия
Нидерланды
Норвегия
Польша
Великобритания
Другие
Ближний Восток*
Абу-Даби
Иран
Оман
Саудовская Аравия
Сирия
Турция
Другие
Африка
Алжир
Египет
Ливия
Нигерия
Судан
Другие
Латинская Америка
Аргентина
Бразилия
Колумбия
Мексика
Венесуэла
Другие
Дальний Восток
Австралия
Китай, шельф
Индия
Индонезия
Малайзия
Мьянма
Пакистан
Таиланд
Вьетнам
Другие
Всего
375
34
8
4
0
0
1
1
20
239
8
59
52
63
22
5
30
116
24
42
15
2
28
5
305
66
30
34
94
63
18
158
14
0
54
51
0
2
22
3
0
12
1227
2
54
0
0
2
25
0
22
5
33
4
10
0
11
0
0
8
24
0
12
1
3
0
8
76
1
29
0
31
11
4
102
8
23
26
14
12
1
0
7
7
4
291
Декабрь 2008 г.
Наземные Морские
359
42
10
4
0
0
1
4
23
241
9
59
52
64
20
6
31
128
27
49
14
3
28
7
312
70
29
42
83
66
22
151
15
0
55
46
0
1
21
2
0
11
1233
2
53
0
0
5
25
0
18
5
32
3
10
0
10
0
0
9
27
0
11
1
4
0
11
77
0
30
0
28
12
7
112
11
20
27
15
19
1
0
10
4
5
303
Январь 2008 г.
Наземные Морские
492
43
6
5
0
0
2
1
29
243
9
57
55
66
19
5
32
122
27
40
14
3
30
8
291
82
20
37
69
65
18
150
13
0
55
42
0
7
20
3
0
10
1341
2
45
1
1
2
17
0
19
5
28
3
6
0
11
0
0
8
28
0
12
0
8
0
8
74
0
25
0
28
16
5
122
12
21
30
22
12
1
0
9
6
9
299
Источник: Baker Hughes Inc.
* Нет данных по Ираку.
Морские буровые установки в мире в целом
Январь 2009 г.
Всего буровых установок
2008 г.
Аренда по контракту
2008 г.
Коэффициент использования
буровых установок, %
2008 г.
Мексиканский залив Европа/Средиземное
В мире в целом
море
Мобильные Платформы Мобильные Платформы* Мобильные Платформы*
Источник: IHS Energy.
46
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
Декабрь
2008 г.
Январь
2008 г.
3
1
0
2
12
9
3
49
32
31
1
87
1
20
8
177
90
9
23
54
0
14
6
0
5
58
3
68
10
152
23
0
3
701
6
0
11
31
52
64
142
114
20
51
88
25
42
54
29
26
61
7
66
1553
4
3
0
2
12
9
3
54
38
38
0
104
1
16
9
175
90
14
19
53
0
19
9
0
6
67
4
83
12
167
25
1
4
826
8
0
20
35
60
81
160
130
27
59
108
30
45
66
35
30
75
7
66
1782
3
3
0
0
7
7
0
45
41
39
2
100
0
14
8
149
52
22
27
48
1
10
12
0
4
70
5
48
11
192
20
1
6
858
10
3
16
33
68
89
184
116
33
52
120
20
46
70
38
31
74
6
87
1749
103
102
101
101
98,5
107
107
104
107
97,2
711
677
624
605
87,7
296
295
253
242
85,5
Источник: Baker Hughes Inc.
76,6
53,6
99,5
100,0
89,4
82,0
Геофизическая активность в мире в целом
Регионы
Февраль 2009 г.
5
24
15
8
10
13
75
Январь 2009 г.
7
23
15
9
10
11
75
Февраль 2008 г.
11
25
10
8
16
6
76
Африка
Канада
Страны бывшего СССР
Европа
Дальний Восток*
Ближний Восток
Латинская Америка
США
Всего
Разница, %,
Январь 2009 г. Январь 2008 г.
Январь
2009 г.
54
56
35
30
64,8
Геофизическая активность в США
Регионы
Число буровых установок вращательного бурения в США
121
125
89
96
73,7
Источник: ODC-Petrodata Weekly Mobile Offshore Rig Count.
* Корректированные данные.
Скалистые горы
Центральный район
Юго-запад
Мексиканский залив
Морские участки
Другие
Всего
Число буровых установок вращательного
бурения в США
0,0
–66,7
–
–
71,4
28,6
–
8,9
–22,0
–20,5
–50,0
–13,0
–
42,9
0,0
18,8
73,1
–59,1
–14,8
12,5
–
40,0
–50,0
–
25,0
–17,1
–40,0
41,7
–9,1
–20,8
15,0
–
–50,0
–18,3
–40,0
–
–31,3
–6,1
–23,5
–28,1
–22,8
–1,7
–39,4
–1,9
–26,7
25,0
–8,7
–22,9
–23,7
–16,1
–17,6
16,7
–24,1
–11,2
Февраль 2009 г.
Январь 2009 г.
Февраль 2008 г.
74
18
47
36
73
35
36
75
394
74
13
47
37
73
35
37
75
391
58
25
48
21
58
23
32
76
341
Источник: IHS Energy.
* Включая Китай.
№7 • июль 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОТС 2009
0''4)03&5&$)/0-0(:$0/'&3&/$
МАТЕРИАЛЫ КОНФЕРЕНЦИИ ОТС 2009
ПО МОРСКИМ ТЕХНОЛОГИЯМ
ОТС 2009:
НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
И ЭКОНОМИЧЕСКАЯ СИТУАЦИЯ
K. H. Kuhl, научный редактор WO
На конференции обсуждались различные темы: от колебания цен до разведки Арктики
В соответствии с прогнозом
ОТС 2009 в ближайшее время следует ожидать расширения масштабов разведочных работ и улучшения ситуации, как в США, так и в
мире в целом в секторе разведки,
бурения и добычи. Особое внимание планируется уделять охране
окружающей среды в процессе
разработки морских месторождений.
Некоторые факты. Как и в предыдущие годы, в 2009 г. ОТС
2009 проводилась в Хьюстоне
на территории комплекса Релиант Парк. На конференцию прибыло более 73 тыс. делегатов из
110 стран мира.
Обсуждаемые темы. На конференции обсуждались различные
темы, такие как энергетическая
политика, роль национальных
нефтяных компаний, проблема
ураганов, арктические проекты
и многие другие. Наиболее запоминающимися стали доклады на
темы: «Инвестирование в проекты
Саудовской Аравии и роль национальных компаний», «Нефтяная отрасль Бразилии», «Ньюфаундленд
и Лабрадор: энергоресурсы, развитие и возможности», «Арктические
проекты», «Ураганы и всемирное
потепление», «Стратегия будущей
разработки глубоководных регио-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
нов», «Энергоресурсы 21-го века»
и другие.
Программа Next Wave. На
конференции была представлена
программа Next Wave, разработанная для молодых специалистов
отрасли, входящих в возрастную
группу «до 35 лет». Цель программы – сфокусировать внимание на
профессиональной карьере молодых специалистов. В рамках этой
программы обсуждалось 30 тем,
включая особенности карьерного
роста и геополитические проблемы.
Технические программы. В
процессе проведения технической
сессии было представлено более
300 докладов. Обсуждаемые темы
включали:
• развитие технологий для разработки Арктики;
• разработка карбонатных пластов;
• анализ морского дна и продуктивных горизонтов глубоководных регионов с целью
разработки систем MODU;
• улучшение динамики сверхглубоководных райзеров;
• подводная станция Ормен
Ленж.
Подробнее ознакомиться с материалами конференции и списком
представленных тем можно на сай-
№7 • июль 2009
те: http://www.otcnet.org/2009/pages/schedule/technical.html.
НОВЫЕ
ТЕХНОЛОГИИ
В 2009 г. на конференции было
представлено 14 новых технологий, разработанных 13 компаниями, включая 2H Offshore, Cameron-Nautronix, ProPure AS, Reelwell
AS, Schlumberger Subsea Surveillance, Specialized Products, Technip
France, US Synthetic Corp., Dover
Company;VetcoGray, a GE Oil &
Gas Company;Weatherford International, LTD, Welltec, WesternGeco и
Schlumberger.
Технологии-победители выбирались по пяти критериям:
• технология должна быть новой,
разработанной менее двух лет
назад;
• технология должна быть инновационной и эффективность
технологии должна быть выше
эффективности аналогичных
существующих систем;
• инновационность и эффективность разработанной технологии должна быть доказана
при помощи проведения испытаний;
• новая разработка должна пользоваться спросом на отраслевых рынках;
47
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОТС 2009
• технология должна иметь значительные преимущества по
сравнению с аналогичными
системами.
РАЗРАБОТКИ
BAKER HUGHES INC.
Компания Baker Hughes Inc.
получила в 2009 г. две награды.
Baker Oil Tools получила награду
на разработку TORXS – раздвижного скважинного расширителя
(рис. 1). Использование этой системы будет способствовать сокращению временных и финансовых затрат с минимальным
риском. Использование этого
инновационного решения решит
ряд проблем, связанных со скважинными условиями, возможностями скважинного оборудования,
ограничениями существующих
методов бурения и эксплуатации
скважин и другие.
Вторая награды была присуждена системе Frac-Hook (рис. 2),
предназначенной для скважин с
несколькими боковыми стволами.
Добыча газа из плотных сланцевых
горизонтов требует значительной
закачки жидкости гидроразрыва.
Как правило, буровики не имеют
широкого выбора вариантов для
проведения гидроразрыва в газовых скважинах. Решение просто
– закачивать жидкость разрыва
непосредственно в открытую скважину.
Новая система позволяет оператору проводить гидроразрыв
успешно, точно и безопасно. С ее
использованием обеспечивается
значительная экономия времени
и средств, а также эффективность
проведения операций.
Рис. 1
48
Рис. 2
Рис. 4
ПОДВОДНЫЙ
ЭЛЕКТРОННЫЙ
МОДУЛЬ
Компания VetcoGray получила
награду за разработку системы
SEM5 – подводного электронного модуля пятого поколения для
контроля работы подводных эксплуатационных систем (рис. 3).
Система SEM имеет улучшенную открытую архитектуру и
высокие возможности. Система обладает высокой скоростью
работы и соответствует самым
взыскательным требованиям потребителей. SEM поддерживается
промышленными стандартами SIIS
1-3 и IWIS.
Рис. 3
ИННОВАЦИОННАЯ
ТЕХНОЛОГИЯ
ПРОВЕДЕНИЯ
СЕЙСМИЧЕСКИХ
ИССЛЕДОВАНИЙ
Компания WesternGeco получила награду за разработку технологии полноазимутальных морских сейсмических исследований
(full-azimuth – FAZ) Coil Shooting
(рис. 4). Исследования проводятся
с использованием только одного
судна. Coil Shooting обеспечивает
получение геофизических данных
при помощи многоазимутальных
(multi-azimuth – MAZ) и широ-
коазимутальных исследований
(wide-azimuth – WAZ). MAZ и
WAZ – методы проведения сейсмических исследований сложных
геологических зон. Технология
MAZ включает периодические
сейсмические исследования с использованием одного судна. Технология WAZ включает сейсмические исследования из нескольких
источников и с использованием
нескольких судов. В обоих случаях
результаты лучше отражают соотношение сигнал/шум и обеспечивают лучшую развертку. Система
Coil Shooting обладает не только
высокой эффективностью, но и
возможностью поставки точных
данных и обеспечивает получение
четкого и подробного изображения сложных геологических формаций.
СИСТЕМА
НАГНЕТАНИЯ
ПРЕСНОЙ ВОДЫ
И СМЕШЕНИЯ ВОДЫ
И СЫРОЙ НЕФТИ
Компактная система ProSalt,
разработанная компанией ProPure,
объединяет две функции – нагнетание пресной воды и смешение пресной воды и сырой нефти,
обеспечивая гомогенность потока
(рис. 5). Система ProSalt оснащена
Рис. 5
№7 • июль 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОТС 2009
внутренним цилиндром для смешения.
Для традиционных процессов
опреснения сырой нефти может
использоваться статический смеситель, который смешивает сырую нефть с нагнетаемой пресной
водой. Этот метод характеризуется
получением большого количества
жидкости, но низкой эффективностью смешения.
ПРОДЛЕНИЕ
СРОКА СЛУЖБЫ БАТАРЕЙ
БЛАГОДАРЯ
ИМПУЛЬСНОЙ
ТЕХНОЛОГИИ
Компания Specialized Products
получила награду за разработку
Pulse Technology, импульсную систему управления, обеспечения
условий эксплуатации и зарядки
батарей (рис. 6). Батареи примерно 80 % оборудования подвержены
сульфатации, что становится причиной их повреждения. Благодаря
новой системе Pulse Technology
эти проблемы эффективно решаются.
Высокочастотная пульсация обеспечивает электромеханическую
активность на поверхности аккумуляторных пластин. Благодаря этому
предотвращается рост кристаллов
сульфатации. Это решение обеспечивает продолжительный срок
службы аккумуляторных батарей
– примерно в пять раз больше по
сравнению с традиционными системами.
коррозии металлический корпус
(рис. 7). С помощью этой системы
можно проводить замеры бипланарных изгибов. Прибор рассчитан на определение минимальных
изгибающих моментов и обеспечивает получение полной информации.
Рис. 7
ИНСТРУМЕНТ
ДЛЯ ЭФФЕКТИВНОЙ
ОЧИСТКИ
ПРОДУКТИВНЫХ
СКВАЖИН
Компания Welltec получила
награду за разработку инструмента Well Cleaner Power Suction
Tool (PST), технологию очистки,
спускаемую в скважину на канате. Эта система обеспечивает
эффективное извлечение из полости трубы песка и обломков
твердой породы (рис. 8). Обычно
очистка от песка осуществляется
при помощи желонки или гибких
труб (coiled tubing – CT). В случае
значительного изгиба скважины
СТ-очистка может вытеснить образовавшуюся пробку, но циркуляция флюидов не будет восстановлена до удаления всего песка.
Well Cleaner PST спускается на
электрокабеле и более эффективен, чем традиционные системы.
Работа системы основана на принципе сепарации. Инструмент всасывает в себя жидкость и твердые
частицы, отфильтровывает флю-
Рис. 6
ДАТЧИК
ДИНАМИЧЕСКИХ
ИЗГИБОВ
Компания 2H Offshore получила награду за разработку системы Integristick, включающую несколько датчиков и устойчивый к
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2009
Рис. 8
иды и возвращает их обратно в
скважину.
СИСТЕМА
ПОДВОДНОГО
МОНИТОРИНГА
Компания Schlumberger получила награду за разработку систем подводного мониторинга
subC-strip и subC-collar (рис. 9). Эти
600-футовые датчики для проведения непрерывного мониторинга
мест соединения колонны труб,
наклона труб, деформации и температуры, обеспечивающие полную картину условий проведения
операций.
Система subC-strip обеспечивает мониторинг качества и целостности соединений. Использование
этой системы важно для выявления
проблем на ранней стадии. Управление датчиками может осуществляться дистанционно. Системы
могут размещаться на глубине более 9800 фут.
Рис. 9
СИСТЕМА
ДЛЯ СКВАЖИН
С НЕСКОЛЬКИМИ
БОКОВЫМИ
СТВОЛАМИ
Компания Weatherford получила награду за разработку системы OneTrip Starburst Multilateral
System (рис. 10). Инновационная
система предназначена для скважин истощенных месторождений.
Система разработана с одноразовым скважинным отклонителем.
49
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОТС 2009
плотный буровой раствор, не опасаясь никаких повреждений. После
забуривания окна туда спускается
хвостовик и окно цементируется.
Далее можно забуривать новое
окно.
ИННОВАЦИОННЫЙ
РАДИАЛЬНЫЙ
ПОДШИПНИК
Компания Synthetic Bearings
разработала алмазный радиальный
подшипник, устойчивый к воздействию различных буровых растворов (рис. 11). Система абразивно
устойчива и обеспечивает увеличенный срок службы, примерно
в два – восемь раз больше, чем
традиционные системы. Система
оснащена поликристаллическими
алмазными прокладками. Инновационные подшипники используются во вращательном оборудовании,
на электростанциях и т. д. подшипники выпускаются диаметром
1–10•.
системой наружной и внутренней изоляции, предотвращающей
оледенение стенок трубопровода.
Система ALLS также включает автоматическую систему соединения,
спроектированную и разработанную компаниями KSB и Eurodim.
Новая система уже прошла серьезную программу испытаний, управление которой осуществлялось GDF
Suez.
Рис. 12
НОВЫЙ
МЕТОД
РЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМ
В ПРОЦЕССЕ
БУРЕНИЯ
Компания Reelwell получила
награду за разработку инновациРис. 11
Рис. 10
После спуска инструмента в скважину, выполнения необходимых
операций, бурения и заканчивания
отклонитель оставляется в скважине.
Система состоит из трех основных узлов: пакера, отклоняющей
системы и фрезы. Пакер на дне
во время бурения бокового ствола изолирует основную скважину.
Оператор просто использует более
50
НОВАЯ
СИСТЕМА
ОТГРУЗКИ СПГ
Компания Technip France получила награду за разработку системы погрузки СПГ its AmplitudeLNG (рис. 12). Транспортировка
СПГ должна осуществляться в
специальных условиях. Системы
транспортировки требуют особого
подхода при разработке конструкции, включая криогенный гибкий
трубопровод. Гибкий трубопровод
является основным элементом системы Amplitude-LNG Loading System (ALLS), обеспечивающим новые
возможности транспортировки.
Трубопровод оснащен надежной
Рис. 13
№7 • июль 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОТС 2009
онного метода Reelwell Drilling
Method (рис. 13). Метод основан
на концентрической двойной системе циркуляции. Для повышения надежности и безопасности
был разработан двойной клапан и
поршень, благодаря которым осуществляется контроль в процессе
бурения и соединения труб. Поршень предотвращает утечку флюидов и обеспечивает корректировку
гидравлическую нагрузку на долото при бурении горизонтальных
интервалов. Удаление отбуренной
породы осуществляется через внутреннюю колонну, обеспечивая
очистку скважины. Новый метод
обеспечивает корректировку давления и контроль скважинных
условий.
АКУСТИЧЕСКАЯ
СИСТЕМА КОНТРОЛЯ
Компания Cameron Drilling
Systems получила награду за разработку системы проведения акустических исследований NASMUX
(рис. 14). Благодаря этой системе
осуществляется контроль выбросов
на подводном оборудовании. Система представляет собой эффективное альтернативное решение
традиционным системам. NASMUX
получает команды и осуществляет
контроль и мониторинг. Преимущества этой системы по сравнению с аналогами очевидны. К ним
относится гибкость, скорость выполнения мониторинга, точность,
экономия палубного пространства,
времени и затрат.
Рис. 14
ПРОСТЫЕ ВРЕМЕНА ПРОШЛИ
P. A. Fischer, редактор WO
Друзья мои, я не раз упоминал
о наиболее эффективном способе
убедить общественность в необходимости снятия ограничений на
бурение морских участков. При
этом не стоит забывать о прогрессе
нашей отрасли в области морского
бурения, и, я думаю, это не надо доказывать. Об этом говорилось и в
дополнении к докладу Deep Panuke
Volume 4, Environmental Assessment
Report (от 2006 г.), и в материалах
Oil Spill Intelligence Report (от 2005
г.), и на сайте MMS (www.mms.gov/
stats/index.htm.).
За всю историю развития сектора морского бурения США произошло всего лишь два серьезных
выброса нефти (в 1969 и 1970 гг.),
результатом которых стал разлив
50 тыс. брл. В то же время в мексиканском секторе Мексиканского
залива выброс из скважины Ixtoc-1
составил 4 млн брл нефти. Однако
следует отметить, что бурение этой
скважины осуществлялось методом, не применяемым ни в США, ни
в Канаде. За период 1972–2005 гг.
в водах континентального шельфа
США было пробурено примерно
32 тыс. скважин и добыто свыше
10 млрд брл нефти. За этот период
произошло 17 выбросов (включая
выбросы нефти и конденсата), ко-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
торые не относятся к категории
значительных. Результатом этих
выбросов стал разлив 1103 брл
флюидов. Эти данные приведены
с учетом выбросов за этот период
в Северном море (см. табл.).
Следует отметить, что периодичность выбросов или коэффициент
добычи на скважину являются переменными факторами и не всегда отвечают природоохранным нормам.
Если обратиться к другим источникам, например, данным исследований, проведенных Pal Skalle and
Anthony Podio в 1998 г., выбросы
периодически происходят. Вопрос
заключается в том, сколько при
этом разливается нефти, особенно
в процессе проведения E&P-работ.
По данным доклада Oil in the Sea
III, в Северной Америке в среднем
проливается 21 тыс. брл/год нефти.
Другими словами, с тех пор как стал
развиваться E&P-сектор, пролилось
1, 12 млн брл нефти (произошло примерно 60 выбросов).
Однако не стоит забывать, что
хотя нефть также является частью
природы, ее разлив становится причиной значительных загрязнений
и возникновения ряда серьезных
проблем (например, озеро Маракайбо или Каспийское море). Нет
никаких гарантий, что аналогичное
будущее не ожидает континентальный шельф США. Незначительные
(для отрасли) показатели разливов
нефти могут оказать пагубное влияние на окружающую среду и экологическое состояние побережья.
Разработаны ли запреты на разливы? Нет. И раз уж выбросы и разливы нефти возможны, следует их
предотвращать. Специалистам следует предусмотреть строительство
очистных мощностей и разработать
инновационное эффективное оборудование, чтобы минимизировать
вредное воздействие на окружающую среду.
Наша отрасль постоянно сталкивается с негативными выступлени-
Периодичность выбросов нефти в Мексиканском заливе и Северном море
Период, годы
18 лет (1980–1997 гг.)
10 лет (1988–1997 гг.)
5 лет (1993–1997 гг.)
Число выбросов
31
1
4
Среднее число выбросов в год
1,7
0,1
0,8
Источник: Scandpower
№7 • июль 2009
51
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОТС 2009
ями и акциями всевозможных экологических групп. Ежегодно суды
США рассматривают различные
иски против нефтегазовых компаний. Однако эти шаги не способствуют повышению экологичности
бурения.
Что является наиболее важным
– потребление энергии. Добыча и
получение любого энергоресурса
связана с вредным воздействием на
окружающую среду. Атомные электростанции производят вредоносные пары, добыча угля напрямую
связана с выбросами СО2, SO2, ртути, селена и других не менее вредных веществ. Гидроэлектростанции
также нарушают экологическое
состояние рек и являются причиной масштабных испарений воды.
Просто людям надо знать «простые
времена прошли» и исследования
показывают, что морское бурение
в настоящее время связано с наименьшим экологическим ущербом,
чем какой-либо другой способ добычи энергоресурсов.
ЭФФЕКТИВНАЯ СИСТЕМА ОЧИСТКИ СКВАЖИНЫ
B. Schwanitz, Kristine Henriques, Welltec
Разработка нефтеносных песчаников и последующая очистка
скважины от песка, как правило,
связаны с определенными проблемами, включая значительное сокращение объемов добычи, преждевременный капитальный ремонт
скважины и, даже, невозможность
спуска в скважину оборудования.
Традиционный метод решения этих
проблем заключается в использовании системы очистки труб (желонки), которую спускают в скважину
на канате. Однако для выполнения
этих работ необходимо большое
число сильных рабочих для подъема
утяжеленной песком системы.
Объединив уже созданную технологию с инновационным решением, специалисты разработали новую
систему очистки Well Cleaner PST
(Power Suction Tool), спускаемую в
скважину на канате. Эта система обеспечивает эффективное извлечение
из полости трубы песка и обломков
твердой породы (см. рис.). За один
спуск система способна извлечь до
одной тонны песка и обломков (для
сравнения - очищающая желонка извлекает несколько литров песка).
Принцип работы системы аналогичен работе пылесоса. Скважинные флюиды, смешанные с
твердыми обломками и частицами
песка, всасываются в желоночную
секцию, где твердые примеси отфильтровываются и очищенная
жидкость сливается в скважину.
Для улавливания мелких частиц
песка в нижней части системы
предусмотрены различные впускные сопла.
Разработанная по принципу вакуумной системы, новая технология
может удалять песок из скважины и
52
Система очистки Well Cleaner PST
выбрасывать его на поверхность с
большей эффективностью, чем все
известные традиционные системы.
Благодаря насосу, обеспечивающему
значительное снижение давления,
система намного легче (по сравнению с традиционными методами)
перемещает извлеченный из желоночной секции песок. К этому можно
добавить, что использование канатной тяги для спуска инструмента в
скважину обеспечивает сокращение
капитальных затрат при применении
утяжеленных труб и привлечение
меньшего числа рабочих.
Применение технологии в морских условиях. Первые морские
испытания этой системы проводились в октябре 2008 г. для компании
StatoilHydro на шельфе Норвегии.
Песок, накопившийся в скважине,
создавал пробку в 26 фут. При использовании традиционных систем
наиболее сложно для оператора
было определить, полностью ли ликвидирована пробка. Первоначально
компаниями использовалась желонка для извлечения песка. Но эта система оказалась недостаточно эффективной. Традиционная желонка
удаляла всего лишь 1/4 пробки.
В результате компания StatoilHydro решила испытать новый
инструмент. Этот инструмент
представляет собой спускаемый
на канате трактор длиной 47,5 фут
(1 фут = 0,3048 м) диаметром 4•.
После трех рейсов песчаная пробка была полностью удалена, и поток
флюидов возобновился.
«PST представляет собой новую
инновационную систему, благодаря
которой наши возможности расширяются, и облегчается эксплуатация
скважин, – комментировали работу
системы специалисты StatoilHydro
после проведения испытаний. –
Система полностью оправдала наши
ожидания, как с технической, так и
с финансовой точки зрения».
После испытаний новая система уже использовалась дважды. Из
скважины было извлечено более
1300 фунт (1 фунт = 0,453 кг) песка.
Технология Well Cleaner PST была
объявлена призером выставки, поскольку соответствует пяти основным критериям – новизна, инновационность, успешное проведение
испытаний, международный интерес и высокая эффективность. Система была разработана компанией
Welltec при финансовом содействии
StatoilHydro и Shell. Для получения
более подробной информации можно посетить сайт: www.welltec.com.
№7 • июль 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОТС 2009
ИННОВАЦИОННОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ
ПО ИЗГОТОВЛЕНИЮ ТРУБ ДЛЯ ТРУБОПРОВОДОВ
В Порте Изабель (Техас), расположенном недалеко от мексиканской границы, завершено строительство инновационной мощности
Subsea 7 по изготовлению труб,
предназначенных для подводных
трубопроводов. Территория, занимаемая заводом, составляет 58 акров
(1 акр = 4046,86 м2). На оборудовании заводе могут подвешиваться
свечи длиной до 4000 фут и производиться трубы длиной до 1000 фут.
Продукция завода предназначается
для глубоководных трубопроводов и
поставляется потребителям Северной Америки (см. рис.).
На заводе могут производиться и складироваться трубы диаметром более 20• (16• стальное тело и
4• - изоляционное покрытие) и длиной свечи более 1,2 км (с возможным увеличением до 1,8 км). Завод
оснащен специальным сварочным
оборудованием для сварки любых
сплавов (от традиционных до специальных инновационных повышенной прочности). Планируется
также размещение оборудования
для производства комбинированных труб (со специальной пластиковой трубой внутри), а также труб
типа «труба в трубе».
Производительная мощность
завода составляет 18 тыс. т труб
Завод по производству сверх-длинных
труб для строительства глубоководных
трубопроводов
в год. На заводе также построен
500-футовый причал для кораблейтрубоукладчиков, оснащенный
специальным оборудованием для
транспортировки и подачи труб.
Цех по производству 1000-футовых труб оснащен специальной производственной линией, состоящей
из 12 соединительных станций с
интервалом между ними в 80 фут и
50-тонной гидравлической системой
для подачи труб. Производственная
линия полностью автоматическая и
оснащена оборудованием для осуществления полуавтоматической и
ручной сварки.
Эксплуатации завода началась
летом 2008 г. Менеджер завода
Г. Доннелли отметил, что «это предприятие, как и многие новые мощ-
ности США, находится в регионе
Мексиканского залива, подверженном воздействию ураганов.
Поэтому при создании проекта
предусмотрена устойчивость конструкций к скорости ветра свыше
130 м/с. Почти все электрооборудование, расположенное на полу,
оснащено изоляционным покрытием с возможностью пребывания в
воде глубиной 2–3 фут».
На предприятии будет производиться 60–80 видов работ и уже
реализуется первый контракт –
производство 58 км 8-дюймовых
труб для компании Marathon. Трубы предназначены для трубопровода месторождения Дрошки (южная
часть побережья Луизианы) и буду
укладываться трубоукладчиком
Seven Oceans.
Как отметил Я. Гоббан, вицепрезидент по североамериканскому
региону, в связи с перспективным
развитием морского сектора отрасли в ближайшее время понадобится
большое количество качественных
труб для подводных трубопроводов.
Поэтому нельзя недооценивать
важность Subsea 7. Этот проект
является значительным вкладом в
расширение инфраструктуры нефтегазовой отрасли Северной Америки и США.
ПРИМЕНЕНИЕ РАЗДВИЖНОГО РАСШИРИТЕЛЯ
НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ МЕКСИКАНСКОГО ЗАЛИВА
J. Evans, Baker Hughes
Применение раздвижного скважинного расширителя GaugePro
XPR не связано с обычными проблемами, которые возникают при
использовании традиционных систем, включая сложность системы,
необходимость активации, ошибки, дисфункцию стабильности и
вибраций и другие (см. рис.). Новая система выключена до подачи
команды и ее калибровка точна.
Спускоподъемные операции системы также достаточно просты. Поскольку система синхронизирует-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
ся с буровым долотом, в скважине
создаются оптимальные условия
для бурения.
Скважина Грин Каньон. Несмотря на контроль бурения таких
месторождений, как Грин Каньон,
при использовании традиционных
скважинных расширителей операторы постоянно сталкиваются с
необходимостью предотвращения
избыточной вибрации. Например,
при бурении одной из скважин использовалось буровое долото со
стальными зубьями MX-1 (IADC
№7 • июль 2009
Type 117), изготовленное компанией Hughes Christensen. Долото было
синхронизировано со скважинным
расширителем. Направляющее долото было сравнительно агрессивным, что позволило перенести на
него основную нагрузку. Кроме
того, не возникло необходимости
забуривания и предотвратило вибрацию и проскальзывание забойной компоновки (bottomhole
assembly – BHA). Разместив стабилизатор выше системы AutoTrak,
вращающуюся компоновку выше
53
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОТС 2009
системы MWD/VSS и ниже скважинного расширителя, оператор
повысил стабильность бурильной
компоновки.
В итоге, стабилизатор был размещен на 30 фут выше концентрического расширителя для стабилизации компоновки по мере
заглубления. Скважинный расширитель разместили на 80 фут выше
направляющего долота.
Скважина была пробурена с отклонением в 17о, которое на глубине свыше 3373 фут было снижено
до 10“. Затем был закачан буровой
раствор на водной основе со скоростью 750 галл/мин. Затем операции
продолжались в течение 102 часов,
со средней скоростью бурения
33,1 фут/час и закачкой 20 тыс.
фунт водного бурового раствора.
Даже при условии, что налипание глин на буровое долото невозможно было предотвратить,
скважина была закончена, однако
потребовалось расширить скважину и выполнить два спуска в об-
Рис. 3. Раздвижной расширитель
GaugePro XPR (справа) и GaugePro XPS
(слева)
садную трубу, где из-за вращения
бурильной колонны и возвратнопоступательного движения могли
возникнуть незначительные повреждения. Однако повреждения
не были обнаружены.
Итак, скважина была успешно
закончена. К сожалению, положительный результат еще не был достигнут. В процессе бурения была
отмечена незначительная вибрация,
но не из-за повреждения забойной
компоновки. Все инструменты работали безупречно. Первоначально
предполагалось, что это произошло
из-за перепада давления.
Описание инструмента. Расширитель GaugePro XPR имеет небольшое число узлов, несложный
механизм и однородный корпус, выполненный из прочного материала.
Инструмент оснащен специальными
сменными твердосплавными прокладками, чтобы предотвратить сварные работы и облегчить техническое
обслуживание. Сменные насадки
расположены с учетом улучшения
удаления отбуренных частиц.
При использовании GaugePro
XPR операторы могут одновременно бурить и расширять скважину
или расширять и удлинять уже пробуренную скважину.
ИННОВАЦИОННЫЕ ГЛУБОКОВОДНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
R. Longerich, Puget Sound
Rope, отделение Cortland Deploying, разработало новую инновационную технологию для реализации
на глубоководных и сверхглубоководных участках. Существующие
методы использования стальных
тросов для подъема или транспортировки труб в таких условиях невозможны из-за веса тросов. Это
заставляет сервисные компании
заниматься разработкой альтернативных решений и методов.
Компания Cortland Puget Sound
Rope недавно разработала первую в
мире систему (самой большой длины и диаметра) для использования
в экстремальных условиях глубоководных месторождений и устойчивую к высоким нагрузкам.
Новая система может выдерживать нагрузку в 250 т и может использоваться в водах глубиной 3000 м.
Первоначально система была разработана длиной 3100 м и состояла
из 88-миллиметровой переплетенной (12 — 12) особо прочной про54
волоки ВОВ (Braid Optimized for
Bending).
Впервые система использовалась на новом судне Skandi Santos,
выполняющем операции на нефтяном месторождении компании
Aker. Максимальная длина троса,
который может быть использован
на лебедке, составляет 7000 м. Такая длина троса позволит реализовывать современные программы,
такие как DISH (Deepwater Installation of Subsea hardware) JIP. Компания Puget Sound Rope работает с
такими крупными компаниями как
Shell, BP, Statoil/Hydro, Subsea 7,
AKOFS, Acergy и другие.
Инновационная система ВОВ
уже успешно эксплуатируется с
50-тонной системой CTCU. Программа реализуется компанией
Wood и институтом Hole Oceanographic Institute в водах глубиной
7500 м; для реализации программы
необходим трос длиной 48 м для
операций по отбору керна.
Система Subsea 7 установлена
на судне Toisa Perseus и успешно
используется на протяжении 18-месячного периода для размещения
подводных узлов и инструментов на
Independence Hub и месторождении
нефти Агбами в Дельте Нигер.
Использование системы ВОВ и
лебедки Odim CTCU обеспечивает
уникальные возможности работы
в процессе реализации глубоководных операций. Лебедка Odim
CTCU полностью соответствует
свойствам ВОВ и оснащена современными устройствами управления
тросом с учетом высоких нагрузок,
значительной длины троса и других
факторов. Эта информация может
быть использована для мониторинга условий работы инновационных
систем и других факторов.
Трос BOB 12 — 12 имеет прочность в семь раз большую, чем аналогичные традиционные системы,
соответственно, используемая с
этими тросами лебедка также долж-
№7 • июль 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОТС 2009
на быть рассчитана на предельные нагрузки и работу в условиях
сверхглубоких вод.
Новая система позволяет выполнять различные операции, например, демонтаж и перемещение
секций труб. Несмотря на прочность системы возможна ее поломка, соответственно, предусмотрена
система стопоров и ремонта троса
непосредственно в процессе проведения работ.
В случае необходимости секции
троса могут быть соединены для выполнения особых операций. Узлы
лебедки, такие как шкивы, рассчитаны на тросы различного диаметра, которые могут использоваться
без специальных приспособлений
и подгонки.
Использование легких тросов и
сравнительно маломощных, высокоскоростных лебедок обеспечивает экономию средств и времени,
даже при работе на сверхбольшой
глубине.
Менеджер по проведению сервисных операций на нефтяном месторождении компании SESV-Aker
Д. Йохансон отметил, что «разра-
ботка новой технологии позволит
проводить разведку нефти в сверхглубоководных регионах мира.
А использование системы ВОВ с
лебедкой Odim обеспечит операторам независимость и избавит от
возможных проблем».
Менеджер Odim Alitec AS С.
Торбен добавил, что «рынок пополняется новыми технологиями,
обеспечивающими все более широкие возможности и уникальные
преимущества, особенно для работы в глубоководных и сверхглубоководных регионах».
НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ ЗАПАСОВ
Энергетическая служба США
(Energy Information Administration
– EIA) оценивает газовые запасы
страны в более чем 6000 трлн фут3.
По расчетам специалистов этих запасов должно хватить на 65 лет. К
сожалению, месторождения газа
расположены в таких регионах,
куда прокладка трубопроводов экономически невыгодна.
Среди наиболее серьезных
проблем, с которыми сталкиваются компании, можно отметить тот
факт, что примерно 3000 трлн фут3
газа считаются сложными с экономической точки зрения запасами
(economically stranded reserves –
ESR).
Поскольку разработка или
транспортировка ESR-запасов
относится к нетрадиционным технологиям, например, сжижение
природного газа на заводах СПГ,
сжижение газа на плавучих системах добычи, хранения и отгрузки
продукции (floating production,
storage and offloading – FPSO) и
другие. Наземные заводы по сжижению природного газа (liquefied
natural gas – LNG) представляют
сложную инфраструктуру, требующую значительных инвестиций.
Одним из новых подходов была
разработка компании Flex LNG
Ltd., образованной в 2006 г. основанная на промышленном использовании мобильной технологии
сжижения. Flex LNG Ltd. разработала конструкцию плавучего завода по сжижению природного газа
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
(floating liquefaction plant – FLNG).
FLNG-судно, названное LNGP1,
было построено для компании Flex
LNG компанией Samsung Heavy
Industries (Южная Корея). Производственная мощность предприятия составляет 1,7 тыс. т/год. Это
судно предназначено для работ в
труднодоступных глубоководных
регионах, сжижения и транспортировки продукции к месту дальнейшей переработки или транспортировки.
Уникальный процесс. После
предварительной очистки добытого
газа от загрязнений, газ охлаждается до жидкой фазы. Процесс включает два цикла охлаждения. Каждый цикл включает сжатие азота
при помощи двух мощных компрессоров Dresser-Rand DATUM D-22,
работающих при помощи газовой
турбиной DR63G LM6000PDDLE,
отходящее тепло регенерируется.
Процесс контролируется при помощи системы Dresser-Rand. Сжатый
азот подается через турбодетандер,
где его температура снижается до
предельной (примерно -163 оС).
Охлажденный азот подается в теплообменник для отвода тепла из
углеводородного газа, охлаждая его
то температуры сжижения. Танкеры соединены с системой добычи и
хранения. После завершения этих
циклов сжиженный газ отправляется на хранение; добыча газа на
протяжении процесса сжижения
не прерывается.
«Компрессоры Dresser-Rand
также являются новой техно-
№7 • июль 2009
логией, впервые поступившей
на рынки», - отметил П. Бардон,
вице-президент бизнес-отдела
Dresser-Rand. Вначале в качестве
источника энергии для компрессоров в процессе использовались
газовые турбины LM6000. «Но эти
турбины были достаточно громоздки, для подъема их на борт судна
требовалось много времени, – отметил г-н Бардон. Но после использования новых турбин операторы
получили экономию во времени,
за счет подъема система на борт.
Кроме того, соединение новой турбины с производственной линией
также занимает меньше времени
за счет разработки эффективных
систем соединения. Компрессоры
поставляются заводом Le Havre
(Франция).
Компрессоры Dresser-Rand DATUM D-22,
использующиеся на плавучей системе
FLNG
55
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОТС 2009
ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ И ЭФФЕКТИВНОСТИ
БЛАГОДАРЯ ИСПЫТАНИЮ ВОР
D. Vaucher, TAM International, Inc.
С расширением отраслевой
разведки на нефть и газ на морских участках, затраты, связанные
со сложностью бурения глубоководных регионов в значительной
степени возрастают. Например,
затраты на ликвидацию утечки на
подводном глубоководном райзере (Lower Marine Riser Package –
LMRP) могут составлять до 12 млн
долл. В эти затраты также входит
время простоя буровой установки и перерыва в добыче. Соответственно, возникает необходимость
проведения испытаний забойной
компоновки (bottomhole assembly
– BOP), соединительных муфт райзера, целостность и устойчивость
сальниковых уплотнений к воздействию давления и др. еще на поверхности до проведения операций
по спуску в воду всей компоновки,
включая LMRP.
TripSAVR – новый пакер, разработанный специально для предотвращения потери времени на
ликвидацию утечек подводных
ВОР. Перед принятием решения
утечки ВОР регистрируются в
процессе спуска системы на дно
моря, где проводится тест. Однако
с помощью новой системы все возможные утечки в местах соединений могут фиксироваться еще на
поверхности в течение часа. Испытание отдельных сальниковых
уплотнений и соединений может
осуществляться еще до соединения
пакера с компоновкой. Испытание
ВОР можно охарактеризовать несколькими факторами.
• Специально разработанный
проходной адаптер позволяет использовать гидравлический насос
и насос для выполнения различных
операций.
• Трубное соединение с внутренней муфтой, используемое
как локатор ВОР, которое позволяет выполнять испытания любого
уплотнения ВОР,
• Инверсионный инструмент,
который позволяет проводить замеры давления выше и ниже компоновки ВОР.
• Экспонируемую поверхность,
которая используется для поддержки пакера во время проведения испытаний на давление.
Эти решения в значительной
степени повышают эффективность
испытаний ВОР.
Пакер размещается внутри
ВОР выше сальникового уплотнения. Чтобы проверить целостность
уплотнения ниже инструмента прилагается давление. После проведения испытаний инструмент можно
переместить в другую точку (выше
ВОР или к другому уплотнению соединений). Вместо проведения испытаний на испытательном стенде
(перед спуском LMRP на дно), оператор проверяет последовательно
всю компоновку. При обнаружении
утечки она немедленно фиксируется. Это предотвращает простой
установки на протяжении многих
часов, если не дней.
Новый инструмент позволяет
проводить испытания, которые прежде были невозможны при использовании традиционных методов.
Соединение ВОР/райзера всегда
создает операторам ряд проблем.
Новый инструмент позволяет проводить оценку качества соединения
до присоединения ВОР к стояку.
Эта возможность также предотвращает временные потери и простой
буровой установки. Кроме того,
это экономит производственные
затраты.
Конечно, инженеры осуществляют контроль операций по спуску инструмента и соединения с ВОР непосредственно на месте. Испытания
можно проводить при помощи только двух бригад рабочих и всего лишь
за час, что в значительной степени
экономит время и затраты. При
помощи нового инструмента было
проведено 14 успешных испытаний
сальниковых уплотнений и шесть
успешных испытаний соединений
LMRP. Все испытания проводились
в Мексиканском заливе. Практически все ведущие морские операторы
включили испытания с использованием TripSAVR в стандартные программы тестирования ВОР.
СОКРАЩЕНИЕ ЭМИССИИ И ИСПЫТАНИЯ
N. Dixon, Expro
Один из основных источников
эмиссии – сжигание. Последнее
время все большее число компаний
облагается штрафами за сжигание
на факеле. Международная нефтяная сервисная компания Expro помогла операторам предотвратить
или в значительной степени снизить объемы сжигания, разработав
систему Megaflow.
56
Система Megaflow – сепаратор,
который разбирается на пять блоков для минимизации веса и размера системы во время транспортировки. Процесс состоит из двух
этапов. На первом этапе свободная
жидкость превращается в газ за
счет применения центробежной
силы и собирается на дне отстойника резервуара для жидкостей.
На втором этапе количество
жидкости, преобразуемой в газ,
удаляется за счет применения той
же центробежной силы.
Сепаратор разработан для использования в условиях высоких
температур и давления (high temperature high pressure – HTHP)
газовых/конденсатных скважин.
Новая система имеет значитель-
№7 • июль 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОТС 2009
но более высокую эффективность
по сравнению с традиционными
горизонтальными сепараторами.
Новый сепаратор предназначен для
сепарации сернистых жидкостей и
рассчитан на рабочее давление до
2160 psi (1 psi = 6,89 кПа) и температуру 50 – 350 °F. Максимальная
пропускная способность для газа
составляет 175 тыс. фут3/сут, для
нефти 25 тыс. брл/сут. Для воды
максимальная пропускная способность составляет 6290 брл/сут.
Месторождение Карачаганак.
Месторождение Карачаганак одно
из крупнейших месторождений
нефти, газа и конденсата в мире.
Пластовые флюиды обладают высокой коррозионной способностью,
превышают пределы по парциальному давлению и имеют высокое
содержание СО2 и H2S. Компания
Expro приступила к совместным
работам с Karachaganak Petroleum
Operating B.V. (KPO), чтобы найти
решение по сокращению эмиссии.
KPO необходимы данные исследований для проведения промысловых
испытаний и разработки решения.
Центром исследований стала уникальная передвижная система, разработанная Expro, Megaflow, предназначенная для работы в условиях
НТНР. Инновационная система по-
зволяет направлять весь газ непосредственно на переработку для получения жидкости, что значительно
лучше, чем сжигать газ на факеле.
Давление на устье эксплуатационных скважин составляет
40 МПа, давление потока флюидов
колеблется в пределах 18 – 59 МПа.
Максимальная добыча газа из скважины составляет 900 тыс. м3/сут и
2500 м3/сут жидкости.
Expro разработала сепарационную систему Megaflow, благодаря
которой флюиды могут направляться непосредственно в систему переработки. Сепарированный поток замеряется и направляется обратно в
систему переработки по экспортной
производственной линии, благодаря
чему необходимость сжигания нефти или газа на факеле отпадает.
Сепаратор Megaflow разработан
для высокодебитных скважин. В то
же время существует большое число малодебитных скважин, каждая
из которых характеризуется своими проблемами. Expro занимается
разработкой системы для проведения эффективных скважинных испытаний, как высокодебитных, так
и малодебитных.
Технологии Megaflow была присвоена награда BG Group Chief Executive Awards.
Другие месторождения. Реклама новому сепаратору была сделана еще до проведения промысловых испытаний. В июне 2000 г.
группа компаний, включая Expro,
Baker Atlas и BJ Alliance заключили
контракт на поставку скважинного оборудования и оказание сервисных услуг на пяти скважинах
месторождения Малампайя на
Филиппинах. Альянс должен был
поставлять оператору тросы, трубы, растворы и оборудование для
отбора проб и проведения исследований. Основной задачей была
очистка скважин, восстановление
добычи, повторный отбор проб и
получение информации о скважинных параметрах. Скважинные параметры включали 120 тыс. фут3/сут
газа, 7000 брл/сут конденсата и
1000 брл/сут воды. Операции выполнялись с полупогружной буровой платформы с использованием
специализированного исследовательского оборудования. Все пять
скважин были успешно исследованы и работы завершены.
Сепаратор Megaflow был также
успешно испытан на месторождении Байя Ундан в Тиморском море
(Австралия). Expro обеспечивала
техническую поддержку этого проекта.
ЛУЧШЕЕ РЕШЕНИЕ – ГЛУБОКОВОДНЫЕ РАЗРАБОТКИ
M. Riding, Mark Alden, Schlumberger
Последние 20 лет отмечается
успех глубоководных разработок.
Уроки, полученные в Мексиканском заливе, направляют усилия нефтегазовых операторов отрасли на
разработку запасов глубоководных
месторождений во все более отдаленные регионы. Даже при условии
современного экономического климата активность разработки глубоководных регионов увеличивается
и, в соответствии с прогнозом, к
2012 г. увеличится вдвое.
На ОТС рассматривался ряд технологий, разработанных компанией Schlumberger, направленных на
преодоление проблем, связанных
с разработкой глубоководных и
сверхглубоководных регионов.
Разведочные операции. Благодаря проведению разведочных
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
операций риски снижаются. Это
обеспечивается благодаря точной
оценке свойств пласта и геологических условий. Во многих глубоководных бассейнах нефть и газ залегают
ниже соляных и базальтовых структур. Соляные структуры обладают
высокой отражающей способностью с контрастным акустическим
импедансом, из-за чего образуются
особые зоны с минимальной проницаемостью сейсмических лучей.
Широкоазимутальная технология проведения акустических исследований Coil Shooting, разработанная WesternGeco, представляет
новый метод получения сейсмических данных. Технология позволяет получить более точную картину
геологической характеристики
пласта, обеспечивая оптимальные
№7 • июль 2009
условия бурения и планирования
скважины.
Эффективность бурения и оценки. Сложные соляные структуры
Мексиканского залива связаны
с возникновением многих технических проблем, таких как потеря циркуляции, оползни соляных
пластов и перепады давления. Эти
проблемы могут быть решены благодаря разработке инновационных
технологий бурения, таких как системы управляемого вращательного
бурения (rotary steerable system –
RSS), усиленные алмазные поликристаллические буровые долота
(polycrystalline diamond compact –
PDC) и мониторинг в реальном масштабе времени.
Основная цель – максимизировать контакт с продуктивным ин57
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОТС 2009
тервалом благодаря оптимальному
бурению и конструкции скважины,
а также разработку условий для
долговременной продуктивности.
Это решение направлено на преодоление проблем и повышения стабильности скважинных условий.
Сейсмическая система VISION
проведения сейсмических исследований во время бурения направлена
на снижение неопределенностей с
увеличением глубины скважины и
решение потенциальных проблем,
таких как зоны обрушения. Это
очень важно, поскольку один день
бурения глубоководных месторождений стоит примерно 1 млн долл.
На ранних этапах особенно
важны оценка пласта, отбор проб
пластовых флюидов и анализ. В
условиях глубоководных месторождений понимание свойств пластовых флюидов влияет на все факторы, начиная от производственных
затрат до интенсивности потока,
подбора материалов и оборудования, заканчивания скважины и
конструкции мощностей.
Технология отбора проб Quicksilver Probe совмещает быстрый
отбор проб пластовых флюидов,
обеспечивая лучшее понимание
свойств углеводородов. Кроме
того, разработана модель проведения анализа, которая обеспечивает
полное понимание свойств благодаря сканированию флюидов различных продуктивных зон. Полная
оценка пласта позволяет операторам быть уверенными в процессе
бурения скважин и дальнейшей их
эксплуатации.
Заканчивание скважин. Глубоководные скважины требуют
особого подхода к разработке их
конструкции и подбору оборудования. Система контроля SenTURIAN обеспечивает контроль над
скважиной и эффективность глубоководных разработок в условиях
НТНР. С целью минимизации риска
система может приостанавливать
операции в течение нескольких секунд. SenTURIAN наряду с такими
технологиями такими как датчики
WellWatcher Flux обеспечивают
оптимальные условия для заканчивания скважин.
Система мониторинга позволяет осуществлять моделирование подводных условий, индуктивная телеметрия используется
для определения условий трансмиссии. Технология обеспечивает
передачу данных о температуре
при помощи датчиков, размещенных на дне вдоль соляного пласта.
Моделирование используется для
определения профиля скважины и
условий истощения продуктивного
пласта.
Вся информация может передаваться с буровой установки на берег и обратно в реальном времени.
Это решение обеспечивает экономию времени и средств. Разработана специальная технология, благодаря которой можно осуществлять
дистанционный мониторинг, что
также влияет на экономию времени, средств, способствует быстрому решению различных проблем и
сокращению численности персонала.
РАСШИРЕНИЕ ЗАВОДА ПО ПРОИЗВОДСТВУ КАНАТОВ
В феврале 2009 г. компания
Samson провела церемонию открытия новой мощности, которая
позволит значительно расширить
производство продукции для
морской нефтегазовой отрасли.
Затраты на проект расширения
предприятия составили несколько миллионов долларов. Проект
включает внедрение новых технологий производства, расширение
инженерного отдела и отдела продаж. Территория, занимаемая модернизированным предприятием,
принадлежащим компании Samson и расположенным в Лафайет, (Луизиана, США), составляет
35 тыс. фут2. На модернизированном предприятии будут производиться синтетические канаты. На
территории завода будет располагаться оборудование для плетения
каната и производства синтетических канатов большого диаметра
и большой длины. Компания занимается исследованиями и испытаниями новых типов синтетических
канатов повышенной прочности.
58
На территории завода построены два цеха с целью размещения
оборудования для плетения канатов и вспомогательного оборудования, такого как Herzog 48 (для
плетения 48-ниточных синтетических канатов), Herzog 2000 и
65-тонное оборудование для натяжения канатов. С завершением модернизации предприятия
компания Samson приступила к
производству высокопрочных
синтетических канатов, включая
страховочные фалы, длинные
тросы для лебедок и специальные
канаты для оборудования буровой
установки.
Новое оборудование горизонтального плетения Herzog и вспомогательное оборудование способны
производить синтетические тросы
для систем заякоривания увеличенной длины и прочности. Эти тросы
способны выдерживать нагрузку
до 2000 т и более. На новом оборудовании можно изготавливать
и традиционные полиэстровые
страховочные фалы и специальные
фалы MoorLite, изготовленные по
технологии Samson. Эти фалы изготавливаются из специального волокна Dyneema SK-78 HMPE.
Страховочные фалы MoorLite
обладают незначительным весом,
пластичностью и прочностью и
предназначены для систем заякоривания в глубоководных и сверхглубоководных условиях. Эти канаты помогут операторам экономить
время и затраты.
Herzog 2000 – оборудование для
производства 12-ниточных канатов
увеличенной длины. Канаты, сплетенные на этом оборудовании, не
перекручиваются и обладают повышенной прочностью. Эти канаты постепенно вытеснят тяжелые
тросы, которые используются в
настоящее время. Новые канаты
будут изготавливаться диаметром
более 200 мм без изоляционного
покрытия и способны выдержать
нагрузку свыше 2050 т.
Компания Samson также разработала технологию (Cyclic
Bend-Over Sheave – CBOS) – усо-
№7 • июль 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОТС 2009
вершенствованный вариант Deep
Cool, канатов, превосходящих
традиционные системы и синтетические тросы. Новая технология
уже устанавливается на лебедках
морских буровых установок. Эта
технология модернизирована
специально для использования в
сверхглубоководных условиях на
морских буровых установках, где
традиционные системы не будут
эффективны.
Для разработки новой технологии компания создала специальный
отдел. Специалисты занимаются исследованиями и разработкой. Создан
также отдел продаж. Специалисты
этого отдела связаны с различными
Церемония открытия модернизированного предприятия по производству
синтетических канатов компании Samson
морскими регионами мира, где предлагают свою продукцию.
Компания Samson поддерживает тесные партнерские отношения.
Партнеры Samson также обеспечивают инновационный дизайн и
производство синтетических тросов. Партнерами Samson являются:
компания Southwest Ocean Services,
распложенная в Хьюстоне, Техас
(www.swos.net); Gaylin International
PTE Ltd, расположенная в Сингапуре (www.gaylin.com) и Endenburg
BV, в Нидерландах (www.endenburg.com).
Эти компании также расширяют
сеть потребителей, обеспечивают
сервисные услуги и техническую
экспертизу во всех регионах мира.
Для получения более подробной
информации обратитесь на сайт:
www.samsonrope.com.
РАЗРАБОТКА УНИКАЛЬНОГО ВЕРТЛЮГА
D. Gillespie and K. Bradford, Caledus Ltd., R. Elliott, Vermilion Oil and Gas
Новая система устойчивая к трению и высоким нагрузкам на крюк
разработана для обеспечения поддержки во время проталкивания
песчаных пробок и выполнения
других операций по заканчиванию скважин. Новый инструмент
разработан для использования там,
где нежелательно или невозможно
использовать утяжеленные бурильные трубы, которыми проталкивается собравшийся в скважине
песок или вращение компоновки с
целью преодолеть песчаную пробку
нежелательно.
Система SwivelMASTER – инструмент, который спускается
для проталкивания собравшегося
песка или бурильные трубы, которые спускаются в отклоненные
от оси протяженные или извилистые скважины. Этот инструмент
обеспечивает вращение колонны
для спуска, снижая воздействие
динамического сопротивления и
трения. Кроме того, обеспечивает
необходимый вес.
В скважинах с отклонением от
оси обеспечить необходимый вес
для преодоления песчаной пробки достаточно трудно без воздействия трения из-за вращения, но и
использовать вращение хвостовика или песка также нежелательно
без риска повреждения скважины. Если в скважине складыва-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
ются нежелательные условия для
вращения, вертлюг позволяет осуществлять вращение колонны для
спуска выше инструмента, чтобы
достичь необходимого давления на
инструмент.
Если необходимо новый инструмент может функционировать с использованием перепада давления,
чтобы облегчить вращение и передать вращательный момент бурильным трубам ниже.
Восемь новых систем уже используется в Австралии и примерно тридцать в мире. В конце мая
2008 г. новый инструмент использовался на северо-западном шельфе Австралии. Этот шаг был предпринят, поскольку большая часть
скважин были горизонтальными.
Первоначально оператор пытался
применить традиционные технологии, но безуспешно. Затем была
спущена инновационная система
в соединении с утяжеленными
бурильными трубами, модифицированными специально для этого
спуска. В первых трех случаях
спуск прошел удачно, однако в
четвертой скважине нагрузки не
хватило на 210 фут песка, поэтому пришлось использовать метод
вращения колонны для спуска со
скоростью 5 об/мин. В результате
нагрузка на крюк увеличилась с 90
тыс. до 130 тыс. фунт (1 фунт =
№7 • июль 2009
= 0,453 кг). После этих операций
пробка была полностью преодолена.
В конце 2008 г. другой оператор
Австралии решил использовать
новую систему для преодоления
песчаного экрана в двух неглубоких, но очень извилистых скважинах. Моделирование показало, что
вращение или использование традиционных методов невозможно
для преодоления этой проблемы
и заканчивания скважин без применения вращения. Чтобы достичь
проектной глубины оператор выбрал термопластичный центратор,
устойчивый к трению, в соединении с вертлюгом. Пластовые условия были осложнены постоянно
осыпающимся песком. После прохождения 7543 фут пришлось начать вращение колонны для спуска
со скоростью 15 об/мин, которое
продолжалось до достижения проектной глубины и полного преодоления пробки.
Во второй скважине вращение
пришлось начать после прохождения 7011 фут. Вращение осуществлялось со скоростью 15 об/мин,
постепенно увеличивая ее до
20 об/мин на отметке 7664 фут,
чтобы усилить нагрузку до 20 тыс.
фунт. Эти операции также продолжались до достижения проектной
глубины.
59
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОТС 2009
ПЛАНЫ РАЗВИТИЯ ОТРАСЛИ БРАЗИЛИИ
P. Fischer
Президент компании Petrobras
Americas, О. Азеведо ознакомил
участников конференции ОТС 2009
с перспективами развития нефтегазовой отрасли Бразилии. В настоящее время компания Petrobras
добывает примерно 22 % мировой
нефти на морских месторождениях. В результате последних открытий запасов нефти в подсоляных
горизонтах Бразилия планирует
увеличить добычу нефти к 2020 г. до
1,8 млн брл/сут. Для реализации
этих планов потребуются инвестиции в размере 114 млрд долл., потребуются 10 новых FPSO с возможностью добычи до 100 тыс. брл/сут,
10 глубоководных буровых установок и 177 транспортных судов.
Разработка расположенной в
водах глубиной 1900 и 2400 м и в
290 км от побережья Рио-деЖанейро группы подсоляных
месторождений началась с месторождения Тупи, занимающего площадь примерно 15 тыс. км2.
Группа включает девять участков,
восемь из которых принадлежат
компании Petrobras, (оператор
месторождений Тупи, Юпитер,
Иара, Кариоса, Бем-Те-Ви, Карамба, Огум, Парати и Гуара).
Продуктивные горизонты преимущественно состоят из карбонатов.
Испытания на шести скважинах
дали хорошие результаты. Результаты показали наличие нефти
20 оAPI. Вертикальная глубина залегания продуктивных горизонтов
колебалась в пределах 16 тыс. –
18 тыс. фут (1 фут = 0,3048 м). Запасы месторождения Азеведо составляют примерно 8 – 12 млрд
брл углеводородов. Еще 14 млрд
брл углеводородов относятся к
категории не доказанных.
В настоящее время внимание
фокусируется на месторождении
Тупи, которое разрабатывается с
2006 г. Компания Petrobras после
проведения тестирования Extended
Well Test (EWT), приступила к добыче из скважины, которая составила 14 тыс. брл/сут. За последнее
время на этом месторождении было
пробурено семь скважин, пять из
которых оказались продуктивными. В две другие планируется закачать воду.
На месторождении планируется пробурить еще одну скважину для нагнетания воды или газа,
возможно СО2. На месторождении планируется пробурить вертикальные скважины и скважины
с отклонением от оси. Компания
Petrobras добывает большую часть
отечественной добычи нефти, примерно 1 млн брл/сут.
ИННОВАЦИОННЫЙ РАСХОДОМЕР
Постоянный мониторинг давления, температуры и потока способствует диагностике в реальном времени скважинных характеристик,
обеспечивая оптимизацию добычи и
повышение продуктивности. Еще в
1995 г. компания Baker Hughes установила в скважине свой первый расходомер на месторождении Фортис
в Северном море. Затем компания
установила еще 250 расходомеров. В
настоящее время компания разрабатывает серию систем SureFlo*, которые имеют очевидные преимущества
в измерении перепада давления, соответствующих стандартам ISO 5167.
Инновационные расходомеры
обеспечивают получение различной
информации. Постоянный мониторинг в реальном времени данных о
потоке способствует оптимизации
добычи. Такой мониторинг будет
способствовать сокращению затрат
на бурение скважины и устранит
необходимость применения многих
подводных или наземных расходомеров.
Система SureFlo-290 обеспечивает получение данных с использованием инновационной измерительной
60
технологии, которая предназначена
для оптимизации скважинных параметров, мониторинга возможной
эрозии и операций.
Точность измерений при помощи системы SureFlo-298 достигает
98 %. Система имеет инновационную конструкцию, оптимальную для
проведения замеров интенсивности
потока и свойств флюидов в любых
скважинных условиях. Использование этой системы в Мексиканском
заливе было одобрено Службой по
управлению природными ресурсами
США (Minerals Management Service
– MMS). Система SureFlo-298 стала
первым электронным расходомером,
сочетающим получение качественных данных и эффективность.
Расходомер SureFlo-390 – первый многофазный расходомер, использующий различные технологии
замера давлений. Точность измерений этой системы достигает 90 %.
Использование этой системы способствует снижению затрат
Компания BHP Billiton выбрала
расходомеры, поставляемые Baker
Hughes, для мониторинга параметров
и анализа давления в Мексиканском
заливе на месторождениях участка
Грин Каньон. На этом участке были
пробурены две скважины. Пластовое
давление и скважинные данные говорили о том, что скважины были гидродинамически связаны с водоносным
горизонтом. Однако без использования расходомеров невозможно было
точно определить скважинные параметры и динамику добычи.
MMS рекомендовала использовать расходомер, как метод определения динамики добычи. Это было
полезно также для определения
параметров заканчивания скважины. С использованием расходомера
были проведены измерения с минимальным риском с точки зрения состояния скважины. Оператор также захотел провести оценку пласта
с целью прогнозирования добычи и
минимизации рисков.
В результате проведения операций с расходомером Baker Hughes
оператор достиг поставленной цели
и выполнил необходимые измерения. BHP Billiton подготовил отчет,
в котором указал результаты проведения операций.
Перевел Д. Баранаев
(Продолжение следует)
№7 • июль 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ГЛУБОКОВОДНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
ИССЛЕДОВАНИЕ
МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ
БИТУМНЫХ ФОРМАЦИЙ
G. Han, K. Hunter, J. Ressler, J. Osmond, Hess Corporation
Ведутся исследования битумных формаций, которые являются причиной возникновения сложностей
в процессе бурения скважин в Мексиканском заливе. Завтра эти исследования обеспечат успех
буровых работ
Если при разбуривании месторождения встречаются битумы,
возникают такие осложения, как
резкое увеличение крутящего
момента, рост давления бурового раствора, прилипание битума
к компоновке низа бурильной
колонны (КНБК) и перекрытие
ствола скважин. Эти осложнения
увеличивают продолжительность
и стоимость бурения, ставят под
угрозу цели проводки скважин и
заставляют компании забуривать
новые стволы или ликвидировать
скважины.
Различные трудности мешают
сбору данных, поэтому у нефтегазовых компаний отсутствуют исчерпывающие данные о битумах,
встречающихся в глубоководной
части Мексиканского залива. Результаты исследований канадских
битуминозных песчаников [1] непригодны, поскольку их пластовая
температура обычно не превышает
50 °F в связи с небольшой глубиной
залегания этих песчаников (менее
400 фут; 1 фут = 0,3048 м).
До сих пор остается открытым
вопрос относительно поведения
битума в естественном залегании (т.е. при высоких давлениях и
температурах), формы залегания
битума и механизма вытеснения
битума в ствол скважины. Была
выполнена серия лабораторных
опытов по изучению влияния температуры, давления и типа бурового раствора на механические
свойства битума. Мы отдает себе
отчет в том, что существуют различные виды битумов, и данная
статья посвящена изучению битума, вскрытого на глубине 2000 фут
ниже соленосных отложений.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Было выполнено четыре вида исследований: 1) определение чистоты битума; 2) термобарическое
исследование; 3) исследование при
трехосном нагружении и 4) исследование влияния буровых растворов.
БИТУМ,
НЕФТЯНОЙ
И АСФАЛЬТОВЫЙ БИТУМ
Сначала приведем определения битума, нефтяного битума и
асфальтового битума. Согласно
словарю Уэбстера, битум представляет собой «любую смесь
различных углеводородов…, которая встречается в природе или
которую получают в виде остатка
после термической переработки
природных материалов…», тогда
как нефтяной битум представляет собой «темно-коричневую или
черную битуминозную … вязкую
жидкость, получаемую путем деструктивной перегонки органического вещества» [2]. Кришнан
и Раджагопал определяют асфальтовый битум как «известняк, который содержит битуминозное вещество в количестве…,
достаточном для того, чтобы становиться пластичным при нагревании и прочно цементировать
измельченный известняк при
его остывании» [3]. Понятно, что
нам следует обозначить то вещество, которое встречается в глубоководной части Мексиканского залива, термином битум, а не
нефтяной битум. Хотя в других
публикациях битумы именуют
нефтяными битумами, в данной
статье используется, как правило,
термин битум.
№7 • июль 2009
ПРИГОТОВЛЕНИЕ ОБРАЗЦОВ
Два образца битума размером
примерно 10 — 7 — 4• отобрали на
буровой и отправили в лабораторию механики горных пород. Образцы извлекали из скважины с
глубины 22 000 фут (фактическая
вертикальная глубина), и в течение
2–3 часов они находились в буровом растворе на углеводородной
основе, заполняющим ствол скважины. Осмотр образцов показал,
что в их поверхность проник буровой раствор. Чтобы избавиться от неорганических веществ и
максимально повысить надежность результатов, с поверхности
образцов удалили слой толщиной
около 1”. Затем из них высверлили
цилиндрические образцы битума
размером 1 — 2” и подготовили для
дальнейших исследований.
На глубине 2000 фут ниже соленосных отложений горные породы
характеризуются тремя близкими
друг к другу значениями главных
напряжений:
• Vhmin = 18 368 фунт/дюйм2;
• VHmax = 18 557 фунт/дюйм2;
• VQ = 19 097 фунт/дюйм2.
При проведении исследований
предельное значение всестороннего давления установили равным
18 000 фунт/дюйм2 при температуре 185 °F.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ЧИСТОТЫ БИТУМА
Образец битума оставили погруженным в органический растворитель на всю ночь, и наутро
из 568,2 мг битума осталось только
0,9 мг образца. Это свидетельствовало о том, что на 99,84 % битум
был органическим, растворимым
61
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ГЛУБОКОВОДНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
Вода
Девиатор напряжений, фунт/дюйм2
и чистым. Кроме того,
данное испытание показало, что битум залегает
не в поровом пространстве породы, а занимает
некое пространство в
окружающих породах.
Будучи слишком вязким,
чтобы течь через поровое
пространство породы,
битум поступал в ствол
скважины в виде кусков
или ломтей.
Сухой
образец
горной породы в естественном залегании
(3600 фунт/дюйм2).
ИЗУЧЕНИЕ
ВЛИЯНИЯ
БУРОВОГО РАСТВОРА
Тип бурового раствоНефтяной
буровой
ра
играет
существенную
Сырая
раствор
нефть
роль при бурении через
битум [4]. Для изучения
влияния буровых растворов образцы битума в
течение двух часов насыТЕРМОБАРИЧЕСКОЕ
щали водой, сырой нефРадиальная деформация
Деформация
Осевая деформация
ИССЛЕДОВАНИЕ
тью и буровым раствоРис. 1. Механические свойства битума в условиях насыщения
ром на углеводородной
Основная задача состоразличными жидкостями (сухой образец, насыщение водой,
основе при всестороняла в изучении влияния
буровым раствором на углеводородной основе и сырой
температуры на битум.
нем давлении 2000 фунт/
нефтью). Каждый образец битума насыщали в течение 2 ч при
Температуру повышали
дюйм2. Двухчасовой инвсестороннем давлении 2000 фунт/дюйм2
от комнатной до 185 °F, и
тервал имитировал пеприкладывали давление 15, 2000, дения буровым раствором битум риод времени, в течение которого
5000 и 9000 фунт/дюйм2. При этом становился прочнее и тверже по- битум извлекали из скважины с
регистрировали деформацию би- сле поступления в ствол скважи- глубины 22 000 фут. Затем образцы
тума и температуру.
ны. Циркуляция бурового раство- сравнивали с контрольным сухим
Примечательно, что при де- ра может затрудняться в связи с образцом.
На рис. 1 для сравнения привоформации битума отмечалось две образованием битумных пробок,
стадии. Сначала образец битума и вероятно это становилось одной дятся результаты для четырех слуупруго деформировался подобно из причин повышения давления чаев. В целом, и буровой раствор
горной породе. При повышении на буровых насосах при бурении на углеводородной основе и сырая
температуры от 70 до 155 “F осе- через битум.
нефть размягчали и снижали прочвая деформация образца не преПри постоянной температуре ность образцов битума. В первом
вышала 0,4 %. Когда температура 185 °F деформационные характе- случае прочность битума снизипревысила отметку 155 °F, стала ристики битума зависят от значе- лась примерно на 15 %, во втором
преобладать пластическая дефор- ний всестороннего давления. При случае на 20 %. Что же касается
мация.
давлении 8000 фунт/дюйм2 битум в воды, то она делает битум крепче
Все три образца битума пока- пять раз тверже и почти в три раза и прочнее и увеличивает его прочзали одинаковые значения темпе- прочнее, чем при 2000 фунт/дюйм2. ность на 12 %.
ратуры перехода вне зависимости Снижение температуры на 115 °F
Результаты опытов говорят
от значений всестороннего давле- (с 185 до 70 °F) оказывает та- о том, что буровые растворы
ния. Следовательно, для битума, кое же влияние на деформаци- на углеводородной основе, поотобранного в данной скважине, онные характеристики битума, видимому, играют незначительтемпературу 155 °F можно считать как и увеличение давления на ную роль в снижении прочнокритической для перехода из твер- 6000 фунт/дюйм 2 (с 2000 до сти битума в связи с небольшим
дого состояния в состояние пласти- 8000 фунт/дюйм2).
временем воздействия и непреческого течения и наоборот.
В общем и целом, углеродные рывным поступлением битума из
цепочки в битуме, как и в асфаль- пласта. Что же касается бурового
ТРЕХОСНЫЕ
те, плотнее упаковываются под раствора на водной основе, то он
ИСПЫТАНИЯ
действием более высокого всесто- в известной степени упрочняБыло выполнено два вида трех- роннего давления, поэтому битум ет битум; однако вряд ли можосных испытаний: при постоянном становится прочнее и тверже и но утверждать, что насыщение
всестороннем давлении и раз- ведет себя подобно горной породе. может придавать битуму «хрупличной температуре (70 и 185 °F); Повышение температуры приво- кость» в процессе циркуляции
при постоянной температуре (185 °F) дит к обратному эффекту, и битум раствора. Результаты скорее
и различном всестороннем дав- переходит в состояние текучести. показывают, что происходит на
лении (2000 и 9000 фунт/дюйм2).
Прочность битума в усло- буровой после обработки поверхПиковая нагрузка для битума при виях естественного залегания ности битума. Буровой раствор,
температуре 70 °F равнялась при- (424 фунт/дюйм2) примерно в три вероятно, сильнее влияет на немерно 550 фунт/дюйм2, в три раза раза меньше прочности битума на большие куски битума, чем на
выше, чем при 185 °F. Таким об- поверхности (1350 фунт/дюйм2) более крупные. Образец битума
разом, благодаря эффекту охлаж- и в девять раз меньше прочности диаметром 1• с поцарапанной по62
№7 • июль 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ГЛУБОКОВОДНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
верхностью потерял прочность и
размягчился под действием бурового раствора на углеводородной
основе и был непригоден для проведения опыта.
ЧИСЛЕННОЕ
МОДЕЛИРОВАНИЕ
БИТУМНОЙ ФОРМАЦИИ
Модель битума позволяет определить напряжения и фильтрационный потенциал битума в естественном залегании. Предлагается
простая модель идеальной пластичности Мора-Кулона, поскольку
после пластической деформации
цилиндрических образцов битума
не отмечалось ни повышение, ни
явное снижение прочности битума.
Максимальная прочность модели описывается следующим выражением:
σ1 −
1 + sin(ϕ )c0
2 cos(ϕ )c0
σ3 −
= 0,
1 − sin(ϕ )
1 − sin(ϕ )
где V1 – максимальное главное напряжение, V3 – минимальное главное напряжение, с0– когезионная
прочность, M – угол (внутреннего)
трения.
Выведенные параметры МораКулона для битума чрезвычайно
малы по сравнению с параметрами горной породы в естественном
залегании: когезионная прочность равна лишь 50 фунт/дюйм2,
угол трения равен 1“ против соответственно 1000 фунт/дюйм2 и
30“ для типичной породы пласта
на данной глубине. Поскольку битум сам по себе занимает определенное пространство и имеет
меньшую прочность по сравнению с вмещающими породами,
давление вышележащих пород
перераспределяется по всему
пространству.
Имитационные модели. Разработаны две имитационные модели
для исследования напряженного
состояния битума в естественном
залегании и причин и механизма
начала течения битума при вскрытии пласта скважиной.
Битумная формация в естественном залегании. Для исследования первой проблемы используется геомеханическая модель
коллектора. Битумная формация
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
100 фут
50 фут
25 фут
15 фут
50 фут
50 фут
Рис. 2. Диаграмма напряжений и геометрические параметры модели для
моделирования битума в естественном залегании
размером 50 — 25 — 5 фут размещается внутри горной породы размером 100 — 50 — 50 фут. В модели
90 000 элементов, размер каждого
элемента 100 — 50 — 50». Впоследствии геометрические размеры
и форму модели меняли: битум
50 — 25 — 85 фут в пласте 100 — 50 —
250 фут с числом элементов 450 000
и битум 250 — 125 — 5 фут в пласте
333 — 166 — 50 фут с числом элементов 640 000.
И битум, и горная порода моделируются как идеальные упругопластичные материалы. Поскольку теория эффективного
напряжения не применима к битуму, справедливо граничное условие для суммарного напряжения,
включая общее вертикальное напряжение, создаваемое вышележащими породами (VQ), минимальное горизонтальное напряжение
(Vhmin) и максимальное горизонтальное напряжение (VHmax). После прикладывания всех нагрузок
описываются поля напряжений и
деформаций.
Битумная формация, вскрываемая стволом скважины. После
того как буровое долото входит
в битумную формацию, вокруг
ствола скважины происходит
распределение и перераспределение напряжений. Граничные
условия напряженного состояния дальней области заимствованы из модели коллектора с большим битумным телом (т.е. битум
140 — 140 — 5 фут в пласте 250 —
250 — 25 фут). Имеется 200 000 элементов с измельчением сетки в
приствольной зоне с целью исключения числовых погрешностей.
Создавалось различное забойное
давление для моделирования трех
случаев: 1) бурение при градиенте
№7 • июль 2009
давления гидроразрыва пласта с
эквивалентной плотностью циркулирующего бурового раствора;
2) прекращение циркуляции при
градиенте давления гидроразрыва пласта с эквивалентной плотностью неподвижного бурового
раствора; 3) бурение с пластовым
давлением. В каждом случае проводилась оценка механической
устойчивости битума и потенциального радиального и осевого
пластического течения.
В зависимости от числа элементов в модели, моделирование
прекращали тогда, когда битум
проходил точку потери устойчивости и начинал претерпевать
пластическую деформацию. Моделирование больших деформаций
не проводилось, поэтому расчеты
останавливали до того, как потерявший прочность битум поступал
в ствол скважины. Механические
возмущения, обусловленные вращением КНБК, в данном исследовании не учитывались.
Влияние геометрической формы битумной формации. При
моделировании предполагалась
определенная форма битумной
формации, т.е. она должна быть
механически устойчивой при
напряженном состоянии в естественном залегании. В противном случае она будет стремиться
достигнуть устойчивости. Моделирование показало, что при трех
возможных формах и размерах
битумной формации (в виде небольшого озера, вертикальной
колонны и большого озера) она
остается неизменной при напряженном состоянии в условиях залегания. Максимальное напряжение сдвига равно 365 фунт/дюйм2
и меньше прочности на сдвиг би63
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ГЛУБОКОВОДНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
тума в естественном залегании
(424 фунт/дюйм2). Практика бурения в битумах также говорит о
том, что фактическая вертикальная глубина первоначального нахождения битума близка к глубине последующего забуривания
новых стволов.
Деформации и напряжения в
битумной формации и вокруг нее.
Если пластичный и непрочный материал находится внутри прочной
и твердой горной породы, уплотнение и оседание породы может
создавать нагрузки. Наибольшее
оседание происходит в центре
формации и составляет 1 фут в
битуме толщиной 5 фут, а уплотнение прочной вмещающей породы не превышает 0,5 фут после
достижения в модели численного
равновесия.
В связи с неспособностью битума выдерживать давление вышележащих пород, в пласте происходит
перераспределение напряжений
для достижения глобальной механической устойчивости. Напряжения смещаются в направлении
более прочной горной породы,
примыкающей к битуму. Максимальная разница вертикального
напряжения для битума и вмещающей породы может достигать
2000 фунт/дюйм2. При такой большой разнице напряжений геофизический прибор сможет обнаружить
присутствие битума. В отличие от
напряжений, развивающихся в
вертикальном направлении, напряжения в горизонтальном направлении намного меньше, и максимальное значение составляет лишь
550 фунт/дюйм2.
Авторы статьи считают, что
битум в естественном залегании
нельзя характеризовать давлением текучей жидкости (выраженным скалярной величиной
17 062 фунт/дюйм2 на фактической
вертикальной глубине 22 000 фут);
в противном случае бурение с давлением бурового раствора выше
порового давления должно сдерживать пластическое течение битума.
Зато в битуме имеются неодинаковые напряжения в вертикальном
и горизонтальном направлениях
(тензор). Во-вторых, в отличие
от напряженного состояния вышележащих пород с градиентом
64
давления гидроразрыва, в битуме
намного меньшие вертикальные и
горизонтальные напряжения в связи с его непрочностью и пластичностью. Однако они по-прежнему
заведомо выше порового давления
в пласте.
ПОСТУПЛЕНИЕ БИТУМА
В СТВОЛ СКВАЖИНЫ
После оценки уровня напряжений в битумной формации в
естественном залегании следующей задачей стало изучение механизма поступления битума в ствол
скважины. Разработана детальная
модель ствола скважины исходя
из модели битума в виде большого
озера.
Вертикальное вытеснение.
При бурении с буровым раствором плотностью 15,6 фунт/галл
при давлении гидроразрыва
пласта 18 368 фунт/дюйм2 в битумной формации и вокруг нее
возникают вертикальные деформации и напряжения. Как и
в случае битумной формации в
виде озера меньших размеров,
ярко проявляются эффекты как
чашеобразного оседания породы,
так и образования свода напряжений в связи с резким различием свойств битумной формации
и вмещающих пород.
Максимальная разница в значении VQ для битума и вмещающих пород может достигать
1500 фунт/дюйм2. Возникают две
зоны снижения вертикального напряжения: первая находится на
периферии битумной формации,
вторая – у ствола скважины. Под
действием разницы напряжений
вблизи ствола скважины начинается пластическое течение битума. Максимальное вертикальное
«выжимающее» напряжение
равно примерно 350 фунт/дюйм2
при забойном давлении, соответствующем градиенту давления гидроразрыва пласта.
Снижение забойного давления до пластового давления
17 097 фунт/дюйм2 (эквивалентного плотности бурового раствора
14,5 фунт/галл) приводит к увеличению разницы в значении VQ примерно до 1800 фунт/дюйм2 и вертикальному вытеснению битума в
ствол скважины.
Горизонтальное вытеснение.
Если построить диаграмму горизонтальных напряжений Vxx вокруг ствола скважины, то силу,
вытесняющую битум в ствол скважины в радиальном направлении,
можно сопоставить с вертикальной
«выжимающей» силой. Вопрос заключается в том, вытесняется ли
битум в ствол скважины радиально
и/или вертикально. Если забойное
давление эквивалентно плотности
бурового раствора 15,6 фунт/галл
при давлении гидроразрыва пласта,
то максимальный перепад радиального напряжения вблизи ствола
скважины 410 фунт/дюйм2 больше
максимального перепада вертикального напряжения 360 фунт/дюйм2.
Однако если забойное давление
в дальнейшем снижается до пластового давления (эквивалентного плотности бурового раствора
14,5 фунт/галл), то горизонтальное
вытесняющее напряжение равно
примерно 1600 фунт/дюйм2, что на
200 фунт/дюйм2 меньше вертикального вытесняющего напряжения.
Возникновение пластического течения битума. Находясь под
действием как радиального, так и
вертикального напряжения, битум
претерпевал пластическую деформацию с момента превышения
прочности на сдвиг. При бурении с
градиентом давления гидроразрыва пласта потери устойчивости битума не происходило. Это говорит
о том, что в случае бурения скважины с давлением гидроразрыва
пласта вероятность пластического
течения битума будет очень мала.
Однако если бурение прекращалось, и плотность неподвижного
бурового раствора на забое становилась равной 15,35 фунт/галл
в отличие от эквивалентной плотности циркулирующего раствора
15,6 фунт/галл, битум терял устойчивость и начиналось пластическое
течение. Тем временем, этот процесс распространялся в радиальном
направлении от ствола скважины.
При дальнейшем снижении забойного давления до пластового давления (эквивалентного плотности
бурового раствора 14,5 фунт/галл)
значительная потеря устойчивости
битума наблюдалась как в радиальном, так и вертикальном направлениях.
№7 • июль 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ГЛУБОКОВОДНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
Эти экспериментальные результаты говорят о том, что при начале
бурения через битум, залегающий
в непосредственной близости от
соляного тела, градиент радиального напряжения играет более существенную роль в пластическом
течении битума (в случае вертикальной скважины). Влияние вышележащих пород (вертикальное
выжимание) наглядно проявляется
и становится более доминирующим позднее. Более того, бурение
с буровым раствором максимальной плотности (т.е. при градиенте
давления гидроразрыва пласта)
может способствовать максимальному снижению вероятности
пластического течения битума.
Поскольку первоначальное течение битума будет радиальным, а не
вертикальным, спуск хвостовика
или обсадной колонны в этом интервале может воспрепятствовать
поступлению битума в ствол скважины.
ВЫВОДЫ
В результате лабораторных
исследований установлено, что
битум является чистым (беспримесным) и сам по себе занимает
некое подземное пространство, а
не заполняет поровое пространство породы подобно обычным
углеводородам. Определена критическая температура 155 “F,
при которой битум переходит из
твердого состояния в состояние
пластического течения. Как механические, так и фильтрационные
характеристики битума зависят от
значений всестороннего давления
и температуры. Прочность битума
в условиях естественного залегания примерно в три раза ниже его
прочности на поверхности и в девять раз ниже прочности породы
в естественном залегании. Буровой раствор на углеводородной
основе и сырая нефть снижают
прочность и размягчают битум,
тогда как буровой раствор на водной основе делает его прочнее и
тверже. Однако влияние буровых
растворов носит ограниченный
характер, главным образом в связи с короткой продолжительностью циркуляции и непрерывным
поступлением битума из пласта.
После построения для битума про-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
стой модели Мора-Кулона было
выполнено численное моделирование. Получены следующие результаты.
• Битум, скорее всего, имеет горизонтальное простирание.
• Для битума характерно не
давление текучей жидкости, а
неодинаковые напряжения в вертикальном и горизонтальном направлениях.
• В отличие от напряженного
состояния вышележащих пород
с градиентом давления гидроразрыва, в битуме намного меньшие
вертикальные и горизонтальные
напряжения в связи с его непрочностью и пластичностью. Однако
они по-прежнему заведомо выше
порового давления в пласте.
• В битумной формации возникает свод напряжений, которые
могут достигать 2000 фунт/дюйм2 в
зависимости от размеров и формы
битумной формации. Это создает
предпосылки для создания геофизического прибора, способного
обнаруживать битумы в Мексиканском заливе.
• В начале бурения через битум
градиент радиального напряжения
играет более существенную роль
в пластическом течении битума.
Влияние вышележащих пород
(вертикальное выжимание) проявляется и становится более доминирующим позднее.
• Бурение с буровым раствором
максимальной плотности (т.е. при
градиенте давления гидроразрыва пласта) может способствовать
максимальному снижению вероятности пластического течения
битума. Поскольку начальное течение битума будет радиальным,
а не вертикальным, спуск хвостовика или обсадной колонны в этом
интервале может предотвратить
поступление битума в ствол скважины.
Рассмотренные модели основаны на строгих физических законах и лабораторных данных, и
проведенные исследования расширили наши представления о
битуме в естественном залегании
и режимах пластического течения
битума в приствольной зоне. Сделанные выводы следует рассматривать как характерные только
для данного случая. Механические
№7 • июль 2009
свойства битумов, вскрытых на
других глубинах и на других месторождениях, могут сильно различаться [5].
Перевел С. Сорокин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Freeman, M. A. et al. «Novel drilling fluid eliminates tar problems associated with drilling SAGD
wells», SPE 90986 presented at the SPE Annual
Technical Conference and Exhibition, Houston,
Sept. 26–29, 2004.
2. Webster’s Basic English Dictionary. MerriamWebster, Springfield, Ill., 1995.
3. Krishnan J. M. and K. R. Rajagopal. «Review of
the uses and modeling of bitumen from ancient to
modern times», Applied Mechanics Reveiws, 56, No.
2, 2003, pp. 149–214.
4. Perez, G. P. «Development of a chemical treatment for the management of wellbore tar adhesion»,
SPE/PS-CIM/CHOA 97721 presented at the SPE
International Thermal Operations and Heavy Oil
Symposium, Calgary, Alba., Nov. 1–3, 2005.
5. Han, G., Hunter, K., Osmond, J. and M. Zambonini, «Drilling through bitumen GOM: The shallower vs the deeper», OTC 19307 presented at the
Offshore Technology Conference, Houston, May
5–8, 2008.
Dr. Gang Han (д-р Г. Хан) –
консультант по механике
горных пород в Hess. Автор одной опубликованной
книги по бурению и более
30 статей и докладов на конференциях по вопросам бурения в битумных формациях,
моделирования соленосных
формаций, моделирования
выноса песка, устойчивости стола скважины,
геомеханики коллектора, гидроразрыва пласта и
бурения. Имеет степень кандидата наук по химической технологии, полученную в Университете
Ватерлоо, Канада.
Keith Hunter (К. Хантер) занимает пост старшего
вице-президента по развитию в Hess с 2004 г. Получил степень бакалавра по механике в университете г. Глазго и степень магистра по механике
в университете г. Бирмингем (Великобритания).
В течение 37 лет работал по всему миру в нефтегазодобывающих компаниях, в том числе в BG,
Total, Britoil и BHP Billiton.
Jamie Ressler (Дж. Ресслер) получил степень бакалавра по технологии добычи нефти в Технологическом университете шт. Монтана. Имеет
27-летний опыт работы и большую часть времени занимался бурением и заканчиванием скважин как на суше, так и на море.
Jerry Osmond (Дж. Осмонд) – руководитель буровых работ компании Hess в глубоководной части Мексиканского залива. Получил степени бакалавра с отличием по механике и энергетике в
колледже Университета г. Кардифф. В компании
Hess работает 2 года, имеет более чем 25-летний
опыт работы в Мексиканском заливе и по всему
миру в компаниях BP, Texaco и Chevron.
65
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING,
Vol. 88, № 3 – 2009
J. L. Vizcaino, M. Montero, R. Garcia and I. Tola,
Cepsa, Huelva, Spain
HOW TO MEET ULTRA-LOW SULFUR REQUIREMENTS
FOR GASOLINE
R. Hauer, AMETEK Process Instruments, Pittsburgh,
Pennsylvania;
and K. Harris, AMETEK Process Instruments,
Calgary, Alberta
MEASURING TOTAL HYDROCARBON AND H2S
IN AMINE ACID GAS STREAMS
Publisher Mark Peters mark.peters@gulfpub.com
EDITORIAL
Editor Les A. Kane
Senior Process Editor Stephany Romanow
Managing Editor Wendy Weirauch
Process Editor Tricia Crossey
Reliability/Equipment Editor Heinz P. Bloch
News Editor Billy Thinnes
European Editor Tim Lloyd Wright
Contributing Editor Loraine A. Huchler
Contributing Editor William M. Goble
Contributing Editor Y. Zak Friedman
Contributing Editor ARC Advisory Group (various)
J. R. Brenan, Colfax Corp., Monroe, North Carolina
AUXILIARY PUMPS AND SUPPORT SYSTEMS
FOR PROCESS MACHINERY
MAGAZINE PRODUCTION
Director—Editorial Production Sheryl Stone
Manager— Editorial Production Chris Valdez
Artist/Illustrator David Weeks
Manager—Advertising Production Cheryl Willis
R. Yahyaabadi, Esfahan Oil Refining Co., Esfahan, Iran
CONSIDER PRACTICAL CONDITIONS
FOR VACUUM UNIT MODELING
ADVERTISING SALES
See Sales Offices page 132.
S. M. Ranade and E. Torres, RWD Technologies LLC,
Houston, Texas
FROM DYNAMIC ‘MYSTERIOUS’ CONTROL
TO DYNAMIC ‘MANAGEABLE’ CONTROL
R. Van Der Windt and A. Van Strien,
Thermo Fisher Scientific, The Netherlands
MAXIMIZE UPTIME FOR SULFUR TESTING
T. Sofronas, Consulting Engineer, Houston, Texas
CASE 49: ISOLATING FOUNDATIONS
FROM MACHINERY VIBRATING FORCES
CIRCULATION +1 (713) 520-4440
Director—Circulation Linda K. Johnson
E-mail: circulation@gulfpub.com
SUBSCRIPTIONS
Subscription price
(includes both print and digital versions):
United States and Canada, one year $140,
two years $230, three years $315.
Outside USA and Canada, one year $195,
two years $340, three
years $460, digital format one year $140.
Airmail rate outside North
America $175 additional a year.
Single copies $25, prepaid.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
HYDROCARBON PROCESSING
КОРОТКО О РАЗНОМ
W. Weirauch, главный редактор HP
ПЕРСПЕКТИВЫ МИРОВОГО ПОТРЕБЛЕНИЯ НЕФТИ
«По-новому нужно будет реагировать» на глобальное потребление нефти, когда страны мира начнут
выходить из нынешнего экономического и финансового кризиса», – заявил Рейес Геролес, генеральный
директор Pemex – крупнейшей мексиканской нефтяной компании, выступая на CERAWeek – конференции, недавно состоявшейся в Хьюстоне. Pemex намерена инвестировать в расширение производственных
нефтеперерабатывающих мощностей.
В докладе на этой конференции Чжипин Чжоу – вице-президент China National Petroleum Corp. и президент PetroChina Co. нарисовал оптимистическую
картину выхода из «временных трудностей» мировой экономики и прогнозировал подъем экономической активности в Китае в конце 2009 г. Он подчеркнул намерения его компании поддерживать
«умеренное увеличение» инвестиций в дальнейшее
развитие нефтеперерабатывающей промышленности Китая.
Тони Хэйвард – высшее должностное лицо ВР
в своем выступлении призвал аудиторию смотреть
дальше сиюминутных проблем и концентрировать
усилия на удовлетворении спроса на нефть в будущем,
несмотря на нынешний кризис. Бизнес-стратегия ВР
строится с учетом важной особенности, заключающейся в том, что в 2030 г. мировая энергетика будет на
80 % зависеть от ископаемых топлив.
Г-н Хэйвард поддержал систему ограничения,
улавливания, секвестрирования СО2 и торговли квотами на выброс «парниковых газов и акцентировал
внимание на необходимости поэтапного увеличения
инвестиций в НИОКР в области энергетики.
ОСВОЕНИЕ КАНАДСКИХ БИТУМИНОЗНЫХ ПЕСКОВ
Канадский научно-исследовательский институт
(www.cera.ca) опубликовал результаты нового исследования. В публикации возможность реализации дорогостоящих проектов, связанных с крупномасштабным
производством автомобильных топлив из битуминозных песков ставится под сомнение. Беспрецедентные
колебания цен на нефть и ослабленная глобальная экономика ставят под удар компании, занятые добычей и
переработкой битуминозных песков. Прибыль, полученная от добычи песков, съедается увеличивающимися затратами на квалифицированную рабочую силу,
материалы и оборудование и ограничение выбросов
парниковых газов. В нынешних экономических условиях проекты освоения битуминозных песков могут
оказаться жизнеспособными только в том случае, если
цена на западно-техасскую нефть будет не ниже, чем
90 канадских долл/брл.
РОСТ ИМПОРТА СПГ В СЕВЕРНУЮ АМЕРИКУ
Авторы недавно опубликованного аналитического
обзора Wood Mackenzie прогнозируют рост импор-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2009
та СПГ в Северную Америку с 1,7 млрд фут3 в 2009 г.
до 4,2 млрд фут3 в 2014 г. несмотря на то, что многие
комментаторы и аналитики в этой отрасли промышленности полагают, что перспективы увеличения импорта СПГ мрачны из-за планируемого расширения
газификации богатых запасов нефтеносных сланцев
Северной Америки. Wood Mackenzie полагает, что в
среднесрочной перспективе сектор СПГ имеет шанс
на расширение импорта, если не произойдет обвала
цен на нефть и природный газ.
ВЛИЯНИЕ НОВОЙ АДМИНИСТРАЦИИ США
НА ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ЗАПАСЫ
Аналитики из Casey Research исследовали потенциальную политику новой администрации США в отношении энергетического сектора экономики страны.
«Оптимистичное настроение будет царить на традиционных энергетических рынках в более отдаленной перспективе; проблема заключается в краткосрочной перспективе из-за нестабильности американского энергетического рынка», – говорится в этом исследовании.
Угольная промышленность может оказаться заложницей «трудных времен» правления Президента Обамы,
потому что предлагаемая им система «cop-and-trade»
(ограничения и торговли СО2) сделает электростанции
на деле экономически невыгодными. Природный газ
уже является самым дешевым энергоресурсом, поэтому промышленности выгоднее нести издержки на систему «cop-and-trade», чем переходить на уголь», – заключают авторы исследования.
РОСТ ПОТРЕБЛЕНИЯ ПРИСАДОК
«Спрос на присадки к бензинам будет увеличиваться на 2,9 % в год и достигнет 1,3 млрд долл. в денежном выражении в 2012 г. Темпы роста потребления присадок, предотвращающих образование отложений в топливных системах автомобилей будут
выше среднего», – прогнозируют авторы нового исследования, проведенного The Freedonia Group, Inc.
Будут приняты нормативные акты, регламентирующие широкое применение присадок, улучшающих
низкотемпературные характеристики ULSD (ультрамалосернистого дизельного топлива) и биодизельного
топлива, применяемого в регионах с холодным климатом. Быстрее других будет расти потребление ингибиторов коррозии, так как эти добавки необходимы для
предотвращения высокого содержания оксигенатов
в топливе. Ингибиторы коррозии и присадки, улучшающие низкотемпературную текучесть дизельного
топлива, также будут пользоваться высоким спросом.
КОНКУРЕНТОСПОСОБНОСТЬ КАПИТАЛОЕМКИХ
ПРОЕКТОВ В УСЛОВИЯХ СПАДА ЭКОНОМИКИ
На протяжении последних трех-четырех лет
проектно-конструкторский сектор борется за завершение большого числа сложных внутренних и
международных проектов в установленные сроки.
Единственным негативным аспектом в этот период
67
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
(по сравнительным оценкам CII, IPA, ECC и других)
была нехватка квалифицированных кадров всех
уровней. «Многие экономические прогнозы показывают, что в ближайшие два-три года будет наблюдаться спад активности разработки капиталоемких
проектов, затем наступит резкий подъем до уровней, наблюдавшихся в 2006–2008 гг.», – заявил
Штефен Карбано, президент Pathfinder LLC – консалтинговой компании по управлению проектами.
Он предостерегает промышленность относительно целесообразности инвестирования в обучение
и наставничество для подготовки группы проектировщиков и средств решения проблем 2010 г. и
далее.
ФАКТОРЫ ВЛИЯНИЯ
ФОРМИРОВАНИЕ СЕТЕЙ ЭЛЕКТРОННОЙ СВЯЗИ,
УПРАВЛЕНИЕ СИГНАЛЬНЫМИ УСТРОЙСТВАМИ
И БЕЗОПАСНОСТЬ
Международное общество по автоматизации
(International Society of Automation – ISA) недавно
провело исследование в истинном масштабе времени
для определения тенденций развития производства и
потребления средств автоматизации путем опроса наблюдателей и практиков об их мнениях по этой важной проблеме.
«Когда участников спросили, на какую технологию
их предприятия хотели бы опираться в 2009 г., 21 % респондентов ответили – на сети электронной связи,
15 % – на управление сигнальными устройствами и
14 % – на прогностическое техническое обслуживание
и безопасность, 13 % – на беспроводную связь и интероперативность между предприятиями», – заявил
Грегори Хейл, редактор журнала In Tech, издаваемого
ISA (см. рис.).
В отдаленном будущем у беспроводной связи более
оптимистичные перспективы. Около 22 % респондентов, принявших участие в обследовании, утверждали,
что беспроводная связь станет технологией, которая
получит широкое признание среди пользователей в
ближайшие 5 лет. Что касается коммуникаций, то по
сравнению с прошлым годом 53 % респондентов заявили о возможности своих предприятий передавать
данные по всем подразделениям в исполнительный
Беспроводная связь
Сетевые коммуникации
Управление активами
Управление сигнальными
устройствами
Прогностическое техническое обслуживание
Безопасность
Интероперативность
предприятия
Прочие технологии
Источник: ISA, In Tech, January 2009
Ответы респондентов – специалистов в области КИП и автоматизации на вопрос «Какую из перечисленных технологий
Вы намерены внедрить в ближайшие пять лет?» по результатам
обследования, проведенного в январе 2009 г.
68
центр, тогда как 47 % сказали, что их предприятия не
располагают такими возможностями. В 2008 г. 47 %
респондентов дали положительный ответ, а 53 % – отрицательный ответ.
На своем НПЗ Peter Mitchell, инженер-технолог,
специалист по КИП на НПЗ ConocoPhillips в Бэйвей,
Нью-Джерси отметил стремление к внедрению передовых средств автоматизации во все технологические
процессы. Другие респонденты просто хотели понять,
что внедрение ОРС им даст для повышения производительности в условиях переработки дешевого сырья
с изменяющимися свойствами.
Бизнес-факторы. На вопрос о том, какие сложные
бизнес-проблемы им предстоит решать в 2009 г., 45 %
респондентов ответили – экономический спад; 14 % –
говорили о прибыльности, связанной также с экономическим и финансовым кризисом. Энергозатраты и
подготовка квалифицированных кадров волновали 9 %
респондентов, а старение квалифицированных специалистов, достигших пенсионного возраста, было в
центре внимания 7 % опрошенных.
«Большое внимание уделяется снижению энергозатрат. Главной целью 2009 г. станет остановка нескольких установок на капитальный ремонт. Мы не
будет расходовать энергию там, где ее можно сберечь», – говорит г-н Митчелл.
Большинство респондентов полагает, что спад экономики будет не очень продолжительным и главной
проблемой бизнеса в ближайшие пять лет станет подготовка квалифицированных специалистов в связи с
выходом на пенсию многих опытнейших работников
и прибыльность.
Перспективы для Европы. В экономическом отношении перспективы 2009 г. для сектора контрольноизмерительных приборов и средств автоматизации
не самые радужные, так как многие проекты отодвигаются на более поздние сроки или вообще аннулируются. «Есть, однако, хорошие новости. Несколько
европейских НПЗ планируют сооружение дополнительных мощностей по производству биодизельного
топлива, причем эти планы не изменились, несмотря
на изменившуюся ситуацию на нефтяном рынке.
Строительство автономных установок по производству биодизельного топлива осуществляется
достаточно медленно, а установки по производству
№7 • июль 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
этанола в Европе никогда не были так популярны как
в США. Однако преимущества производства биодизельного топлива на существующих НПЗ становятся
все очевиднее.
Сектор производства биогаза также активно развивается – метан, получаемый из биологических отходов, применяется локально или поступает в национальную распределительную сеть газоснабжения. Это
важная область интенсивного развития в Германии,
Швейцарии и Центральной Европе.
Еще одним крупным сегментом роста являются
системы безопасности. В этой области предпочтение отдается решениям, связанным с беспроводными системами. «По вполне очевидным причинам, немногими операторами разработаны конкретные планы. Те операторы, которые имеют такие
планы, стремятся перейти на беспроводные системы, включая RFID для быстрого доступа к системе
управления», – заключает г-н Крис Вентон, вицепрезидент ISA.
ДОСТАВКА КОКСОВОГО БАРАБАНА
НА НПЗ TOTAL В ТЕХАСЕ
НПЗ Total в Порт-Артуре (Техас), достиг значительного прогресса в осуществлении важного этапа
проекта глубокой переработки остаточного сырья,
оцениваемого в 2,2 млрд долл. Четыре массивных
кокосовых барабана были доставлены из Испании в
конце января. Все барабаны высотой с пятиэтажный
дом, диаметром 32 фут (1 фут = 0,3048 м) и весом 404 т
каждый будут смонтированы на территории НПЗ.
Компания пригласила представителей НР и других
средств массовой информации и просила надлежащим
образом осветить эту веху в реконструкции завода.
«Этот проект отражает нашу стратегию инвестирования в повышение интенсивности и конкурентоспособности наших предприятий во всех регионах мира
при одновременном снижении вреда, причиняемого окружающей среде», – заявил президент TOTAL
Мишель Бенезит, ответственный за нефтепереработку
и сбыт нефтепродуктов во всех странах мира.
«Проект глубокой конверсии» предполагает сооружение установки коксования мощностью 50 тыс. брл/сут.,
установки обессеривания, установок вакуумной перегонки и других объектов общезаводского хозяйства.
Новые установки позволят расширить мощности
глубокой переработки тяжелого и высокосернистого сырья. Дополнительно благодаря этим установкам
будут вырабатывать 3 млн т/год сверхмалосернистого автомобильного дизельного топлива, а суммарная
выработка нефтепродуктов после завершения проекта составит более 12 млн т. Ввод в эксплуатацию всех
объектов ожидается в 2011 г.
Проект основан на новейшем поколении технологий коксования. Total адаптирует процессы нефтепереработки для удовлетворения потребностей существующих рынков. «Нефтепереработчик обязан развиваться, чтобы сохранить конкурентоспособность.
Проект повысит степень сложности и, по оценке г-на
Бенезит, все затраты на проект окупятся за один год.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2009
Новые установки. В рамках проекта планируется
построить следующие мощности:
• установку коксования (глубокой конверсии);
• установку вакуумной перегонки для подготовки
сырья коксования;
• установку гидроочистки дистиллятов;
• установку гидроочистки нафты коксования;
• установку очистки водорода – короткоцикловая
адсорбция;
• установку отбора серы.
Кроме того, будет модернизирована система
энергоснабжения путем подключения новых объектов к сети 230 кВ. На работы, связанные с проектом,
будут израсходованы 70 000 ярдов3 (1 ярд = 0,7645 м3)
бетона – почти столько, сколько ушло на строительство Empire State Building, 15 000 т стали и 180 миль
(1 миля = 1,609 км) трубопроводной обвязки.
ЗАМЕДЛЕНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОГО СПАДА
В ПЕРВОЙ ПОЛОВИНЕ 2009 Г.
В четвертом квартале 2008 г. спад экономики в
США усугубился. Однако по результатам недавно
проведенного анализа скорость экономического спада начнет снижаться, и во второй половине 2009 г. начнется оживление. Conference Board, некоммерческая
организация, занимающаяся бизнесом и управлением,
утверждает, что прогнозируемое ежегодное снижение
ВВП на 5,9 % в четвертом квартале 2008 г. отражает негативный эффект эскалации в кредитном кризисе на
деловую и бизнес-активность потребителей в США и
за их пределами.
Ухудшение на рынке труда, резкое падение цен
на недвижимость и ужесточение кредитных ставок
привело к снижению покупательской способности,
несмотря на быстрое снижение индекса потребительских цен.
Внешний спрос на экспорт из США также резко
упал вследствие углубления финансового и экономического кризиса и его распространение на основных
торговых партнеров. Уровни товарных запасов компаний в IV квартале 2008 г. почти на 67 млрд долл., но
в первом и втором кварталах 2009 г. темпы снижения
замедлятся, и начнется постепенное оживление», –
полагает Conference Board.
Замедленное скольжение? Несмотря на значительный риск дальнейшего снижения, четвертый
квартал 2008 г. отмечен как период наиболее глубокого спада. Этот анализ доказывает «обоснованную вероятность того, что умеренное оживление
экономики США произойдет во второй половине
2009 г. Условия финансового рынка обнаруживают некоторые признаки улучшения, о чем свидетельствует заметное оживление на краткосрочных
кредитных рынках и сужение корпоративных выходов степени инвестирования.
Значительное облегчение монетарной и фискальной политики позволит укрепить уверенность в
возможности получения кредитов, хотя и с риском
потерь в финансовых условиях, далеких от нормальных. В то же время растет озабоченность по поводу
69
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
растущего дефицита бюджета и правительственной
задолженности, что вероятно, будет сдерживать
будущий экономический подъем. «Мы рассчитываем на незначительное оживление реального ВВП приблизительно на 2,5 % во второй половине 2009 г., так
как восстановление потребительской покупательной способности и тенденции к экономии требует
времени», – отмечает Conference Board. Как следствие, снижение темпов роста ВВП до 1,7 % в 2009 г., что
ниже, чем при выходе из рецессии 1982 г.
НОВЫЙ ГЛАВА МИНИСТЕРСТВА ЭНЕРГЕТИКИ США
Во время недавнего утверждения в должности главы Министерства энергетики США (Department of
Energy – DOE) сенатской комиссией известный врач
и нобелевский лауреат Стив Чу заявил, что разработка энергетически эффективных технологий имеет
важное значение для плана Президента Обамы по
оживлению экономики и укреплению энергетической безопасности.
Д-р Чу – директор Lawrence Berkeley National
Laboratory – взял на себя обязательство добиваться целей новой администрации по расширению научно-исследовательских работ, направленных на разработку
новых энергетических технологий, экономичных авто-
мобилей и повышение эффективности использования
энергии в бытовом и административном секторах.
«Для нас большая удача иметь в качестве кандидата на замещение должности министра энергетики человека такого масштаба как д-р Чу. Ключом к процветанию США в XXI столетии является взращивание и
поддержка интеллектуального капитала нашей нации,
особенно науки и технологии. Являясь крупнейшим
сторонником физических наук в США, Министерство
энергетики играет важную роль в обучении, развитии
и формировании молодого поколения ученых и инженеров», считает Сенатор Джеф Бингаман.
В 1997 г., тогда еще ученый Стэнфордского университета стал одним из трех ученых-лауреатов
Нобелевской премии по физике (за разработку методов охлаждения и улавливания атомов с помощью
лазера, исследования, которые он проводил в бывших
AT&T Bell Laboratories).
Д-р Чу – первый Лауреат Нобелевской премии, утвержденный в качестве официального члена Кабинета. Он заменит на этом посту Сэмуэла
Бодмана, занимавшего эту должность с января 2005 г.
Связаться с главным редактором НР Wendy Weirauch можно
по адресу: WW@HydrocarbonProcessing.com.
СТРАТЕГИИ ИНТЕГРАЦИИ
L. O’Brien, внештатный редактор НР
СТРАТЕГИЯ УПРАВЛЕНИЯ
СИГНАЛЬНЫМИ УСТРОЙСТВАМИ
Стандарт ISA S18-02 представляет собой необходимую стандартизованную сеть для внедрения эффективной и устойчивой стратегии управления тревожными сигнальными системами на НПЗ, нефтехимических заводах и других перерабатывающих
предприятиях. Управление сигнальными устройствами продолжает оставаться серьезной проблемой
для конечных пользователей средств автоматизации
управления процессами. По данным NIST из-за аномальных условий в обрабатывающей промышленности США ежегодно теряются в среднем 20 млрд
долл. 40 % этих инцидентов могут быть отнесены
непосредственно к субъективным ошибкам обслуживающего персонала. Когда Вы рассматриваете
сигнальные системы, критические точки между возникновением аномальных ситуаций и действиями
операторов, необходимыми для устранения этих
ситуаций, позволяют понять, что стратегия управления сигнальными устройствами на НПЗ может
оказывать значительное влияние на производительность и прибыльность.
Состояние управления сигнальными устройствами.
До сих пор прилагалось мало стандартных усилий
в области управления сигнальными устройствами.
Некие группы, например, EEMUA и NAMUR, пы70
тались описать положительный опыт управления
сигнальными устройствами, но попыток разработки официальных стандартов не предпринималось.
У Вас может возникнуть вопрос «Для чего вообще
нужен такой стандарт»?! Он необходим, потому
что общее состояние стратегии управления сигнальными устройствами в большинстве компаний
владельцев/эксплуатационников, в лучшем случае,
захудалые. Отсутствуют затраты на установление
дополнительных к современным цифровым системам управления устройств. В результате конечные
пользователи буквально «завалены» системами аварийной сигнализации, причем только некоторые
из них необходимы операторам. Многие операторы тратят неоправданно много времени на разбирательство этих сигналов. Ситуация имеет тенденцию
к ухудшению, когда сигналы начинают поступать из
систем управления активами предприятия, полевых
устройств и систем безопасности, основанных на
принципе fieldbus и т. д.
Что собой представляет ISA S18.02? Стандарты
ISA S18.02 обеспечивают владельцев/эксплуатационников и других конечных пользователей программой разработки эффективной стратегии управления сигнальными устройствами. Если эта программа реализована, то стандарт потенциально может
резко сократить число инцидентов на технологических установках и будет оказывать значительное влияние на сокращение неплановых простоев
№7 • июль 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
и повышение прибыльности. ISA S18.02 адресован
к пользователям, применяющим системы управления и предписывает подход, рассчитанный на весь
срок службы систем управления. Он направляет
конечных пользователей на истинный путь на протяжении всего цикла, когда сигнальные устройства
устанавливаются и рационализируются неуклонно
и пересматриваются на предмет повышения их эффективности.
ISA S18.02 не указывает поставщикам как конструировать их сигнальные системы, которые позволят конечным пользователям успешно вырабатывать собственную программу или стратегию управления сигнальными устройствами. Второе поколение решений будет содержать больше метрических
данных, давать уточненную идентификацию множества сигналов и облегчит выбор данных, которые
позволят конечным пользователям получать те данные, которые им необходимы.
ISA S18.02 описывает передовую практику разработки стратегии управления сигнальными устройствами как для новых, так и для существующих
установок. ISA S18.02 охватывает все аспекты разработки стратегии от философии до рационализации, детального проектирования, эксплуатации,
технического обслуживания управления изменениями, мониторинга, оценки и аудиторских проверок.
Стандарт также учитывает работу, проделанную
Консорциумом управления аномальными ситуациями (Abnormal Situation Management – ASM),
Ассоциацией пользователей инженерным оборудо-
ванием и материалами (EEMUA) и NAMUR. В настоящее время EEMUA имеет самый тонкий подход к решению проблем, окружающих современные сигнальные системы. В действительности между комитетами
NAMUR и EEMUA существовала формальная связь
при разработке стандарта S18.02.
Состояние стандарта. Стандарт ISA S18.02
очень близок принятию. На последних заседаниях
комитета, состоявшихся 31 октября 2008 г., 74 %
респондентов одобрили этот стандарт с учетом доработки. Окончательный вариант стандарта будет
утвержден в конце лета 2009 г.
Принятие ISA S18.02 позволит точно оценивать
состояние управления тревожными сигнальными
устройствами и мер по обеспечению безопасности и
устойчивости на отдельных предприятиях и облегчит
работу регулирующих (нормативных), страховых,
здравоохранительных и экологических организаций,
например, HSE в Англии или OSHA в США, ранее не
имевших стандартных критериев оценки состояния
аварийной сигнализации. Не удивляйтесь, если Ваша
страховая компания придет к Вам с проверкой соответствия стандарту ISA S18.02 в ближайшее время.
Larry O’Brien – ответственный сотрудник
консалтинговой компании ARC по системам автоматизации в перерабатывающей промышленности, внештатный редактор НР с 1998 г. aвтор
многочисленных исследований рынка и публикаций по указанной тематике. Связаться с L. O’Brien
можно связаться по адресу: lobrien@arcweb.com.
НОВОСТИ АССОЦИАЦИЙ
B. Thinnes, редактор раздела «Новости» НР
СИМПОЗИУМ ПО НАДЕЖНОСТИ И БЕЗОПАСНОСТИ
ОТРАСЛЕВОЙ АВТОМАТИЗАЦИИ
Симпозиум по надежности и безопасности отраслевой автоматизации состоялся 22–23 апреля
2009 г. в Хьюстоне (Техас). Этот форум созывается
Международным обществом по автоматизации (ISA).
На этом симпозиуме были рассмотрены технические
и другие проблемы, связанные с идентификацией и
преодолением опасных ситуаций в реальных условиях работы отраслевых предприятий. Кроме того, на
симпозиуме этого года были рассмотрены дополнительные технические аспекты обеспечения кибернетической безопасности и конструктивные особенности, которые должны учитываться инженерами при
разработке технологических процессов и инструментальных систем для обеспечения безопасности. На
симпозиуме были глубоко проанализированы существующие технологии и методики обеспечения. Цель
симпозиума заключалась в передаче положительного
опыта и полезной информации от лидеров и экспертов в области безопасности и контроля.
В повестку дня симпозиума были включены следующие технические аспекты: инструментальные системы безопасности, управление аварийными сигналь-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2009
ными системами, снижение капитальных затрат и
повышение процентов на вложенный капитал благодаря проектам, рассчитанным на повышение надежности и безопасности производства.
КОНФЕРЕНЦИЯ GPA, ПОСВЯЩЕННАЯ
МОЛОДЫМ СПЕЦИАЛИСТАМ
Ежегодная конференция Ассоциации газопереработчиков США (Gas Processors Association – GPA)
состоялась в марте 2009 г. в Сан-Антонио (Техас).
Делегаты конференции – молодые специалисты, в
области транспортировки, хранения и переработки нефти, участвовали в этом форуме под девизом
«Обеспечение Вашего будущего». Там состоялась
специальная дискуссия по докладу Джона Джибсона,
– высшего должностного лица ONEOK по проблемам и вариантам карьерного роста молодых инженеров и техников, занятых в нефтегазоперерабатывающей промышленности. Важными особенностями этой конференции было сочетание обучающего
компонента с возможностями обмена опытом между
ветеранами и молодыми специалистами посредством
современных электронных систем связи.
Связаться с редактором раздела «Новости» HP B. Thinnes можно по адресу: bt@HydrocarbonProcessing.com.
Перевел Г. Липкин
71
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
СОБЛЮДЕНИЕ ТРЕБОВАНИЙ ПО
СВЕРХНИЗКОМУ СОДЕРЖАНИЮ СЕРЫ
В БЕНЗИНЕ
J. L. Vizcaino, M. Montero, R. Garcia, J. Tola, CEPSA, Уэльва, Испания
Проведение реструктуризации процессов обработки потоков пентанов на европейском НПЗ
для удовлетворения требованиям спецификаций на топливо 2009 г.
Начиная с января 2009 г. максимальное содержание серы во всем бензине, произведенном в
Испании, не должно превышать 10 млн–1. НПЗ La
Rábida, компании CEPSA столкнулся с рядом сложных проблем в достижении новых контрольных
показателей по транспортным топливам и в управлении заводскими потоками пентанов. В данном
конкретном случае рассматриваются изменения в
технологии и строительство новой установки гидроочистки для производства бензина с содержанием
серы не более 10 млн–1. Этот проект реконструкции
включает операционные согласования для повышения рентабельности предприятия (рис. 1).
ожиженном слое. Этот поток бутана обрабатывают
на установке десульфирования/экстракции серы
установки FCC. Первоначальная конфигурация установки десульфирования предусматривала только
одну ступень для отделения десульфида. Такой вариант процесса не мог гарантировать, что обработанный олефиновый бутан будет соответствовать
спецификациям по сере для получения ETBE. Это
обусловлено явлением под названием «re-entry»
(повторный вход). Когда сжиженный нефтяной газ
НПЗ
НПЗ La Rábida компании CEPSA в Уэльве,
Испания, производит почти 0,65 млн т/год бензина,
посредством смешения различных продуктовых потоков и компонентов. В январе 2009 г. содержание
серы во всем бензине, произведенном в Испании,
не должно превышать10 млн–1. К сожалению, этот
НПЗ испытывал затруднения в достижении требований спецификации к малосернистому бензину
из-за двух бензиновых компонентов: этилтретичного бутилэфира (erthyl tertiary butyl ether – ETBE) и
пентанов.
Для соблюдения спецификации на топливо необходимо было внести различные изменения в заводские процессы и сократить до минимума связанные
с этим затраты при одновременной оптимизации
загрузок в существующие установки. Все задачи
были решены с удовлетворительным результатом. В
статье рассмотрены проблемные и адаптированные
меры, принятые для решения этих задач.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ И СУЩЕСТВУЮЩАЯ
КОНФИГУРАЦИЯ
В первоначальной схеме производства бензина
на НПЗ La Rábida, CEPSA, имеются два сдерживающих компонента, которые мешают НПЗ соблюдать
государственную спецификацию на содержание
серы до 10 млн–1. Этими компонентами являются
EBTE и пентаны.
ETBE получают из биоэтанола; олефиновый
бутан производят на установке каталитического
крекинга (fluid catalytic cracking – FCC) в псевдо-
72
Рис. 1. Общий вид дымовой трубы на НПЗ La Rápida компании
CEPSA в Уэльве, Испания
№7 июль • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
(liquid petroleum gas – LPG) контактирует с циркулирующим раствором едкого натра в экстракторе
установки десульфирования, некоторые молекулы
десульфида, содержащиеся в едком натре, «поступают обратно» в LPG, таким образом, повторно попадая в поток LPG.
Другим ограничивающим компонентом в технологической схеме производства бензина являются
пентаны. Эти пентаны альтернативно используются для производства нафты, которую часто сбывают
в качестве сырья нефтехимическим отраслям промышленности.
Технологическая схема НПЗ представлена на
рис. 2. Потоки легких продуктов с установки разделения нафты (CV9) и деизогексанизатора (CV21) –
CS (верхний поток установки разделения нафты) и
CD (верхний поток деизогексанизатора), соответственно – составляют загрузочный поток установки десульфирования легких прямогонных фракций
(light straight run – LSR) на НПЗ. С этой установки
десульфирования обработанный поток направляют
либо в один сферический резервуар, либо в любой
из резервуаров хранения с плавающей крышей
(YT400/YT401). Продуктовый поток в дальнейшем
используется как компонент смешения бензина.
Этот содержащий серу поток пентанов имеет такую же плотность, как и поток легких, не содержащих серу, пентанов с колонны депентанизатора
(PP-V13), который взят с установки каталитического
реформинга. Альтернативным вариантом для этих
пентановых потоков является продажа в виде нафты – сырья для нефтехимических предприятий.
В то же время в пределах НПЗ имеется другой
пентановый поток, который взят с установки экстрактивной перегонки (см. рис. 2). Этот существующий бессернистый поток вместе с рафинатом с той
же установки идет на продаже в виде нафты.
В будущем, после реконструкции, эта схема
станет нецелесообразной ввиду некоторых ограничений.
Рис. 2. Исходная установка производства пентанов
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2009
•
Пентаны с установки десульфирования LSR не
могут быть использованы для бензина из-за недостаточной возможности этой установки понизить
содержание серы до 10 млн–1.
Поток пентанов, не содержащий бензол, с верха колонны (PP-V13) установки реформинга, где
подвергается обработке нефтехимический реформат, может быть использован как компонент смешения бензина. Этот поток соответствует спецификациям по максимальному содержанию бензола
(1 об. %). Однако в этой ситуации поток реформата с
низа колонны, который следовало бы использовать
для компаундирования бензина, не пригоден для
смешения. Этот содержащий пентан поток не соответствует спецификации по содержанию бензола
1 об. %. Таким образом, поток остаточного продукта реформинга может быть использован как сырье
для установки термического гидродеалкилирования
(thermal hydrodealkylation – THD), где молекулы
бензола действуют как инертный компонент и сокращают свежую загрузку в установку. Для использования этого потока реформата в качестве компонента смешения бензина существует единственный
способ – максимальное повышение содержания
бензола в потоке с верха колонны PP-V13. Однако в
случае применения этого метода верхний поток пентанов может быть использован только для продажи
нафты, препятствуя, таким образом, использованию
этого бессернистого потока в качестве возможного
компонента смешения бензина.
•
ВАРИАНТЫ РЕКОНСТРУКЦИИ
Для решения проблем, связанных с ETBE, необходимо было ограничить до минимума эффект «повторного входа» на установках десульфирования
LPG и соответственно сократить содержание серы
Рис. 3. Схема реконструкции секции обработки пентанов
73
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
Рис. 4. Температура и цикл катализатора
в олефиновом бутане. Такие меры обеспечивали соответствие спецификации по максимальному содержанию серы для EBTE.
Предложенный вариант требовал создания второй ступени промывки для одного натра, используя
нафту. Поскольку существующий дисульфид в потоке одного натра более близок к нафте, содержание
дисульфида в одном натре будет снижаться, заметно
сокращая, таким образом, потенциал «повторного
попадания» серы в LPG.
Каждая дополнительная ступень промывки может
понизить содержание серы на 50 %. Следовательно, сооружение второй ступени сократит наполовину общее
содержание серы в очищенном LPG. Соответственно
НПЗ La Rábida будет способен получать ETBE в пределах спецификации по содержанию серы.
Альтернативно была рассмотрена оптимизация
фактически существующей пентановой схемы во
избежание имеющихся ограничений. Эта оптимизация была сфокусирована на сокращении до минимума необходимых инвестиций и позволила повторно
использовать законсервированные или существующие установки с присущей им мощностью.
После достижения установкой десульфирования
LSR возможности обеспечивать максимальное содержание серы в продукте не более 10 млн–1 инженеры
рассмотрели вариант обработки потоков CS + CD
(см. рис. 2) на установке гидроочистки (hydrotreating
– HDT). Гидроочистка нафты FCC – жизнеспособный вариант для смешения бензина.
Десульфирование потоков CS + CD по технологической цепочке выше HDT было отвергнуто лицензиаром установки гидроочистки из-за рисков загрязнения катализатора гидроксидом натрия (NaOH).
Поэтому было решено подавать потоки CS + CD
непосредственно на установку гидроочистки без десульфирования. Таким образом, установка десульфирования LSR теперь работает только с CS + CD, если
оптимальным вариантом является сбыт нафты, а не
смешение бензина. Для проверки этой схемы были
проведены некоторые испытательные пробеги по рекомендации лицензиара.
Для улучшения отбора потока нефтехимического реформинга была предложена новая схема с
двумя последовательными ректификационными
колоннами (рис. 3). Одной из них была устаревшая
74
Рис. 5. Новые промывочные колонны второй ступени для
установки десульфирования
колонна (SE-V12), первоначально предназначенная
для разделения бензола-толуола. Другой ректификационной колонной была существующая колонна
(PP-V13), расположенная рядом с SE-V12. В новой схеме PP-V13 будет расположена перед SE-V12 для удаления бензола в реформате (менее 1 %).
Высокое содержание бензола вызывает проблемы
несоответствия спецификациям при смешении бензина, и он служит альтернативным сырьем для других
последующих установок, например THD. Поток с верха
PP-V13 поступает в SE-V12, где происходит разделение
пентанов (верхний поток) и бензола (нижний поток).
Поток пентанов направляется для смешения бензина, поскольку он не содержит ни бензола, ни серы.
Остаточные продукты SE-V12 поступают в качестве
сырья на установку экстрактивной перегонки, где
извлекается бензол (рис. 3).
ОПИСАНИЕ РЕКОНСТРУКЦИИ
Проект второй ступени промывки был разработан проектно-конструкторским отделом завода в сотрудничестве с лицензиаром по установке
десульфирования LPG. Новый сепаратор и производственное оборудование были спроектированы
на заводе. Для двух пентановых проектов эта методология заключалась в следующем.
№7 июль • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
HDT. В период между ноябрем 2007 г. и мартом
2008 г. было проведено несколько испытательных
пробегов. Испытывалось сырье на основе различных сырых нефтей. Необходимо было подтвердить
способность HDT обрабатывать CS + CD, которые
были направлены вместе с типичными сырьевыми потоками – легкая фракция нафты (light-cut
naphtha – LCN), тяжелая фракция нафты (heavycut naphtha – HCN) и NLVB – как сырье в целом на HDT. Опытные пробеги были основаны на
рекомендациях лицензиара в отношении рабочих
условий. Был проведен мониторинг содержания
серы и достигнуты требования спецификаций на
продукты. Также были выявлены некоторые гидравлические ограничения. Потребовались некоторые изменения трубопроводной обвязки для
байпассирования установки десульфирования.
Поток CS + CD был соединен выше установки
десульфирования с потоком LCN, поступающим
в реактор гидрогенизации HDT. Это соединение
было выполнено с использованием существующего
трубопровода. Кроме того реконструкция допускала
возможные варианты – направить CS + CD на установку десульфирования LSR и на HDT одновременно. Соответственно количество пентанов, необходимое в бензине, могло быть отрегулировано
в зависимости от требований к оптимальному составу смешения. В случае избыточных поступлений пентана, они будут направлены на сбыт нафты
через установку десульфирования. Обязательные
изменения для осуществления этой операции
включают один контрольный клапан, одну точку
отбора проб и примерно 25 м новой трубопроводной обвязки. Необходимые капиталовложения –
невелики.
Извлечение пентана из нефтехимического реформата. Было проведено детальное имитационное моделирование с целью проверки эксплуатационных характеристик колонны SE-V12 и окружающего оборудования в предложенных рабочих
условиях для нового использования в качестве депентанизатора.
Для колонны PP-V13 этот первый этап не был
обязательным, т.к. раньше она работала как колонна удаления бензола. На основании этих моделей была утверждена новая схема для удовлетворения требованиям спецификаций по температуре, давлению и составу. Потребовалось только
внести следующие изменения: три контрольных
клапана, один расходомер и приблизительно 150 м
новой трубопроводной обвязки. Необходимые капиталовложения были незначительны.
РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОЕКТА
НПЗ завершил строительство второй ступени
промывки для установки десульфирования. Пуск
был запланирован на конец 2008 г. Многие НПЗ и
производственные установки используют эту технологию с положительными результатами. На основании этого опыта можно рассчитывать на содержание серы около 1–2 млн–1 в продуктовом LPG, что
позволяет удовлетворять будущим спецификациям
на ETBE по сере. Содержание серы в сырье FCC
равно приблизительно 1–2 мас. %. Результаты проекта для пентанов следующие.
HDT. После проверки рабочих характеристик
была подтверждена жизнеспособность процесса и
выявлены некоторые гидравлические ограничения,
связанные с максимальным количеством пентанов,
подлежащих обработке. В табл. 1 приведены сводные данные по этим ограничениям в соответствие с
производительностью, основанной на происхождении нефти.
Важно подчеркнуть, что обработка потоков CS
и CD на HDT предполагает повышение температуры реакции для установки селективной гидрогенизации (selective hydrogenation unit – SHU) и, следовательно, сокращение рабочего цикла катализатора. Для компенсации потери активности рекомендуется использовать плотную загрузку катализатора, что предполагает 10–13%-ное увеличение
объема катализатора в реакторе и, следовательно,
увеличение продолжительности катализаторного
цикла. Этот вариант будет рассмотрен при следующей загрузке катализатора (рис. 4).
Отбор пентанов из нефтехимического реформинга. Колонна повторного использования (SE-V12), вторая в предложенной серии, была успешно введена в эксплуатацию в апреле 2008 г. Цель была достигнута. Преимущества, касающиеся производства бензина, даже превзошли ожидания. Поток
реформата находится в пределах спецификации
по бензолу, что устраняет проблемы, о которых
упоминалось ранее. Среднее значение для бензола с момента пуска составляло 0,6 мас. % против
типичных уровней 1,4 мас. %. Кроме того, этот
поток имеет более высокое содержание толуола
(выше 50 %) и незначительное содержание пентанов и нафты (сокращение на 74 %). Такое изменение (когда этот поток направляют на установку THD)
означает снижение расхода водорода на 40 %.
Поток с верха колонны PP-V13, который поступает во вторую колонну (SE-V12), имеет среднее
содержание бензола 4,1 мас. %, тогда как до пуска
эта величина обычно равнялась 0,8 мас. %.
Таблица 1. Производительность HDT в соответствии
с тиком нефти
Таблица 2. Состав загрузок установки экстрактивной
перегонки
Характеристика
Суммарное производство CS + CD, м3/ч
Содержание, масс. %
До пуска SE-V12
С SE-V12
Эш-шарская
14
100
C5
34,7
9,7
Башра
16
100
Бензол
2,9
7,3
Киркук
22
73
Толуол
18,0
25,3
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Синтетический
газ
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2009
75
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
Верхний поток второй колонны (SE-V12) соответствует требованию по предельному содержанию
бензола (менее 1 мас. %) и может быть направлен в
сферический резервуар пентанов. Эта величина была
снижена до 0,02 мас. %.
Поток с низа SE-V12 направляют на установку экстрактивной перегонки. Качество этого потока значительно улучшено; легкие компоненты (C5), создававшие проблемы, были сокращены более чем на 70 %.
Бензол, который отобран на установке экстрактивной
перегонки и имеет добавленную стоимость, увеличился до 150 % по сравнению с потоком, поступавшим ранее с нефтехимической установки (табл. 2).
José Luis Vizcaino (Х. Л. Вискано) руководитель технологического отдела с 1996 г. на НПЗ La
Rábida (CEPSA), Испания. Опыт работы в этой области 21 год. Имеет ученую степень магистра (химия и защита окружающей среды).
Inmaculada Tola (И. Тола) старший инженер в технологическом отделе на НПЗ La Rábida
(CEPSA), Испания. Имеет 5-летний опыт работы в
области изучения и координации базовых технологий, разработки новых проектов, оптимизации
и модернизации существующих процессов. Имеет
диплом по промышленным технологиям.
Rebeca Garcia (Р. Гарсиа) инженер-технолог
на НПЗ La Rábida (CEPSA), Испания, с 2-летним
опытом работы в области базового проектирования и оптимизации процессов нефтепереработки.
Имеет диплом по передовым технологиям.
РЕЗЮМЕ
Используя новую схему производства бензина,
НПЗ La Rábida, CEPSA, подготовился к встрече с новыми предельными величинами по содержанию S в
бензине. Кроме того, в недалеком будущем будет использована новая система автоматического смешения
бензина на потоке, что обеспечит дополнительную
экономию эксплуатационных расходов.
Перевела Н. Иванова
Marta Montero (М. Монтеро) инженер-технолог на НПЗ La Rábida (CEPSA), Испания. Имеет
диплом по химическим технологиям. Опыт работы по созданию базовых проектов, оптимизации и
модернизации существующих процессов нефтепереработки – более 2 лет.
ИННОВАЦИИ
АНАЛИЗ ЗАГРЯЗНЕНИЙ
БИОДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА
Thermo Fisher Scientific использовал уникальные
способности спектрометров эмиссии индуцируемой
плазмы (inductively coupled plasma – ICP) для достижения надежного мониторинга элементарных загрязнений в биодизельном топливе. Конфигурация системы радиального плазменного изображения требует
обеспечения повышенных аналитических возможностей приборов для таких важных компонентов, как
сера и фосфор.
Большинство установок для получения биодизельного топлива в качестве стартового компонента
используют нефть. Однако на этих установках отмечается большое содержание фосфора. Это нежелательный компонент в топливе, так как он может
привести к коррозии механических деталей оборудования. Сера также влияет на износ оборудования,
если в избыточном количестве присутствует в нефти. Выделение двуокиси серы в окружающую среду весьма опасно.
Стандарты EN 14214 и ASTM D6751 включают регламентированные спецификацией требования к биодизельному топливу и его анализу. Эти документы подразумевают то, что концентрацию элементарных загрязнений в биодизельном топливе необходимо регулярно
контролировать и анализировать. Основная цель – гарантировать оптимальную работу оборудования и снижать вредное воздействие на окружающую среду.
Традиционно осевое изображение IPC имеет альтернативу очертанию для спектрометров эмиссии
IPC, применяемых для выполнения анализов биодизельного топлива. Благодаря прочной природе разра76
ботанного радиального плазменного изображения и
исключению интерференций эмиссии углерода, связанных с конфигурациями осевого изображения, при
радиальном плазменном изображении в новом спектрометре требуется серьезная альтернатива, при которой значительно увеличивается чувствительность для
таких важных компонентов, как сера и фосфор.
Эти конфигурации демонстрируют оптимальные ограничения определения более низких концентраций проб, способных обеспечить точность
и надежность анализов на содержание фосфора,
серы и калия.
Кроме того, спектрометры серии iCAP 6000 имеют
в зоне действия полную длину волны от 166 до 847 нм
(1 нм = 1 • 10-10 м), предлагая полный спектр анализов
и идентификацию загрязнений между дозировками
биодизельной продукции. Эта современная оптическая система имеет улучшенную разрешающую способность.
Систему устанавливают с четырьмя CID-детекторами.
Это обеспечивает широкий динамический предел измерения, сопротивляемость к насыщению продукции
и другие более широкие возможности. Новая серия
приборов вводит полную автоматизированную калибровку длины волны и возможность коррекции ошибок при долгосрочной стабильности.
Конструкция спектрометра с большой широко
открытой дверкой имеет легкий доступ в камеру пробоотборника и к риланговому насосу. Это позволяет
проводить плановое техническое обслуживание легко и быстро.
Выберите 3 на сайте: www.HydrocarbonProcessing.com/RS
Перевел А. Степанов
№7 июль • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
ИЗМЕРЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ
УГЛЕВОДОРОДОВ И СЕРОВОДОРОДА
В ПОТОКАХ АМИННОГО КИСЛОТНОГО ГАЗА
R. Hauer, AMETEK Process Instruments, Питсбург, штат Пенсильвания
K. Harris, AMETEK Process Instruments, Калгари, Альбертая
Для измерения содержания углеводородов и сероводорода используется газовый анализатор
с ультрафиолетовой и инфракрасной спектроскопией
Обработка газа аминами, или демеркаптанизация,
является процессом, в котором для удаления кислотных газов (сероводорода (H2S) и углекислого газа (CO2))
из углеводородов (HC) на нефте- и газоперерабатывающих заводах используются растворы амина. Сразу
после удаления кислотных газов их перерабатывают
на установке Клауса (sulfur recovery unit – SRU). В идеальном процессе кислотные газы полностью отделяются от углеводородов: обрабатываемый газ не содержит
кислотных газов, а газ, отправляемый на установку получения серы, не содержит углеводородов.
К сожалению, в действительности в кислотном газе
остаются углеводороды, которые становятся причиной возникновения таких операционных проблем, как
нестабильная работа установки и снижение каталитической активности. Нестабильная работа установки
может повлиять на снижение производительности и
повредить такое оборудование, как растворитель амина на установке очистки отходящего газа.
КОНТРОЛЬ ВОЗДУХА В РЕАКЦИОННОЙ ПЕЧИ
Максимальное восстановление серы наблюдается
при отношении H2S/SO2 (2:1). Реакция H2S в печи –
достехиометрическая (горение происходит с недостатком воздуха: воздуха хватает только для «сжигания»
одной трети H2S). Контроль потока воздуха в реакционной печи обычно проводят совместно с контролем
обычного потока воздуха по отношению к сырьевому
газу, в то время как для управления с обратной связью
используется анализатор отходящего газа. Основной
поток воздуха (например, через специально предназначенный клапан проходит 90 % воздушного потока)
в дальнейшем может быть оптимизирован с учетом
концентрации H2S, при условии, что возможно ее измерение. Воздушный баланс (приблизительно 10 %)
поддерживают и контролируют с помощью защитного
воздушного клапана (пневмоклапана) или путем воздействия на основной распределитель воздуха через
обратную связь с помощью анализатора потребления
воздуха, размещенного за последним конденсатором.
Управление с обратной связью путем потребления
воздуха с отходящим газом обеспечивает наиболее
точный контроль движения воздуха в реакционной
печи. Однако оно ограничивается временем задержки процесса (примерно 30 с) при быстром изменении
скорости потока или состава кислотного газа. Хорошая
система управления с прогнозированием может при-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2009
способиться к изменениям состава кислотного газа
или скорости потока и предупредить сбои в работе,
превышение уровня экологических загрязнений или
повреждения участков установки Клауса или установки переработки отходящего газа [1–4].
Время анализа скорости потока и время измерения
концентрации H2S в кислотном газе должно быть меньше времени задержки процесса (примерно 30 с) для измерения потребления воздуха с отходящим газом. Это
делает систему управления основного воздушного клапана с прогнозированием эффективной [1, 3, 5]. Общее
время продолжительности анализа потока кислотного
газа (между выбранной точкой на выходе из газоотделителя и точкой входа в теплообменник, использующий тепло отходящих газов) составляет менее 3 с.
Система управления с прогнозированием и быстрым
откликом, контролирующая использование потока
кислотного газа и концентрацию H2S, эффективнее
системы управления с обратной связью. Однако ее использование ограничено, так как содержание углеводородов в кислотном газе неизвестно до тех пор, пока
не будет установлен анализатор.
ВЛИЯНИЕ СБОЕВ ПРИ ПЕРЕРАБОТКЕ
УГЛЕВОДОРОДОВ
Кислотный газ, подаваемый в печь установки
Клауса, при нормальной работе будет содержать небольшое количество углеводородов, которое может
увеличиться на несколько процентов во время сбоев
при работе аминной установки. Фракция углеводородов состоит из алканов C1–С6 и ароматики (бензола,
толуола и т.д.), но в ней могут присутствовать и другие
соединения, такие как метанол. Фактические концентрации углеводородов будут зависеть от различных
факторов, включая их концентрацию в природном газе
с кислыми компонентами, тип и концентрацию амина,
скорость циркуляции амина в абсорбере, давление и
температуру в абсорбере, условия эксплуатации резервуара для вспышки и вид сбоя, если таковой имеет
место [6–9].
Углеводороды были физически абсорбированы амином или сконденсированы в растворе.
Амины с большей молекулярной массой – дигликольамин (diglycolamine – DGA), метилдиэтаноламин (methyldiethanolamine – MDEA), диэтаноламин (diethanolamine – DEA) и диизопропиламин
(diisopropylamine – DIPA) – поглощают больше уг77
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
леводородов, чем моноэтаноламин (monoethanolamine –
MEA) (молекулярная масса 61 г/моль). Условия сбоев в
работе часто приводят к более высокой концентрации
углеводородов в насыщенном амине, потому что они
имеют более высокую растворимость по сравнению
с метаном и легче конденсируются. Сбои, вызванные
пенообразованием амина в абсорбере, могут стать причиной увеличения содержания легких углеводородов в
кислотном газе, потому что пенящийся амин удерживает больше газа в растворе. Увеличение содержания в
газе тяжелых углеводородов обычно приводит к более
высоким концентрациям углеводородов в кислотном
газе. Уменьшение скорости потока кислотного природного газа на аминной установке без регулирования потока амина приведет к меньшему кислотному потоку
газа в реакционной печи с более высокой концентрацией углеводородов. Корректная работа испарительного барабана аминной установки снижает до минимума содержание кислотного газа в углеводородах, но
любой более легкий не испаряемый HC будет сгорать
в реакционной печи установки. HC могут конденсироваться, если температура кислотного сырьевого природного газа выше температуры аминной абсорбции.
Конденсированные углеводороды могут сгореть в кислотном газе, если легкие фракции не отделяют в испарительном барабане [1, 2, 6–9].
Важно, чтобы углеводороды в кислотном газе разрушались в реакционной печи, так как они могут дезактивировать катализатор, если достигнут первого конвертера. Исследования предполагают, что при обычных
температурах реакционной печи углеводороды окисляются медленнее, чем сероводород, так как кислород
потребляется, главным образом, пламенем горелки.
Хотя узкие фракции HC могут вступать в реакцию непосредственно с кислородом до образования угарного
газа (carbon monoxime – СО) и водорода (H2), большая
часть потребляется в других, побочных реакциях (или
в основном пламени, или в нижерасположенной камере сгорания). Возможно, фракция окисляется до SO2
или вступает в реакцию с водой для образования СО,
но оказывается, что большинство фракций образует
сероуглерод (CS2), вероятно, реакцией, показанной в
уравнении:
CH4 + 2S2
CS2 + 2H2S.
В реакционных печах с достаточно высокими температурами большое количество CS2 продолжает реТаблица 1. Сравнительные характеристики синтетического
и отработанного газов
Соединение
Метан
Этан
Пропан
Бутан
Пентан
Гексан
78
Количество моль O2
на моль HС
Отношение количества O2,
необходимого на моль НС,
по сравнению с моль H2S
2
4
3,5
7
5
10
6,5
13
8
16
9,5
19
агировать с другими формами, такими как SO2, CO2,
Н2О или H2. Большая часть углерода, в конечном счете,
сжигается до CO2. Некоторые фракции образуют СО
из-за понижающихся условий в реакционной печи.
Так как часть H2 в углеводородах, в конечном счете,
образует воду, требуемое количество O2 является таким же, какое бы было сожжено непосредственно
с кислородом. Результат заключается в том, что, если
промежуточные реакции будут проигнорированы, количество O2, требуемое HC, остается в основном тем
же самым, какое требовалось бы при непосредственном сгорании. Следует принять во внимание небольшое уточнение, касающееся образующегося СО. Это
уточнение различно на каждом заводе, но обычно оно
влияет на снижение потребляемого количества воздуха для HC примерно до 20 % [9]. Уточнение для CO не
имеет значения там, где измеряется объем углеводородов, который затем используется для оценки потребляемого воздуха. Это уточнение рассчитывается при
регулировке основного воздушного клапана в случае
увеличения измеренного HC. Важно, чтобы измерение
HC было пропорционально потребляемому объему
воздуха для смеси, так как в ней присутствует много
примесей HC.
Изменение концентрации HC влияет на количество потребляемого воздуха, поэтому соотношение
H2S/SO2 (2:1) должно оставаться намного выше, чем
при изменении концентрации H2S. В табл. 1 проиллюстрировано количество O2, необходимое для сжигания одного моля различных углеводородов, в сравнении с объемом O2, требуемым для одного моля
H2S применительно к установке получения серы.
Например, этан требует в семь раз больше воздуха,
чем H2S (если во время сбоя этан проходит от 0 до 1 %);
увеличение потребляемого количества воздуха соответствует 7%-ному увеличению концентрации H2S.
Операторы SRU-установок, очищающих отходящий
газ (tail gas treating unit – TGTU) сообщили об интересном, но неправдоподобном наблюдении: они отметили, что самые серьезные проблемы в эксплуатации
возникли не из-за внезапного появления HC, а скорее,
из-за внезапного исчезновения HC. При отсутствии
данных о составе сырья первым признаком присутствия HC в кислотном газе может стать поведение анализатора отходящего газа. Когда H2S в отходящем газе
находится на пике отклонения, SO2 стремится к нулю,
и откликом на это воздействие будет реакция «добавьте воздух» для поддержания отношения 2:1. Наоборот,
когда содержание HC внезапно уменьшается, SO2
в отходящем газе находится на пике отклонения и
может привести к убыткам в установках по очистке
TGTU. Трудно очистить воздух до того, как SO2 пройдет через реактор восстановления в установках, очищающих отходящий газ. Способность предупреждать
отсутствие HC в начальный период, т.е. прежде чем
НС перейдет из SRU-установки к установке TGTU,
ценна сама по себе.
КОНСТРУКЦИЯ АНАЛИЗАТОРА
На основании опыта поставки анализаторов для измерения H2S в кислотном газе и параллельного спроса на фракционирующие анализаторы для измерения
№7 июль • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
углеводородов было выявлено несколько преимуществ
единственного анализатора, способного к выполнению
двух измерений одновременно. Первым преимуществом объединения этих измерений является экономия
затрат на анализатор и установку. Обычный полномасштабный диапазон измерения на SRU-установках
получения серы применительно к кислотному газу –
0–100 % H2S. Таким образом, использовалась кювета
для образца длиной всего 1 мм. Такая малая длина пробега приводит к малому объему, который поддерживает быстрое время отклика анализатора.
ДАТЧИК НЕДИСПЕРСИОННОЙ
ИНФРАКРАСНОЙ СПЕКТРОСКОПИИ
Насыщенные углеводороды в ультрафиолетовых
волнах (ultraviolet – UV) не поглощаются, тогда как
H2S измеряют на недисперсионном ультрафиолетовом
(non-dispersive ultraviolet – NDUV) оптическом стенде;
таким образом, для них должны использоваться различные методы детектирования. Существует множество
методов измерения содержания углеводородов, поэтому было предпринято несколько попыток их использования для данных веществ. Эти методы включали газовую хроматографию (gas chromatography – GC), инфракрасную спектроскопию с Фурье-преобразованием
(Fourier transform infrared spectroscopy – FTIR), массспектрометрию (mass spectrometry – MS) и недисперсионную инфракрасную спектроскопию (nondispersive infrared spectroscopy – NDIR). Стоимость
более сложных, современных качественных/количественных методов очень высока, кроме того эти методы
никогда не применялись с целью улучшения системы
управления с прогнозированием.
Все эти технологии, за исключением NDIR, способны к индивидуальному анализу, что может быть желательно для диагностики аминной установки, но не являются безусловно необходимым условием для системы управления с прогнозированием. Индивидуальный
анализ проводится дольше обычного; требуемое точное общее содержание углеводородов в потребляемом
объеме воздуха может быть ограничено, потому, что
ошибки/погрешности измерений для каждого отдельного компонента суммируются в конечном результате. Анализ HC в сложной смеси не является необходимым до тех пор, пока объем углеводородов (total
hydrocarbon – THC) пропорционален сгораемому
объему воздуха для смеси.
На основании опыта поставки NDUV-анализаторов
H2S для управления прогнозирования и исследования
установок получения серы (sulfur recovery unit – SRU)
установлено, что недисперсионная инфракрасная спектроскопия (non-dispersive infrared spectroscopy – NDIR)
и газовая хроматография (gas chromatography – GC) являются наиболее широко применяемыми методами измерения содержания углеводородов (по крайней мере,
10 установок используют один из этих двух методов).
При этом, по крайней мере, одна установка использует
масс-спектрометрию (mass spectrometry – MS) и три
других апробируют инфракрасную спектроскопию с
Фурье преобразованием. У газовой хроматографии и инфракрасной спектроскопии с Фурье-преобразованием
недостаточно быстрый отклик, чтобы соответствовать
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2009
требованиям управления с прогнозированием, и затраты на их проведение в два раза превышают затраты
на недисперсионный ультрафиолетовой анализатор,
измеряющий только H2S. Масс-спектрометрия обладает быстрым откликом, но затраты на ее проведение
приблизительно втрое превышают затраты на исследования при помощи NDUV, измеряющего только H2S.
Анализ MS-данных обычно требует специального программного обеспечения, а установка, калибровка и обслуживание – высокой квалификации специалистов
[10]. Была предпринята попытка определить эмпирическую ценность прогнозирования потребления воздуха с использованием стехиометрического сжигания
кислотного газа, но возникли проблемы из-за сложности выполнения измерений и образования серного газа
в камере сгорания [11].
Наиболее выгодным с экономической точки зрения методом измерения содержания углеводородов
является недисперсионная инфракрасная спектроскопия, затраты на ее проведение сравнимы с затратами на использование недисперсионного ультрафиолетового анализатора, измеряющего только H2S.
Недисперсионная инфракрасная спектроскопия использует неперестраиваемые полосовые пропускающие оптические фильтры, чтобы изолировать инфракрасные области вывода от источника IR-света.
Оптическая плотность/спектральная поглотительная
способность излучения на этих узких участках волнового спектра измерена и используется для вычисления
концентрации газа. Углеводороды поглощают свет в IRобласти между 3 и 3,5 мк, главным образом, через растягивание связи C-H. Вообще, чем больше существует
связей C-H, тем выше оптическая плотность/спектральная поглотительная способность линий или полос
[12, 13]. Анализатор недисперсионной IR-спектроскопии
и система отбора проб, скомпонованные не для опасных зон, все еще относительно дороги, поэтому более
привычно видеть заводы с установкой получения серы
с недисперсионным ультрафиолетовым измерением
H2S только для системы управления с прогнозированием. Большее число заводов могло бы эффективно
сочетать недорогое измерение углеводородов на основе недисперсионной инфракрасной спектроскопии с
недисперсионным ультрафиолетовым анализатором
H2S для системы управления с прогнозированием.
Поскольку требуется только измерение объема
углеводородов, для измерения недисперсионной инфракрасной спектроскопии необходимо только два
оптических фильтра. Измерение проводят на очень
простом, недорогом оптическом стенде, который
считают датчиком недисперсионной инфракрасной
спектроскопии. Базовая конструкция датчика недисперсионной инфракрасной спектроскопии показана на рис. 1. Источник света – лампа накаливания со
стеклянной колбой – расположена в пределах измерительной кюветы. Свет от лампы проходит через газ и
отражается от IR-зеркала на два пироэлектрических детектора. Эти детекторы герметично закрыты и имеют
встроенные оптические фильтры, один – эталонный,
а другой – для измерения длины волны. Длина волны
для оптических фильтров на датчиках была отобрана
на участке между 3 и 4 мк, где вода и CO2 не абсорби79
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
Металлокерамический
пламегаситель
Ввод
образца
Выход
образца
Зеркало
Герметичный детектор
с эталонным фильтром
Инфракрасная лампа
Герметичный детектор
с измерительным
фильтром
Рис. 1. Конструкция датчика недисперсионной инфракрасной
спектроскопии (NDIR)
руются. Эталон дает длину волны на 4 мк, где нет сильных абсорбционных линий от газа. Измеряемая длина
волны проявляется между 3,2 и 3,5 мк, где есть сильные
абсорбционные линии от различных HC. Эти сильные
абсорбционные линии позволяют кювете для образца
длиной лишь 5 см поддерживать объем на минимальном уровне. Металлокерамический пламегаситель
используется для получения свидетельства о жароустойчивой опасной зоне на датчике, позволяя газу диффундировать. Маленький объем кюветы для образца
наряду с большой областью металлокерамического
пламегасителя обладает быстрым откликом.
ЛАБОРАТОРНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ
В процессе проведения лабораторных исследований
было протестировано два различных датчика. Датчик А
использует длину волны в измеряемом центре полосы
пропускания 3,4 мк, в то время как датчик B использует – 3,3 мк. Эти датчики тестировали с различными углеводородами, чтобы определить, какой из них обеспечивает выходную концентрацию, пропорциональную
потребляемому количеству сжигаемого воздуха для
смесей HC в кислотном газе установки получения серы
на различных заводах. В табл. 2 показан идеальный отклик датчика калибровки различных HC для метана и
этана, как отношение отклика датчика к концентрации HC. Эти значения были получены из отношений,
взятых из второго столбца в табл. 1 (например, отклик
датчика этана с калибровкой метана должен быть рассчитан как 3,5/2 = 1,75). Приблизительные значения
также могут быть определены из отношения значений
сильно нагретого испытательного газа HC к HC на калиброванном датчике (за дополнительной информацией обращайтесь к GPSA SI Engineering Data Book [14]).
На рис. 2 показан отклик датчика A на углеводороды
с калибровкой этана. Прямые на графике показывают идеальный отклик, показанный в табл. 2, а базовые
координаты – результаты хода газа. Отклик датчика
на этан и более тяжелые углеводороды корректен, но
он спрогнозирован метаном. Такое поведение датчика
означает, что концентрация этана предположительно
пропорциональна потребляемому объему сжигаемого
80
воздуха. Потребляемый объем воздуха был предположительно предсказан заранее для большого объема
НС при калибровке датчика по метану с учетом присутствия значительных объемов других HC.
На рис. 3 показан отклик датчика В на различные
углеводороды, при условии, что датчик откалиброван
для метана. Но этот датчик не подходит для использования там, где присутствуют значительные объемы различных HC, потому что выход не отображает потребляемый объем сжигаемого воздуха для этих смесей.
Считывание метана от этого датчика в потоках, которые содержат, главным образом, метан и только следовые объемы других HC, намного ближе к пропорциональному отношению необходимого объема воздуха
для горения и намного лучше, чем у датчика А.
Углекислый газ и водяной пар никак не влияют
на считывание обоих типов датчиков, если температура датчика держится выше точки росы воды. У
сероводорода низкая абсорбционная способность,
между 3 и 4 мк, и тестирование подтвердило, что высокие концентрации H2S в незначительной степени
влияют на считывание концентрации углеводородов
от обоих датчиков. На рис. 4 показано, что опытный
анализатор, оборудованный датчиком А и откалиброванный по этану не считывает концентрацию углеводородов в присутствии 80%-ного H2S.
КОНСТРУКЦИЯ АНАЛИЗАТОРА
СИСТЕМЫ ОТБОРА ПРОБ
Опытный образец был построен с недисперсионным ультрафиолетовым оптическим стендом и присоединенной электронной системой, расположенной в двух жароустойчивых камерах. Это позволяло
официально одобрить анализатор для использования в опасных областях (секция 1 и зона 1), не требуя очистки газа. Особое внимание уделили системе
отбора проб. Высокотоксичная концентрация H2S
хорошо известна, поэтому конструкция системы
отбора проб проста и компактна снижения риска
возникновения утечки. Датчик образца со встроенными фильтрами очистки воздуха от микрочастиц и
мембранными фильтрами используется для извлечения образца из газопровода наряду с удалением
любых жидкостей или макрочастиц.
Датчик может быть изолирован от процесса и затем
промыт (вместе с анализатором), таким образом, обеспечение безопасности поддерживается во время эксплуатационного обслуживания. Кислотный газ насыщается
водой при температуре в пределах 30 и 60 °C, требуя
нагревания датчика и других компонентов обработки
Таблица 2. Идеальный отклик датчика, калиброванного для
метана и этана
Различные
углеводороды
Метан (СН4)
Отклик датчика для
метана (калиброван)
Отклик датчика для
этана (калиброван)
1
0,57
1,75
1
Пропан (С3Н8)
2,5
1,43
n-Бутан (С4Н10)
3,25
1,85
4
2,29
Этан (С2Н6)
Пентан (С5Н12)
№7 июль • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Концентрация углеводорода, мол. %
Концентрация углеводорода, мол. %
Идеальный пропан
Данные пропана
Идеальный бутан
Данные бутана
Рис. 2. Отклик датчика A с калибровкой этана
образца, (чтобы избежать конденсации). Нагреватель,
установленный на датчике, содержит компоненты,
включая соединительную трубку образца, при температуре выше точки росы воды. Этот датчик позволяет
выборочной точке перемещаться вверх по газоотделителю ближе к выходу аминной установки, обеспечивая быстрый отклик и признаки предварительного
предупреждения о любых изменениях в составе кислотного газа.
Для транспортировки образца к печи анализатора,
которая содержит недисперсионную ультрафиолетовую кювету, датчик недисперсионной инфракрасной
спектроскопии и оставшуюся часть системы отбора
проб используется линия транспортировки образца (в котором электрически поддерживается тепло).
Температуру печи поддерживают на уровне 60 °C, чтобы предотвратить конденсацию воды и устранить ее
возможное отклонение, вызванное изменениями температуры окружающей среды. Максимальная рабочая
температура датчика недисперсионной инфракрасной
спектроскопии равна 65 °C, и она достаточно высока
для измерения содержания углеводородов в аминном
кислотном газе. У SRU-установки существует множество источников кислотного газа, включая газ отпарной колонны, кислую (сернистую) воду (sour water
stripper – SWS), которая обычно содержит высокие
концентрации аммиака. Измерение HC в газе отпарной колонны, в кислой (сернистой) воде невозможно,
потому что при температурах меньше 80 °C наблюдается тенденция формирования солей аммиака.
Нулевым потоком газа азота управляет соленоид,
который автоматически обнуляется один раз в день.
Газ течет по недисперсионной ультрафиолетовой кювете для образца и последовательно проходит мимо датчика недисперсионной инфракрасной спектроскопии
с игольчатым клапаном, используемым для управления
потоком образца. Давление газа на выходе датчика недисперсионной инфракрасной спектроскопии будет
выше давления коллектора горелки низкого давления,
который его выпускает. Преобразователь давления соединен с выходным отверстием датчика недисперсионной инфракрасной спектроскопии и используется для
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Идеальный метан
Данные метана
Идеальный этан
Данные этана
Идеальный пентан
Данные пентана
№7 • июль 2009
Идеальный пропан
Данные пропана
Идеальный бутан
Данные бутана
Идеальный пентан
Данные пентана
Рис. 3. Отклик датчика В с калибровкой метана
H2S
Этан
Концентрация H2S, %
Идеальный метан
Данные метана
Идеальный этан
Данные этана
Концентрация этана, %
Отклик датчика А, % этана
Отклик датчика А, % этана
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
Время, сек
Рис. 4. Анализатор H2S и выход углеводородов при 80 % H2S
компенсации давления в процессе обоих измерений.
Работа большей части системы отбора проб при низком давлении дает более быстрый отклик, уменьшает
риск утечек H2S и снижает потребление потока образца. Более низкого потребления потока образца и более
быстрого времени отклика можно достигнуть, поместив анализатор ближе к выборочной точке.
РЕЗУЛЬТАТЫ В ДАННОЙ ОБЛАСТИ
Бета-анализатор опытного образца был введен в
эксплуатацию на SRU-установке в Южной Альберте
в начале июня 2008 г. Нагретый опытный образец для
кислотного газа был установлен на выборочной точке,
расположенной наверху газоотделителя аминного кислотного газа. Насыщенный водой кислотный газ при
давлении 7–10 psi (1 psi = 6,89 кПа) протекал через
опытный образец и нагретую линию образца на скорости потока приблизительно 2 линии в минуту (lineper-minute – lpm). Опытный образец и линию образца
нагревали до 40 °C, чтобы избежать конденсации воды
в образце газа до того, как он достигнет печи анализатора, температуру которой поддерживают на уровне
60 °C. Потоком образца управляют с помощью дозирующего клапана над недисперсионными ультрафиолетовыми кюветами/кюветами недисперсионной ин81
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
100
Время
Рис. 5. Результаты в данной области. Сбой 20 июня 2008 г.
фракрасной спектроскопии, потому что поток снижает давление во входном отверстии горелки коллектора
низкого давления. Кювета длиной 1 мм используется
для недисперсионного ультрафиолетового измерения, потому что концентрация H2S в образце газа
обычно составляет около 90 %. Датчик с длиной волны 3,3 мк и измерением недисперсионной инфракрасной спектроскопией используют, поскольку на
заводе было установлено, что метан был основным
углеводородом в кислотном газе. Метан использовался для калибровки датчика с 3%-ым полномасштабным диапазоном.
Первая цель тестирования заключалась в оценке
долговечности (установлении срока службы) и прочности датчика недисперсионной инфракрасной
спектроскопии при длительном воздействии технологического газа. Было установлено, что анализатор
в основном режиме функционирует в течение приблизительно шести месяцев без ухудшения характеристик сигналов или откликов датчика.
Вторая цель состояла в том, чтобы научиться выполнять измерения объемов углеводородов в ходе
выполнения процесса, включая наблюдение и свидетельствование нормального изменения в содержании
HC и один или более сбой в ходе процесса. После установки не было никаких существенных сбоев в процессе эксплуатации и концентрации H2S и HC оставались довольно устойчивыми. Данные измерения НС с
помощью недисперсионной инфракрасной спектроскопии свидетельствуют о хорошем отклике на низкий
уровень НС в кислотном газе. Азот используется для
ежедневной автоматической калибровки (обнуления), что можно отметить в данных. Типичный диапазон в стабилизированных условиях соответствует
0,02–0,03 % HC. Также происходит ежедневное изменение, ожидаемое от установки очистки амина на
основании ежедневных изменений температуры.
Значения H2S (согласно измерению недисперсионной ультрафиолетовой секцией анализатора) указывают на колебания в 2–4 %. Некоторые из этих
колебаний довольно сильны и могут быть полезны
при управлении с прогнозированием в дополнение
к измерению HC.
82
0.200
H 2S %
HC %
60
0.150
40
0.100
20
0.050
HC, %
HC, %
Концентрация, %
H2S %
HC %
Концентрация, %
-80
0.250
0
0.000
6/19/08 6/19/08 6/19/08 6/20/08 6/20/08 6/20/08 6/20/08
9:36
14:24
19:12
0:00
4:48
9:36
14:24
Время
Рис. 6. Результаты в данной области. Увеличенное изображение
сбоя 20 июня 2008 г.
20 июня 2008 г. произошел небольшой сбой, при котором HC находились на пиковом отклонении 0,25 %,
как показано на рис. 5. Подобное изменение было подтверждено H2S в форме 5%-ного колебания от пика к
пику, и затем HC вернулись к нормальным значениям приблизительно после 20 мин (рис. 6). Опытный
образец испытывали в течение длительного периода
времени; дальнейшие исследования, вероятно, будут
включать подтверждение точности с использованием
и анализом измеряемых газов, и собранных образцов
технологического газа. Другой возможной целью может быть определение сбоев HC в условиях потребления воздуха и внедрение в эксплуатацию схемы управления воздушным потоком.
ВНЕДРЕНИЕ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ УПРАВЛЕНИЯ
С ПРОГНОЗИРОВАНИЕМ
Нелишне отметить, что движущая сила проведения
измерений и использования полученных сведений о работе установки получения серы для маленького газового
завода теперь может быть применена к установке получения серы нефтеперерабатывающего завода. Заводы
по переработке газа в Альберте и Британской Колумбии
обязаны поддерживать высокие коэффициенты производительности (обычно 98–99 %), в некоторых случаях
используя только измененные и усовершенствованные
процессы Клауса. Такие усовершенствования, как определение характеристик сырья и/или управление с
прогнозированием, являются общеизвестными и широко практикуемыми для дополнительного повышения
коэффициентов производительности на 0,1 или 0,2 %.
Гораздо проще бы было проверять все эти новшества, единожды проведенные на практике, путем адаптации и внедрения в эксплуатацию, что в итоге и должно
являться конечной целью. Будет ли измерение использоваться для намеченной цели? Приведет ли это к увеличению производительности и эффективности работы?
В качестве услуги было предложено базовое обучение на SRU-установке на квалификацию оператора. Во
время обучения задают следующие вопросы: действительно ли операторы знакомы и работают с различным
оборудованием высокого уровня на установке получе№7 июль • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
ния серы, очищающей отходящий газ (измерение температуры в реакционной печи, сырьевой газ H2S/HC,
отходящий газ H2S/SO2 и анализаторы H2/H2S очищенного отходящего газа)? Тогда как на всех установках получения серы имеются анализаторы отходящего
газа, было установлено, что только 2/3 этих установок
имеют анализатор в ступенчатом (автоматическом)
управлении. Более того, содержание H2S в очищенном
отходящем газе обычно не измеряют, а анализаторы
сырьевого газа редко, если вообще когда-либо, используют для управления или даже измерения.
Суть заключается в том, что спроектировать систему измерения на схеме управления и установить анализатор непросто. Должна быть уверенность в измерении, и схема управления должна быть хорошо продумана. Все инженеры-технологи должны быть неразрывно связаны, что является типичным на начальном
этапе. Наконец, операторы должны обучаться тому,
как проводить измерение и что может быть предпринято для повышения эффективности и коэффициента
производительности. Как правило, маленькому газовому заводу с SRU-установкой на потоке уделяется больше внимания, чем нефтеперерабатывающему заводу с
установкой получения серы, очищающей отходящий
газ, но с равным успехом могут применяться те же аналитические и управляющие методы, при условии их
корректного использования.
Был разработан газовый анализатор, который объединяет недисперсионный ультрафиолетовый оптический стенд с датчиком недисперсионной инфракрасной
спектроскопии, для одновременного измерения H2S и углеводородов в кислотном газе установки получения серы
в единственной выбранной точке. Оба измерения не зависят от общих компонентов в кислотном газе, включая
воду и CO2. Углеводороды не препятствуют недисперсионному ультрафиолетовому измерению H2S, и влияние
H2S на измерение HC почти никак не сказывается.
Два различных датчика недисперсионной инфракрасной спектроскопии оценили для того, чтобы определить, могут ли они быть откалиброваны для обеспечения концентрации HC на выходе, пропорциональной
потреблению сгораемого воздуха для объема общих углеводородов в смеси, которые присутствуют в кислотном газе. Игнорирование или упущение этого аспекта
при IR-измерении стало препятствием для успешного
использования этой технологии в некоторых предыдущих попытках ее применения. Результаты внутренней
оценки предполагают, что датчик A может обеспечить
надлежащее измерение концентрации HC, если в газовой смеси присутствует большой объем углеводородов,
не содержащих метан, и датчик откалиброван для преобладающего HC. Датчик B может использоваться там,
где главным HC является метан, который изменяет концентрацию во время сбоев в работе.
Дальнейшие улучшения касаются практического
определения количества BTK (бензола, толуола, ксилола), когда они присутствуют в кислотном газе вместе
с большими количествами компонентов меркаптана,
связанных с циклическим восстановлением на установке демеркаптанизации газа и установке получения
серы. Кроме того, измерение содержания HC в газе
отпарной колонны и кислой (сернистой) воде в сочета-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2009
нии с H2S и аммиаком требует, чтобы инфракрасный
датчик работал при температуре выше 90 °C и постоянно совершенствовался.
Успешное введение в эксплуатацию анализатора с
возможностью прогнозирования на SRU-установке зависит от управления совместной работой, технической
команды технологического процесса и анализатора и
способности к обучению операторов установки. Чтобы
убедиться в эксплуатационных способностях анализатора и возможности его дальнейшего использования
для намеченных целей во время пуска установки, при
ее практическом испытании не производится никаких
измерений, пользователю следует производить измерения один раз в год.
Перевела И. Аммосова
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Hauer, R., J. Sames and C. Hunt, «Understanding Claus plant
upsets using your tail gas analyzer», Sulfur Conference, Vienna, 1997.
2. Lieberman, N. P., Troubleshooting Process Operations, Third
Edition, Pennwell Publishing Company, Tulsa, 1991.
3. Neumeister, L., «Controlling Sulphur Plants: Practical Issues
Surrounding Control Strategies, Controller Hardware, Control Equipment
Performance and Tuning», Spartan Controls Ltd., September 2000.
4. Massie, S. N., «Potential Problems in the Operation of Tail Gas
Units», Laurance Reid Gas Conditioning Conference, University of
Oklahoma, 2001.
5. Paskall, H. G., Capability of the Modified-Claus Process, Western
Research, Calgary, 1979.
6. Holub, P. E. and M. Sheilan, «Fundamentals of Gas Sweetening»,
Laurance Reid Gas Conditioning Conference, University of Oklahoma,
2000.
7. Kohl, A. L. and R. Nielsen, Gas Purification, Fifth Edition, Gulf
Publishing Company, Houston, 1997.
8. Critchfield, J., P. Holub, H. J. Ng, A. Mather, F. Y. Jou and T.
Bacon, «Solubility of Hydrocarbons in Aqueous Solutions of Gas Treating
Amines», Laurance Reid Gas Conditioning Conference, University of
Oklahoma, 2001.
9. Conversations with G. Bohme of Sulphur Experts and B. Spooner of
Amine Experts, 2008.
10. McMillan, G., ed., Process/Industrial Instruments and Controls
Handbook, Fifth Edition, Section 10, McGraw-Hill, New York, 1999.
11. Saltzman, R., M. Matthews and C. Dell, «An Oxygen Demand
Process Analysis System for Claus Plant Feed Streams», ISA, paper #890327, p. 217–226, 1989.
12. Coates, J., «Interpretation of Infrared Spectra, A Practical
Approach», Encyclopedia of Analytical Chemistry, John Wiley & Sons
Ltd, pp. 10815– 10837, Chichester, 2000.
13. Kemp, W., Organic Spectroscopy, Second Edition, Macmillan
Publishers Ltd., London, 1987.
14. GPSA SI Engineering Data Book, Gas Processors Suppliers
Association, pp. 16–24, Tulsa, 1980.
Randy Hauer (Р. Хауэр) имеет более 30 лет опыта в аналитике технологического процесса. Он начал свою карьеру в области производства получения серы на газоперерабатывающем заводе Amoco
Canada East Crossfield в Канаде. М-р Хауэр перешел в Western Research для работы в группе оптимизации и тестирования операций SRU-установок,
а затем в отдел анализаторов технологического
процесса. Наибольшая часть его деятельности была сосредоточена
на применении анализатора. В настоящее время м-р Хауэр работает начальником производства получения серы в AMETEK Process
Instruments. М-р Хауэр получил диплом по химической технологии в
Southern Alberta Institute of Technology в Южной Альберте.
Kevin Harris (К. Гаррис) начал свою деятельность в Western Research в 1990 г. в качестве консультанта после получения степени магистра в области технологии машиностроения в университете
Калгари (University of Calgary). После окончания
контракта м-р Гаррис спроектировал первый сертифицированный анализатор потребления воздуха
(CENELEC). В 1991 г. м-р Гаррис вернулся в Western
Research. Он участвовал в разработке изделия по проекту анализаторов для различных применений, включая точку росы углеводорода и
H2S в природном газе. М-р Гаррис присоединился к AMETEK Process
Instruments благодаря приобретенному опыту и в результате слияния
компаний DuPont Process Instruments и Western Research.
83
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РОТАЦИОННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ НАСОСЫ И
ПОДДЕРЖИВАЮЩИЕ СИСТЕМЫ
J. R. Brennan, Colfax Corp., Монро, Северная Калифорния
Конструкции соответствующих систем и их эксплуатация играют решающую роль в безотказной работе
установок и их надежности
В технической литературе большое внимание
уделяется насосам, работающим на технологических установках нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов, на магистральных трубопроводах и т.д. Это оборудование играет решающую
роль в работе систем, связанных с транспортом и
переработкой углеводородов. Однако вспомогательным поддерживающим насосам практически
не уделяется внимание.
Большинство ротационного оборудования на
заводах, нефтехимических комплексах и технологических установках, а также центробежные компрессоры и турбодетандеры нуждаются в системе
принудительной подачи смазки для уплотнений.
Система контроля смазки – обычная, подающая
смазку пропорционально скорости вращения вала
оборудования. Конструкция системы соответствует требованиям стандарта. Работа вспомогательных
насосов требует безотказной эксплуатации на установке, надежности системы, учитывая двадцать четыре месяца между циклами безотказной работы и
двадцать четыре часа в сутки.
Для принудительной смазки ротационного оборудования достаточно иметь один основной и один
резервный смазочный насос. Эти насосы могут
быть использованы для предварительной смазки
перед началом работы оборудования, для непрерывной смазки в процессе работы оборудования и
смазки вращения вала по инерции, которая может
Охладитель
Трехходовой
перепускной
клапан
Фильтр
Фильтр
Насос с
электродвигателем
Насос с
электродвигателем
Загрузка/
выход
Резервуар,
60 галл
Фильтр на
всасывании
насоса
Слив
Возврат масла
Подогреватель
Рис. 1. Упрощенная схема системы смазочного масла
84
осуществляться в течение нескольких минут. Такие
системы смазки часто разрабатываются производителями машин (многие из них разработаны в соответствии с API 164: смазки, осевые уплотнения, системы
контроля смазки и вспомогательные системы).
Вспомогательный насос пускают в ход прежде
всего. После того, как машина приобретает нормальную скорость, вспомогательный насос останавливают и оставляют в резерве. Давление в маслоприемнике окажется ниже заданного значения, при
этом реле давления запустит в действие резервный
насос. На рис. 1 приведена упрощенная схема системы смазки такого типа.
Вспомогательные насосы могут быть наружными, горизонтального типа или вертикальные, установленные в резервуаре. Для минимизации риска,
связанного с образованием трещин в случае пожара, все наружные насосы выполнены из стали.
На рис. 2 показаны двухвинтовые насосы на трубопроводной линии. Их распределительные шестерни и антифрикционная система подшипников –
с принудительным охлаждением и смазкой от шестеренчатого насоса с небольшой подачей. Систему
завершают масляная емкость, теплообменник «воздух-в-масло» и фильтр.
В этом случае резервный насос не нужен, поскольку насосная станция имеет достаточную производительность двухвинтового резервного насоса. Следует
отметить, что приведение в действие вспомогательного
насоса от ротационной машины этой
системы – наиболее надежный способ гарантировать, что для смазочных насосов мощности будет вполне
Подача масла
достаточно. Пока механизм вращается, насос обеспечивает его охлажденной водой. Место базовой установки
этих машин (Венесуэла) не может
быстро обеспечить систему смазки
охлажденной водой; таким образом,
требуется размещение вентилятора/
радиатора теплообменника.
Последовательному ряду крупного ротационного оборудования
требуется расход охлажденного масла свыше 1000 галл/мин обычно при
давлении от 75 до 150 фунт/дюйм2
(1 фунт/дюйм2 = 6,89 кПа). Такие
системы имеют основной и второстепенный резервный насосы.
Часто основной насос это паровая
№7 июль • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РОТАЦИОННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Рис. 2. Двухвинтовые насосы мощностью 1100 л.с.
с встроенным масляным насосом
турбина, если имеется в распоряжении на месте
пар и резервный насос будет нормально введен в
действие обычным электродвигателем АС. Для эффективной и экономичной работы второстепенные
насосы должны работать при частоте вращения
двухполюсных или четырехполюсных двигателей
от 1500 до 3600 об/мин, если это возможно. Эти
данные приведены как для менее дорогих насосов
и приводов, так и для лучших систем, работающих
с большей эффективностью. Наиболее предпочтительными объемными ротационными насосами являются центробежные насосы, которые можно использовать в качестве второстепенных, так как они
выпускаются с самозаливкой, имеют достаточно
прогнозируемую характеристику и просты в регулировании.
На рис. 3 показан небольшой трехвинтовой насос, обычно применяемый для смазки малогабаритного ротационного оборудования. Каждый виток
винта образует камеру, относительно независимую
от соседних камер. Повышение давления через насос эффективно корректируется и вызывает очень
небольшую внутреннюю нагрузку.
Вход
Выпуск
Рис. 3. Схема реконструкции секции обработки пентанов
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2009
Рис. 3. Небольшой трехвинтовой масляный насос
На рис. 4 приведена схема насоса в разрезе. На
входе насоса поток распределяется равномерно и
выходит из насоса спокойным непрерывным течением. Поскольку в насосе нет препятствующей системы, в нем не развиваются внутренние осевые гидравлические силы, возникающие обычно в других
насосах вследствие перепада давления. Радиальные
усилия взаимодействуют в гидродинамической масляной пленке, окружающей винт насоса. Эти особенности, в том числе и корректирование давления
в насосных камерах, являются результатом очень
большого срока службы насосов этого типа.
В большинстве промышленных центробежных
компрессоров и турбодетандеров применяют лабиринтные или механические уплотнения, чтобы
сдерживать выделение газа. Эти уплотнения часто
снабжают охлажденным смазочным маслом при
давлении незначительно выше, чем давление газа
на уплотнение. Давление масла на уплотнение может быть в пределах до 4000 фунт/дюйм2 или выше.
Кроме того, трехвинтовые насосы «усиливаются»
от системы масляного насоса, принимая участие
в той же системе смазки. Поскольку потребность
в давлении на таких насосах гораздо выше, чем на
масляных насосах, они должны иметь до 12 ступеней, чтобы эффективно сопротивляться внутреннему скольжению и поддерживать внутреннюю нагрузку на низком уровне для продления срока эксплуатации.
Несомненно, наиболее уязвимым периодом
для резервных насосов является их первоначальный запуск, так как в системе смазочного масла
почти всегда присутствуют твердые загрязнения.
Объемные ротационные насосы в основном теряют
свою работоспособность в присутствии металлических опилок в смазочном масле, осколков от отложений на внутренних стенках оборудования и труб, а
также различного мусора с новых установок.
Хотя поток смазочного масла для обслуживаемых машин перед тем, как попасть в зазоры подшипников скольжения, фильтруют в десятимикронном масляном фильтре, поток масла на входе
85
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: РОТАЦИОННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
в насос может пройти сетчатый фильтр, который
останавливает частички размером 150 мк и более.
Следовательно, важно то, что новые установки необходимо тщательно промывать, используя промывочные насосы. Промывочные насосы должны быть
центробежными с большими зазорами, которые могут снабдить поточную систему промывочной жидкостью значительно больше, чем масляные насосы.
После того, как система проверена на «чистоту»,
ротационный насос готов для использования.
Другой более общей проблемой системы является чрезмерная аэрация смазочного масла. Почти
все смазочно-масляные системы под действием
силы тяжести сливают смазочное масло, возвращая
его в масляный резервуар, в котором аэрируется
масло в процессе его прохождения через обслуживаемое оборудование. Если в резервуаре для масла
поток направлен не надлежащим образом, этот аэрированный поток переместится прямо на вход резервного насоса, где давление будет намного ниже
и объем воздуха, находящегося в потоке, расширится. Когда это случится, работа насоса будет сопровождаться шумом и в результате система остановится. Это может вызвать повреждения насоса или
полный выход его из строя.
Чтобы уменьшить аэрацию, требуется все возвратные линии масла закрыть ниже минимального уровня его в резервуаре. Внутри резервуара необходимо
установить заслонки, чтобы максимизировать время,
которое позволит смазочному маслу освободиться от
захваченного воздуха перед его повторным поступлением в насос. Десятиминутная выдержка времени
вполне достаточна для резервуара стандартных размеров (минимальная вместимость резервуара равна
десятикратной подаче насоса).
Некоторые ротационные машины сливают масло
в маслосборники, а иногда в картер большой поршневой машины. Это масло необходимо быстро перекачать в основной масляный резервуар. Для этой
системы применяют поршневые продувные насосы
(машина и двигатель с приводом). Насосы перекачивают содержимое маслосборника в составе приблизительно 50 % воздуха и 50 % масла при очень низком давлении (10–15 фунт/дюйм2) с гарантией того,
что продукт будет полностью перекачан.
Ротационные поршневые насосы можно также
использовать в качестве гидравлического двигателя с
восстановлением мощности (hydraulic power recovery
motors – HPRM). Процессы, в которых снижается
давление жидкости путем дросселирования, стоят на
первом месте для сброса давления через HPRM, который в свою очередь приводит в действие питающий
насос или воздушный компрессор на установке. В
противном случае отработанную энергию восстанавливают при эффективности до 75 %.
Вспомогательные насосы – небольшие, однако
они на протяжении многих лет способствуют поддержанию надежности без возникновения проблем, связанных с остановкой оборудования для ремонта или
его замены.
Перевел А. Степанов
James R. Brennan (Дж. Р. Бреннан), консультант Colfax Corp. (NYSE: CFX), занимается проблемами производства поршневых насосов, различных клапанов для установок нефте- и газоперерабатывающих заводов, двигателей, а также
разработкой оборудования для морского флота. В компании Colfax Corp. он работает 39 лет.
М-р Бреннан в 1973 г. окончил университет в Филадельфии (шт.
Пенсильвания, США) и является членом общества инженеровнефтяников (Society of Petroleum Engineers – SPE).
ИННОВАЦИИ
ГАЗОВЫЙ АНАЛИЗАТОР КОМПАНИИ
SERVO-TOUGH OXY
Кислородный газовый анализатор имеет исключительный диапазон выбора и три уникальные функции: гибкость, стабильность, безопасность. Прибор
работает дистанционно и сигналы об уровне концентрации кислорода передаются на блок информации.
Система Modbus позволяет осуществлять дистанционную связь и запрос на установку через RS485.
Компания представляет три уникальных варианта.
• Современные камеры с нагреваемыми пробами исключают требования к пробоотборным системам для всех видов проб с точкой росы до 50 °С.
Повреждения пробоотборных систем являются основной причиной незапланированных простоев установок. Нагреваемые камеры с пробами снижают
риск непредвиденного времени простоя установки
путем устранения холодильников, сушильных печей
и других аппаратов.
86
• Уникальный датчик расхода устанавливают на
выходе потока. Датчик гарантирует точность сигнализации на потоке, в том числе и надежность системы.
• Новейшая интегрированная система компенсации давления не только компенсирует барометрическое давление, но и противодавление от
факельной трубы. Датчики расхода и система компенсации давления сообщаются через стандартные
приборы средств связи, обеспечивая, таким образом, все измерения и надежность системы без необходимости устанавливать дополнительные приборы и дорогую кабельную разводку.
Потенциальное применение анализаторов охватывает коэффициент использования при контроле
процесса, надежность критического окисления таких
компонентов как этилен и окись пропилена, анализ
факела, чистоту продукта, очистку сырья и т.д.
Выберите 2 на сайте: www.HydrocarbonProcessing.com/RS
Перевел А. Степанов
№7 июль • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПРОЦЕССЫ
УЧЕТ РЕАЛЬНЫХ УСЛОВИЙ РАБОТЫ
ПРИ МОДЕЛИРОВАНИИ
ВАКУУМНЫХ УСТАНОВОК
R. Yahyaabadi, Esfahan Oil Refining Co., Эсфахан, Иран
Надежная имитационная модель как инструмент подбора ключевых условий
для повседневной эксплуатации производства
Средства имитационного моделирования довольно
часто используются для определения ключевых параметров технологического процесса. Моделирование
помогает обеспечить надежность работы. Кроме того,
некоторые из этих параметров нельзя измерить напрямую. В этих случаях модели незаменимы. Модели
используются при проведении модернизации производства для постановки проектных задач. Важно помнить, что ошибки в моделировании довольно часто
приводят к нарушению всего хода модернизации. В
данной работе автор рассматривает варианты улучшения средств моделирования, используемых при
модернизации установок вакуумной перегонки сырой нефти.
ВАКУУМНЫЕ УСТАНОВКИ
На нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) применяется множество различных видов вакуумных
колонн [1]. Типичный пример дан на рис. 1. На этой
установке мазут из атмосферной колонны разделяется на два продукта – легкий вакуумный газойль
(light vacuum gasoil – LVGO) и тяжелый вакуумный
газойль (heavy vacuum gasoil – HVGO). Вакуумные
газойли обычно используются как сырье для каталитической конверсии.
С точки зрения доходности главная задача НПЗ –
увеличить выход вакуумных газойлей. Это означает более высокие границы разделения фракций по
истинной температуре кипения (true boiling point –
TBP). При неизменном давлении расширение границ
раздела позволяет повысить температуру на выходе
из печи и в зоне испарения.
Для каталитических процессов обработки HVGO
существуют особые требования к содержанию металлов, микроуглеродистого осадка (microcarbon residue –
MCR) и/или асфальтенов в сырье. В этой технологической операции можно совместить повышение границ раздела TBP с минимизацией содержания металлов в LVGO и HVGO, что значительно продлит срок
службы катализатора [3]. Для HVGO эта задача имеет
особо важное значение.
КЛЮЧЕВЫЕ УСЛОВИЯ РАБОТЫ
ВАКУУМНОЙ УСТАНОВКИ
Наиболее часто при эксплуатации вакуумных установок сталкиваются с проблемой образования кокса в пламенной печи и секции поглощения. Эта про-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2009
блема уже много раз обсуждалась в литературе. Но,
тем не менее, закоксовывание поглотительного слоя
по-прежнему остается одной из причин сокращения
срока службы вакуумных установок [4]. В нескольких
случаях полное закоксовывание печи и секции поглощения происходило менее, чем за год [5].
Закоксовывание зоны поглощения приводит к низкому качеству и выходу HVGO, а также к незапланированным остановкам для замены насадки [6]. Почти
во всех вакуумных колоннах, работающих при температуре в зоне испарения 730–740 °F (388–393 °C) закоксовывание насадки в зоне промывки происходило
менее чем за четыре года эксплуатации [2]. Одной из
главных причин образования кокса является недостаточный расход жидкости в зоне промывки [7]. Нижняя
часть зоны промывки увлажняется жидкостью увлеченной в зоне испарения. Верхняя часть насадки увлажняется потоком поглотительного масла [8].
Наименее влажной остается средняя часть насадки, поэтому для нее требуется существенный расход
поглотительного масла, в противном случае там образуются зоны застоя [4]. Закоксовывание средней часВ вакуумную систему
LVGO
Вакуумная
колонна
HVGO
Питание
Зона поглощения
Поглотительное масло
Сборная тарелка
Паровой конус
Пламенная
печь
Передаточная линия
Топливо
Зона
испарения
Парафиновый гач
Пар
Рис. 1. Блок-схема типичной вакуумной установки
87
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПРОЦЕССЫ
ти зоны поглощения также уже обсуждалось в литературе [7–9]. Эффективность работы зоны поглощения оказывает большое влияние на качество HVGO
через сокращение содержания металлов и хвостовых
погонов 95 %-ЕР [2].
Другой распространенной проблемой является
образование кокса на выходе из печи [5]. Кокс образуется в трубах радиантной секции печи вследствие
того, что из-за нефтяной пленки на внутренних стенках температура и время пребывания, повышаются
до значений, достаточных для начала термического
крекинга [5]. Поэтому главную роль в минимизации
образования кокса играет регулировка температуры
нефтяной пленки и время пребывания [5].
ПРОЕКТ ВАКУУМНОЙ УСТАНОВКИ
Особое внимание на выход HVGO, качество продукта и срок службы обращается еще на стадии
проектирования [2]. Выход продукта и основные
условия работы должны точно предсказываться.
Рассматриваемая система включает в себя выход
печи, передаточную линию, зону испарения, тарелку
сбора под секцией поглощения и внутренние элементы зоны поглощения. Другие детали вакуумной колонны хорошо изучены и вопросов не вызывают [4].
Проектирование секции поглощения часто считают
рядовой операцией, однако с этой областью связан ряд
сложных расчетных задач по подбору оборудования и
технологического режима [7]. Чтобы избежать закоксовывания насадки зоны поглощения нужно учесть целый
ряд параметров: схемы передаточной линии, зон испарения и поглощения, прогнозируемый выход HVGO,
рабочую температуру на выходе из печи и поток жидкости, необходимой для увлажнения насадки [7].
Пар и жидкость подаются в колонну при скоростях до 380–400 фут/с [4, 6, 8]. В паровой фазе содержатся маленькие капли вакуумного мазута (vacuum
residual – VRES), образовавшиеся на передаточной
линии. Размер капель препятствует осаждению на линии из-за высоких скоростей [4, 6, 8]. Поэтому на стадии испарения и поглощения увлеченную жидкость
необходимо удалить [6]. Зона испарения вместе с паровым конусом помогают удалить крупные капли и
распределить поднимающийся пар по сечению колонны [6]. При этом сводятся к минимуму высокоскоростные участки, что гарантирует практически полное удаление остаточных мелких капель на насадке [6].
Величина увлечения жидкости в вакуумной установке определяется критическим расширением
потока в передаточной линии, работой парового конуса в зоне испарения и внутренних элементов зоны
поглощения [2]. Расход увлечения колеблется в соответствии с конструкцией и высотой зоны испарения,
скоростью потока на передаточной линии и т.д. [9].
При неудачной конструкции в передаточной линии
возникает критическое расширение потока, сопровождаемое сильным разряжением и образуется трудноудалимый мелкодисперсный туман [2]. И все же
увлечение можно практически полностью ликвидировать при условии предусмотрительного проектирования передаточной линии и внутреннего устройства
колонны [2].
88
Поскольку увлеченное из зоны испарения вещество содержит тяжелые металлы, частицы коксового
остатка и асфальтенов, расход увлечения необходимо по возможности свести к минимуму. На расход
увлечения вакуумного мазута влияет конструкция
передаточной линии, зон испарения и поглощения
[10]. В зоне поглощения удаляется увлеченный мазут
из пара, и происходит некоторое разделение HVGO
[7, 8]. Таким образом, при проектировании вакуумной колонны необходимо учитывать увлечение жидкости в зоне испарения и его влияние на работу зоны
поглощения и рассчитывать качество HVGO. В зависимости от конструкции увлечение жидкости паром
может проникать в поглотительный слой. Поскольку
внутренние элементы секции поглощения удаляют
увлеченный VRES, поступивший из зоны испарения,
то жидкость на сборной тарелке под поглотительным
слоем состоит из головной фракции вместе с удаленным увлеченным веществом [4]. Эту жидкость принято называть парафиновым гачем.
МОДЕЛЬ ВАКУУМНОЙ УСТАНОВКИ
В соответствии с вышеизложенными требованиями ключевыми секциями вакуумной установки считаются печь, передаточная линия, зона испарения и
зона поглощения. Моделирование и прогнозирование поведения прочих компонентов труда не составляет. При построении оценочной модели для ключевых технологических параметров требуется провести
ряд модельных экспериментов. Но возникает вопрос:
можно ли доверять результатам моделирования?
Единственный способ удостовериться в соответствии модели реальной установке – сравнить ее результаты с измеренными полевыми данными [4]. При
этом представляется точная оценка профиля давления
на все пространство печи и передаточной линии, поскольку данные давления в этих секциях используются
в технологической модели.
Для точной оценки профиля давления в нагревателе и передаточной линии необходима модель, способная справиться с точными потрубными расчетами
теплообменника и расчетами двухфазного потока [4].
Рассчитанные режимы фаз в передаточной линии бывают либо слоистыми, либо волнисто-слоистыми [8,
10]. При слоистом режиме энерго- и массообмен между паровой и жидкой фазами по поверхности контакта слабый [4, 8]. Поэтому контакт жидкости и пара
также слабый [8]. Поскольку передаточная линия состоит из труб большого диаметра, потоки жидкости и
пара разделяются по сечению линии: пар проходит по
верхней части трубы, а жидкость – по нижней [4, 8].
По мере приближения к зоне испарения пар вследствие разряжения перегревается [4]. В результате на
входе в зону испарения перегретый пар в верхней
части трубы и холодная жидкость в нижней [10] оказываются в неравновесном состоянии [4, 8].
Предполагать, что жидкость и пар, поступающие в
зону испарения вакуумной колонны находятся в равновесии – очень серьезная ошибка [4]. Разделение
фаз в передаточной линии приводит к повышению
расхода поглотительного масла, необходимого для
предотвращения закоксовывания, поскольку объем
№7 июль • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПРОЦЕССЫ
пара превышает объем жидкости [4]. В действительности из-за разделения фаз в передаточной линии
расход поглотильного масла возрастает на 200–300 %
по сравнению с расходом, полученным по модели, в
которой предполагается равновесие между паром и
жидкостью, покидающими передаточную линию [8].
Зачастую при моделировании вакуумной установки предполагается равновесие фаз в зоне испарения
[7]. Учитывая, что зона испарения считается находящейся в равновесии, подобное допущение приведет к
тому, что рассчитанный поток поглотительного масла
будет слишком низок [10]. Равновесие пар/жидкость
может присутствовать на выходе из нагревателя, но в
зоне испарения оно не наблюдается [7].
Существует практичный подход к моделированию
передаточных линий и вакуумных колонн, гарантирующий лучшее предсказание выходов и других
важных технологических параметров. По нему модель разделяется на ряд операций предшествующих
поступлению пара в секцию поглощения колонны [4].
Использование многочисленных технологических
операций позволяет оценивать неравновесное поведение системы [2].
ОЦЕНКА РАЗЛИЧНЫХ МОДЕЛЕЙ
ВАКУУМНЫХ УСТАНОВОК
Как уже говорилось ранее, наиболее важные и
нуждающиеся в точном моделировании секции это
выход нагревателя, передаточная линия, зона испарения и зона поглощения. Другие части вакуумной
колонны хорошо изучены и понятны. Хотя моделироваться будет вся установка, для анализа и оценки различных моделей мы будем использовать только перечисленные секции. Для оценки различных сценариев
имитационные модели строились согласно следующим правилам.
• В качестве подложки зоны поглощения брались
две теоретические стадии.
• Температура на выходе из нагревателя была установлена на уровне границы раздела TBP фракции
HVGO – 1000 °F (537,78 °C). Выход нагревателя находился в нормальном диапазоне для такой границы
раздела TBP.
• Весь парафиновый гач отправлялся наверх отпарной секции.
• Давление в зоне испарения, перепад давления
в передаточной линии и, соответственно, давление
на выходе из нагревателя во всех сценариях были
фиксированы.
• Увлечение из зоны испарения во всех сценариях одинаково.
• Давление и температура на верху колонны во
всех сценариях одинаковы.
• Во всех сценариях использовалось одинаковое
количество пара для отпарной секции.
• Число теоретических ступеней во всех сценариях было одинаковым.
• Для всех сценариев был установлен одинаковый расход увлажнения секции поглощения в
0,15 гал/мин/фут2.
На первой стадии была рассмотрена и опробована
идеальная модель. В этой модели предполагалось, что
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2009
жидкость и пар на входе в зону испарения колонны находятся в равновесии и что разделения фаз в
передаточной линии не происходит. Также предполагалось полное разделение фаз в зоне испарения
(без увлечения). Результаты моделирования представлены ниже.
Моделирование результатов в случае идеальной модели
Расход поглотительного масла, м3/ч................................165
Минимальный расход жидкости
в зоне поглощения, м3/ч..................................................... 25
Участок зоны поглощения с наименьшим
расходом жидкости................................................. низ зоны
HVGO 95 %, °C................................................................... 564
HVGO EP, °C....................................................................... 584
Хвостовой погон HVGO – 95 % – EP, °C............................... 20
VRES 5 %, °C...................................................................... 533
По другому сценарию рассматривалась равновесная передаточная линия (transfer line – TL) с
неидеальной зоной испарения (flash zone – FZ) (с
приблизительным количеством увлеченного вещества). Но встал вопрос о том, как ввести увлечение в
имитационную модель. Чтобы его решить, необходимо в деталях изучить процессы, происходящие в
FZ вакуумной колонны. Паровая и жидкая фазы из
TL поступают в FZ. Из-за высокой скорости значительная доля жидкости распыляется в паровой фазе
в виде крупных и мелких капель. Как уже упоминалось ранее, крупные капли удаляются в зоне испарения. В зоне поглощения удаляются мелкие капли из
поднимающегося пара. Соответственно, увлечением
считаются мелкие капли, поступающие вместе с паром из зоны испарения.
В секции поглощения из паровой фазы удаляются мелкие капли. Удаленные капли вместе с поглотительным маслом в жидком виде стекают на
сборную тарелку под зоной поглощения. Удаление
увлеченной жидкости происходит в середине зоны
поглощения. А значит, увлеченные капли должны
туда попасть. В действительности, пар из зоны испарения, проходя через насадку нижней и средней
части зоны поглощения, вступает в контакт с остаточным поглотительным маслом, и отделенные капли стекают в виде жидкости на сборочную тарелку
под зоной поглощения. Если моделировать секцию
поглощения с такой точки зрения, то его результаты
можно будет сравнить с результатами реальной эксплуатации установки.
Результаты моделирования колонны, предполагают, что увлеченная жидкость доходит до середины
зоны поглощения. Как уже упоминалось, в середине
зоны поглощения всегда образуется кокс. Если образование кокса происходит особенно интенсивно,
это значит, что расход жидкости минимален. Таким
образом, результаты моделирования, учитывающие
увлечение в средней части зоны поглощения, полностью согласуются с реальной эксплуатацией зоны.
Итак, в имитационной модели следует учитывать
приблизительное количество увлеченной жидкости.
Результаты моделирования для такого сценария следующие.
89
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПРОЦЕССЫ
Моделирование результатов сценария передаточной линии
Расход поглотительного масла, м3/ч...............................167
Минимальный расход жидкости
в зоне поглощения, м3/ч.................................................... 48
Участок зоны поглощения с наименьшим
расходом жидкости.......................................середина зоны
HVGO 95 %, °C.................................................................. 565
HVGO EP, °C...................................................................... 586
Хвостовой погон HVGO – 95 % – EP, °C...............................21
VRES 5 %, °C..................................................................... 533
При сравнении с идеальной моделью существенных различий не обнаружено, за исключением минимального расхода жидкости в зоне поглощения.
При равновесной TL – увлечение из зоны испарения
мало влияет на условия работы колонны и товарные
характеристики HVGO и VRES. Минимальный расход жидкости в зоне поглощения при идеальной зоне
испарения (без увлечения) составляет 25 м3/ч. Это
действительная головная фракция. При неидеальной
зоне испарения (увлечение с выходящим из зоны паром) минимальный расход жидкости в зоне поглощения составляет 48 м3/ч, что не является истинной головной фракцией. Увлеченные капли жидкости из FZ
содержат частицы кокса.
Когда капли вступают в контакт с насадкой в зоне
поглощения, частицы кокса переходят на поверхность насадки. Потока жидкости в нижней части
зоны обычно хватает для удаления частиц кокса, и он
переходит в жидкость. Но в средней части зоны условия иные. Здесь поток жидкости минимален. Если его
недостаточно, частицы кокса не смываются и накапливаются в средней части зоны. С этой точки зрения
минимальный расход жидкости должен рассчитываться на основе расхода, необходимого для удаления
и переноса частиц кокса с поверхности насадки. Этот
расход, предназначенный уберечь поглотительный
слой от высыхания, будет значительно больше минимального.
Очевидно, что чем выше температура в FZ, тем
более крупные частицы кокса образуются. По сути,
чем больше содержание кокса в увлеченной жидкости, тем больше должен быть поток жидкости для его
удаления. При недостаточном расходе частицы кокса
могут накапливаться. Соответственно, поглощающий
слой быстро закоксуется. При таких условиях почти
во всех вакуумных колоннах, работавших при температуре в FZ свыше 730–740 °F (388–393 °C) насадка
поглотительного слоя из-за закоксовывания приходила в негодность менее чем за четыре года эксплуатации [2].
Для работы с такой неравновесной системой
была предложена особая модель [2, 4]. На рис. 2
представлена ее схема. В рамках этой модели этапы
работы установки состоят из простого теплообменника (нагреватель с горелкой) с выходной температурой, определяемой целевой границей раздела
фракции HVGO. Давление на выходе нагревателя
зависит от перепада давления в передаточной линии и от того, достигает ли скорость движения двухфазного потока в сегментах линии критической величины.
90
Поглотительное
масло
Передаточная
линия для пара
Выход
горелки
Испарение
Испарение
Зона
поглощения
Испарение
Передаточная
линия
Увлечение
Передаточная линия
для жидкостей
Головная фракция
Испарение
Делитель
Отпарная
секция
Пар
Рис. 2. Многоблочная схема для модели с неравновесной
передаточной линией
Передаточная линия моделируется как адиабатический испаритель, причем давление устанавливается
на уровне давления в первой большой горизонтальной
секции передаточной линии. Жидкость и пар из передаточной линии разделяются на два потока. Жидкий
поток делится на предполагаемое увлечение и жидкостное питание FZ.
FZ колонны моделируется как простой испаритель в тех случаях, когда отсутствует отпарная секция или как дистилляционная колонна, если отпарная секция присутствует. Секции поглощения и
орошения моделируются посредством стандартной
модели дистилляционной колонны. Поток кубового
продукта считается истинной головной фракцией.
Увлеченная жидкость и головная фракция являются
питанием для адиабатического испарителя с рабочим давлением, установленным на уровне давления
на сборной тарелке, расположенной над FZ. Паровое
питание секции поглощения состоит из пара TL, пара
со сборной тарелки и пара из FZ.
В данной модели предполагается максимальное
разделение фаз в TL. Соответственно, в колонну поступает перегретый пар. Как видно на рис. 2, увлечение допускается, но контакт между удаленной увлеченной жидкостью и паром из FZ не рассматривался.
Основываясь на предложенной конфигурации, была
подготовлена и запущена имитационная модель.
Результаты введения иммитационной модели
Расход поглотительного масла, м3/ч...............................144
Минимальный расход жидкости
в зоне поглощения, м3/ч...................................................... 9
Участок зоны поглощения с наименьшим
расходом жидкости.................................................низ зоны
HVGO 95 %, °C.................................................................. 577
HVGO EP, °C....................................................................... 598
Хвостовой погон HVGO – 95 % – EP, °C............................... 21
VRES 5 %, °C...................................................................... 523
Как следует из результатов, при такой конфигурации и при неизменном выходе пара из нагревателя
№7 июль • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПРОЦЕССЫ
расход поглотительного масла и минимальный расход
жидкости в зоне поглощения существенно снизились.
Кроме того, увеличилось содержание фракций HVGO
95 % и конечной точки. С другой стороны доля фракции VRES 5 % сильно упала.
Между предложенной и реальной конфигурациями FZ наблюдается ряд расхождений (см. рис. 1).
1. По рекомендованной модели не учитывается
контакт между жидким потоком, поступающим из
секции улавливания зоны поглощения, и паровым потоком, поступающим из FZ.
2. С другой стороны, при использовании этой модели жидкостный поток в зоне поглощения считается
минимальным в нижней ее части. По сути, эта модель
не смогла спрогнозировать содержание кокса в средней части насадки зоны поглощения.
3. Паровая фаза TL и жидкость с паром из отпарной
секции уже контактируют между собой в реальной FZ.
Как уже упоминалось, FZ вакуумной колонны не может
считаться идеальной ступенью. Поэтому тепло- и массопередача на ней не могут быть доведены до состояния теоретической ступени (равновесие между паром и
жидкостью на выходе). Но в предложенной модели они
встречаются на теоретических ступенях.
Чтобы скорректировать предложенную модель с
учетом расхождений № 1 и 2, можно принять поправки
на увлечение жидкости. Исправленная модель представлена на рис. 3. Далее показаны результаты моделирования с учетом исправлений. Они свидетельствуют,
что в модифицированной модели жидкостный поток в
зоне поглощения минимален в средней ее части.
Результаты моделирования с учетом исправлений
Расход поглотительного масла, м3/ч.................................64
Минимальный расход жидкости
в зоне поглощения, м3/ч.................................................... 42
Участок зоны поглощения с наименьшим
расходом жидкости.......................................середина зоны
HVGO 95 %, °C................................................................... 568
HVGO EP, °C........................................................................591
Хвостовой погон HVGO – 95 % – EP, °C...............................23
VRES 5 %, °C...................................................................... 529
В противоположность модели с равновесной TL
здесь влияние увлечения на режим работы и характеристики HVGO существенно. Как видно, увлечение в середине секции поглощения приводит к увеличению расхода поглотительного масла с 144 до
164 м3/ч и минимального расхода жидкости в зоне
поглощения с 9 до 42 м3/ч. По результатам также
наблюдается существенное снижение количества
фракций HVGO 95 % и EP при увеличении количества фракции VRES 5 %.
Все полученные данные свидетельствуют об улучшении фракционирования. По сути, любой контакт
перегретого пара из FZ с уловленной жидкостью из
зоны поглощения приводит к выигрышу во фракционировании. Это справедливо, так как перегрев
паровой фазы в TL происходит из-за разделения
фаз и, как следствие, низкого массо- и теплообмена.
Поэтому любой контакт между паром и жидкостью
приближает систему к равновесию. Максимальное
разделение и фракционирование происходит при
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2009
равновесии между паром и жидкостью. В данном
сценарии TL неравновесна, и на вход в колонну подается перегретый пар.
Вопреки ожиданиям существующее увлечение оказывается благоприятным с точки зрения тепло- и массопереноса, поскольку приближает систему к равновесию.
Но с другой стороны частицами кокса, содержащегося
в увлеченной жидкости, забивается насадка, а это очень
вредно для процесса и требует многократных и/или периодических внеочередных отключений установки.
Посредством модификаций два нарушения были устранены. Однако оставалось еще одно. Речь идет о неидеальной ступени FZ. На рис. 4 представлена модель,
способная решить эту проблему. В ней учитывается
разделение фаз и, соответственно, перегрев пара в TL.
Вакуумная колонна моделируется по стандартной схеме.
Для компенсации неидеальной FZ устанавливается
неравновесная ступень. Модель, разработанная для
данного сценария, была адаптирована таким образом,
чтобы количество головной фракции соответствовало
минимальному расходу орошения. Результаты моделирования показаны ниже. Из них следует несколько
интересных моментов. По сравнению с похожей моделью (см. рис. 2) нижняя граница расхода поглотительного масла была рассчитана на уровне 144 м3/ч против
137 м3/ч, т.е. разница составила 5,1 %. Изменения в характеристиках HVGO и VRES оказались не слишком
велики.
Результаты моделирования компенсации FZ
Расход поглотительного масла, м3/ч................................137
Минимальный расход жидкости
в зоне поглощения, м3/ч........................................................9
Участок зоны поглощения с наименьшим
расходом жидкости..................................................низ зоны
HVGO 95 %, °C....................................................................577
HVGO EP, °C.........................................................................599
Хвостовой погон HVGO – 95 % – EP, °C................................22
VRES 5 %, °C........................................................................521
Поглотительное
масло
Передаточная
линия для пара
Выход
горелки
Испарение
Испарение
Передаточная
линия
Зона
поглощения
Испарение
Головная
фракция
Испарение
Увлечение
Делитель
Отпарная
секция
Пар
Рис. 3. Многоблочная схема для модели с неравновесной
передаточной линией и увлечением в зону поглощения
(модифицированная модель)
91
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПРОЦЕССЫ
Поглотительное
масло
Поглотительное
масло
Передаточная
линия для пара
Передаточная
линия для пара
Выход горелки
Испарение
ПередаИспарение точная
линия
Неидеальная
ступень FZ
Неидеальная
ступень FZ
Выход горелки
Испарение
Пар
Увлечение
Испарение
Передаточная
линия
Делитель
Пар
Рис. 4. Блок-схема с неравновесной передаточной линией,
неидеальной ступенью в зоне испарения; увлечение в зону
поглощения отсутствует
Рис. 5. Блок-схема с неравновесной передаточной линией,
неидеальной ступенью в зоне испарения; увлечение в зону
поглощения присутствует
Для данной модели может быть учтено увлечение из FZ в зону поглощения. В этом случае модель примет вид, показанный на рис. 4. Модель будет обладать всеми отклонениями TL и FZ от идеальности. Для FZ это отклонение от идеальности в
разделении фаз и тепло-/массопередаче. Судя по
всему модель (рис. 5) оказалась способной справиться с реальными условиями работы вакуумных
колонн.
Снова наблюдается заметное изменение в минимальном расходе жидкости в зоне поглощения – с
155 до 137 м3/ч или на 13,1 %. Также значительными оказались уменьшение количества фракции
HVGO 95 % и увеличение – VRES 5 %. Так же, как
в предыдущем сценарии, учет увлечения в средней
части зоны поглощения способен компенсировать
многие отклонения FZ и TL и помочь в достижении
равновесия в установке для улучшения разделения.
Это ясно по результатам моделирования, представленным ниже.
Результаты моделирования с учетом увлеченности
жидкости из FZ в секцию поглощения
Результаты моделирования компенсации неидеальных
FZ и TL
Расход поглотительного масла, м3/ч...............................155
Минимальный расход жидкости в зоне
поглощения, м3/ч............................................................... 41
Участок зоны поглощения с наименьшим
расходом жидкости.......................................середина зоны
HVGO 95 %, °C...................................................................569
HVGO EP, °C....................................................................... 591
Хвостовой погон HVGO – 95 % – EP, °C...............................22
VRES 5 %, °C......................................................................527
Теперь встает вопрос: возможно ли свести все
отклонения по массо- и теплообмену от идеальности в TL и FZ в одну предполагаемую неидеальную ступень в FZ? Чтобы ответить на него,
используется модель, представленная на рис. 6.
Результаты моделирования с помощью нее приведены ниже. Моделирование проводилось с
целью получить такое же количество головной
фракции. Результаты в точности совпадают с полученными в случае учета разделения фаз в TL.
92
Расход поглотительного масла, м3/ч................................137
Минимальный расход жидкости
в зоне поглощения, м3/ч....................................................... 9
Участок зоны поглощения с наименьшим
расходом жидкости.................................................. низ зоны
HVGO 95 %, °C.................................................................... 577
HVGO EP, °C........................................................................ 599
Хвостовой погон HVGO – 95 % – EP, °C............................... 22
VRES 5 %, °C........................................................................521
В случае если учитывается увлечение жидкости
из FZ в секцию поглощения, следует использовать
модель, представленную на рис. 7. Результаты моделирования для этого сценария приведены ниже.
Значения в ней в точности совпадают с полученными в случае, когда отклонения от идеальности в TL
решались по отдельности.
Результаты моделирования с учетом компенсации
Расход поглотительного масла, м3/ч...............................155
Минимальный расход жидкости
в зоне поглощения, м3/ч....................................................41
Участок зоны поглощения с наименьшим
расходом жидкости.......................................середина зоны
HVGO 95 %, °C...................................................................569
HVGO EP, °C.......................................................................591
Хвостовой погон HVGO – 95 % – EP, °C...............................22
VRES 5 %, °C......................................................................527
ЧТО ДЕЛАТЬ ТЕХНОЛОГАМ?
Что касается увлечения жидкости из FZ в среднюю часть зоны поглощения, полученные результаты соответствуют реальным опытным данным,
собранным с вакуумных установок на многих НПЗ.
Более того, обсуждается разделение фаз в TL и,
соответственно, образование перегретого пара на
входе в колонну. Как показывает проведенное исследование, увлечение жидкости из FZ имеет не
только негативный эффект. В неравновесной TL
массо- и теплообмен между жидкостью и паром
№7 июль • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПРОЦЕССЫ
Поглотительное
масло
Поглотительное
масло
Увлечение
Теплообменник
Неидеальная ступень
для TL и FZ
Неидеальная ступень
для TL и FZ
Теплообменник
Теплообменник
Пар
Пар
Рис. 6. Обобщенные условия для неравновесной передаточной
линии и неидеальной ступени зоны испарения; увлечение в
зону поглощения отсутствует
Рис. 7. Обобщенные условия для неравновесной передаточной
линии и неидеальной ступени зоны испарения; увлечение в
зону поглощения присутствует
обычно недостаточен. В этом случае улавливание
увлеченной жидкости в секции поглощения обеспечивает дополнительный массо- и теплообмен
между паром и жидкостью, поступающими из FZ
и приближение к равновесию. Поскольку при равновесии массо- и теплообмен максимальны, производительность установки и качество продукта
улучшаются. Однако с другой стороны увлечение
может приводить к забиванию насадки в секции
поглощения из-за частиц кокса, образовавшихся
вследствие крекинга.
Из-за забитой насадки в секции поглощения
ухудшаются качество и выход фракций HVGO, что
означает снижение прибыли для НПЗ. Подобное
нарушение режима считается одним из худших,
поскольку требует отключения установки для замены насадки.
Проведенное исследование показало, что при
равновесных условиях в TL, учет увлечения не даст
никакого эффекта, поскольку массо- и теплообмен
между паром и жидкостью в равновесии уже будут
максимальны. Поэтому, поскольку благоприятный
эффект увлечения может быть достигнут с помощью равновесия в TL, то увлечение предлагается устранить. Усилия технологов стоит направить на достижение следующих целей.
• Обеспечить равновесные условия в TL.
• Обеспечить подходящую схему FZ и парового
рожка для того, чтобы по возможности ликвидировать увлечение жидкости паром.
В настоящее время предложено множество проектов таких схем. Некоторые из них предусматривают
расположение выхода в центре секции, другие – на
касательной. Кроме того, имеются различные схемы
самих зон испарения. Проекты представлены как в
открытом доступе, так и запатентованные. В любом
случае при попытке ликвидировать увлечение, не создавая условий для поддержания равновесия в TL, качество и/или выход HVGO упадет.
нения от идеальности. При построении модели, основанной на этих особенностях, их следует сначала,
как следует, изучить, а затем встроить в модель. Хотя
построение имитационных моделей можно вести самыми разнообразными путями, но в некоторых случаях простая модель вполне сможет заменить более
сложные. Как было показано, при помощи простых
допущений касательно отклонения от идеальности
была построена модель, полностью соответствующая
реальной работе колонны.
Перевел А. Локтионов
ВОЗМОЖНОСТИ
При моделировании вакуумных установок разделения нефти, следует учитывать определенные откло-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2009
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Yahyaabadi, R., «Improve design strategies for refinery
vacuum tower», Hydrocarbon Processing, December 2007, p. 106.
2. Golden, S. W., T. Barletta, S. White, «Vacuum unit design
for high metals crudes», Petroleum Technology Quarterly, Winter
2007, p. 31.
3. Golden, S., «Canadian crude processing challenges»,
Petroleum Technology Quarterly, Winter 2008, p. 53.
4. Barletta, T. and S. W. Golden, «Deep-cut vacuum unit
design», Petroleum Technology Quarterly, Autumn 2005, p. 91.
5. Golden, S. W. and T. Barletta, «Designing vacuum units»,
Petroleum Technology Quarterly, Spring 2006, p. 105.
6. Golden, S. W., «Revamps: maximum asset utilisation»,
Petroleum Technology Quarterly, Winter 2005, p. 37.
7. Golden, S. W., «Troubleshooting vacuum unit revamps»,
Petroleum Technology Quarterly, Summer 1998, p. 107.
8. Martin, G. R., «Vacuum unit design effect on operating
variables», Petroleum Technology Quarterly, Summer 2002, p. 85.
9. Golden, S. W., N. P. Lieberman and E. T. Lieberman,
«Troubleshoot vacuum columns with low-capital methods»,
Hydrocarbon Processing, July 1993, p. 81.
10. Hanson, D. and M. Martine, «Low capital revamp increases
vacuum gas oil yield», Oil & Gas Journal, March 18, 2002.
Reza Yahyaabadi (Р. Яхайаабади) занимает должность старшего инженера-технолога в
Esfahan Oil Refining Co. (EORC), расположенной в Эсфаране (Иран). Он обладает 20-летним
опытом в области технологии производства,
модернизации, реконструкции и моделирования производства. Он окончил Эсфаранский
технологический университет с дипломом бакалавра.
93
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОБУЧЕНИЕ И УПРАВЛЕНИЕ
ДИНАМИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ:
ОТ «ТАИНСТВЕННОГО» К «ПОСЛУШНОМУ»
S. M. Ranade, E. Torres, RWD Technologies LLC, Хьюстон, Техас
Стратегия разработки учебных материалов по проблеме DMC и методики их преподавания
Динамическое матричное управление (dynamic
matrix control – DMC) – это тип управления процессом с помощью моделей (model-based process
control – MBPC), в котором применяется точная
модель завода, построенная на основе производственных испытаний. Первые сведения о промышленном применении DMC появились в литературе
более 25 лет назад. С тех пор на тему управления на
основе предсказательных моделей (model predictive
control – MPC) были опубликованы сотни статей и
множество книг.
В каждом новом издании учебников по управлению технологическими процессами обычно присутствует раздел, посвященный МРС. Судя по всему, специалисты по DMC и инженеры-технологи,
занятые во внедрении DMC, достаточно хорошо в
нем разбираются. Однако мы регулярно получаем
от диспетчеров установок следующие отзывы.
• DMC, возможно, приносит предприятию выгоду, но мы не можем подтвердить этого.
• После недавней грозы регулятор взбесился!
• Иногда я жду, что он увеличит расход, а увеличивается давление. Я не понимаю, почему.
НЕДОСТАТКИ
При столь долгой истории и повседневном промышленном использовании, можно ожидать от операторов и технологов куда большей осведомленности в области динамических матричных регуляторов.
Но дело обстоит иначе. Налицо серьезные пробелы
в познаниях, и причины тому могут быть следующие.
• Высокая сложность технологии. Ряд специалистов, включая д-ра Катлера, еще в 80-х годах признавали и обсуждали этот момент. Даже сегодня некоторые консерваторы считают, что круг лиц, допущенных к управлению процессами, следует жестко
ограничить опытными специалистами, и расширять
его рискованно.
• 80 % финансирования типичного проекта
DMC приходится на идентификацию исходной
модели, отладку и ввод проекта в эксплуатацию.
Предполагается, что регулятор, если его правильно
спроектировать и отладить, должен длительное время работать по большей части без обслуживания.
Хотя подобное допущение и разумно, оно не снижает озабоченности операторов установок.
• Посчитав корневую технологию DMC завершенной, производители программного обеспечения
сосредоточились на разработке улучшений: системы
94
моделирования в пространстве состояний, лучшей
оценки настроечных параметров, новых методик интегрирования с нейронным сетями и работы с интегрированными системами и т.д. Несомненно, подобные исследования необходимы для того, чтобы продукция оставалось конкурентоспособной, но они не
помогают новичкам осваиваться с технологией.
• Традиционно организаторы учебной программы по эксплуатации DMC уделяли внимание обучению полевых специалистов и инженеров-технологов работе с программой, но мало внимания обращали на тренинг операторов установок. Более того,
основной акцент делался на товарные особенности,
а не на необходимые вопросы для обучающихся. С
начала разработки курсов (более 25 лет назад) на
установки, где применяется эта технология, пришло
новое поколение операторов и инженеров. К сожалению, получилось так, что опытные специалисты
ушли, и с их уходом знания о тонкостях управления
DMC были утеряны.
ПРЕДЛОЖЕННОЕ РЕШЕНИЕ
Майкл Баклэнд и Дорис Флориан в своей работе
по интеллектуальным информационным системам
наметили четыре возможных пути разрешения ситуаций, в которых для решения поставленной задачи не хватает опыта, включая обучение, консультации, упрощение и передачу задачи. Следуя стремлению производителей ПО для МРС улучшить
пользовательские интерфейсы, многие университеты организовали лаборатории по управлению производственным процессом, чтобы знакомить своих
студентов с технологией. Мы решили подойти к
проблеме с позиции обучения.
НОВЫЙ ПОДХОД
Вместо того чтобы сравнивать управление динамическим матричным регулятором с операцией на мозге,
что имело смысл более 25 лет назад, когда д-р Катлер
и другие первопроходцы с риском внедряли технологию на слабо компьютеризованных предприятиях,
мы задались вопросом: «А не уместнее ли сравнить
управление DMC-приложением с управлением современным высококлассным автомобилем?»
Чтобы водить такой автомобиль, вовсе не обязательно быть специалистом по проектированию
и настройке бортового компьютера или двигателя.
Однако глубокие знания принципов взаимодействия компьютера и автомобиля, несомненно, окажутся полезными. Означенная позиция встретила
№7 июль • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОБУЧЕНИЕ И УПРАВЛЕНИЕ
энтузиазм у пользователей и в итоге привела к появлению курса по мастерству обращения с DMC.
Целевая аудитория и задачи. Используя терминологию, предложенную Гай Боем, мы выделили
две основные задачи: дать пользователям знания,
которые обеспечат устойчивое понимание предме-
Стационарное
состояние
Предельные затраты
Задачи
Матрица выигрыша
Модуль
оптимизации
LP
Приоритетная
группа
Ограничения
Равноценные ошибки
Шаг LP
Время до стационарного состояния
Горизонт модели
Производственные
испытания Горизонт предсказаний
Предсказательная
Горизонт управления
модель
Кривые отклика установки
Цели LP
DMC: обзор
для
оператора
Задача
Регулятор
Равноценность
Подавление действий
Взвешивание/ранжирование
Расчет
действий
Ограничения
Шаг LP
Максимальное действие
Верхние и нижние
границы
Критические переменные
Инструментальные
ограничения
Ограничения по
безопасности
Операторные
ограничения
Рис. 1. Пример основных принципов DMC
• Заполнить пустое место:
• # MV # CV
• Дополнительные степени
Ресурсы или MV
свободы использовать для:
Задача:
веселиться!
Обязательства
или CV
Рис. 2. Иллюстрация выдуманной жизни Бьюфорда в 20 лет
Приоритет CV:
MV, выстроенные
по стоимости
-10
Высокий
Низкий
УО
Задача: уйти
на пенсию
-5
-2
та и одновременно упростить подачу информации.
Важнее всего в ходе разработки курса было ответить на вопрос: «Для кого мы это делаем»? Мы выбрали в качестве целевой аудитории диспетчеров и
молодых инженеров-технологов и решили, что по
окончанию курса наши студенты должны.
1. Уметь предметно общаться на темы, связанные DMC.
2. Значительно улучшить свои навыки управления установкой, оснащенной системой DMC.
3. Более умело обнаруживать неполадки в работе
установки, оснащенной системой DMC.
Обозначив круг будущих студентов и задачи
курса, мы затем разбили его содержание на блоки и
приняли решение о последовательности и методике
их преподавания. На пробных занятиях наши решения в этих областях были оценены весьма высоко. В
области проектирования курса мы решили:
• упрощать материал и подводить его под требования студентов;
• давать студентам альтернативные методы закрепления новых знаний.
В области подачи материала мы решили:
• прибегать к юмору и метафорам;
• пользоваться элементами динамической интерактивной анимации.
Эти методы и решения легко приспособить к
другим современным DMC-подобным технологиям и организовать эффективный учебный процесс.
Далее мы подробно расскажем о каждом из них.
УПРОЩЕНИЕ МАТЕРИАЛА
Судя по материалам литературного обзора, большинство статей по DMC были написаны для программистов и наполнены подробностями (например, горизонтом модели, управления, предсказания, факторами
подавления хода, точки совпадения и.т.д.), практически неинтересными для операторов и молодых технологов, желающих научиться пользоваться технологией. Однако упрощение это палка о двух концах, о чем
свидетельствует широко известный принцип, именуемый «Бритва Оккама». Понимая, что упрощенное
представление о DMC не должно в будущем препятствовать углубленному пониманию технологии, мы
подготовили «упрощенный» обзор материалов многочисленных учебников и статей, который представлен в Приложении А: Как работает DMC. Типичные
термины, применяемые в отношении средств DMC,
приведены в Приложении В: Глоссарий. Пример
представления системы, подходящий для наших
целей, приведен на рис.1. Основные пункты, которые нужно усвоить студенту, помечены значком
«ключ».
СП
СН
5
DV: бывшая
и ее адвокат
Рис. 3. Иллюстрация выдуманной жизни Бьюфорда в 50 лет
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2009
ЮМОР И МЕТАФОРЫ
Опрошенные нами операторы признались, что их
нередко ставят в тупик язык и терминология, используемые применительно к средствам DMC. Как сообщает Бенедикт Кэрей в «Нью-Йорк Таймс», исследователи установили, что человеческий мозг по природе своей склонен воспринимать повествовательную
информацию. А в качестве наиболее эффективного
95
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОБУЧЕНИЕ И УПРАВЛЕНИЕ
средства долгосрочного запоминания была названа
именно эмоциональная память.
Автор Марк Пренски придумал для нового поколения выпускников старших школ и колледжей особое название «цифровые аборигены». По его словам это новое поколение предпочитает «серьезной»
работе игры. Поэтому, вместо того, чтобы вести
скучное перечисление всех терминов DMC, мы решили обратиться к беспроигрышному варианту: занимательным историям, метафорам и шуткам. Мы
придумали историю под названием «Приключения
Бьюфорда в интерпретации DMC». На рис. 2 и 3
можно ознакомиться с иллюстрациями жизненного
пути нашего персонажа Бьюфорда в начале 20-х и в
середине 50-х гг. его жизни.
Например, для иллюстрации принципа равноценных ошибок, мы перечислили проблемы, которые
Бьюфорд считал в одинаковой степени заслуживающими внимания: один звонок от адвоката бывшей
жены, уменьшение удельного пробега его машины
на 5 миль/галл топлива (СП), ухудшение оценок у
его сына на 10 баллов (УО) и сокращение накоплений в банке на 500 долл (СН). На примере истории
про Бьюфорда студенты быстро усваивали и могли
своими слова объяснить такие понятия, как целевая
функция, независимые (manipulated variable – MV)
и зависимые переменные (controlled variable – CV),
переменная возмущения (disturbance variable – DV)
и даже столь специфические термины, как ранги
CV, принцип равноценных ошибок и динамических
равноценных ошибок.
ЭЛЕМЕНТЫ ДИНАМИЧЕСКОЙ
ИНТЕРАКТИВНОЙ АНИМАЦИИ
«Цифровые аборигены», которые скоро вольются в ряды технологов, выросли на компьютерных играх и интерактивном обучении. DMC находится как
раз на том уровне сложности, когда уместно приме-
Число малокомощных двигателей в неделю
Оптимизация продаж двигателей Ограничения:
прибыль заводов в Абилене, Биомингеме и Калгари
<
<
<
1 200 000 млн долл.
2 700 000 млн долл.
3 600 000 млн долл.
Данные для примера LP-затрат
Завод
Время
производства
маломощного
двигателя
Время
производства
высокомощного
двигателя
Всего
доступное время
в неделю
Абилен
1
0
4
Бирмингем
0
2
12
Калгари
3
2
18
300
500
-
Прибыль
от одного
двигателя,
тыс. долл.
нить в ходе обучения графическую анимацию. Это
тем проще сделать, что сейчас как раз стали широко
доступны разнообразные моделирующие и анимационные программы и другие графические инструменты. Приведем пример, иллюстрирующий значение анимации.
Предположим, что авиационному предприятию
с заводами в Абилене (А) (Техас), Бирмингеме (Б)
(Алабама) и Калгари (К) (Канада) нужно оптимизировать число производимых маломощных и высокомощных двигателей. Детали для маломощных
двигателей производятся на заводах А и Б. Детали
для высокомощных двигателей производятся на
заводах Б и К. Как видно из таблицы, производительность трех заводов ограничена. Цель – найти
сочетание числа маломощных и высокомощных
двигателей, при котором недельный доход будет
максимальным.
Традиционно, на курсах по линейному программированию (linear programming – LP) применялись статичные параметрические графики аналогичные тому,
который показан на рис. 4. С их помощью объясняли такие понятия, как ограничения, область допустимых решений и.т.п. и показывали, что максимальному значению целевой функции всегда соответствует
максимум на графике. Поскольку освоение DMC оператором требует перехода с сенсорно-моторного восприятия на осознанное, мы дополнили традиционную
методику интерактивным подходом, с помощью которого студенты могли бы смоделировать возможное
развитие событий. Например, что произойдет, если
Параметр
Изменение
Отклик DMC.
Вводимые ограничения
Ограничения, введенные
оператором
Верхняя граница CV =
Нижняя граница Cv
MV = CV
Область для экономической
оптимизации
Область допустимых решений
Область допустимых решений;
CV у заданного значения
Единственное решение
Область для экономической
оптимизации
Число MV/число CV
Снимите некоторые ограничения
по CV по приоритету
ECE для границы CV (допуск)
Затраты LP
Число ограниченных MV
Важность этой границы
Использование MV-ресурсов
Область допустимых решений;
снимите некоторые CV
Число доступных MV
Число CV @ границ
Число высокомощных двигателей в неделю
Рис. 4. Параметрический график, иллюстрирующий понятие
LP-затрат
96
Рис. 5. Новый инструмент DMC: параметрическая диаграмма
отношений и пояснение
№7 июль • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОБУЧЕНИЕ И УПРАВЛЕНИЕ
Кубовый остаток
300 млн–1
Питание
Головной
продукт
0,75 бар
Холодильник
для кубового
остатка
Пар
Питание
Кубовый
продукт
2500 млн–1
Холодильник
для кубового
остатка
Рис. 6. Пример ректификационной колонны, приведенный
Д.А. Хокансоном и Дж. Г. Герстлом
работоспособность завода в Бирмингеме сократится
на час в неделю? А что если рентабельность высокомощного двигателя упадет на 100 000 долл?
В ходе начальных тестов студенты довольно
быстро смогли выяснить и объяснить то, что изменения работоспособности завода немедленно сказываются на размере и форме области допустимых
решений задачи оптимизации, и что, несмотря на
изменение условий, оптимальное значение все равно оказывалось в верхней точке графика. Вы можете убедиться в этом самостоятельно, зайдя на сайт:
http://elearning.rwd.com/dmc.
«Интерактивный» подход идеально подходит для
знакомства с нестационарными понятиями, вроде
времени запаздывания, и для того, чтобы пользователи могли на практике увидеть, какие ограничения,
например, накладывает сужение диапазона расхода
флегмы или парообразования в ректификационной
колонне на действия динамического матричного регулятора.
Альтернативные методы. Много лет назад, на выпускном курсе, мне как-то пришлось вычислить коэффициент теплопередачи для теплообменника. Я показал результат своему руководителю доктору Пренглу.
Он проделал быстрый проверочный расчет и сказал,
что я, возможно, ошибся в десятичном разряде. Так и
оказалось.
Чтобы получить по-настоящему надежные результаты, студент должен перепроверить свои
данные и подтвердить их правильность альтернативным способом. Иногда, как в случае с доктором
Пренглом, это достигается за счет многолетнего
опыта. При столкновении с новой технической
проблемой я инстинктивно стремлюсь проанализировать ситуацию математически. У операторов
и инженеров, не знакомых с DMC, нет преимущества большого опыта или иных средств перепроверки и подтверждения правильности действий DMC.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2009
Чтобы перейти в изучении DMC с уровня припоминания (по Блуму) на уровень анализа, студентам
нужны были средства, не требующие сложных расчетов. Конечно, некоторые студенты могут обойтись без
DMC, получая аналогичные результаты с помощью
более быстрых вычислений. Но истинная польза DMC
в способности находить «неинтуитивные» оптимальные решения. Студенты лучше разберутся в работе
DMC, если у них будут адаптированные к их уровню
средства, с помощью которых можно будет, хотя бы
качественно, осознать действия регулятора. При таком подходе студенты будут не просто понимать, что
происходит, но и почему происходит именно так.
Наше понимание стилей обучения и предпочтительных методов обработки информации среди операторов и молодых технологов очень близко эмпирической теории интеллекта, разработанной Элиотом
Жаком. Уяснив, что большинство молодых операторов предпочитают «наглядно-вербальный» тип
обучения «абстрактно-понятийному» и привыкли к
обработке информации в повествовательной, кумулятивной и серийной манере, мы создали два «познавательных» инструмента и алгоритмическую «стратегию причинно-следственного анализа», в которой они
оба применяются. Применение одного из этих инструментов – диаграммы и описания параметрических отношений – к DMC показано на рис. 5. Пример
применения обоих инструментов и «стратегии причинно-следственного анализа» к перегонной колонне на НПЗ приведен на рис. 6.
Эти методики разработки курса и подачи материала помогли пользователям расширить свои знания
и упростить восприятие DMC. Созданные методики
легко переработать для разработки образовательных курсов по другим DMC – подобным сложным
средствам.
Перевел А. Локтионов
Saidas «Sai» Ranade (С. «Сай» Ранаде), менеджер по производству и товарным инновациям
в компании Technologies LLC, Хьюстон (Техас).
Доктор Ранаде получил степень по химической
технологии в хьюстонском университете. В начале
своей карьеры он работал инженером-технологом.
У него богатый опыт по консультациям в области
энергоаудита, моделированию, проектированию,
разработке бизнес-планов и безнес-стратегий. Д-р Ранаде одержал
победу в состязании юмористов «Ed McMahon’s Next Big Star», а
также преподавал высшую алгебру в независимой окружной школе «Spring Branch» в Техасе.
Enrigue Torres (Э. Торрес), старший инженер-инструктор в
колумбийском отделении компании RWD Tecnologies LLC. Он
получил степень магистра по химической технологии в государственном университете Нью-Мексико. До поступления на
работу в RWD Tecnologies LLC мистер Торрес 23 года проработал в компании Ecopetrol S.A. Начинал он свою карьеру на
НПЗ Cartagena. Он также занимал должности инженера-проектировщика и координатора отдела логистики. Последние семь
лет своей карьеры в Ecopetrol м-р Торрес возглавлял группу по
автоматизации и управлению в научно-исследовательском центре. В качестве инженера по управлению процессами он долгое
время занимался проблемами APC (возможно, автоматической
регулировки мощности. прим. переводчик), рационализации
систем оповещения и разработкой обучающих методик для
операторов.
97
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: НАДЕЖНОСТЬ
НОВЫЕ АНАЛИЗАТОРЫ СУММАРНОЙ СЕРЫ
R. Van Der Windt, A. Van Strien, Thermo Fisher Scientific, Нидерланды
Новый анализатор быстро определяет уровень следов серы
Суммарное содержание серы в продуктах нефтепереработки имеет большое значение, так как оно может
препятствовать нормальному течению процесса, негативно влияет на здоровье человека и окружающую
среду. Суммарная сера, содержащаяся в сырье, может
повредить катализатор, используемый в процессах нефтепереработки, снижая его эффективность. На установках получения бензина из нефти или сжигания
топлива с высоким содержанием серы происходит
опасное выделение газа двуокиси серы, вызывающее
респираторные заболевания, болезни сердца, ухудшение зрения. Кроме того, кислотные дожди опасны [1].
В связи с этим необходимо регулирование ситуации
на заводах введением норм и ограничений.
РЕГУЛИРОВАНИЕ
Агентство защиты окружающей среды США
(Environmental Protection Agency) представило правила
по производству дизельного топлива с ультранизким
содержанием серы (ultra-low-sulfur diesel – ULSD), заключающиеся в снижении выделений двуокиси серы
в атмосферу путем применения пылевидных растворителей. Законодательный документ предусматривает,
что 80 % дизельного топлива, производимого с применением растворителя, позволит получить ULSD с содержанием в нем серы максимум 15 млн-1. Оставшиеся
20 % дизельного топлива могут быть низкосернистым
дизельным топливом (low-sulfur diesel – LSD) с содержанием серы 400 млн-1. Требования к производству
ULSD заключаются в том, что предполагается гарантировать доступность ULSD вместе с дизельным растворителем для 2007 моделей. Соответствующие правила
относительно ULSD вступят в силу в июне 2010 г.
Для выполнения правил, связанных с дизельным топливом ULSD, с гарантией высокого качества продукции,
с защитой катализатора и, следовательно, оптимизацией
производства, нефтеперерабатывающие заводы должны
иметь эффективные методы испытаний, способные измерять суммарное содержание серы в автомобильных топливах с высокой точностью. Американскими стандартами
методов испытания (American Standardization of Testing
Methods – ASTM) был опубликован метод D5453 ультрафиолетовой флуоресценции (ultraviolet fluorescence –
UVF), применяемый для определения суммарного содержания серы в легких углеводородах, в системе зажигания
автомобилей, в масле для двигателей и т.д. [3].
Метод испытаний ASTM D5453 может быть использован для определения суммарного содержания серы
в сырье, поступающем на установку, и в конечных продуктах. Этот метод охватывает анализы суммарной серы
в жидких нефтепродуктах, содержащих менее чем 0,35 %
галогенов при кипении в пределах приблизительно от 25
до 400 °С с вязкостью от 0,2 до 20 сП при комнатной температуре. Метод испытания применим для нафты, дистиллятов, моторных масел, кислых метиловых эфиров, автомо98
бильных топлив, таких как бензин, обогащенный кислородом, бензин, дизельное и биодизельное топлива,
смесь дизельного и биодизельного топлив, топливо
для реактивных двигателей. Могут быть проанализированы пробы, содержащие от 1,0 до 8000 мг/кг суммарной серы. Тем не менее, традиционные анализаторы суммарной серы имеют некоторые недостатки,
которые влияют на эффективность методов.
ОГРАНИЧЕНИЯ ТРАДИЦИОННЫХ СИСТЕМ
Работа традиционного анализатора для определения
серы основана на полном испарении вводимой пробы при
минимальной температуре 400 °С для ввода пробы через
отверстие из кварцевого стекла. Проба не может гореть
в этой части инжектора; возникает необходимость применения аргона как инертного газа-носителя. Основным
недостатком этого метода инжекции является то, что высокая температура в игле может в результате привести к
отложению расщепленных продуктов внутри иглы, вызывая этим блокировку прохода. Альтернативным вариантом является возможность ввода пробы прямо в трубчатую камеру сгорания, но это может привести к тому, что
капельки пробы, интенсивно сгорающие в кислородной
среде, образуют местный перегрев и нежелательное сгорание продуктов. Кроме того, двуокись углерода, полученная в результате этой реакции, приведет к образованию пленки вокруг капелек, вызвав локальный дефицит
кислорода, что будет активизировать образование сажи.
Характерной особенностью анализаторов суммарной
серы с горизонтально расположенной трубчатой турбокамерой сгорания является то, что вход и выход находятся
на противоположных сторонах. Это приводит к относительно расширенной системе, которая представляет собой фактическое лабораторное пространство. Другим недостатком этих трубчатых турбокамер сгорания является
то, что камеры не имеют системы эффективного смешения газа-носителя, кислорода и пробы; это ограничивает
контроль сгорания и удлиняет время анализа. Кроме того,
скорость газа недостаточно высокая, чтобы создать достаточную турбулентность, в то время как горизонтальная
ориентация трубчатой камеры сгорания приводит к разделению смеси газа-носителя/кислорода от горения газов, которые поступают к нижним трубкам. В тех случаях,
когда применяют стандартные трубчатые камеры сгорания, щелочные металлы при сгорании продуктов оседают
на поверхности труб, образуя на ней слой с низкой температурой плавления. Поскольку трубы охлаждаются, эти
поверхности образуют отдельные кристаллы, которые
способствуют ломкости труб, что вызывает необходимость их полной замены.
Такое положение заставляет проводить дальнейшие исследования в разработке более эффективных
решений, что способствует созданию современных
анализаторов суммарной серы типа UVF в полном соответствии с методами испытаний ASTM D5453.
№7 июль • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВАЯ ТЕХНОЛОГИЯ
Основанная на распылении пробы с газовым потоком, новая технология исключает необходимость
использования инертного газа-носителя. Кроме того,
применение нового метода облегчает ввод пробы во
внутреннюю трубчатую камеру горения и обеспечивает оптимальное смешение с кислородом. Игла и инжектор содержатся при самой низкой по возможности температуре, делая систему способной для широкого диапазона применяемых жидкостей, независимо
от их конечной точки кипения. Можно вводить даже
очень тяжелые нефтепродукты, поскольку они растворяются в системе растворителя (рис. 1).
Новые анализаторы суммарной серы оборудованы
трубчатой турбокамерой горения, состоящей из основной полости и турбоотделения. Поскольку основная
камера отделяется от турбокамеры, она представляет
собой внутреннюю трубу, которая требует замены.
Новые трубы подчиняются принципу поршнеобразного ламинарного ввода пробы на достаточно высоком
уровне. Они подключены к девяти смесительным аппаратам в полости турбокамеры, что способствует улучшению характеристики смеси. Потоки газа могут быть
направлены по обоим вертикальным направлениям,
т.е. оба канала инжекции и выход к детектору можно
разместить на верхней стороне трубы, в то время, как
нижняя сторона трубы остается закрытой (рис. 2).
Модуль кондиционирования газа, относящийся к
анализатору суммарной серы, состоит из регулятора
массового расхода, контроля давления, регулирования
давления аргона и кислорода, вводимых на установку.
Систему предварительно настраивают на то, что в случае давления на входе ниже 2 бар (1 бар = 1 х 105 Па)
ввод пробы запрещается. В традиционных анализаторах
поток газа через детектор направляют с помощью вакуумного насоса и регулируют системой капилляров.
Кислород
Газ
Радиатор
Тепловой
поток
Камера сгорания
Проба
Площадь
HYDROCARBON PROCESSING: НАДЕЖНОСТЬ
TS млн–1
Рис. 3. Калибровочная линия 1 (0–10 млн–1)
Новые системы спроектированы таким образом, чтобы поток кондиционного газа был обеспечен кислородом и регулировался нагнетательным клапаном. Клапан
непосредственно реагирует на снижение или повышение давления, добавляя кислород при его нехватке, или
снижая избыточный кислород. В процессе инжекции
поток кондиционного газа проходит через сменный поточный модуль, где его измеряют с достаточной точностью, чтобы лаборанты имели возможность наблюдать
процесс образования горения газов и ликвидации воды
из процесса путем применения сушильных аппаратов.
Модуль детектора суммарной серы недавно разработанного анализатора состоит из пульсирующей
лампы UVF для возбуждения SO2 (SO2*) и фотоумножительной трубки для определения светоизлучающего возвратного SO2* в его основном состоянии.
Автоматический регулятор усиления устанавливает
постоянный уровень энергии для лампы UVF, гарантируя долгосрочную стабильность.
ЭКСПЕРИМЕНТ
Анализатор суммарной серы был калиброван с применением двух вариантов стандартов. На основе дибутилсульфида в изооктане в соответствии с методом
ASTM D5453 (табл. 1). Каждый стандарт был четырежды проанализирован, чтобы уточнить воспроизводимость результатов. В табл. 2 представлены данные наТаблица 1. Стандарты для калибровки
Проба
Калибровочная 1, мг/кг
Распыление
Охлаждение
Калибровочная кривая 2, мг/кг
Слепой опыт
Рис. 1. Упрощенная схема инжекции
Выпуск
Турбополости
0,5
5
1,0
25
5
50
10
100
Таблица 2. Настройка системы
Проба
и кислород
Основная камера 4
Кислород
Рис. 2. Упрощенная схема поперечного сечения турбокамеры
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2009
Параметр
Температура инжекции, °С
Температура печи 1, °С
Температура печи 2, °С
Скорость инжекции, л.с
Объем инжекции, л
Кислород в потоке газа, мл/мин
Настройка
80
1000
1000
3
25
800
99
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: НАДЕЖНОСТЬ
Таблица 3. Данные анализа суммарной серы
Проба
Концентрация,
мг.с/кг
0,15
Площадь
Нафта
RSD, %
5,1
Этанол
1,5
2,1
Бензин
8,3
0,6
Биодизельное топливо
2,6
1,3
Биодизельное топливо FAME
3,9
0,8
Сигнал
TS млн–1
Рис. 4. Калибровочная линия 2 (0–10 млн–1)
стройки системы, которые были выбраны для калибровки, качественного контроля (quality control – QC)
и отбора проб на анализ суммарной серы.
АНАЛИЗ
После того, как получили калибровочные кривые,
была проанализирована проба дизельного топлива
(девять раз для проверки воспроизводимости результатов). Объем инжекции составил 25 л. Была также
проанализирована основная проба углеводорода.
Содержание суммарной серы было измерено трижды
для подтверждения того, что данный метод полностью
соответствует стандарту ASTM D5453.
РЕЗУЛЬТАТЫ
На рис. 3 и 4 показаны две отдельные калибровочные кривые, полученные от анализатора суммарной серы и демонстрирующие линейность системы.
Результаты, полученные от анализа пробы QC ULSD,
приведены ниже.
Пробы
Суммарная сера, мг/кг
1………………………………..……...……...…….4,25
2…………………………………..…...……...…….4,23
3……………………………...………..……...…….4,14
4………………………………….…....……...…….4,26
5……………………………...………..……...…….4,30
6…………………………………….....……...…….4,14
7…………………………………….....……...…….4,21
8……………………………….……....……...…….4,28
9………………………………………..……...…….4,33
Средняя…………………………..……...…….....4,24
Результаты, полученные в результате проведения
основного анализа углеводородной пробы на содержание серы, приведены в табл. 3.
В этом эксперименте использованы современные
методы инжекции и горения, отличающиеся от других методов значительным снижением времени анализа (для каждой пробы время анализа составляет менее 3 мин.). На рис. 5 показаны результаты анализа
пробы с содержанием серы 10 млн–1, полученного за
три минуты на каждую инжекцию. Это означает, что
за девять минут лаборант получит утроенные результаты полностью автоматизированного процесса с оптимальной воспроизводимостью.
100
Рис. 5. Пики пробы суммарной серы при 10 млн–1
Современные инжекционные каналы и трубчатые турбокамеры сгорания, введенные в инновацию
UVF, гарантируют быстрый и надежный анализ следов серы в жидких нефтепродуктах в любом диапазоне точки кипения. Объективная оценка новых систем
поможет аналитикам достигнуть максимального времени безотказной работы установки.
Перевел А. Степанов
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Environmental Protection Agency, «Air and Radiation, Six Common
Pollutants, Sulfur Dioxide, Health and Environmental Impacts of SO2»,
http://www.epa.gov/air/urbanair/so2/hlth1.html.
2. Environmental Protection Agency, «Compliance and Enforcement,
Civil Enforcement, Clean Air Act, Clean Air Act National Enforcement
Priority, Ultra-Low-Sulfur Diesel Fuel», http://epa.gov/compliance/civil/
caa/ultralowsulfurdieselfuel.html.
3. ASTM Standard D5453, 2008b, «Standard Test Method for
Determination of Total Sulfur in Light Hydrocarbons, Spark-Ignition Engine
Fuel, Diesel Engine Fuel, and Engine Oil by Ultraviolet Fluorescence»,
ASTM International, West Conshohocken, Pennsylvania, www.astm.org.
Rene van der Windt (Р. ван дер Винд), менеджер по нефтепродуктам
компании Thermo Scientific Combuston EA products при Thermo Fisher
Scientific Delft B.V. (Нидерланды). Он закончил университет по специальности аналитическая химия. М-р ван дер Винд начал свою карьеру
с лаборатории Caleb Brett Continental B.V. в Роттердаме, хорошо известную как Intertek Netherlands B.V. Компания предложила м-ру ван
дер Винду работу в области инспекции и испытания продуктов нефтепереработки и нефтехимии. Основными направлениями в работе м-р
ван дер Винд выбрал газовую и жидкостную хроматографию, а также
масс-спектрометрию. В дальнейшем м-р ван дер Винд работал в качестве менеджера в компании M&I-Labtech, которая занимается вопросами
технологии, сдачи «под ключ» объектов и пуска в эксплуатацию лабораторий на предприятиях. В настоящее время м-р ван дер Винд работает над новыми титановыми анализаторами.
Arthur van Strien (А. ван Страйен), менеджер по маркетингу в
компании Thermo Scientific Combuston EA products (Нидерланды).
Он начал свою карьеру в бывшей компании Euroglas B.V., занимался разработкой и применением продукции для анализов
Organic Halogens (TOX/AOX), суммарной серой и хлором в различных средах. М-р ван Страйер после пяти лет работы в лаборатории стал заниматься вопросами маркетинга лабораторных
анализаторов для компаний Absorbable Organic Halogens (AOX/
OX) и Total Organic Carbon (TOC), а также поставки приборов в азиатские регионы. М-р ван Страйер учился в институте
Vanleeuwenkoek (Нидерланды) и окончил институт по специальности аналитическая химия. Он также учился административному бизнесу и промышленному маркетингу в Высшей школе экономики в Роттердаме.
№7 июль • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: СЛУЧАЙ ИЗ ПРАКТИКИ
ИЗОЛЯЦИЯ ФУНДАМЕНТОВ
ОТ ВИБРАЦИИ МАШИН
T. Sofronas, инженер-консультант, Хьюстон, Техас
Вибрация может быть вредной даже для находящегося поблизости оборудования
Покрытие вентилятора, которое было реконструировано и сбалансировано, стало причиной возникновения чрезвычайного шума и вибрации находящегося поблизости оборудования. Резиновая
виброизолирующая опора, на которой первоначально был смонтирован вентилятор, пришла в негодность при его демонтировании.
В основном оборудование при монтаже закрепляют неподвижно, поэтому с проблемами вибрации
встречаются нечасто. С целью выявления причины
более высокой вибрации при этих виброизолирующих опорах был проведен анализ. Приведен хороший
пример из практики, поскольку он объясняет некоторые принципы вибрации.
На рис. 1 показана упрощенная схема вентилятора вместе с точкой его опоры, которая будет анализироваться. Отметим, что нагрузка равномерно распределяется на четырех опорах (пружинах), каждая
из опор поддерживает одну четверть суммарной
нагрузки. Если нагрузки не равны, потребуются
более подробные расчеты,
так при этом
присутствуют
также моменты.
Отношение
затухания колебаний С/Сс
является критеРис. 1. Упрощенная схема вибрации
рием внутренмеханизма
него затухания
Рис. 2. Кривая передаточного отношения
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2009
колебаний в виброизолирующих опорах. Для хорошо
спроектированных резиновых опор эта величина равна около 0,05. Нагрузка w, распределенная прогибами пружины , является постоянной k и измеряется в
фунт/дюйм.
На рис. 2 представлены кривые передаточного
отношения TR и частоты FR:
Следует отметить, что отношение частоты менее
указывает на то, что нет изоляции, но есть
увеличение силы. Изоляция имеет место только
при отношении частоты более
.
Перед тем, как определить TR, необходимо произвести простые расчеты [1].
fn = 188 (k/w)Ѕ, цикл/мин,
k= w/ , фунт/дюйм.
В этом частном случае масса механизма составляет 300 фунт (1 фунт = 0,453 кг), каждая из поддерживающих опор равна 75 фунт. При такой нагрузке
каждая опора отклоняется на 0,01". Вибрационные
силы имеют место при скорости ротора, равной
2700 об/мин.
fn = 188 (7500/75)Ѕ = 1880 цикл/мин,
ff/fn = 2700/1880 = 1,44.
На рис. 2 можно определить TR, равное 0,8.
Изолирование в процентах равно: (1–TR) = 100 = 20 %.
Это изолирование значительно меньше желательного, так как 80 % вибрационных сил воздействует на основание. Изготовленные опоры должны быть переделаны до требуемого размера.
Следует отметить, что отношение С/Сс в этих
пределах не находится в прямой зависимости
от изоляции, поскольку оно незначительно отличается от 0,3 тяжелого случая амортизации.
Амортизация становится весьма важной при регулировании пиковой амплитуды, если оборудование будет работать через резонанс как приводы с
регулируемой скоростью.
Изменение константы упругости опор должно
быть более выгодным. Например, выбор опор k, рав101
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: СЛУЧАЙ ИЗ ПРАКТИКИ
ный 2000 фунт/дюйм, изменит FR до 2,5 и TR снизит до
0,15 (или 85 %) изоляции. Однако вследствие более «мягкой» пружины может ожидаться некоторое перемещение, и этим, в конечном счете, не следует пренебрегать.
Поставщики опор могут предложить ценную помощь в решении, какой вид опор необходимо применять для оборудования различного типа – эластомеры или цилиндрические пружины. При этом необходимо учитывать такие показатели как тяжелое оборудование, возможные сотрясения, большие перемещения, химические компоненты, амортизация и т.д.
Перевел А. Степанов
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Sofronas, A., Analytical Troubleshooting of Process Machinery
and Pressure Vessels: Including Real-World Case Studies, p. 117, ISBN:
0-471-73211-7, John Wiley & Sons
Dr. Tony Sofronas (д-р Т. Софронас) был широко известен как ведущий инженер-механик
компании ExonMobil. В настоящее время д-р
Софронас находится на пенсии. Имеющуюся в
распоряжении д-ра Софронаса информацию,
его книги, материалы семинаров, консультации
можно получить на сайте: Website http://www.
mechnicalengineeringhelp.com.
ИННОВАЦИИ
цессе не используется. Высокая стоимость расходуемого абсорбента, таким образом, исключается и сточные воды снижаются до минимума. Кроме того, высокая производительность и избирательность абсорбента способствуют снижению капитальных затрат.
В этой запатентованной технологии применяют водный раствор амина с тем, чтобы достигнуть высокоэффективной избирательной абсорбции SO2 из различных
газовых потоков. Побочные продукты представляют собой чистую воду – насыщенный газ SO2. Они регенерируются с помощью отпаривания.
Система очистки газа работает на различных установках, включая следующие.
• Установка каталитического крекинга и абсорбер
установки жидкого коксования.
• Установка регенерации серы (sulfur recovery unit
– SRU) Клауса.
• Улавливание SO2 из отходящих из печи газов на установке сжигания остатков нефтепереработки и бойлерные системы подсобного обслуживания.
На рисунке показана схема аминового абсорбера, объединенная с
существующей трехступенчатой установкой регенерации серы, которая
была спроектирована для 97% использования глубины превращения серы.
Регенератор
В этом случае эксплуатационные затраты не включают потребление природного газа и производство пара в
термическом аппарате для окисления
отходящих газов.
Для интенсивного охлаждения отходящих газов необходимо охлаждать газ
в условиях абсорбера и удалять воду,
Пар
которая образуется в результате реакции Клауса. В системе предварительКислые газы
ной очистки газа должно очищаться до
H2S, SO2
44 галл/мин или 7,3 т воды на одну тонРеакционная
ну двуокиси серы, захваченной в систепечь
му отходящих газов (см. рис.).
СИСТЕМА ОЧИСТКИ ГАЗОВ ОТ СЕРНИСТЫХ СОЕДИНЕНИЙ
Нефтеперерабатывающие заводы должны уделять
большее внимание суммарному балансу серы на установках ее регенерации. Нерегенерирующие SO2 системы очистки газов будут связаны с дополнительными
затратами на реагенты, такие как едкий натр, кальциевые соединения, известняк.
Кроме того, тщательный анализ окружающей среды
будет, по всей вероятности, ограничивать объемы отходов
сернокислого кальция, попадающего в землю, или сульфата натрия в заводских потоках отработанной воды.
Системы очистки газов CANSOLV, работающие
на промышленной основе с 2002 г., предусматривают использование технологии регенерации амина,
при которой удаляется SO2 из различных газовых
потоков, применяемых на нефтеперерабатывающих
и нефтехимических предприятиях. Система является
регенерируемой, когда химический абсорбент в проВыпускная труба
Границы CANSOLV
Установка очистки
амина
Аминовый
абсорбер
Удаление SO3
Свежая
вода
Охлаждение
Вода на очистку
Пар
Пар
Пар
Пар
Топливо
Термический
окислитель
Воздух
Воздух
Сера
Сера
Сера
Выберите 1 на сайте:
www.HydrocarbonProcessing.com/RS
Сера
Схема аминового абсорбера, объединенная с трехступенчатой установкой регенерации серы
102
№7 июль • 2009
Перевел А. Степанов
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ЧИТАЙТЕ!
НЕФТЕГАЗОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ —
ЖУРНАЛ ДЛЯ ПРОФЕССИОНАЛОВ
ОФОРМИТЬ ПОДПИСКУ МОЖНО:
• В ЛЮБОМ ПОЧТОВОМ ОТДЕЛЕНИИ СВЯЗИ РФ
ПО КАТАЛОГУ АГЕНТСТВА «РОСПЕЧАТЬ»  91330
• В РЕДАКЦИИ ЖУРНАЛА
• ПО СПИСКУ АГЕНТСТВ НА СЛЕДУЮЩЕЙ СТРАНИЦЕ
Единственный в России переводной журнал
элитных изданий «World Oil» и «Hydrocarbon
Processing» – 150 000 читателей в мире!!!
НА ЭЛЕКТРОННУЮ ВЕРСИЮ В ЦВЕТЕ
МОЖНО ПОДПИСАТЬСЯ В РЕДАКЦИИ
109 029, Москва, ул. Скотопрогонная, 29/1.
Тел.: (495) 670 7481, email: art@ogt.su
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Документ
Категория
Наука и техника
Просмотров
1 234
Размер файла
12 754 Кб
Теги
нефтегазовых, 2009, технология, 1121
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа