close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

1135.Нефтегазовые технологии №3 2008

код для вставкиСкачать
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НЕФТЕ ГАЗОВЫЕ
®
Научно-технический журнал
Издается с 1979 г.
Рег. ПИ № 77-14588 от 07.02.03
Учредитель:
Издательство «Топливо и энергетика»
В.Ю. Красик Генеральный директор
Г.М. Ясенев Директор
Л.В. Горшкова Зам. директора
Редакция:
Л.В. Федотова
А.В. Романихин
Н.В. Кутасова
Л.С. Борисова
Е.М. Сапожников
Главный редактор издательства
Главный редактор журнала
Научный редактор
Редактор
Верстка
Россия, 109 029, Москва, ул. Скотопрогонная, 29/1
Телефон (495) 670-7481
e-mail: art@ogt.su
e-mail: catalog_publ@mtu-net.ru
www.ogt.su
Gulf Publishing Company
Part of Euromoney Institutional Investor PLC.
Other energy group titles include:
World Oil®, Hydrocarbon Processing®
and Petroleum Economist
John D. «Rusty» Meador
Alexandra Pruner
Mark Peters
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
President/GEO
Senior Vice President
Vice President
London Office:
P.O. Box 105
Baird House 15/17 St. Cross Street
London EC1N 8UW
Phone: +44 (0) 20 7831 5588,
Fax: +44 (0) 20 7831 4557
© 2008 by Gulf Publishing Co. All rights reserved.
© 2008 Издательство «Топливо и энергетика».
Перепечатка, все виды копирования и воспроизведения
публикуемых материалов возможны
только с письменного разрешения редакции.
Редакция оставляет за собой право
сокращения присылаемых материалов.
Мнение редакции не всегда совпадает
с мнением авторов материалов.
На первой странице обложки:
Лагерь сейсмологов,
расположенный на вершине горы (Боливия).
Фото предоставлено
PetroleumGeo-Services(PGS)
С О Д Е Р Ж А Н И Е
НЕФТЬ МИРА
WORLD OIL
ЧТО ПРОИСХОДИТ В НЕФТЯНОЙ
И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ.................................................3
Добыча
P. Gupta, А. Doraiah, S. Ray
РЕЗУЛЬТАТЫ ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ ............................12
P. C. Gilcrease, G. W. Shurr
БИОГЕННЫЙ МЕТАН – ЭНЕРГОРЕСУРС БУДУЩЕГО ....................16
Бурение
E. Adly, B. Staysko
АНАЛИЗ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ RSS
ПРИ БУРЕНИИ ТВЕРДЫХ АБРАЗИВНЫХ ПОРОД ..........................20
Информационные технологии
M. Brule, C. Hodges
ПОВЫШЕНИЕ E&P-ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ
ЗА СЧЕТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫХ
БИЗНЕС-СИСТЕМ .......................................................................25
Конструкции долот
M. Tran
РАЗРАБОТКА КОНСТРУКЦИЙ ДОЛОТ ПРИ ПОМОЩИ
ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРОГРАММНЫХ СРЕДСТВ ........................... 32
Подводные скважины
K. R. Newman, C. Overstreet, P. Beynet
РЕШЕНИЕ ПРОБЛЕМ ЭСПЛУАТАЦИИ
ПОДВОДНЫХ СКВАЖИН .............................................................41
НОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ............................................................47
ГЛУБОКОВОДНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
DEEPWATER TECHNOLOGY
A. F. Harun, T. E. Krawietz, M. Erdogmus
РАСПЛАВЛЕНИЕ ГИДРАТНЫХ ПРОБОК
В СКВАЖИНАХ, ИЗОЛИРОВАННЫХ ОТ МОРСКОЙ ВОДЫ ............49
D. Blacoe, D. Smith, G. Taylor
РАЗРАБОТКА ГЛУБОКОВОДНОГО ШЕЛЬФА ЕГИПТА ...................55
ОТРАСЛЕВАЯ СТАТИСТИКА ........................................................60
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
HYDROCARBON PROCESSING
КОРОТКО О РАЗНОМ ..................................................................63
Системы безопасности
B.K.Bhaskararao
ЧРЕЗМЕРНЫЙ ШУМ НА НПЗ ..................................................... 72
P.Sims
ЭФФЕКТИВНОЕ СНИЖЕНИЕ ВЫБРОСОВ,
ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ АТМОСФЕРУ ................................................ 76
M.P.SukumaranNair
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМ БЕЗОПАСНОСТИ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ .............................................79
R. Whitt, T. Ayral
РЕКОМЕНДАЦИИ BAKER REPORT ПО УЛУЧШЕНИЮ
СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ БЕЗОПАСНОСТЬЮ ............................... 81
Очистка воды
J. G. Peeters, S. L. Theodoulou
ПРИМЕНЕНИЕ МЕМБРАННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ
ДЛЯ ОЧИСТКИ СТОЧНЫХ ВОД ...................................................83
S. Ghoshal
ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ УТЕЧКИ УГЛЕВОДОРОДОВ
В ОХЛАЖДАЮЩУЮ ВОДУ...........................................................90
L. A. Huchler
ВЛИЯНИЕ УЛУЧШЕНИЯ КАЧЕСТВА ВОДЫ
НА РАБОТУ КОТЛА~УТИЛИЗАТОРА .............................................93
Случай из практики
T. Sofronas
ПОЛОМКИ СУШИЛОК ................................................................95
Технологии
J. Rios, H. Dale, R. Garzon
ПЕРБРОСКА УСТАНОВКИ ПО ПРОИЗВОДСТВУ
АЗОТНОЙ КИСЛОТЫ ИЗ КАНЗАСА В КОЛУМБИЮ ................... 96
K. Edmunds, S. Uzelac и R. Newnham
УРОКИ, ПОЛУЧЕННЫЕ ПРИ ПЕРЕОБОРУДОВАНИИ
УСТАНОВКИ РЕФОРМИНГА ................................................ 100
ИННОВАЦИИ ................................................................... 103
THE EXPRO GROUP ..................................................................104
Подписано в печать 01.03.2008. Формат 60х90/8. Бумага мелованная. Печать офсетная. Печ. л. 13. Общий тираж 2000 экз. Зак.
Отпечатано в ФГУП «ПИК ВИНИТИ». 140010, Россия, Люберцы, 10, Октябрьский пр-кт, 403
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
WORLD Oil, Vol. 228, № 11 – 2007
P. Gupta, A. Doraiah, S. Ray,
Oil and Natural Gas Corporation Ltd.
IN SITU COMBUSTION DELIVERS RESULTS
P. C. Gilcrease,
South Dakota School of Mines
and Technology;
F. W. Shurr,
GoeShurr Resources, LLC
MAKING MICROBIAL METHANE WORK: THE POTENTIAL
FOR THE NEW BIOGENIC GAS
E. Adly, Schlumberger;
B. Staysko, Suncor Energy Inc.
ROTARY STEERABLE SYSTEM TECHNOLOGY CASE STUDIES
IN THE CANADIAN FOOTHILLS: A CHALLENGING DRILLING
ENVIRONMENT
M. Brule, C. Hodges, Microsoft
HOW TO IMPROVE E&P PERFORMANCE WITH UBIQUITOUS,
RIGHT-TIME BUSINESS INTELLIGENCE
M. Tran, Engineering Editor
COMPETITION AND PROPRIETARY SOFTWARE
ENABLE ADVANCES IN THIS YEAR’S BIT DESIGNS
K. R. Newman, NOV CTES;
C. Overstreet, Cudd Energy Services;
P. Beynet, ВР
SOLVING SPECIALIZED WELL INTERVENTION PROBLEMS
A. F. Harun, T. E. Krawietz, M. Erdogmus,
BP America
WHEN FLOW ASSURANCE FAILS:
MELTING HYDRATE PLUGS IN DRY-TREE WELLS
D. Blacoe, D. Smith, G. Taylor, Intec Engineering
MAJOR DEEPWATER DEVELOPMENT OFFSHORE EGYPT
CONTINUES TIE-BACK EXPANSION
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Нефть мира
ЧТО ПРОИСХОДИТ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЕННОСТИ
K. Abraham, главный редактор WO
СОКРАЩЕНИЕ ДОБЫЧИ
НА НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ ВР
В соответствии с первоначальной оценкой специалистов компании ВР потери добычи из-за пожара, произошедшего 6 октября 2007 г. на нефтяном
месторождении Прудо Бей (Аляска) составили примерно 30 тыс. брл/сут. Пожар продолжался на протяжении двух недель. Компания предприняла меры
по снижению потерь добычи до 20 тыс. брл/сут, активизировав ремонт оборудования и восстановление
добычи после пожара.
КОНТРАКТЫ,
ПОДПИСАННЫЕ РУКОВОДСТВОМ
КУРДИСТАНА
Правительство автономной области Курдистан
(север Ирака) подписало четыре нефтяных контракта и приобрело два нефтеперерабатывающих завода. Компания Canadian Heritage Oil Corp. отделения
Heritage Energy Middle East Ltd. подписала контракт
на долевое участие в повышении добычи на участке
Минран (пров. Сулеймания). Perenco Group отделения Perenco S.A. подписало с руководством Курдистана второй контракт на разработку участка Синди/
Амеди, расположенного рядом с Иракско-Турецкой
границей. Два других контракта были подписаны на
долевую продукцию (компенсация добытой продукцией) с международными компаниями.
ИМПОРТ РОССИЙСКОГО ГАЗА
В БЕЛОРУССИЮ
Министр энергетики Белоруссии сообщил, что
в 2008 г. Белоруссия планирует импортировать российский природный газ. Объем импорта составит
21 млрд м3 газа. В первом квартале будет импортировано 6,5 млрд м3, во втором – 4,55 млрд м3, в третьем –
4,39 млрд м3, в четвертом квартале – 6,18 млрд м3.
ИНВЕСТИЦИИ КИТАЯ
В ОТРАСЛЬ АЛЬБЕРТЫ
Министр труда, иммиграции и промышленности А. Эванс надеется на китайские инвестиции в
разработку значительных запасов нефтеносных
песчаников Альберты. «Во время наших встреч
с китайскими специалистами мы поддержали их
стремление инвестировать нефтеперерабатывающую промышленность Альберты», – прокомментировала министр. Г-жа Эванс сообщила правительству о готовности к сотрудничеству между двумя
странами и желании Китая инвестировать проекты
разработки участков Альберты. Для реализации
проектов планируется набирать рабочих-эмигрантов. По словам г-жи Эванс Китай уже инвестировал
ряд проектов в 2004 г. Среди инвесторов были такие крупные нефтегазовые компании как Sinopec,
CNPC и CNOOC.
№3 • март 2008
ИСК НЕФТЯНЫХ КОМПАНИЙ США
ПРОТИВ КАНАДЫ
Компании ExxonMobil и Murphy Oil планируют возбудить иск (в 50 млн долл.) против Канады
за разрыв соглашения North American Free Trade
Agreement. Компании утверждают, что администрация Ньюфаундленда вынудила затратить миллионы
долларов на исследование провинции в рамках соглашения о разработке морских участков, которое
впоследствии был разорвано. Обе компании выступали партнерами Hiberia и Terra Nova, которые
также занимались разработкой нефтяных участков
побережья Ньюфаундленда. Нарушения условий
соглашения начались с 1994 г. с принятием законопроекта NAFTA. Компании ExxonMobil и Murphy
Oil заявили, что после удовлетворения иска Канаде
придется выплатить им 40 млн и 10 млн долл. соответственно.
УСИЛЕНИЕ КОНТРОЛЯ
ПРАВИТЕЛЬСТВА ЭКВАДОРА
НАД НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛЬЮ
В октябре 2007 г. частные нефтяные компании
Эквадора были удивлены, когда правительство
объявило о своем плане усиления контроля над
нефтяным сектором. Президент страны Р. Корреа
подписал постановление об увеличении доли государства от прибыли нефтяной отрасли страны,
расширив долевое участие государства в нефтяном секторе с 50 до 99 %. Кроме того, руководство
энергетическим сектором страны также заявило
о том, что правительство планирует восстановить
полный контроль над всеми нефтяными ресурсами
и добычей. «Контракты, заключенные с сервисными компаниями, позволят получать нефтегазовым
компаниям приемлемую прибыль. Несомненно,
что прибыль компаний повысится по сравнению с
прибылью, получаемой в настоящее время, а после
пересмотра контрактов ситуация будет улучшаться
и далее», – завил министр энергетики и нефтяной
промышленности Г. Чирибога. Кроме того, министр
добавил, что нефтяные компании не должны сомневаться в решении правительства. «Мы не меняем
условия контрактов, мы меняем долю государства
от чрезмерной прибыли, которая была получена
нефтяными компаниями в 2006 г.». Чрезмерная
прибыль была получена нефтяными компаниями в
связи с повышением в 2006 г. цен на сырую нефть
по сравнению с договорными ценами, указанными
в контрактах. Следует отметить, что ни один представитель нефтяных компаний не присутствовал на
заседании, созванном министром 8 октября 2007 г.,
на котором обсуждался этот вопрос. Уже 15 октября 2007 г. правительство Эквадора объявило международным компаниям, что они должны в течение
двух недель дополнительно выплатить государству
317 млн долл. – налог с чрезмерной прибыли, которую они получили в 2006 г.
3
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
КРИТИКА НАЛОГА
ЗА РАЗРАБОТКУ НЕДР,
ВВЕДЕННОГО В АЛЬБЕРТЕ
Администрация пров. Альберта и правительство
Канады внимательно изучили документы о выплате налогов за разработку недр и других налоговых
выплат, полученных от нефтегазовых компаний.
В процессе ведения споров компании угрожали
полностью прекратить операции и вывести свои
активы из провинции. Crescent Point Energy Trust
объявила, что планирует инвестировать операции
в пров. Саскачеван (вместо Альберты). «Повышение в Альберте налогов на разработку недр станет
причиной сокращения проектов, реализующихся в
провинции. Инвестиции также будут вкладываться
в разработку более привлекательных регионов»,
– отметил президент Crescent Point Energy Trust
С. Саксберг. После объявления о пересмотре налога на разработку недр ведущая газодобывающая
компания Канады EnCana Corporation также объявила о намерении в 2008 г. сократить затраты на
проекты в Альберте примерно на 1 млрд долл. Президент компании EnCana Corporation Р. Эресман
заявил, что полностью согласен с решением других
компаний. «У нас нет выбора кроме сокращения активности в Альберте и инвестирования проектов в
других регионах Канады и США, поскольку это будет значительно выгоднее с экономической точки
зрения, – отметил м-р Эресман. – Если ситуация
и дальше будет развиваться в этом направлении, то
многие проекты Альберты станут экономически невыгодными», – добавил он.
НОВЫЕ ЦЕЛИ CNOOC
China National Offshore Oil Corporation (CNOOC)
пересмотрела планы разведки и добычи, чтобы оценить возможности разработки глубоководных и мелководных регионов. «По оценке специалистов морские участки Китая содержат примерно 53 млрд брл
(в нефтяном эквиваленте). На сегодняшний день открыта только одна треть запасов. Потенциал огромен»,
– сказал Ш. Вейлин, вице-президент CNOOC. «Новые участки в заливе Бохай Бей и Южно-Китайском
море являются очень перспективными с точки зрения
специалистов CNOOC, отметил г-н Ш. Вейлин. Глубоководные участки на юге нефтяного месторождения
Ливан 3–1 располагают достаточно обширными запасами. Кроме того, компанией запланированы масштабные разведочные работы на мелководных участках Бохай Бей. За последние пять-шесть лет компания
CNOOC удвоила добычу в заливе, которая в сумме на
сегодняшний день составляет 198 млн брл.
ПРЕТЕНЗИИ ВЕЛИКОБРИТАНИИ
По сообщению Guardian Великобритания готовит
обращение в ООН с заявлением о правах на территорию площадью свыше 386 102 миль2, расположенную
в Антарктике. По результатам проведения разведки
под толстым слоем льда залегают обширные запасы
нефти. Однако претензии Великобритании противоречат условиям договора по Антарктике, подписанного в 1995 г., в соответствии с которым Великобри4
тания не может предъявлять территориальные права
на эти участки. В то же время министр иностранных
дел Великобритании заявил, что ООН может расширить права Великобритании на проведение разведки
и разработки нефтяных месторождений в Антарктиде в пределах 351 мили от Южного полюса.
ОБВИНЕНИЕ ROWAN
В НАРУШЕНИИ
ПРИРОДООХРАННЫХ НОРМ
Компании Rowan Companies было предъявлено
в окружном Суде США обвинение сразу по трем
статьям в связи с нарушением природоохранных
норм в результате эксплуатации морской буровой
установки Rowan-Midland в период с 2002 по 2004 гг.
В итоге между сторонами была заключена сделка
между сторонами (с автоматическим отказом истца
от дальнейшего рассмотрения дела в суде) в соответствии с условиями которой компания продолжает операции в течение двух лет. По условиям сделки компания обязуется не нарушать федеральных,
местных и других природоохранных норм. Кроме
того, компания обязуется установить системы, предотвращающие загрязнение окружающей среды.
В Rowan Companies обязуется выплатить 9 млн долл.,
из них 7 млн долл. пойдут непосредственно на выплату штрафа, а 2 млн долл. будут отправлены в
фонд охраны природы.
ПРОТЕСТ ЭКВАДОРА
ПРОТИВ БУРЕНИЯ
В ДЖУНГЛЯХ АМАЗОНКИ
Эквадор выступил против бурения в джунглях
Амазонки, объясняя свой протест тем, что этот регион является местом обитания уникальной тропической фауны. Спорный регион включает лесной
массив Ясуни, который является местом залегания
самых крупных запасов нефти страны, оцениваемых
в 1 млрд брл. Эквадор предложил запретить бурение
на нефть в этом регионе в обмен на денежную компенсацию. Это решение может повлиять на проведение операций таких компаний как Repsol (Испания), Andes Petroleum (Китай) и Petrobras (Бразилия).
«Мы не позволим проводить разведку в этом охраняемом различными международными законодательствами регионе, поскольку он является не только
местом обитания уникальной фауны, но и местом
жительства индейских племен», – отметил министр
нефтяной промышленности Г. Чирибога.
НАЧАЛО ДОБЫЧИ
В МЕКСИКАНСКОМ ЗАЛИВЕ
Компания StatoilHydro приступила к добыче из
своей первой скважины, пробуренной в глубоководном регионе Мексиканского залива. Скважина на
месторождении Q, где компания (50 % акций) выступает оператором, расположена на участке Миссисипи Каньон 961. Благодаря этой скважине добыча
в регионе повысится на 40 %. «В настоящее время
компания StatoilHydro является ведущим игроком
в глубоководном регионе», – отметил П. Стракл,
менеджер Independence Hub.
№3 • март 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВОСТИ РАЗВЕДКИ
жаются. На основе модели и экономической оценки,
полученной в результате анализа кривой, добыча на
547 из 1966 скважин оказалась экономически выгодЕЩЕ РАЗ
ной. Это составляет примерно 28 %.
О БАРНЕТТ ШЕЙЛ
Собрать информацию по затратам на бурение и
В начале 2007 г. (WO, апрель 2007) в этой рубрике
заканчивание скважин на месторождении Барнетт
уже публиковалась статья об экономически невыШейл оказалось достаточно трудной задачей из-за
годных скважинах месторождения Барнетт Шейл.
значительного расхождения данных в зависимости
Выводы, о которых упоминалось в той статье, были
от участка, на котором пробурена скважина, и опесделаны на основе статистической оценки среднератора. За основу мы взяли показатель в 3 млн долл.
годового снижения добычи в (значительного в верЭкономическая чувствительность варьировалась
тикальных скважинах и небольшого в горизонтальв пределах 2 млн, 2,5 млн и 3,5 млн долл. Коэффиных скважинах). Мы с моим коллегой К. Карсоном
циент успешно пробуренных скважин при данной
выполнили собственный анализ и подготовили схечувствительности составил 46, 36 и 22 % соответсматической изображение кривой изменения добычи
твенно.
в горизонтальных скважинах. Наши выводы оказаЭкономическая модель, использующаяся в пролись более оптимистичными, чем в вышеупомянутой
цессе оценки, не связана с совокупными произстатье.
водственными затратами на амортизацию, истощеЧтобы определить промышленные запасы приние и снижение стоимости (Depletion, Depreciation
родного газа, было исследовано 1966 эксплуатациand Amortization – DD&A), действительная стоионных горизонтальных скважин месторождения
мость добываемого продукта (на сентябрь 2007 г. –
Барнетт Шейл. По результатам анализа примерно
5,45 долл/млн БТЕ), тариф на транспортировку газа
28 % скважин Барнетт Шейл приносят доход. Другипо газопроводу и другие.
ми словами, доход от добычи превышает затраты на
Перечисленные данные приведены без учета побурение и заканчивание и эксплуатационные расховышения стоимости природного газа, что могло знады, основанные на исходной экономической модели,
чительно улучшить экономику Барнетт Шейл. Цены
составляющей 10 % чистой приведенной стоимости
на природный газ снижаются с июня 2007 г., пос(туе present value – NPV10).
кольку уменьшатся спрос на этот энергоресурс для
Экономическая модель охватывает затраты на буотопления помещений. Прогноз повышения цен был
рение и заканчивание скважин (примерно 3 млн долл.),
составлен на зимний сезон 2007–2008 гг., однако на
цены на природный газ (примерно 6,25 долл/млн БТЕ),
достаточно короткий период.
75 % акций, 7,5 % – налог на добычу и 1,25 долл/тыс.
Некоторые операторы Барнетт Шейл считают дофут3 – эксплуатационные и накладные расходы. Исбычу нефти и конденсата более выгодной с экономиходная модель основана на опубликованных операточеской точки зрения. Почти из 43 % скважин (838 из
рами (Chesapeake, Devon, EOG и ХТО) затратах и сто1966) ведется добыча жидких углеводородов. Однаимости природного газа, добытого на Барнетт Шейл
ко, несмотря на то, что это может быть выгоднее для
(рис. 1). Все эти данные основаны на информации о
операторов, число таких скважин на месторождении
добыче на Барнетт Шейл и других месторождениях,
Барнетт Шейл не растет.
предоставленной Chesapeake Energy.
Некоторые полагают, что Барнетт Шейл можЗатем с целью определения запасов Барнетт Шейл
но приводить в качестве примера использования
был проведен анализ снижения добычи (определена
инновационных
технозависимость объемов дологий
предотвращения
бычи от времени). РезульДинамика затрат за 2007 г.
рисков. Наш анализ потаты показали, что на боль3
1
казал, что это ошибочшинстве скважин добыча
4
2
ное мнение. Например,
гиперболически снижаетВ среднем
рентабельность примерся на 2300 тыс. фут3/мес,
4,35 долл/тыс. фут3
но 30 % скважин зависит
что составляет примерно
от цен на природный газ.
15 000 долл. на площадь, заКонечно, месторождение
нимаемую скважиной.
Барнетт Шейл является
В соответствии с данныкоммерчески привлеками модели, чтобы достичь
тельным для многих опепороговой экономической
раторов. Наш анализ ни
величины добыча на пров коей мере не отрицает
тяжении 10 лет должна соуспешность бурения и
ставлять 1520 млн фут3. По
Рис. 1. Наземная добыча природного газа. Данные по
добычи. Наоборот, операданным, предоставленным
компаниям Anadarko, Apache, Chesapeake, Devon, EOG,
Newfield, Nobel, Plains и ХТО:
торы должны искать пути
операторами, объемы до1 – совместные интересы; 2 – G&A; 3 – DD&A; 4 – LOE (включая
снижения затрат и оптибычи по мере истощения
транспорт)
мизации добычи.
запасов Барнетт Шейл сниДолл/тыс. фут3
A. Berman, редактор-консультант WO
№3 • март 2008
5
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВЫЕ ОТКРЫТИЯ
A. Berman, редактор-консультант WO
гальский зал., Индия). Скважина Dhirubhai-36 была
пробурена в водах глубиной 1854 фут (на продуктивный пласт мезозойского возраста) на участке
KG-DWN-98/1). Первоначальная добыча составила
596 брл/сут. Фактическая глубина скважины, составляет 11 795 фут.
Pakistan Petroleum Limited (PPL) открыла месторождение нефти и природного газа на участке
Гала 2568-13 (пров. Синдх, центральный Пакистан), расположенном в 90 милях от Карачи. Добыча
из скважины Adam X-1, фактической глубиной
11 699 фут, составляет 1310 брл/сут конденсата и
27,4 млн фут3/сут природного газа (рис. 3).
АФРИКА
Добыча нефти из скважины ERB-A-1X (оператор
– Apache), пробуренной в рамках концессии East
Ras Budran, составила 1910 брл/сут. Фактическая
вертикальная глубина этой скважины, пробуренной на продуктивные известняки дарат – 11921 фут
(1 фут = 0,3048 м).
RWE Dea объявила об открытии третьего месторождения нефти в Ливии на участке NC195 в басс.
Сирте. Разведочная скважина А1-NC195 была пробурена на продуктивный пласт дахра, залегающий
на глубине 4439 фут, и на продуктивный пласт беда,
ЕВРОПА
залегающий на глубине 4780 фут. Добыча нефти из
Компания Pertra открыла месторождение нескважины составляет 1981 брл/сут.
фти в Северном море, пробурив в рамках лиценКомпания Anadarko Petroleum Company открыла
зии Production License 337, разведочную скважину.
месторождение нефти на участке 403с/е в басс. БерСкважина, пробуренная на продуктивный пласт ту
кин (Алжир). Первоначально компания пробурила
палеоценового возраста толщиной 118 фут, распоразведочную скважину 1-2 на шельфе Экваториальложена на участке 15/12, в водах глубиной 295 фут.
ной Гвинеи (проспект Бенита, участок 1). Скважина
Глубина скважины составляет 8366 фут. Компания
была пробурена на продуктивный газоносный пласт
Pertra планирует углубить скважимиоценового возраста, толщиной
ны до 10 827 фут на продуктивные
148 фут. Добыча из скважины соУчасток Участок
Участок
403с/е NC195
пласты третичного и юрского возставляет 1038 брл/сут конденсата и
Будран
раста.
34,3 млн фут3/сут природного газа.
Statoil открыла месторождение
Скважина пробурена в водах глубиАлжир
Ливия Египет
нефти на проспекте Рагнаррок в Сеной 3120 фут в 26 милях (1 миля =
верном море на участке 16/2. Сква1,609 км) от о-ва Байоко. Фактичесжина – открывательница была прокая глубина скважины составляет
Участок 1
Камерун
бурена на месторождении Слейпнер
10 580 фут.
на продуктивный пласт мелового
Компания Noble открыла местоЭкваториальная
Участок
Гвинея
РН-77
возраста. Месторождение Слейпнер
рождение природного газа на шельКабинда
расположено в 35 милях от местофе Камеруна в Гвинейском заливе.
рождения Гудрун.
Добыча из разведочной скважины
Компания Norsk Hydro открыла
Yo-Yo-1, пробуренной на продукместорождение природного газа,
тивный пласт миоценового возраспробурив скважину 6407/7-7S в Сета, составляет 330 брл/сут конденверном море на участке 6407/7-7.
сата и 31 млн фут3/сут природного
По оценке специалистов компании
газа. Скважина пробурена на участРис. 2. Новые открытия в Африке
извлекаемые запасы природного
ке РН-77 в водах глубиной 1732 фут.
газа составляют 212 млрд фут3 газа
Фактическая глубина скважины сои 16 млн брл конденсата. Скважина
ставляет 8425 фут (рис. 2).
глубиной 11 962 фут была пробурена в водах глубиной 1096 фут.
АЗИЯ
Компания Gujarat State Petroleum
БЛИЖНИЙ ВОСТОК –
Corp. (GSPC), пробурив скважину
Пакистан
КАСПИЙСКИЙ РЕГИОН
KG-28, открыла месторождение газа.
Компания Petrolinvest открыла
Скважина пробурена в бенгальском
Участок
Индия
месторождение нефти, пробурив
заливе на участке KG-OSN-2001/3.
Гала
скважину Zhubantam G-4В (глубиДобыча из скважины составляет
Участок
3
GSPC
ной 2464 фут) на участке Джубан10,6 млн фут /сут природного газа
Участок
там. По оценке специалистов коми 22 брл/сут конденсата. Скважина
RIL
Бенгальский
пании извлекаемые запасы нефти
глубиной16527футбылапробуренана
зал.
составляют 250 млн брл.
продуктивный
пласт
толщиной
Представитель National Iranian
162 фут.
Company заявил, что компания отКомпания Reliance Industries
крыла месторождение нефти и приLimited (RIL) открыла месторожРис. 3. Новые открытия в Азии
родного газа в пров. Парс (Иран).
дение нефти в басс. Кришна (Бен6
№3 • март 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Запасы месторождения Сефид Захор составляют
11,4 трлн фут3 природного газа. Запасы недавно открытого компанией месторождения нефти составляют 2,7 млрд брл. продуктивный интервал залегает на
глубине 1700 фут.
США
Компания Contango Oil&Gas открыла месторождение нефти и природного газа в Мексиканском
заливе в 6 милях от побережья Луизианы. Извлекаемые запасы месторождения нефти составляют
226 млрд брл.
ЮЖНАЯ АМЕРИКА
Компания Geopark открыла месторождение природного газа в бас. Аустрал на юге Чили. Добыча из
скважины San Miguel-1 составляет 3 млн фут3 природного газа и 65 млрд брл конденсата. Продуктивный пласт спрингхил залегает на глубине 9908 фут.
Компания Solana Resources открыла месторождение нефти, пробурив скважину Tres Curvas-1 на
северо-востоке Колумбии, недалеко от границы
с Венесуэлой. Скважина фактической глубиной
3550 фут, была пробурена на участке Катгуас.
A. Berman (А. Берман), консультант в области
геологии, специализирующийся на исследовании
геологии нефтяных месторождений, сейсмической
интерпретации и создании базы данных. М-р Берман
свыше 20 лет работает в нефтяных компаниях,
кроме того, он был редактором Bulletin, издаваемого
геологическим обществом Хьюстона (Houston Geological Survey – HGS). После окончания School of
Mines (шт. Колорадо) м-р Берман получил степень
магистра. Связаться с м-ром Берманом можно по
адресу: bermanae@gmail.com.
ЮГО-ВОСТОЧНАЯ АЗИЯ,
АЗИАТСКО-ТИХООКЕАНСКИЙ РЕГИОН
Компания Innamincka Petroleum открыла месторождение нефти, пробурив в басс. Купер разведочную скважину Flax East-1 (Австралия). Скважина
была пробурена на продуктивные пласты тирраварра
и патчаварра пермского возраста толщиной 33 фут.
НОВОСТИ БУРЕНИЯ
L. Skinner, редактор-консультант WO
ПЕРЕДЕЛКА
Недавно, просматривая документальный фильм
о развитии сельского хозяйства, я был поражен
сходством сельскохозяйственного оборудования,
использующегося в середине 19 века, с буровым
оборудованием начала эры бурения. В фильме показали старую молотилку, приводимую в движение
при помощи парового двигателя. Двигатель соединялся с широким приводным ремнем с большим
деревянным колесом, снабженным коленчатым рычагом. Помнится, я видел подобные машины на старых фотографиях. Конечно, если вспомнить первые
буровые установки для бурения водяных скважин,
на которых в начале 1900-х гг. работал мой дед, то
они были оборудованы почти идентичными приспособлениями.
После просмотра фильма я решил вновь пролистать фотоальбом, фотографии в который я собирал
в процессе обучения в институте. На этих фотографиях было изображено старинное оборудование, которое использовалось на буровых в Техасе.
На фотографиях были изображены паровые двигатели, соединяющиеся с большим деревянным колесом широким приводным ремнем. Колесо так же
было оборудовано рычагом, при помощи которого
удерживался приводной ремень. При помощи этого
колеса приводилось в вертикальное движение коромысло. С помощью этого коромысла долбились
в те времена неглубокие скважины на нефть. Эта
конструкция стала родоначальницей более современных систем, которые широко использовались
во всем мире.
Это первый пример приспособления сельскохозяйственной технологии к требованиям нефтяной
отрасли.
№3 • март 2008
Раздумывая о насосах, я вновь обратился к истории. Конечно, современные насосные штанги и
забойные насосы являются «потомками» ветряных
мельниц. За это нам следует благодарить Германию.
На протяжении веков вода перекачивалась при помощи ветряных мельниц. Аналогичная технология
была приспособлена фермерами США, Австралии,
Испании и других стран. Конечно, со временем эта
технология была приспособлена к требованиям нефтегазовой отрасли.
Автоматизация буровых установок представляет
собой еще одну область. Промышленность Японии
приступила к автоматизации металлургического
производства и автомобилестроения еще в 1950-х гг.
первые попытки оказались недостаточно удачными,
но с появлением компьютерных чипов и роботов
автоматизация тала охватывать все больше отраслей. В настоящее время отрасль располагает автоматическими рабочими на буровых, системами подачи труб и многими другими. Нефтегазовая отрасль
также приспособила эти технологии к своим требованиям.
Недавно я смотрел документальный фильм
о перестройке буровой установки Noble Clyde
Boudreax, которая недавно приступила к работе в
Мексиканском заливе. Это судно было переделано из полупогружной буровой установки с учетом
усовершенствования многих технологий. К таким
усовершенствованиям относится модернизация рабочего места буровика. В настоящее время буровик
сидит в эргономическом кресле и управляет операциями при помощи джойстика. Буровик может контролировать все операции со своего рабочего места.
Перед буровиком и вокруг него расположен пульт
управления с множеством индикатором. Я думаю,
мой дед был бы удивлен и очень доволен современными изменениями.
7
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
В настоящее время на многих буровых буровики
сидят в закрытых помещениях и управляют операциями при помощи пульта управления.
Эта система напомнила мне кабину контролера,
которую я видел, когда встречался с коллегами в
Луббоке (Техас). На пульте управления вокруг центрального джойстика размещалось большое число
разноцветных датчиков.
Специальная система сигнализации позволяет
контролеру даже не опускать глаза на дисплей монитора.
Что еще нефтегазовая отрасль могла бы переделать для использования на буровых или перерабатывающих установках? Когда я только начинал
работать в отрасли 35 лет назад, была создана специальная группа, которая не занималась никакими
операциями. В их функции входило ознакомление
с технологиями, использующимися в других отраслях, и изучением, можно ли и как приспособить их к
использованию в нефтегазовой отрасли. Некоторые
из этих технологий используются без значительных
изменений, а некоторые изменяются почти полностью.
Например, компьютерные программы, разработанные для космической отрасли. Компьютерная
промышленность стала стремительно развиваться
после изобретения транзисторов. Вакуумные трубки были слишком тяжелой технологией для использования в космосе.
Недавно я посмотрел объяснение смысла слова
«переделка» в словаре. Оно имеет два значения:
• переделка системы или отдельных узлов, чтобы
изменить свойства;
• изменение свойств системы с целью изменения
характера функционирования.
Нашей отраслью разработано много подходов переделки технологий. На эту тему был проведен ряд
статистических исследований.
Я привел всего несколько примеров переделки
технологий. Недавно я прочитал, что игрок в гольф
проходит примерно 900 миль в год. Другие данные
описывают, что игрок в гольф выпивает примерно
22 галл жидкости в год. Если сравнить эти данные,
то получится, что игрок в гольф проходит 41 милю
на один галлон выпитой воды. Я считаю, что игрок в
гольф может гордиться собой. А я своими исследованиями.
L. Skinner (Л. Скиннер) после окончания техасского университета получил диплом инженера-химика. В нефтяной отрасли м-р Скиннер
работает уже 32 года. М-р Скиннер занимается
вопросами модернизации технологий бурения
и управления скважиной. За время работы
м-р Скиннер сотрудничал с рядом независимых операторов и сервисных компаний. Связаться с м-ром Скиннером можно по адресу:
lskinner@sbcglobal.net.
НОВОСТИ ДОБЫЧИ
V. Schmidt, научный консультант WO
ПОДВОДНАЯ ЦЕНТРИФУГА
ДЛЯ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ
Компания Petrobras испытала новый насос BCSS
для подводной центрифуги на месторождении Джубарте, расположенном в 130 милях от Эпириту Санту
(Бразилия). Новая система испытывалась в течение
100 дней. В процессе испытаний добыча составляла
24 тыс. брл/сут нефти 17 °API. Системы была в скважине JUB-6 в водах глубиной 4300 фут. При этом
использовались два насоса мощностью 1200 л. с.
(1 л. с. = 7345 102 Вт). Использование этих насосов
будет способствовать увеличению срока эксплуатации системы с 2–3 до 4–6 лет.
В настоящее время на месторождении размещена плавучая система добычи, хранения и отгрузки
(floating production, storage and offloading system –
FPSO) P-34. Эта система будет находиться на месторождении до 2011 г. После этого на месторождение
прибудет другая FPSO – Р-57. С этого судна может
добываться 180 тыс. брл тяжелой нефти, перерабатываться 300 тыс. брл нефти (храниться также
300 тыс. брл нефти) и сжиматься 21 млн фут3/сут
природного газа.
Компания Petrobras разработала новые технологии обработки и добычи тяжело нефти. В настоящее
время компанией разработаны 32 инновационные
8
технологии для девяти проектов. Среди них технологии:
• обработки пласта;
• предотвращения нефтеносных отложений;
• бурения горизонтальных скважин;
• для скважин большого диаметра;
• механизированной добычи;
• транспорта нефти;
• сепарации и очистки;
• добычи
тяжелой
нефти
на
морских
месторождениях;
• предварительной очистки.
С увеличением к 2010 г. добычи нефти (менее
19 °API) на месторождении Джубарте (этап 1 и 2),
Ронкадор, Марлин Лесте, Кашалот и Балейа Франка
планируется увеличение добычи до 440 тыс. брл/сут.
Насос BCSS может эксплуатироваться в водах
глубиной 8250 фут.
НОВЫЕ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Santos Ltd. приступила к добыче на месторождении нефти Ойонг на шельфе Индонезии, расположенном в 113 милях от Сурабайя. Компания
увеличила добычу до 8000–10 000 брл/сут. запасы
месторождения оцениваются в 8 млн брл. нефти
130 млрд фут3 природного газа. Компания Santos
Ltd. (45 %) управляет месторождением с партнерами
№3 • март 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
– Singapore Sampang Ltd. (40 %) и Cue Sampang Pty
Ltd. (15 %).
AED Oil Ltd. приступила к добыче нефти на Паффин Норд Ист в Тиморском море. добыча из скважин
Paffin-7 и Paffin-8 составляет 12 000–16 000 брл/сут из
каждой. Добыча осуществлялась с FPSO Front Puffin.
Компания Petrobras приступила к добыче нефти на
месторождении Пиранема в водах глубиной 3300–
5300 фут. Добыча ведется с FPSO Sevan Piranema, с
которой может добываться 30 000 брл/сут нефти и
127 млн фут3/сут природного газа.
Компания ВР приступила к реализации проекта
Greater Plutonio на шельфе Анголы. Добыча осуществляется на участке 18 примерно в
260 милях (1 миля = 1,609 км) к северо-западу от Луанды. Месторождение
находится в водах глубиной 4350 фут.
Связаться с научным редактором WO м-ром V. Schmidt
(В. Шмидтом) можно по адресу: schmidtv@worldoil.com.
Перевел Г. Кочетков
КОММЕНТАРИЙ РЕДАКТОРА
P. Fischer, редактор WO
РАЗМЫШЛЕНИЯ О ПИКЕ ДОБЫЧИ
На прошедшей недавно в Хьюстоне Всемирной
нефтяной конференции – 2007 г. было сделано несколько интересных докладов. Журнал World Oil
выступал в качестве медиа-спонсора этого мероприятия, которое стало результатом деятельности Ассоциации по изучению пика добычи нефти (Association
for Study of Peak Oil – ASPO). К сожалению, на ней
не присутствовали горячие противники «пика добычи», на что я надеялся, поэтому обстановка на конференции больше походила на взаимное восхищение.
Например, никто не обрисовал мрачную историю
прогнозов пика добычи. Вероятно, аудитория не обратила бы на это внимание, но это могло бы помочь с
точки зрения информирования прессы, которая присутствовала на конференции в большом количестве.
Консультанту Р. Нерингу пришлось одному исполнить незавидную роль умеренного докладчика,
представив свои графики, демонстрирующие весь
спектр разброса мнений относительно того, когда может наступить пик добычи. Одним словом, его графики (а фактически графики комитета Американской
ассоциации геологов – нефтяников, председателем
которой он является) продемонстрировали динамику
добычи нефти в период 20–30 лет начиная с 2020–
2040 гг., а затем сокращение добычи, начиная с 2040–
2070 г. Точное наступление сроков будет зависеть от
размеров запасов, которые можно добыть, и от спроса.
Из выступления консультанта Дж. Гилберта следовало, что прирост запасов составит самое большее
180 млрд брл, что намного меньше средней оценки
Геологической службы США в размере 674 млрд брл.
Между Нерингом и Гилбертом возникла полемика.
Гилберт заявил, что прирост запасов уже включен
в добычу большинства нефтяных месторождений,
поскольку более 70 % нефти добывается и, кроме
того, добыча будет увеличиваться на месторождениях национальных нефтяных компаний. Эти месторождения не должны отвечать стандартам фондовой
биржи, SPE или любых других организаций. Неринг подчеркнул, что прирост запасов уже является
свершившимся фактом ввиду более качественного
оконтуривания и оценки залежей, а также увеличения коэффициента нефтеотдачи, чему способствует
№3 • март 2008
совершенствование технологии. Однако большая
часть добычи поступает из месторождений, которые
соответствуют правилам SPE и фондовой биржи о
запасах. Такое положение сложилось, в основном, в
прошлом, когда правили американские и международные нефтяные компании.
Вопрос звучит просто, как определить общее мировое количество извлекаемой нефти? Пессимисты
говорят о 2 трлн брл, оптимисты – о 4 трлн брл, при
этом большинство правительственных организаций
и умеренных агентств придерживаются промежуточных значений. Все это подсказывает мне, что метод определения мирового суммарного количества
извлекаемой нефти отсутствует, что делает подход
Неринга относительно полной неопределенности
сроков наступления пика добычи более разумным.
Следует заметить, что многие докладчики, выступающие мимоходом, упоминали о том, что не уверены в сроках наступления пика добычи, после чего
демонстрировали различные данные, доказывающие приближение пика. Р. Хирш из компании SAIC
высказал мнение, с которым многие согласятся, что
независимо от того, когда наступит пик добычи, потребуется как минимум 20 лет на уровне «программы
срочных мер» для создания установок, предприятий
и инфраструктуры, необходимых для восполнения
растущего годового дефицита предложения. Мы
публиковали его работу в майском и октябрьском
выпусках WO 2005 г. и апрельском выпуске 2007 г.
Тема нефти, рассматривалась достаточно расплывчато. Это, несомненно, вызвало недопонимание
у прессы и той части аудитории, которая недостаточно разбирается в конденсате, газоконденсатных
жидкостях, сжиженных газах, битуме, приросте
объема переработанной нефти и прочих жидкостях,
которые перечислялись в различных графиках.
Звездами шоу стали Т. Б. Пикенс и М. Симмонс,
которым аплодировали стоя. Оба считают, что мир
приближается к пику добычи. Пикенс сказал, что
мировая добыча достигнет пика в 85 млн брл/сут, что
почти равно объемам добычи в настоящее время, исходя из того, что он считал нефтью все углеводородные жидкости. Оба высказали мнение, что цены на
нефть поднимутся до 100 долл/брл и выше, прежде
чем снизятся обратно до 80 долл/брл. Симмонс говорил о повышении цен до 100–200 долл/брл.
9
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Пока они составляли прогнозы относительно таких
необычных цен, я размышлял на тему предоставления полной информации. Хотя нефть считается скорее товаром, чем сырьем, и раскрытие собственности
позиций по срочным контрактам по этическим соображениям не требуется, было бы все же неплохо, по
крайней мере, упомянуть о личной выгоде, озвучивая
прогнозы перед столь многочисленной прессой. Чтобы вы сказали, услышав следующий прогноз: «Между прочим, если мои прогнозы о предстоящих ценах в
100 долл/брл и выше окажутся верными, я заработаю
миллионы долларов». В случае с Т. Б. Пикенсом это
больше похоже на миллиард. В январском номере я
назвал это эффектом Мэтта, однако мне следовало бы
изменить название на эффект Мэтта-Пикенса.
Не слишком ли много доверия двум откровенным
сторонникам пика добычи? Отнюдь! Было бы наивно считать, что люди не могут быть мотивированы
большими суммами денег. Б. Пикенс шахматист. Он
играет для того, чтобы выиграть. О том, что говорят
эти парни, пишут в каждой серьезной газете, а нефтяные трейдеры умеют читать.
М. Симмонс является председателем и основателем инвестиционного банка, который помимо других
видов деятельности «имеет ведущую долю на рынке с
точки зрения практики слияний, поглощений и публичного выпуска новых акций». Пикенс заработал
сотни миллионов долларов еще в 80-е гг., занимаясь
рейдерством компаний и «зеленым шантажом». Он
просто держал компании «в заложниках», пока они
с ним не расплачивались. В результате компании меняли свои уставы, использовали «стратегию борьбы
с враждебным поглощением» и другие меры, чтобы
затруднить действия Пикенса. Позднее Пикенс заработал примерно 1 млрд долл. В 2005 г. и согласно
журналу Forbes (21.05.07) м-р Пикенс заработал более 1 млрд долл. при помощи своей торговой компании. Это больше напоминает бюджет независимого
государства, чем бюджет трейдера.
Раздражающей нотой во время выступления
Симмонса стало то, что он часто ссылался на «растущий спрос», о чем он говорит постоянно (чего на самом деле не было в 2005–2007 гг.). В эти годы спрос
был, по меньшей мере, ниже среднего независимо
от того, данными какой организации вы пользуетесь.
К счастью, Г. Гропп из агентства Groppe, Long & Littel
четко определил показатели. Его данные доказали,
что в этом году мировой спрос на нефть немного снижается. Похоже, что высокие цены на нефть амортизируют спрос, что неудивительно.
Однако все говорит о том, что конференция ASPO
оказалась полезной, с выдающимся составом прекрасных докладчиков, которые представили достоверные и очень интересные данные.
Конечно, если цена на нефть подскочит до
100 долл/брл и выше (возможно к тому времени, когда вы будете читать эти строки) я, вероятно, получу
небольшой чистый доход, поскольку
работаю в подразделении нефтяного
бизнеса. Полагаю, что мне следует сказать об этом, просто в интересах предоставления полной информации.
Связаться с редактором WO м-ром P. A. Fischer
(П. Фишером) можно по адресу: fischer@worldoil.
com.
НЕФТЬ И ГАЗ В СТОЛИЦАХ
D. M. Cohen, редактор WO
НЕОСУЩЕСТВИМЫЙ ПЛАН
Сенат США и Белый дом, имея разногласия по поводу повышения нормативов общественной средней
экономии топлива (corporate average fuel economy –
CAFE), потолка цен на бензин и отмены налоговых
льгот для нефтяных компаний, достигли согласия в
одной из областей энергетической политики: расширение применения этанола (этилового спирта).
Законопроект, принятый в сенате 21 июня 2007 г.,
планирует увеличить потребление этанола и биотоплива к 2022 г. до 36 млрд галл/год (860 млн брл/год),
что почти соответствует задаче администрации Буша
довести этот показатель к 2017 г. до 35 млрд галл/год
(830 млн брл/год). Сторонники законопроекта, как в
Белом доме, так и в Сенате говорят, что расширение
применения этанола необходимо для ослабления зависимости США от импортной нефти и снижения
выбросов парниковых газов.
Согласно опубликованным в ноябре 2007 г. двум
научным докладам, этанол слишком низкого качества имеет мало шансов на успех в данном случае, и
в придачу, его применение, вероятно, будет иметь
пагубные экономические и экологические пос10
ледствия. В докладе Национального научно-исследовательского совета говорится, что планируемая
этаноловая программа станет серьезной нагрузкой
для местного водоснабжения за счет выращивания
кукурузы (культуры, иссушающей землю) в более
подверженных засухам районах, а также за счет
расширения производства заводов по производству этанола. Совет подсчитал, что завод, производящий 2,4 млн брл этанола в год, потребляет столько
же воды, сколько город с населением 5000 человек.
В докладе также говорится, что фермеры, переходящие на выращивание кукурузы для производства
этанола, будут вынуждены расходовать намного
больше удобрений и пестицидов на акр земли, что
может увеличить содержание нитратов и нитритов
в питьевой воде.
Представитель Канадского имперского торгового
банка (Canadian Imperial Banc Council – CIBC) считает этанол причиной роста цен на продовольствие
на 4,4 % (самый высокий темп за 15 лет), которые по
его прогнозам возрастут в 2009 г до 7 %. Это объясняется тем, что выращиваемая на этанол кукуруза оттесняет в сторону другие культуры, в том числе кукурузу, выращиваемую для потребления населением и
на корм животным.
№3 • март 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Далее в докладе говорится, что достижение намеченных Белым домом показателей по этанолу будет
способствовать снижению потребления бензина к
2017 г. всего на 6,5 %. Примерно 95 % производимого в
США этанола вырабатывается из кукурузы, которую
необходимо посадить и убрать с помощью тракторов,
работающих на дизельном топливе, а затем перевезти на грузовиках и перегнать в этанол, используя для
нагревания природный газ. Поскольку этанол нельзя
транспортировать по трубопроводу, его необходимо
перевести грузовым транспортом или по железной
дороге, что увеличивает стоимость нефтяного топлива. «Суммируйте все это, – говорится в докладе CIBC,
– и вы получите топливо, на которое не только расходуется почти столько же нефтяного топлива, сколько
оно замещает (согласно статье в журнале Nature в
декабре 2006 г., экономия составляет всего 10–20 %),
но которое к тому же экономически нецелесообразно
производить даже при ценах на нефть 100 долл/брл».
Вот куда уходят выделяемые субсидии. По оценкам CIBC федеральные и местные субсидии фермерам и переработчикам культур в этанол (включая запретительный тариф на более качественный этанол
из бразильского сахарного тростника) к концу 2006 г.
обошлись налогоплательщикам почти в 8 млрд долл.
Законопроект Сената добавляет еще 500 млн долл. в
виде прямых выплат и 2 млрд долл. в виде заемных
гарантий заводам по производству этанола.
Положение с этанолом выглядело бы лучше с точки зрения энергетики, водоснабжения и продовольствия, если бы его больше производили из источников
целлюлозы, не требующих больших вложений, например, из диких трав и биомассы (древесные стружки,
опилки, кукурузные кочерыжки). Отдельный законопроект сената предоставляет льготы для развития
таких экспериментальных ресурсов.
Что же касается законопроекта Палаты Представителей, то хотя он и предоставляет некоторые льготы для производства этанола, но не направлен на
поспешный переход к биотопливу. Это потребует,
чтобы к 2020 г. электроустановки производили, как
минимум, 15 % электроэнергии с помощью других возобновляемых природных ресурсов, например, ветра,
солнца, геотермальных источников. Согласно письму,
направленному лидерам обеих палат А. Хаббардом,
директором Национального экономического совета
Белого дома, эта мера является одной из нескольких
новых норм в двух законопроектах, которым противится президент Буш. В письме также содержится
угроза наложить вето на любой законопроект, который повышает налоги нефтяной промышленности и
утверждается, что это не содействовало бы добыче
нефти внутри страны и усилило бы зависимость США
от импортной нефти. Законопроект палаты представителей увеличил бы государственный доход на
16 млрд долл за 10 лет за счет отмены налоговых льгот
для нефтегазовых компаний.
Хотя Белый дом, скорее всего, уравняет отмену
любого налога «повышением другого налога», это
станет радикальной интерпретацией, по крайней
мере, некоторых положений. Например, одной из
мер в законопроекте Палаты Представителей стал
№3 • март 2008
бы отказ в сдаче в аренду новых участков в Мексиканском заливе некоторым действующим там компаниям до тех пор, пока они не пересмотрят свои
контракты на аренду с Управлением природных ресурсов (Mineral management Service – MMS) о включении в них предельной цены на нефть, при которой
арендаторы могут получить освобождение от платежей за право пользования недрами. Такая мера была
направлена на исправление ошибки в контрактах на
аренду, выданных в 1998 и 1999 гг. В которых в отличие от других контрактов не включались пороговые
уровни цен для освобождения от этих платежей и
которые на сегодня обошлись налогоплательщикам в
сумму 1 млрд долл. Новое правило MMS предложило
в 2003 г., и, как минимум, уже пять компаний добровольно пересмотрели свои контракты с Управлением о включении пороговых уровней цен.
Хотя законопроект Сената не содержит положений о налоге, он пока еще не прошел проверку в Белом доме. Президент решительно встал на сторону
производителей автомобилей против предложения
Сената впервые за 20 лет повысить к 2020 г. нормативы CAFE до 35 миль/галл. Самые сильные возражения прозвучали против включения в законопроект
грузовых пикапов и полноприводных автомобилейуниверсалов (SUV), что, по словам производителей
автомобилей, сделает такие автомобили недоступными по цене. Предложение Палаты Представителей повысить нормативы CAFE с сохранением отдельных более низких показателей для автомобилей
SUV и пикапов были поддержаны лидерами отрасли,
но его не удалось включить в законопроект.
В письме также содержится возражение против
включения в оба законопроекта положения о так
называемых странах, не являющихся крупными
производителями и экспортерами нефти (NOPEC),
которое позволило бы США предъявить иск к ОПЕК
за нарушение антитрестовского закона. Это возражение основано на том, что такие меры вызвали бы
ответные шаги против американских компаний.
Спикер Палаты Представителей Н. Пелози (демократ от шт. Калифорния) решила сгладить противоречия между законопроектами Палаты Представителей
и Сената довольно неординарным способом, который
вряд ли поможет преодолеть разрыв между двумя
партиями. Вместо того чтобы созвать совещательную
комиссию по согласованию законопроектов, она проводит закрытые неофициальные встречи с ведущими
демократами-членами Сената и не допускает к процессу республиканцев. Хотя решимость Пелози ускорить
законодательную деятельность понятна – у законопроекта будет мало шансов, быть принятым в 2008 г.
в условиях приближающихся выборов. Ее партизанская тактика почти гарантирует, что ни
одна из палат не наберет по окончательному проекту достаточное количество голосов для преодоления почти
неизбежного вето президента Буша.
Связаться с редактором WO м-ром D. M. Cohen
(Д. М. Кохеном) можно по адресу: cohendm@
worldoil.com.
Перевели С. Сорокин и Г. Кочетков
11
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ДОБЫЧА
РЕЗУЛЬТАТЫ
ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ
P. Gupta, А. Doraiah и S. Ray, Oil and Natural Gas Corporation Ltd., Мехсана, Индия
Метод повышения нефтеотдачи, заключающийся в нагнетании и зажигании в пласте сжатого воздуха. Этот метод обеспечил трехкратное увеличение коэффициента извлечения нефти в поясе
тяжелой нефти Мехсана в Индии и стал ценным опытом для реализации новых проектов
На месторождениях тяжелой нефти Балол и Сантал
в басс. Камбей большая разница между подвижностью
вязкой нефти и воды стала причиной незначительной
первичной добычи. Последующая механизированная
эксплуатация скважин привела к добыче больших
объемов воды, а не нефти. С целью повышения нефтеотдачи компания-оператор применила метод внутрипластового горения или тепловой метод.
Данный метод предусматривает зажигание пласта и нагнетание воздуха для поддержания фронта
горения, который продвигается от нагнетательной к
добывающим скважинам. При этом небольшое количество пластовой нефти сгорает (быстро окисляется)
с образованием углекислого газа, водяного пара и
выделением тепла, что влияет на снижение вязкости
нефти, увеличение ее подвижности и вытеснение в
направлении близлежащих добывающих скважин.
Компания Oil and Natural Gas Corporation Ltd.
(ONGC) впервые применила метод внутрипластового
горения в промышленном масштабе в 1997 г. на месторождениях Балол и Сантал в поясе Мехсана. Эта
технология способствовала увеличению коэффициента извлечения нефти в три раза.
Организация работ при внутрипластовом горении
требует тщательного планирования и контроля. Обсуждение основных проблем, с которыми пришлось
столкнуться при реализации метода, может быть полезно для успешного планирования и реализации новых проектов.
ВВЕДЕНИЕ
Компания ONGC является крупнейшей интегрированной нефтяной компанией Индии. Активы Мехсана
в северной части шт. Гуджират являются крупнейшими нефтедобывающими активами компании на суше,
при этом годовая добыча нефти составляет около
16,2 млн брл. На месторождениях в Мехсана добываются как самые тяжелые, так и одни из самых легких
нефтей Индии; плотность нефти колеблется от 13 до
42 °API. Месторождения тяжелой нефти, открытые в
1970–1971 гг., расположены в северной части басс.
Камбей. К ним относятся месторождения Сантал,
Балол, Ланва и Бехараджи, общая площадь которых
составляет примерно 70 км2. Суммарные запасы этих
месторождений составляют примерно 982 млн брл.
Тяжелая нефть характеризуется плотностью менее 20 °API. Она отличается высокой вязкостью,
низким водородо-углеродным отношением, низким
газовым фактором и значительным содержанием ас12
фальтенов, серы и тяжелых металлов. Как правило,
на залежах тяжелой нефти скважины являются малоактивными и малопродуктивными.
Балол и Сантал являются двумя крупными месторождениями пояса тяжелой нефти плотностью 15–18 °API.
Извлекаемые запасы нефти на этих месторождениях
составляют соответственно 146 и 353 млн брл. Нефть
асфальтового основания, содержит 6–8 % асфальтенов
и имеет вязкость в пределах 50–450 сП. Пластовое давление составляет 1400 фунт/дюйм2 (1 фунт/дюйм2 =
6,89 кПа), пластовая температура 70 °С. Залежи находятся на глубине 3200 фут (1 фут = 0,3048 м) ниже среднего
уровня моря. Проницаемость коллектора колеблется в
пределах 3–8 Д. Залежи разрабатываются при водонапорном режиме. Большая разница между подвижностью вязкой нефти и воды стала причиной того, что
коэффициент извлечения нефти при первичном методе
добычи не превысил 13 %. Более того, переход на механизированный способ эксплуатации привел к увеличению добычи воды, в некоторых скважинах до 95–100 %
от общей добычи, что вынудило их закрыть. Небольшая
первичная добыча и неэффективная механизированная
эксплуатация стали причиной поиска подходящего метода повышения нефтеотдачи с целью увеличения суммарной добычи на этих месторождениях. Одним из рассматриваемых методов стало внутрипластовое горение.
МЕТОД ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ
Внутрипластовое горение является методом повышения нефтеотдачи, применяемым для добычи
вязкой нефти. Метод основан на принципе нагревания нефти в пласте с использованием некоторого ее
количества в качестве топлива для сжигания (рис. 1).
Горячий воздух нагнетается в пласт в течение заданного промежутка времени, при этом воздух нагревается с помощью газовых горелок или электронагревателей, спущенных в скважину. Воздух обеспечивает
поступление в пласт кислорода, необходимого для
быстрого окисления нефти, образования углекислого газа, воды и выделения тепла, количество которых
зависит от состава нефти. Горение поддерживается
непрерывным нагнетанием воздуха в пласт.
Данный метод может быть вполне эффективным,
поскольку при этом расходуется небольшое количество
более тяжелых фракций пластовой нефти, в то время
как основная ее часть вытесняется в направлении добывающих скважин. Метод способствует увеличению добычи нефти несколькими путями: генерируется тепло,
выделившийся углекислый газ образует газовую шапку,
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№3 • март 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ДОБЫЧА
Эксплуатационная
скважина
Нагнетательная
скважина
Распределение температуры
Воздух
Выгоревшая
Зона пара
зона
Зона крекинга
Зона горения
Кокс
Газы
Нефть
и вода
Природный
коллектор
Зона легких углеводородов
Расположение зон в процессе горения
Рис. 1. Традиционная схема процесса внутрипластового горения
которая увеличивает давление в пласте, что облегчает
гравитационный дренаж, а газовые продукты сгорания
растворяются в нефти, разжижают ее и отрывают от зерен песчаника. Для использования энтальпии выгоревшей зоны пласта, образовавшейся за продвигающимся
вперед фронтом горения, и повышения эффективности
вытеснения через каждые шесть суток нагнетания воздуха (в течение суток) проводится заводнение.
ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДА
Добыча тяжелой нефти на месторождениях пояса Мехсана является сложной задачей. Опираясь на
признанные в мире критерии отбора и результаты
лабораторных исследований, выполненных в Институте пластовых исследований компании ONGC,
внутрипластовое горение было признано самым подходящим методом увеличения добычи на таких месторождениях. Впервые метод применили ограниченно на месторождении Балол в 1990 г. при содействии
иностранной консалтинговой компании.
Пробные программы. Пробное испытание метода проходило на участке площадью 5,5 акр (1 акр = 1х104 м2) в
южной части месторождения Балол в 1990–1991 гг. При
помощи специалистов из международных компаний в
скважине СР-10, а затем и в скважине Balol-171 инициировали зажигание. Установившееся горение и прирост
добычи из ближайших добывающих скважин позволили
составить представление о программах промышленного
применения метода на всем месторождении.
Еще одну пробную программу разработали для месторождения Ланва, которую реализовали в 1992 г. Перевод программы на промышленную основу с целью увеличения добычи нефти из месторождения в настоящее
время еще не завершен. С 2002 г. на месторождении
Бехараджи реализуется еще одна опытная программа,
включающая четыре нагнетательные скважины.
Промышленное применение. Опираясь на обнадеживающие результаты пробной программы месторождения Балол, были разработаны программы промышленного применения метода для всего месторождения.
Учитывая общее сходство месторождений Балол и Сантал, на месторождении Сантал решили применить метод внутрипластового горения. И в 1997 г. метод начали
применять на обоих месторождениях.
Были реализованы четыре программы (Балол –
1 этап; Сантал – 1 этап; Балол – основной этап; Сантал
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2008
– основной этап), при этом в каждой из них использовалась одна мощная компрессорная станция. Эти станции подавали сжатый до пластового давления воздух в
нагнетательные скважины, которые в основном были
старыми модернизированными добывающими скважинами. Все компрессоры работали от электропривода,
за исключением запасных компрессоров с дизельным
приводом. Четыре станции обеспечивали суммарную
установленную производительность (170 млн фут3/сут)
при максимальном давлении 1750 фунт/дюйм2.
На этапе заводнения попутно добываемая вода
проходила обработку и закачивалась обратно в пласт.
Все четыре станции связаны одна с другой единой
сетью воздухоснабжения с целью более эффективного использования сжатого воздуха. Для инициирования горения применялась передвижная установка
зажигания. Для искусственного зажигания, которое
осуществлялось на средней глубине 3200 фут при
среднем давлении 1400 фунт/дюйм2 и средней температуре 70 °С, использовались газовые горелки.
ПРОБЛЕМЫ РЕАЛИЗАЦИИ
При реализации метода внутрипластового горения возникли многочисленные производственные и
связанные с безопасностью проблемы. Некоторые из
них изложены ниже.
Самовозгорание. В каждой нагнетательной скважине газовая горелка, используемая для искусственного зажигания, подсоединялась к нижнему концу колонны НКТ как раз над верхними перфорационными
отверстиями. Газовая горелка была оснащена термопарой для измерения температуры. Во время зажигания воздух нагнетался в межтрубное пространство, а
природный газ подавался в НКТ. Установленная в наконечнике горелки алюминиевая пробка препятствовала смешению воздуха с газом до тех пор, пока давление нагнетания газа не превысит давление нагнетания
воздуха, при котором пробка вылетает и на забое скважины образуется газовоздушная смесь. Для инициации горения использовался химический пирофор.
Восьмого мая в одной из нагнетательных скважин
горелка загорелась без подачи пирофорной жидкости.
Температура горелки быстро поднялась до 910 С. Члены
группы, занимающейся зажиганием, быстро отрегулировали подачу газа и воздуха для ликвидации пламени, но ни
группа компании ONGC, ни иностранные специалисты
не смогли определить причину самовозгорания. Поскольку ни термопара, ни забойная компоновка не пострадали,
операцию зажигания в этой скважине завершили.
После этого происшествия самовозгорание произошло в трех других скважинах, последний случай
был зарегистрирован 28 июня 1999 г. В двух последних случаях пострадали термопары. Специалисты по
зажиганию не смогли установить причину или средство защиты от самовозгорания, поэтому компания
ONGC приостановила все работы по зажиганию из
опасения дальнейших самовозгораний или повреждения забойных термопар.
Тщательный анализ всех четырех случаев самовозгорания показал, что нагнетание газа осуществлялось
при максимальной производительности компрессора. Поэтому, когда из-за большой разницы давлений
13
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ДОБЫЧА
Распределительный
пункт II (Балол,
основной этап)
Трубопровод, 6", 3,0 км
Компрессорная станция;
производительность:
4 компрессора х 6,78 млн
фут3/сут = 27,1 млн фут3/сут
Трубопровод, 6", 3,0 км
Распределительный пункт I
(Балол, основная очередь)
• С целью снижения потерь давления
и экономии затрат на укладку
трубопроводов построены
промысловые сетевые коллекторы
распределительные пункты),
связанные с компрессорными
станциями.
• Нагнетательные скважины подсоединены либо напрямую к станции,
либо к распределительному пункту.
Компрессорная станция Балол,
1 этап; производительность:
3 компрессоров равна
11,7 млн фут3/сут
Компрессорная станция Сантал,
1 этап; производительность:
3 компрессоров равна
11,7 млн фут3/сут
Трубопровод протяженностью
6,85 км для объединения всех
компрессорных станций
Трубопровод диаметром,
4", 1,0 км
Распределительный пункт II
(Сантал, основной этап)
Трубопровод, 6", 2,0 км
Компрессорная станция;
производительность:
5 компрессоров равна
124 млн фут3/сут
Трубопровод, 6", 2,0 км
Распределительный
пункт I
(Сантал, основной этап)
Рис. 2. Схема сети воздухоснабжения и расположения компрессорных станций
в межтрубном пространстве и НКТ пробка вылетала,
в скважину поступало большое количество газа. Такое внезапное поступление газа создавало чрезмерно насыщенную газовоздушную смесь, которая была
подвержена самовозгоранию.
Чтобы решить эту проблему, группа зажигания
предложила перед началом нагнетания природного
газа закачивать в НКТ в качестве подушки инертный газ. Таким образом, после выскакивания пробки
инертный газ поступал бы в пласт до того, как природный газ смешивался бы с воздухом. Создание такой подушки обеспечило бы большой запас времени
между вылетом пробки и поступлением природного
газа, в течение которого можно отрегулировать подачу газа для предотвращения образования нежелательной горючей смеси. Руководство одобрило эту
идею, которая была реализована в феврале 2000 г., что
позволило возобновить работы по внутрипластовому
горению. После внедрения метода закачки инертного газа случаев самовозгорания не наблюдалось.
Эффективное использование воздушных компрессоров. На месторождении Балол были сданы в эксплуатацию две компрессорные станции, еще две на месторождении Сантал. Первоначально каждая из них работала
автономно и подавала воздух и воду в нагнетательные
скважины, подсоединенные к той или иной станции.
14
Рис. 3. Скопление вынесенного смазочного масла в трубной обвязке и закупорка линий охлаждающей воды из-за образования
накипи привели к взрыву оконечного охладителя на месторождении Сантал
Сжатие воздуха до высоких давлений является дорогостоящим процессом, из-за потребления большого
количества электроэнергии. Чтобы минимизировать
расходы и оптимизировать использование компрессоров, было предложено замкнуть все четыре станции в
единую сеть воздухоснабжения. В 2002 г. проложили
временную сеть, а в июле 2004 г. построили постоянную сеть из труб диаметром 4 и 6” (рис. 2). После прокладки сети средняя ежемесячная экономия затрат на
электроэнергию составляет примерно 5,3 млн долл.
США в год. Кроме того, при остановке любой станции
подача воздуха в обслуживаемые ею нагнетательные
скважины не прерывается.
Выход из строя охладителя. Климат Индии является достаточно жаркий, поэтому эксплуатация мощного компрессора является трудной задачей, особенно
летом. Высокие температуры связаны с рядом производственных трудностей при эксплуатации компрессоров. Например, существует опасность взрыва
в трубной обвязке сжатого воздуха из-за скопления
вынесенного смазочного масла и высокой температуры на выкиде. Закупорка линий охлаждающей воды
из-за образования накипи увеличивает эту опасность.
На компрессорной станции месторождения Сантал
дважды взрывался оконечный охладитель третьей
(последней) ступени компрессора высокого давления
(рис. 3). К счастью, никто из персонала не пострадал.
Чтобы свести к минимуму опасность взрыва в компрессорном оборудовании, начали использовать синтетическое смазочное масло. Кроме того, стали чаще
проводить регулярную химическую очистку линий и
усилили контроль эксплуатационных параметров.
Утечки воздуха и дымовых газов. При внутрипластовом горении скважинное оборудование подвергается
воздействию высоких давлений и температур. В поясе
Мехсана большинство нагнетательных и добывающих
скважин являются старыми. Эти скважины не рассчитаны на такие условия и в некоторых из них отмечалось повреждение и разрушение обсадных колонн или
цемента. Это приводило к росту давления во внешней
обсадной колонне. В некоторых случаях в месте распо-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№3 • март 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ДОБЫЧА
Обводненность, %
Добыча нефти, брл/сут
Месторождение Сантал
Годы
Обводненность, %
Добыча нефти, брл/сут
Месторождение Балол
Годы
Рис. 4. Графики добычи по месторождениям Балол и Сантал
показывают увеличение чистой добычи нефти по мере увеличения объема нагнетаемого в пласты воздуха
ложения скважины даже отмечались утечки газа или
воздуха. Иногда из соседних скважин наблюдался прорыв дымовых газов вместе с воздухом. На месторождениях Балол и Сантал произошло четыре таких случая.
Эти случаи являются очень опасными с точки зрения безопасности, экологии и эксплуатации. С целью
предотвращения новых опасных ситуаций все случаи
были тщательно проанализированы и в 2005 г. разработаны новые добавки для цементирования (термостойкий цемент и алюминаты кальция), рассчитанные на более высокие температуры. Кроме того, были
сформулированы дополнительные рекомендации.
• В новых нагнетательных скважинах обсадные
колонны следует цементировать на полную глубину с
целью предотвращения утечки газа в вышележащие
проницаемые слои.
• Чтобы обеспечить правильное размещение обсадной колонны в стволе скважины следует применять центраторы.
• Во всех новых нагнетательных скважинах необходимо использовать обсадные трубы из стали L80
13Cr по стандарту API 5CT, а во всех новых и старых
нагнетательных скважинах НКТ должны быть также
из той же стали, что рекомендовано Институтом техники и океанских технологий компании ONGC.
• Следует регулярно контролировать давление
нагнетания, давление в межтрубном пространстве
и давление во внешней обсадной колонне. В случае
существенного падения давления незамедлительно
принимать меры для выяснения причины и предпринимать соответствующие действия.
• Вместо переоборудования старых добывающих
скважин следует бурить новые нагнетательные скважины.
С начала 2006 г. большая часть этих рекомендаций
была выполнена.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2008
РЕЗУЛЬТАТЫ
После осуществления внутрипластового горения
падение добычи на месторождениях Балол и Сантал
прекратилось. Примерно 79 скважин, которые ранее
эксплуатировались механизированным способом, в настоящее время фонтанируют самостоятельно. Пробная
эксплуатация скважин, затронутых процессом горения,
свидетельствует о постепенном увеличении добычи
жидкости и снижении обводненности, что приводит к
увеличению чистой добычи нефти (рис. 4). Этот прирост добычи нефти произошел с увеличением числа нагнетательных скважин и объема нагнетаемого воздуха.
Прирост добычи нефти по двум месторождениям составил примерно 7900 брл/сут, при этом 61 нагнетательная
скважина закачивает в пласты около 49 млн фут3/сут
воздуха. Данный метод вдохнул в месторождения новую
жизнь и позволил увеличить коэффициент извлечения
нефти более чем в три раза, с 6–13 до 39–45 %.
Отношение объема нагнетаемого воздуха к объему добытой нефти по двум месторождениям составляет примерно 1160:1, а накопленное отношение за
все время реализации проекта составляет примерно
985:1, что свидетельствует о хорошей эффективности
процесса по сравнению с проектами внутрипластового горения в других местах.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Хотя внутрипластовое горение как метод повышения нефтеотдачи является дорогим, повышение цен на
нефть и сокращение имеющихся традиционных запасов делают его все более экономически целесообразным
для разработки месторождений тяжелой нефти. Промышленное внедрение метода в Мехсана показывает,
что метод также является технически осуществимым.
Применение этого метода в промышленном масштабе стала причиной возникновения новых проблем,
которые способствовали разработке новых инновационных решений. Был приобретен опыт, который
может пригодиться как для оперативного анализа текущих, так и тщательного планирования и успешного
осуществления новых проектов.
Перевел С. Сорокин
Pankaj Gupta (П. Гупта), исполнительный инженер по
эксплуатации компании ONGC в Мехсана. В течение
последних восьми лет занимается проектом внутрипластового горения в этом районе. По окончании
института получил диплом инженера-механика, опубликовал семь технических работ, принимал участие
в национальных и международных конференциях. С
ним можно связаться по адресу: pankajgupta_1976@
india-times.com.
Аdabala Doraiah (А. Дорая), генеральный директор по эксплуатации в компании ONGC в Раджамандари, Индия. Имеет степень магистра в области разработки химических технологий. Г-н Дорая имеет 32-летний опыт
работы в нефтегазовой промышленности, главным образом в области интенсификации притока в скважину, разработки процессов и внутрипластового горения. Прежде чем занять пост генерального директора в ONGC,
на протяжении трех лет руководил проектом внутрипластового горения в Мехсана. С ним можно связаться
по адресу: adabalad@yahoo.com.
Sibaprasad Ray (С. Рай), главный инженер по эксплуатации в компании ONGC и руководитель группы
зажигания в проекте внутрипластового горения в
Мехсана. Защитил диплом инженера-механика, имеет
15-летний опыт работы в море и на суше. С ним можно
связаться по адресу: sibarayprasad@sify.com.
15
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ДОБЫЧА
БИОГЕННЫЙ МЕТАН –
ЭНЕРГОРЕСУРС БУДУЩЕГО
P. C. Gilcrease, South Dakota School of Mines and Technology; G. W. Shurr, GeoShurr Resources, LLC
Биогенный метан является неиссякаемым источником, который до сих пор не разрабатывался.
Последние исследования, проводящиеся в этой области, продемонстрировали некоторые ограничивающие факторы. Кроме того, в настоящее время проводятся исследования в области
максимального повышения потенциала
Последние исследования, доказали жизнеспособность метаногенных микроорганизмов в нетрадиционных газовых пластахколлекторах. Эти нетрадиционные запасы представляют огромный потенциал для
добычи нового метана из существующих угольных,
сланцевых и нефтеносных залежей и являются богатым возобновляемым источником природного газа.
Для стимуляции образования биогенного метана
может возникнуть необходимость введения в залежи различных неорганических питательных веществ.
Как показали лабораторные исследования, такие питательные вещества могут в значительной степени
повлиять на биоаккумулирование органических субстратов и стимуляцию образования метана. В этом
случае предпочтение может быть отдано традиционной обработке залежей, такой как разрыв пласта, нагнетание пара, кислотной обработке и использованию
поверхностноактивных веществ (ПАВ).
Для образования биогенного метана необходимы
основные знания условий окружающей среды. Кроме того, должно быть рассмотрено использование
природных или инородных микроорганизмов и метод
обезвоживания.
БИОГЕННЫЙ МЕТАН В ПРИРОДЕ
Биогенный метан образуется в процессе органического метаболизма микробов при определенных
анаэробных условиях. Их существование в природе
впервые было задокументировано в 1776 г. Алессандро Вольта, который изучал донные отложения, собирая
их из мелкого озера, взболтав воду у дна тростником
[1]. Аналогичный процесс может происходить в любой
богатой органикой или анаэробной среде, такой как
рисовые плантации, болото или мусорная свалка. Огромные объемы биогенного метана производятся микробами в желудке жвачных животных или в процессе
жизнедеятельности термитов. Совокупное выделение
биогенного метана из этих источников оценивается
примерно в 16–35 трлн фут3/год [2].
Аналогичный процесс происходит в современной
системе очистки воды в виде переработки буровой
грязи, при этом часть твердых примесей преобразуется в метановый субпродукт. Образование биогенного
метана в иле и анаэробное усвоение грязи было изучено в деталях, также как и экономические преимущества оптимизации метаногенеза.
Микробиология метаногенез. Метаногенез представляет собой особый класс микроорганизмов, производящих метановый газ как конечный продукт их
16
метаболизма. Они являются истинными анаэробами, поскольку не размножаются или не производят
метан в присутствии кислорода; потенциал реакции
восстановленияокисления их среды составляет менее –300 mV [3]. Эти организмы используют ограниченные объемы простого углерода как субстрата, в
основном в виде Н2СО2 и ацетата. Другие метаногенные субстраты включают соль муравьиной кислоты,
метанол, метиламины, диметил сульфиды, этанол и
изопропанол [3, 4]. Для превращения сложных органических субстратов (таких как уголь) в метан, должны использоваться другие микробы, такие как ферментативы и ацетогенные бактерии.
Вся совокупность различных видов микробов собирается в консорциум. Вопервых, гидролитические бактерии разрушают сложные органические субстраты; затем
гидролизные продукты используются ферментативными бактериями для образования ацетата, жирных кислот,
двуокиси углерода и водорода (рис. 1). Гомоацетогенные
бактерии могут производить водород и двуокись углерода для образования ацетата. Для древесных субстратов,
таких как уголь, использующие водород ацетогены могут
Сложные
органические
вещества (карбонаты,
протеины, жиры)
Растворимые
органические молекулы
(сахар, амины, кислоты,
жирные кислоты)
Летучие жиры,
кислоты, спирты
Уксусная
кислота
Рис. 1. Вещества, необходимые в качестве источника
энергии
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№3 • март 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ДОБЫЧА
также преобразовывать ароматические гидроксилаты в
ацетат. Производящие водород ацетогены (синтрофы)
превращают жирные кислоты, спирты и некоторые ароматики и аминокислоты в водород, двуокись углерода и
ацетат, необходимые метаногенам [5].
Биогенный метан в процессе карбонизации. Поскольку процесс карбонизации для получения анаэробов включает растительные материалы и богатые
органикой среды неудивительно, что образование
метана происходит в угольных пластах. Метан, образующийся из торфа в процессе карбонизации, рассматривается как биогенный метан. При этом часть
биогенного метана испаряется в атмосферу из за низкого давления и незначительной глубины, на которой
происходит этот процесс. Биогенный метан может
также производиться в процессе в процессе образования донных морских отложений [6]. Это было доказано при изучении как глубоководных, так и мелководных отложений [7, 8]. В этом случае первичный метан
может накапливаться в скальной породе газоносных
пластовколлекторов. При добыче высококачественного угля и подъеме его на поверхность происходит
перемещение бактерий в угольные пласты, в результате образуется вторичный метан [10, 11].
Элементарный анализ метана при помощи carbon13
и изотопов дейтерия может быть проведен при помощи
системы Интернет, где исследуемый состав сравнивается со стандартной композицией. Исследуемые составы
подразделяют на две группы: по показателям содержания углерода и изотопов дейтерия. Одна группа характеризует образование метана при помощи ацетата, другая группа – способ снижения СО2 [12].
Изотопный анализ метана выявляет различные места возможного образования биогенного метана [10, 11].
Наиболее значительные скопления метанобразующих
бактерий были обнаружены в морских пористых сланцевых отложениях и угольных пластах, некоторые из
которых имеют позднее происхождение или являются
источником образования вторичного метана [13–16].
«Богатые скопления» внутри метанопродуктивных
угольных пластов расположены, в основном, в зонах
вторичного метаногенеза [11]. Несомненно, вторичный биогенный метан образуется в угольных десорбциях в течение примерно двух лет [17].
Образование вторичного биогенного метана в менее глубоко залегающих пластах (лигнитах и выше)
подразумевает, что имеющиеся в этих пластах компоненты могут быть использованы бактериями для
образования метана. Лабораторные исследования
продемонстрировали способность бактерий преобразовывать уголь в метан, при условии наличия питательных веществ и метаногенных культур в соответствующих анаэробных условиях [18, 19]. Культуры,
полученные в результате жизнедеятельности термитов и очистки сточных вод заводов, были исследованы
на возможность получения метана из угля. Результаты
исследования оказались положительными. Следует
отметить, что жизнеспособность бактерий снижается
с увеличением глубины залегания пласта.
Кроме того, проводились исследования на наличие
бактериальных групп в добываемой воде и отбираемом
керне. Результаты также доказали наличие жизнеспособных бактерий [23, 25, 28]. Различные группы бакте-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2008
рий были обнаружены в образцах, взятых с месторождения Паудер Ривер и бассейна Мичиган. Исследования
показали наличие в пластах биогенного метана.
СТИМУЛЯЦИЯ МЕТАНОГЕНЕЗИСА
УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ
Исследования биогенного метана с точки зрения
жизнеспособности бактерий, способствующих производству метана из угля, доказывают, что в настоящее
время этот процесс возможен, более того, его можно
стимулировать. Эта концепция впервые была предложена А. Р. Скоттом, который первые предложил введение
термина «бактериально улучшенный метан из угольных пластов» (Microbially Enhanced Coalbed Methane
– MECoM) с целью более точного описания процесса, в
котором при помощи бактерий и питательных веществ
повышается добыча метана [20]. В результате этого процесса производятся новые объемы метана, и повышается проницаемость угольных пластов.
Питательные вещества. Чтобы определить, какие
химические вещества необходимы для MECoM, следует знать основные свойства питательных веществ.
Несмотря на то, что по вариантам метаболизма различных субстанций мир бактерий достаточно разнообразен, существуют основные свойства питательных веществ, которые едины в различных залежах.
Старая поговорка «вы то, что вы едите» абсолютно
верна, как для бактерий, так и для человека, поскольку мы можем определить состав питательных веществ
по элементам (см. табл.).
Угольные пласты содержат 1–2 % азота, а бактерии
используют уголь в качестве первичного субстрата,
поскольку содержание азота ограничено. Протеиновый гидролизат, соли аммония и мочевина используются при промышленной ферментации как дополнительные источники азота. Нитраты не рекомендуются
в качестве источника азота для метаногеных культур,
поскольку они стимулировать рост организмов, препятствующих образованию биогенного метана. Кислород содержится в угле в объеме 27 % для (лигнитового
угля) и немного ниже, до 17 % для менее глубоко залегающего угля. Активность бактерий связана с углем с
более высоким содержанием кислорода [20].
В качестве основного средства для культивации
микроорганизмов используется дополнительный источник первичного углерода (глюкоза в основном
используется для лабораторной или промышленной
Состав питательных веществ для микроорганизмов
Элементы
Углерод
Кислород
Азот
Водород
Фосфор
Сера
Калий
Натрий
Кальций
Магний
Хлор
Железо
Другие
Содержание сухой массы, %
50
20
14
8
3
1
1
1
0,5
0,5
0,5
0,2
0,3
17
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ДОБЫЧА
Основные микробиологические вещества*
NaCl**, г .................................................................................................. 0,8–28
NH4Cl, г ........................................................................................................1,0
KCl**, г .................................................................................................... 0,1–2,0
KH2PO4**, г ............................................................................................. 0,1–0,2
MgSO4 7H2О**, г ...................................................................................... 0,2–0,4
CaCl2 2H2O, мг ...............................................................................................40
Растворитель витаминов***, мл ......................................................................10
Растворитель металлов****, мл .................................................................. 0,5–5
Экстракт дрожжей, г ............................................................................. 0,1–2,0
LTцистеин, г ........................................................................................ 0,02–0,2
Na2S 9H2O, г ........................................................................................ 0,02–0,2
pHTбуферная жидкость, г .......................................................................... 1–20
*
Рис. 2. Манифольд, использующийся для добавления
питательных веществ под давлением
ферментации), который обеспечивает С, О и Н макровеществ. Метаногенам в основном необходим первичный углерод и источник энергии Н2СО2 или ацетат,
которые производятся другими группами бактерий,
использующих в качестве субстрата уголь (рис. 1).
Ацетат используется не только для получения метана
и энергии, но и как важный материал для образования
биомассы метаногенов [3, 21]. Минеральные вещества
(шесть компонентов, перечисленных ниже) являются
микро- и макропитательными веществами.
Для каталитической активности важна трехмерная
структура энзимов. Для достижения необходимой активности, с энзимами должна сочетаться более мелкая
молекула, известная как кофактор. В незначительной
концентрации необходимы также витамины и металлы. Например, метаногены размножаются при помощи энергии Н2СО2 с использованием металлоэнзимов,
содержащих железо, кобальт, никель и молибден [22].
Необходимо, чтобы концентрация этих металлов была
сравнительно низкой, поскольку при большей концентрации они могут быть токсичны.
Экстракты дрожжей добавляются в незначительных объемах для лучшей ферментации (50 мг/л). Это
средство считается «волшебным». Оно обеспечивает
смешивание ацетатов, аминокислот, азота, витаминов и металлов, необходимых почти для любой группы бактерий. И, наконец, цистеин и сильфид натрия
добавляются как понижающие агенты окислительно
восстановительной реакции. Соответствующие анаэробные условия создаются при помощи процесса
культивации (рис. 2).
Температура, рН и соленость. Параметры окружающей среды, такие как температура, рН и соленость
влияют на метаболизм бактерий и их размножение. В
основном клеточные структуры удерживаются вместе при помощи сравнительно слабых химических сил,
которые легко нарушаются с изменение окружающей
среды. Отдельные виды бактерий имеют сравнительно узкий диапазон, в который сохраняется их жизнеспособность и они могут размножаться. Однако жизнеспособность бактерий может быть нарушена при
экстремальных условиях окружающей среды. Активность бактерий повышается с увеличением температуры. Но если температура будет слишком высокой,
сначала погибнет клетка, а потом энзимы и денатура-
18
Используются в качестве дополнения углерода или источника энергии.
Используются для культивации пресной воды с морскими бактериями.
***
Растворители витаминов содержат пиридоксин – HCl, тиамин – HCl, рибофлавин, кальций пантотенат и др.
****
Растворители металлов включают Mn, Fe, Co, Zn, Cu, Ni, Mo, Se и W.
**
ты или клетчатая мембрана. Метаногенез существует
в окружающей среде при температуре 2–100 °С, но
наиболее благоприятная температура – 35 °С [3].
Метаногенные группы обогащаются за счет добываемой воды Паудер Ривер (17,5 °С). Лабораторные исследования показали, что образование метана из угольных пород вайдак происходит в три раза быстрее при
температуре 38 °С по сравнению с температурой 22 °С
[23]. При повышении температуры клетчатый метаболизм и размножение были улучшены. При повышении
температуры также повышается растворимость угля в
воде, повышая тем самым жизнеспособность бактерий.
При повышении температуры потенциал образования
метана в угольных пластах повышается. Это объясняется тем, что при повышении температуры улучшается
метаболизм и размножаемость бактерий.
В идеале бактериям необходим уровень рН, близкий к нейтральному, но недопустимо, чтобы значение
рН были слишком высоким или слишком низким. Активность большинства метаногенов высокая при рН,
равном 7,0. Образование метана максимально при рН,
равном 3,0–9,2 [3]. Как уже упоминалось выше, объемы образования биогенного метана увеличиваются при уровне рН культур, равном 6,1 по сравнению
с рН, равном 7,6 или 8,3. Более низкий уровень рН
может повлиять на повышение активности бактерий
или растворимость угля в воде. В то же время кислоты
используются для разрушения ионных связей и гидролизации эфиров [24].
Содержание солей влияет на регулирование концентрации бактерий в межклеточных жидкостях.
Слишком большая концентрация может стать причиной потери вод и высыхания, поскольку соль является
хорошим веществом для предохранения мяса и других пищевых продуктов от порчи и разложения. Соответственно, при низкой концентрации соли, клетки
будут переполнены водой и лопаться. Метаногены
были обнаружены как в пресной, так и в соленой воде,
где содержание ионов натрия составляло от 1 mM до
3 M соответственно [3]. Недавно было проведено исследование влияния солености на образование метана в сланцевых породах антрим, где группы бактерий
находятся в скважинных флюидах с концентрацией
соли в пределах от 47 mM до 1,8 М Na+25. Несмотря на
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№3 • март 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ДОБЫЧА
Метан, фут3/т
браны, а иногда и повысить метаболизм. С другой стороны, эти компоненты могут быть токсичны для микроорганизмов, особенно, при высокой концентрации.
Лабораторные исследования показывают, что растворители и ПАВ, добавляемые в нужной концентрации, в значительной степени улучшают образование
метана из угля. Однако стоимость полученного биометана меньше, чем затраты на эти агенты.
80–140 меш
30–60 меш
12–20 меш
Время, ч
Рис. 3. Образование биометана в угольных пластов вайдак
то, что группы бактерий могут существовать в такой
соленой среде, наиболее эффективное образование
метана происходит при концентрации соли, близкой
к средней.
Увеличение солености влияет на повышение осмотического давления, по сравнению с давлением естественной среды. Так метаногены, которые используют
ацетат (31 кДж/моль) ограничены средой с низкой соленостью, в то время как метаногены, использующие
метанол, ограничены средой с высокой соленостью.
Метилатамины и метилатсульфиды могут существовать в соленой и сверхсоленой среде.
Ограничения. Принимая, что метаболизм бактерий
и клеточный рост стимулируются за счет питательных
веществ, Метаногенезис угля или других органических веществ может быть ограничен площадью поверхности. Диаметр пор угля колеблется в пределах 0,04–
30 μm, это слишком мало для клеток бактерий, диаметр
которых составляет 0,2–6,0 μm. Итак, доступ бактерий в питательную среду зависит от площади поверхности [20, 24]. Бактерии поглощают уголь в качестве
питательных веществ. На поверхности угольно породы
концентрация бактерий увеличивается, поскольку на
поверхности повышается способность бактерий к поглощению питательных веществ. По этой причине объем и качество образующегося из угля метана зависят
от площади поверхности породы, а также свойств растворимости угля в воде и непроницаемости породы.
Влияние площади поверхности породы на метаногенез было доказано в процессе изучения богатых
культурами пород бассейна Паудер Ривер (рис. 3).
Максимальное образование метана в случае мелкозернистых культур (80–140 меш) составит 5 фут3/т в
сутки, что на 214 % больше, чем при образовании метана в случае крупнозернистых культур (12–20 меш)
[23]. График зависимости образования метана от времени показывает. Что чем меньше размер гранул породы, тем большие объемы биометана образуются.
Растворители и ПАВ. Процесс метаногенеза, который ограничен растворителями и ПАВ, в значительной
степени влияет на увеличение объемов образования биометана. Растворители и ПАВ часто являются сильным
оружием, когда используются в биологических системах
с незначительной добавкой твердых растворимых субстратов. С одной стороны, эти агенты улучшают растворимость угольных компонентов. Эти компоненты могут
способствовать улучшению поглощения гидрофобных
субстратов, таких как уголь, через стенки клеточной мем-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2008
ПРИМЕНЕНИЕ ТРАДИЦИОННОЙ
ОБРАБОТКИ ПЛАСТОВ
Для стимуляции образования биометана, добавление не углеродных питательных веществ достаточно
важно. Однако при этом следует учитывать особенности характеристик пласта, химического свойства
воды и вид группы бактерий. Компания Luca Technologies недавно провела исследования в бассейне
Паудер Ривер. Однако несмотря на то, что результаты
этих исследований еще не готовы, компания считает,
что добавление питательных веществ положительно
повлияет на метаболизм.
Располагая такой информацией, можно сделать
вывод, что обработка пластов нефтяных и газовых
месторождений может положительно влиять на метаногенез. Операции по разрыву пласта также могут
использоваться для повышения жизнеспособности
бактерий. Однако при этом необходимо учитывать
пластовые характеристики. В этой области проводится ряд исследований, в ходе которых выясняется,
какие технические проблемы могут возникнуть в результате проведения обработки пласта с целью повышения образования и добычи биометана.
ВЫВОДЫ
Последнее время проводится много исследований в
области повышения объемов образования биологического метана в угольных пластах. Так, благодаря процессу MECoM были образованы значительные дополнительные объемы биометана. Примерно 3 % залежей
углеводородов, широко известных в Северной Америке, содержит 1000 трлн фут3 природного газа. Знания
свойств различных групп бактерий и характера метаногенеза (термиты, осадки, мусор) в значительной степени помогут для определения деталей MECoM.
Геологические, химические и микробиологические характеристики определяют стратегию. Кроме
того, следует учитывать, что активность метаногенеза
зависит от площади поверхности. Также влияют традиционные способы обработки пласта, такие как заводнение и разрыв пласта.
Перевел Г. Кочетков
Patrick. C. Gilcrease (П. Гилкриз), профессорхимик, преподаватель South Dakota School of Mines
and Technologies. В 1987 г. мр Гилкриз получил
степень бакалавра в области химии и нефтепереработки. После работы в отраслевой компании в
1993 и 1997 гг. мр Гилкриз получил степени магистра и бакалавра в университете шт. Колорадо.
George W. Shurr (Дж. Шарр), профессор в области геологии. На протяжении 30 лет работает в Геологической службе США. В 1988 г мр Шарр начал работать в компании GeoShurr
Resources, LLC, сфокусировав внимание на исследованиях и разработке месторождений газа, залегающего в неглубоких пластах. Получить
дополнительную информацию можно на сайте: www.geoshurr.com.
19
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
АНАЛИЗ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ RSS
ПРИ БУРЕНИИ ТВЕРДЫХ
АБРАЗИВНЫХ ПОРОД
E. Adly, Schlumberger и B. Stayko, Suncor Energy Inc.
Исследование возможностей RSS при бурении крутых сбросов и крутопадающих пластов твердых пород
Предгорья Канады расположены в регионе со сложными условиями бурения, и проводка глубоких скважин в пластах твердых
абразивных пород связана со значительным увеличением времени
бурения. В верхних интервалах
обсадной колонны может наблюдаться износ, поэтому на протяжении всего срока эксплуатации
скважин обеспечению целостности колонны должно уделяться
особое внимание. Исследования
показали, что даже незначительные изгибы верхней части ствола
приводят к появлению локальных
«коррозионно#агрессивных участков», где происходит разрушение
обсадной колонны. Обеспечение
вертикальности скважин в крутопадающих пластах является первоочередной задачей для буровых
и эксплуатирующих компаний.
Применение
вращающихся
ориентируемых компоновок (rotary steerable system – RSS) облегчает бурение скважин в таких
регионах, включая предгорья Канады. Инструмент RSS, используя
функцию «замкнутого контура»,
которая автоматически выбирает
вертикальный профиль при забуривании из необсаженной скважины нового ствола со строго заданным темпом набора кривизны,
оказывается эффективным с точки зрения снижении рисков.
ВВЕДЕНИЕ
В соответствии с вышеописанными условиями, стоимость буровых операций в Западной Канаде
характеризуется от средней до
высокой. Данная статья посвящена вопросам бурения в предгорьях
Канады, которое считается дорогим по многим причинам. К этим
причинам можно отнести расположение площадей в гористой мест20
ности; крутое падение пластов,
особенно в кондукторной части
ствола скважин, наличие значительно нарушенных сбросами зон,
что приводит к геологической неопределенности,
неблагоприятные условия бурения, связанные
с абразивностью пород, ударами и
вибрациями, а также невысокими
скоростями проходки.
После внедрения во многих регионах мира RSS стало ясно, что
эта технология оказалась наиболее подходящей для районов со
средними или высокими затратами на бурение. Последнее время
технология RSS стала применяться
при бурении в Западной Канаде,
особенно в регионе Предгорья, где
ее использование помогает компаниям снизить стоимость бурения.
Бурение в Предгорьях сопряжено с ударами и вибрацией, которые могут вызвать преждевременный выход из строя скважинного
оборудования и привести к полом-
ке КНБК. Кроме того, абразивный
характер пород влияет на сокращение времени работы бурового
долота на забое до его замены. Бурение с помощью RSS способствует увеличению мощности, передаваемой бурильной колонне.
ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ
ПРЕДПОСЫЛКИ
Предгорье Скалистых гор в
пров. Альберта расположено между Западно#Канадским осадочным
бассейном и Скалистыми горами.
Этот складчато#надвиговый пояс
сформировался укорочением палеозойских и мезозойских отложений в периоды поздний юрский
– эоценовый в виде отложения наносов на западной окраине Северной Америки. В пределах Предгорий надвиговое движение привело
к структурному укорочению.
Предгорье Скалистых гор в
Западной Канаде является регионом
проведения
активных
Рис. 1. Геологическая карта Западно%Канадского осадочного бассейна
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№3 • март 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
Ю5З
Скалистые горы
Ю5З
С5В
Река Тачоди5Масква
Главные
хребты
Предгорье
Кристаллический фундамент
Река Сукурка
Предгорья
Передовые
хребты
Равнины
С5В
Равнины
Кристаллический фундамент
Река
Ю5З Передовые Хайвуд
хребты
Предгорья
Синклиналь
Альберта
Рис. 2. Типы структур складчато%надвигового пояса, восточная часть
поисково#разведочных работ. На
сегодняшний день разведка проводится с использованием сейсмических методов, которые дают четкие
трехмерные изображения структуры. Однако сложное геологическое
строение и сильно пересеченная
местность осложняют проведение
буровых работ (рис. 1 и 2).
На тектоническое строение западной окраины бассейна влияли
и растяжения (в период от протерозоя до триаса) и деформации
сжатия (в период от среднего юрского до эоцена) [1]. Сжимающие
тектонические изменения привели к значительному укорочению
западной окраины и образованию,
как Скалистых гор, так и Предгорий.
Тектоническое оседание обусловило стратиграфию Предгорий.
Палеозойская последовательность
состоит из морских карбонатных
отложений. Пластические отложения в мезозойской последовательности в основном состоят из
сланцевых глин, алевролитов и
песчаников [1]. Надвиги и складки
Предгорья образовались в результате интенсивной деформации
сжатия. Структуры, появившиеся в соответствии с изменением
литологии, имеют сложное строение. В структурах с преобладанием надвигов на юге и складок на
севере можно выделить северный
тренд [1], который характеризуется уменьшением в северном направлении толщины отложений
фанерозойской осадочной последовательности.
Возраст геологических пластов, выходящих на поверхность в
Предгорьях, колеблется от миссисипского до палеозойского. В соответствии с исследованием кернов,
взятых из скважин, пробуренных в
регионе, возраст пластовых пород,
залегающих на глубине, меняется
от кембрийского до девонского.
Эти исследования с приведением точно установленной стратиграфической последовательности
подробно описаны во многих публикациях. Как правило, толщина
пластов на западе Предгорий больше, чем на востоке. Максимальная
совокупная толщина отложений,
представленных выше протерозойского фундамента, составляет
примерно 9000 м [2].
ТРАДИЦИОНЫЙ МЕТОД
БУРЕНИЯ
Наклонно#направленное бурение в Предгорьях ведется преимущественно с использованием ориентируемых объемных забойных
двигателей (positive displacement
motor – PDM). Однако эффективность PDM#бурения достаточно
низкая, что связано с трудностями
контроля траектории в неустой-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2008
чивых и крутопадающих пластах,
невысокой скоростью проходки,
прихватом труб и другими.
Такой метод бурения требует
скольжения КНБК для ориентирования траектории скважины,
поэтому процесс бурения замедляется и становится более проблематичным. Трение о стенки
скважины негативно сказывается
на скорости проходки, кроме того,
КНБК периодически прихватывается. При переходе от скольжения к вращению в ориентируемом
интервале необходимо вращать
кривой переводник двигателя.
Вращение необходимо, поскольку
очистка ствола скважины без вращения бурильной колонны приводит к выпадению обломков выбуренной породы на нижнюю стенку
скважины.
При ориентировании двигателя необходимо сохранять ориентацию кривого переводника
в требуемом положении торца
инструмента. Реактивный вращающий момент двигателя действует против стабилизации торца
инструмента с силой, поворачивающей колонну против часовой
стрелки. Величина реактивного
вращающего момента зависит от
вращающего момента, создаваемого на долоте, который в свою очередь зависит от прочности долота,
выходного вращающего момента
двигателя и характера разбуриваемых пород. Поэтому при бурении
с помощью PDM зачастую идут на
компромисс при выборе типа долота.
Скважины, пробуренные в
этом регионе, характеризуются
извилистой траекторией, что связано со сменой режимов скольжения и вращения. Как правило, это
в значительной степени затрудняет спуск в скважину гибких труб.
Например, в 6#дюймовой скважине забойные двигатели повышенной мощности подвержены влиянию пласта, поэтому их трудно
стабилизировать, что приводит к
извилистости траектории.
ТЕХНОЛОГИЯ RSS
В настоящее время благодаря
развитию технологий направленного бурения разведочные и добывающие компании получили возможность проектировать сложные
21
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
Измеренная глубина, м
Измеренная глубина, м
траектории стволов скваПОТРЕБНОСТИ
Утолщенные бурильные
трубы, 5″ (износ 10 %)
жин. При этом компании
КАНАДСКИХ
стремятся к экономии заОПЕРАТОРОВ
трат и повышению качесОсновными стимулами
Толстостенные
бурильные
тва работ.
для применения технолотрубы,
Технология
вращагии RSS являются повыше5″ (15 свечей)
тельного ориентируемоние эффективности работ
го бурения появилась на
за счет снижения рисков
рынке в конце 90#х годов.
при бурении, а также опУБТ, 6 3/4″ (5 свечей)
С тех пор она значительтимизация
параметров
но продвинулась вперед,
бурения, что повышает
обеспечивая
высокую
ценность работ и сокранадежность и скорость
щает время бурения по
проходки. Эти эффексравнению с традиционГидромеханический яс
тивные системы облегными методами. Тщательчают бурение скважин
ный мониторинг скважин,
Угол падения пласта, град
со сложной траекторией
пробуренных в регионе
Интенсивность
Падение
Наклон
ствола в трудных услоПредгорья с помощью траискривления
пласта
ствола
виях. Учитывая, что ежедиционных забойных двиУБТ, 6 3/4″ (3 свечи)
годные расходы отрасли
гателей, показал, что осРабота PDM
по причине непроизвоновные проблемы связаны
дительной затраты врес направленным профиСтабилизатор
со спиральными
мени в процессе бурения
лем ствола, осложнениями
лопастями, 8 5/8″
оцениваются в 5 млрд
из#за скольжения и выбоНачало работы
RSS
Объемный забойный
долл., применение RSS
ром долота. К этим пробледвигатель
может
предотвратить
мам можно отнести:
или в значительной сте• износ обсадной колонПереходник
пени сократить их.
ны;
Сервисные подрядные
• очистку ствола;
компании
разработали
• прихват труб;
Прибор для измерения
забойных параметров
несколько типов систем
• небольшую скорость проRSS для различных приПереводник UBHO
ходки;
Окончание работы
Переводник с обратным
менений. Эти системы
•
число забойных компоRSS
клапаном
имеют ряд особенностей,
новок;
Переводник5фильтр
в том числе непрерывное
• чрезмерный вращаюНаклон/интенсивность, град/30 м
Инструмент RSS, 8 5/8″
вращение наружных узщий момент и затяжку
Наклон скважины
Интенс. искривл.
Долото, 8 3/4″
лов с той же частотой, что
колонны из#за микрои долото.
перегибов ствола, обраРис. 3. Вертикальное бурение с использованием технологии RSS
Функционирование
зовавшихся при частых
систем RSS можно разделить на два бы компаниям за один рейс разбускольжениях.
основных типа: «толкание долота» рить башмак обсадной колонны и
и «направление долота». В техно- продолжить бурение до места ус- ИССЛЕДУЕМЫЕ СИТУАЦИИ
логии функция «толкания долота» тановки башмака следующей коСледующие ситуации в полной
(боковые силы) RSS обеспечива- лонны.
мере смогут охарактеризовать неется приложением силы, направТехнология RSS обеспечивает которые варианты применения
ленной наружу от ствола с целью эффективный контроль направле- технологии RSS в Канадских предпродвижения долота и отклонения ния ствола при снижении вероят- горьях.
КНБК в противоположном или ре- ности осложнений в процессе буреСитуация 1 – вертикальное
зультирующем направлении. «На- ния. Она позволяет предотвратить бурение. Компании, ведущие буправление долота» (наклон долота) накопление обломков выбуренной рение в регионе Предгорья, сталобеспечивает отклонение ствола породы вокруг КНБК и делает киваются с некоторыми проблеза счет изгибания вала или исполь- возможным расширение ствола в мами, к которым можно отнести
зования отклоняющего приспо- обратном направлении, что сво- следующие.
собления, установленного в самом дит к минимуму вероятность при• Сохранение вертикальности
инструменте. Эта технология вы- хвата и исключает необходимость ствола в крутопадающих пластах.
годно отличается тем, что работа проведения специальных рейсов
• Небольшая скорость проходинструмента RSS уже не зависит расширителя. Применение техно- ки, связанная с бурением пластов
от состояния ствола скважины, и логии одновременно увеличивает очень твердых и абразивных поинструмент испытывает меньшее скорость проходки и улучшает ка- род.
воздействие пласта.
чество ствола, что повышает эф• Максимальное сокращение
И, наконец, технология «от фективность бурения и ускоряет числа компоновок для бурения
башмака к башмаку» позволила начало добычи.
кондукторной части ствола сква22
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№3 • март 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2008
Разбивка времени по соседним скважинам,
пробуренным с помощью PDM
Проработка ствола
Непроизвод. время
Спуск расширителя
Спуск обсадной колонны
Вращ. бурение
Скольжение
СПО
Осложнения
Разбивка времени по скважинам,
пробуренным с помощью RSS
Вращ. бурение
Скольжение
СПО
Осложнения
Проработка ствола
Непроизвод. время
Спуск расширителя
Спуск обсадной колонны
Скорость проходки, м/ч
была достигнута значительная
экономия времени и затрат; при
бурении выдерживались наклон
и интенсивность искривления
ствола (не более 2°), что было
принято пороговым значением.
На рис. 3 приводятся диаграммы
наклонометрии скважины; представленные данные позволяют
количественно оценить работу
RSS в наклонных пластах. В некоторых случаях согласно программе оценки пласта наклонометрия
не проводилась. При этом данные
сравнивались с данными по соседним скважинам, пробуренным
с помощью PDM.
Ситуация 2 – наклоннонаправленное бурение. Для бурения интервала ствола диаметром 8 3/4″
и углом наклона 35° компания использовала систему RSS и забойный двигатель с наклонным устройством. Затем был пробурен
прямой ровный интервал ствола
протяженностью 2000 м (с удержанием траектории в крутопадающих пластах и поддержанием
частоты вращения в пределах 30–
60 об/мин с целью снижения истирания обсадной колонны).
Оценка работы RSS. Использование RSS позволило компании
закончить бурение интервала на
4 дня раньше срока с прекрасным
состоянием ствола. Отказавшись
от запланированных спусков расширителя для проработки ствола,
было сэкономлено еще 5 суток. На
рис. 4 приводится наглядное сравнение с соседними скважинами.
Ситуация 3 – забуривание нового ствола. Компания, ведущая
активное бурение в предгорном
районе пров. Альберта, располагает шестью буровыми установками
и сталкивается со следующими
проблемами.
• Район осложнен многочисленными сбросами, при этом стволы
скважин неустойчивы, что связано
с пропластками сланцев и углей.
• Небольшая скорость проходки, что обусловлено наличием абразивных пород.
• Необходимость сведения к минимуму резких перегибов ствола и
интенсивности искривления с целью предупреждения появления в
будущем коррозионно#агрессивных
зон на участках изгиба обсадной колонны, что представляет опасность
PDM
Средняя
RSS
Сутки
жин и исключение дополнительных спусков для восстановления
вертикальности ствола.
• Предотвращение износа обсадной колонны, что представляет
опасность при наличии высокосернистого газа.
• Сведение к минимуму интенсивности искривления ствола скважин. Резкие перегибы ствола создают коррозионно#агрессивные
зоны на участках изгиба обсадной
колонны. Интенсивность перегибов можно уменьшить при помощи
проработки ствола перед спуском
обсадной колонны, что требует дополнительного времени и денег.
Кроме того, при обследовании обсадной колонны в целях справки и
контроля необходимо регистрировать в ведомости местоположение
перегибов.
• Сведение к минимуму вращающего момента и затяжки колонны. Резкие перегибы ствола в верхней части скважин, возникшие при
исправительном скольжении в крутопадающих интервалах, становятся причиной чрезмерного вращающего момента и затяжки колонны.
Они отрицательно сказываются на
длине горизонтальной части ствола
скважины, поэтому для доведения
ствола до нужного геологического
объекта необходимо использовать
устройства, снижающие вращающий момент, (например, смазывающие добавки, шарики или вибрационные инструменты).
Задача компании заключается
в поддержании вертикальности
ствола скважины до максимально возможной глубины (2000–
3500 м), т.е. до точки отклонения от
вертикали. Важно снизить до минимума число резких перегибов
ствола, чтобы спустить обсадную
колонну до забоя без образования
коррозионно#агрессивных участков, которые могли бы вызвать
износ колонны и повлиять на целостность скважины в будущем.
Большинство таких скважин проектировались как глубокие с общей
конечной глубиной 4000–6900 м и
отклонением на 1800–3000 м.
Система RSS применялась в
скважинах диаметром 16, 12 1/4 и
8 1/2″.
Оценка работы RSS. По сравнению с соседними скважинами,
пробуренными с помощью PDM,
Расчетное время
Фактическое время
Рис. 4. Сравнение скважин, пробуренных с помощью RSS, с соседними
скважинами
ввиду присутствия высокосернистого газа.
Задача компании заключалась в
том, чтобы после прихвата труб забурить новый ствол в скважине диаметром 12 1/4″ и свести к минимуму
резкие перегибы ствола для последующего спуска обсадной колонны.
При этом необходимо сохранить
целостность скважины до конечной
проектной глубины 6800 м.
23
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: БУРЕНИЕ
Гамма5
каротаж
Эксцентриситет
Снижение
предела
текучести
Амплитуда
Макс. толщина
Толщина средняя
Ср. толщина
Макс. внутренний радиус
Мин. толщина
Средний внутренний радиус
Толщина
Внутренний радиус
ВЫВОДЫ
Технология RSS становится
предпочтительным вариантом в
тех случаях, когда при бурении
необходимо сохранить вертикальность скважины с минимальным
наклоном и минимальной интенсивностью искривления, что могло бы повлиять на ее целостность.
Применение этой технологии
исключает необходимость проведения исправительных спусков.
Кроме того, благодаря этой технологии повышается эффективность
бурения в искривленных и горизонтальных скважинах за счет
исключения интервалов скольжения. Технология также позволяет
достигнуть более высоких скоростей проходки и более ровного
ствола при более качественной его
очистке, что избавляет от необходимости проведения специальных
рейсов расширителя, и дает выигрыш в стоимости всей операции
бурения и получении добычи из
скважины раньше намеченного
срока.
Перевел С. Сорокин
Средний наружный радиус
Мин. внутренний радиус
Соседняя скважина (износ обсадной колоны из5за большой интенсивности искривления)
Новый ствол, забуренный с помощью RSS, с небольшой интенсивностью искривления, износ обсадной колонны отсутствует
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Рис. 5. Сравнение скважин, в которых забуривание нового ствола проводилось с
помощью RSS и PDM
Для этого бурильщики воспользовались системой RSS. Точка забуривания нового ствола находилась
в промежуточной части ствола на
глубине 2130 м. После правки цементной пробки бурили с небольшим темпом набора кривизны
(2°/30 м) до глубины 2246 м, увеличив при этом угол наклона ствола с
0,2 до 6,93° в нужном азимутальном
направлении (268°). Дальнейшее
бурение под эксплуатационную колонну диаметром 9 5/8″ прошло без
осложнений.
Оценка работы RSS. При бурении этой скважины можно отметить следующие положительные
моменты:
• достигнута экономия времени
и затрат по сравнению с
24
соседними скважинами, в
которых забуривание нового
ствола проводилось с помощью
PDM (рис. 5);
• выдержано высокое качество
ствола, что позволило спустить
обсадную колонну;
• диаграмма состояния обсадной колонны, снятая через
30 дней, показала минимальный износ.
Минимальный износ был также зарегистрирован на глубине
забуривания нового ствола. Эксплуатационная обсадная колонна
диаметром 9 5/8” имела достаточную прочность для продолжения
бурения без использования на бурильных трубах предохранительных колец.
1. Wright G. N., McMechan M. E., and
D. E. G. Potter, Geological Atlas of the Western Canada
Sedimentary Basin, Canadian Society of Petroleum
Geologists and the Alberta Research Council,
Calgary, Alberta, Canada, 1994.
2. Xiao, Wen, Magnetotelluric Exploration in the
Rocky Mountain Foothills, Alberta, University of
Alberta, Edmonton, Alberta, Canada, 2004.
Esam Adly (Э. Адли), менеджер Центра поддержки операций бурения и измерений
(компании
Schlumberger),
который в режиме реального
времени следит за буровыми операциями в Западной
Канаде. Г-н Адли в течение
последних 10 лет работал в
Канаде, Египте, Объединенных Арабских Эмиратах, Катаре и Йемене на
различных должностях, специализируясь в
области наклонно#направленного и вращательного ориентируемого бурения. Закончил университет Каира (Египет), получив степень бакалавра в области технологии добычи нефти.
Bob Staysko (Б. Стейско), сотрудник компании
Suncor Energy. Г#н Стейско отвечает за экспертизу управления проектом бурения скважин
в Предгорье Пантер Ривер (пров. Альберта,
Канада). Г#н Стейско имеет 35#летний опыт
работы в двух крупных нефтяных компаниях,
обеспечивая планирование разработки месторождения и управление проектом бурения
разведочных и эксплуатационных скважин в
Канаде и других странах.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№3 • март 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
ПОВЫШЕНИЕ E&P-ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ
ЗА СЧЕТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫХ БИЗНЕС-СИСТЕМ
M. Brule, C. Hodges, Microsoft, Хьюстон
Правильное и своевременное управление активами требует применения мониторинга и визуализации выполняемых работ (в реальном времени) для быстрого принятия решений и эффективного
регулирования производительности труда
Традиционная сфера интеллектуальных бизнес-систем (business
intelligence – BI) в течение многих
лет ограничивалась офисом финансового директора (chief financial
officer – CFO). До недавнего времени возможности BI-систем использовались только E&P-специалистами, финансовыми аналитиками
и бухгалтерами других компаний.
Они искали все более эффективные
методы получения максимальной
прибыли на собственный капитал
и сокращения издержек. С учетом
существующей тенденции к объединению финансовых и рабочих
данных [1], сложившейся во многих
компаниях, все большему числу сотрудников необходимо иметь доступ
к BI-программным инструментам.
Достижения в области инструментальных средств контроля доступа, увеличения производительности
компьютеров и технологии процессоров [2] при существенно меньших затратах, привели к тому, что
объем информации, собранной при
выполнении различных работ на нефтяных месторождениях, увеличился по экспоненте, что стимулировало необходимость использования
средств визуализации. Накопившая
информация стала чрезвычайно емкой для традиционных методов анализа и не соответствовала возможностям специалистов обрабатывать
данные для эффективного принятия
решений. Использование более дорогостоящих BI-систем с возможностями интуитивно-понятной визуализации и коллективной работы
может решить эту проблему.
Эти тенденции, стимулирующие необходимость использования
BI-программных инструментов, очевидны не только для финансовых
аналитиков, но также и для инженеров, специалистов по геологическим наукам и эксплуатационникам.
Восприятие BI-продуктов, как «повсеместно встречающихся и распространенных» дает возможность более глубокого решения проблем не
только некоторым людям, но и исполнителям, инженерам и рабочим
на месторождениях [3].
В этой статье исследуются проблемы доступности и возможности
использования более мощных, легко
воспринимаемых визуально, созданных специально для пользователей
BI-платформ, представляющих следующее поколение таких систем с
новыми функциональными возможностями, позволяющими выполнять
оптимизированные
вычисления,
обеспечивающие более высокие
прибыли и более безопасную работу
на нефтяных и газовых месторождениях. Чтобы проиллюстрировать
эволюцию средств анализа данных и
показать, каким может быть «нефтяное месторождение будущего» рассматриваются первые три поколения
ВI-систем, используемых в нефтяной и газовой отрасли. Это первые
BI-модели, сервисно-ориентированная архитектура (service-oriented
architecture – SOA) и более новые
модели, базирующиеся на сетевой
(Web 2.0) технологии, а также самые
последние BI-модели. Помимо этого
в статье исследуются особенности
построения BI-систем и проблема
BI-систем E&P-компаниями.
ПРАВИЛЬНОЕ И
СВОЕВРЕМЕННОЕ
УПРАВЛЕНИЕ E&P-АКТИВАМИ
Т. Пэссингем, управляющий нефтяным и газовым бизнесом компании BT, утверждает, что «постоянное
планирование добычи, мониторинг
и диагностика потока данных об активах от абонентов в центральный
офис исключительно важны для
получения лучших результатов при
меньших издержках». Для правиль-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2008
ного и своевременного управления
активами необходим мониторинг и
визуализация выполняемых работ
почти в реальном времени. Это позволяет быстро выполнять анализ и
принимать решения с целью обеспечения эффективного управления
характеристиками активов.
Помимо поступающих структурированных данных специалисты
E&P должны одновременно учитывать и неструктурированную информацию такую, как лизинговые
соглашения, рабочие отчеты и контракты на разведку и исследования, вместе с огромными объемами
данных. Инженеры могут анализировать характеристики активов,
определять, какие скважины не
обеспечивают плановые показатели
добычи и анализировать накладные
расходы такие, как промысловые
эксплуатационные расходы или
потребление энергии. Информация
может поступать в различные подразделения компаний, находящихся
во всем мире, из множества источников. Обычно такая информация
представлена в десятках отчетах и
могут потребоваться дни или даже
недели для получения доступа и для
ее анализа – часто это случается
после того, как проблема усугубляется до критического состояния.
Новые и более доступные
BI-программные инструменты позволяют инженерам быстро почти в
реальном времени просматривать
такую информацию, как ключевые
показатели работы (key performance
indicators – KPI). Информация,
которую специалисты множества
подразделений, зачастую находящихся в различных географических
точках земли, ранее представляли в
виде десятков отчетов, и для получения доступа к которой и для ее анализа требовалось несколько дней
или недель, в настоящее время мож-
25
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
но быстро представить в виде KPI,
просмотр которых является делом
нескольких секунд или минут. Показатели KPI включающие валовой
доход и полученную прибыль за баррель, эксплуатационные издержки
на промыслах и другие показатели
состояния организаций приведены
ниже.
Поскольку KPI-панели выбора
параметров и карты оценки реальных показателей выполняют
роль инструментальных средств
управления работой, поэтому их
использование дает возможность
разрабатывать BI-системы нового
поколения с цветовым кодированием предупреждений о несоответствии реальных показателей плановым, с анимацией оборудования и
с высоко эффективной средой поддержки коллективной работы 24/7
(24 ч в сутки и 7 дней в неделю). Эта
технология вместе с возможностью
быстрого выбора и оценки показателей KPI, помогает руководителям,
инженерам и эксплуатационному
персоналу выявлять и анализировать проблемы быстрее и лучше в
знакомой им и надежной Windowsсреде, использование которой является обычным делом для персонала
различных должностей. Эта технология значительно дешевле других
решений с подобными функциональными возможностями.
По словам С. Форчун, директора
по управлению информацией Отделения оценки стратегических показателей добычи в Мексиканском за-
ливе компании ВР, компания видит,
что используемые ее инструменты
выбора и оценки показателей KPI
со временем изменились. Вместо
специализированных инструментов, в настоящее время используется сервис-приложение, обеспечивающее ее отчетами с накапливаемой
информацией, а в последнее время
начинают переходить на использование
программных
средств
PerformancePoint и BI-архитектуры. Поскольку происходит эволюция программных продуктов ВР,
С. Форчун считает, что «с изменением бизнеса целесообразно воспользоваться такими инструментами,
с помощью которых можно значительно легче выбирать новые KPI,
связанные с новыми системами».
Специалистам необходимы инструменты, позволяющие подсчитывать
подобные показатели быстрее и
способом, позволяющим «сохранять эти показатели и значительно
быстрее визуализировать последние данные, чем это было возможно
когда-либо прежде».
Одним из таких инструментов является исключительно интуитивно
понятная и легко воспринимаемая
визуально «тепловая карта», характеризующая работу исследуемого
объекта. Карты функционирования
объекта помогут персоналу лучше и
быстрее понять оперативную ситуацию, чем при использовании трудоемких процедур комбинирования и
анализа числовых значений. Новое
поколение инструментов для опре-
Некоторые E&P-финансовые и производственные KPI-показатели
(фактические и плановые)
Добыча
• Среднесуточная и среднемесячная добыча
• Суммарная добыча в сутки (брл/сут)
• Нефть (брл/сутки)
• Газ (тыс. фут3/сут)
• Газовый фактор
• Оценка выхода газоконденсата
• Выход газоконденсата
• Суммарный объем жидкостей
• Выход жидкостей
• Содержание воды в добываемом продукте
Валовой доход и реализация
• Продажи газа
• Продажи нефти
• Доход от сдачи в аренду
• Доход от добычи, нетто
Стоимость и издержки
• Эксплуатационные расходы
• Эксплуатационные расходы на скважинах на брл
• Расходы на ремонт на брл нефтяного эквивалента
26
• Среднее отклонение, млн брл
• Расчетная добыча нефти, брл
• Добыча нетто, брл нефтяного эквивалента
• Суммарная добыча газа (млн фут3)
• Содержание воды
• Опробование скважин
• Давление в устье скважины
• Давление в напорной линии
• Суммарный расход
• Время простоя скважины
• Газ (долл/тыс. фут3)
• Нефть (долл/брл)
• Полученная прибыль, брл
• Эксплуатационные расходы при аренде
• Налоги на стоимость
деления KPI, включающих панели
выбора, карты оценки реальных
показателей и «тепловые карты»
функционирования объекта с современными легко воспринимаемыми визуально отметками, инструментами для коллективной работы в
реальном времени, позволяют операторам газовых и нефтяных месторождений «видеть иголку в стоге
сена» и принимать более быстрые
и эффективные решения, которые
способствуют высокой оперативности и улучшению базовых показателей. Приоритетная информация, полученная до возникновения
производственной проблемы, также способствует более безопасной
работе на нефтяных и газовых месторождениях [4].
Д. Кромптон, менеджер Отделения IT архитектуры компании
Chevron, разрабатывающего средства для передачи информации в
центральный офис из всех ее подразделений во всем мире, признает,
что передается большой объем данных и, поэтому необходимо выйти
за границы очевидных данных и использовать целый спектр неявных
показателей, которые потребуются
в будущих операциях. «Прогресс
методов визуализации поможет
идентифицировать и выделить из
большого объема имеющихся данных те, которые обладают реальными возможностями. Эти новые
инструменты помогут определить
интересные особенности, чтобы
операторы и аналитики смогли обратить на них внимание, и своевременно предотвратить возможные
проблемы, а также указать пути их
решения».
Метод управления суммарными
рабочими параметрами заключается в контроле финансового состояния организации с точки зрения P&L
(прибылей и убытков). Он включает
мониторинг детализированных доходов и стоимостных KPI-показателей. При обнаружении несоответствий вы получаете указание, где не
обеспечиваются
корпоративные
цели или заданные показатели активов. На следующем этапе проводится более глубокий детальный анализ
эксплуатационных и технических
данных для определения коренных
причин возникновения проблем.
Это важный инструмент для нефтяного и газового бизнеса, который
иногда называется «оперативным
BI-инструментом», но это еще не
все, что требуется для создания биз-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№3 • март 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
неса, который способствует повышению производительности труда
занятых в нем людей. На каждом
этапе этого пути необходима унифицированная среда для связи и обмена информацией и коллективной
работы в различных формах [4]. Законченная IT-платформа, объединяющая в себе BI-среду коллективной
работы, поможет людям быстрее и
проще получать нужные им данные
для принятия правильных и обоснованных решений.
ВЛИЯНИЕ BI НА ОСВОЕНИЕ
НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
БУДУЩЕГО
На нефтяном месторождении будущего будет использоваться большой пакет законченных решений,
которые позволят воплотить любые
перспективные планы. Это позволит
дистанционно управлять и оптимизировать рабочие параметры и иметь
полную информацию о запасах месторождения и производственных
ресурсах. Это обеспечит визуализацию этих данных, своевременное
выполнение анализа и разработку
решения, точного и быстрого выполнения рабочих операций.
«Для этого потребуется технология, позволяющая экспертам легко
работать с цифровыми данными, характеризующими активы, в знакомой среде и когда это будет необходимо», – отметил представитель ВТ
м-р Пэссингем. Такие законченные
решения включают в себя средства
сбора данных в реальном времени
[5], средства оценки KPI-показателей и реальных показателей аналитиков, использующих панели ввода
и сетевые порталы, современные
средства визуализации, средства
моделирования и анализа прогнозируемых параметров и современную
среду коллективной работы. Каждая
из ведущих компаний подтверждает
свои планы освоения нефтяных месторождений будущего (oilfield of the
future – OFOTF) и планы управления запасами и активами в реальном
времени (real-time asset management
– RTAM), как свои приоритетные
цели [6]. Все эти компании разрабатывают крупные инициативные
бизнес-проекты под различными
названиями: «Месторождение будущего», «Интеллектуальное месторождение», «i-месторождение»,
«X-месторождение» и другие [7].
Нефтегазовая отрасль подтверждает планы освоения OFOTF с использованием среды коллективной
работы, которые в первую очередь
и главным образом зависят от реализующих их людей.
ТРИ ПОКОЛЕНИЯ
BI-ПРОГРАММНЫХ ПРОДУКТОВ
С точки зрения IT формированию
идеи OFOTF-месторождения помогли три поколения BI-программных
продуктов, используемых в E&P.
Первое поколение BI для OFOTF базировалось на принятой архитектуре
SOA, при этом данные принимались
из нескольких источников и собирались в хранилище данных. Нужные
отчеты IT-специалисты получали с
помощью Web-сервиса. Эти отчеты
обычно создавались генератором
параметрических отчетов с использованием Microsoft Excel экспорта. В
начале 2000-х гг. появились NET-разработки порталов «генерирования
отчетов» для OFOTF. В таких отчетах
с цветовым кодированием идентифицированы ситуации, при которых
возникали проблемы, но в них было
мало подробностей и они быстро
устаревали, в результате чего появилось много правдоподобных версий.
Во втором поколении BI, как
можно видеть, используются комплексные приложения, работающие
в среде сетевого портала, позволяющие отображать большой массив информации в виде множества
потоков визуализируемых данных
о добыче на нефтяных и газовых
месторождениях, которые отображаются в соответствии их ролью и
контекстом и позволяют анализировать коренные причины проблем.
Например, на рис. 2 показан большой массив информации из ГИСкарты ресурсов одной из крупных
компаний. Системы BI и ГИС, располагающиеся за этим массивом
информации, собирают и отображают данные в реальном времени
из множества источников. Они также в интерактивном режиме извлекают принципиальные схемы оборудования, в которых используются
специальные Web-элементы для ответственных узлов оборудования с
целью диагностики проблем или отслеживания ураганов, чтобы гарантировать персоналу безопасность.
В результате получается единственный вариант правильного решения
в реальном времени.
Второе поколение систем BI,
базирующееся на комплексных
приложениях, имеет несколько
преимуществ. Время их разработки ускоряется за счет интеграции с
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2008
Web-серверами со слабой связью.
В некоторых случаях IT-специалисты могут полностью разрабатывать
приложение в течение короткого
цикла, равного трем или четырем
неделям, начиная с визуальной пространственной возможности и затем добавляя Web-элементы в соответствии с их ролями и контекстом.
Разместить и использовать приложения они могут позже – только
через один или два месяца. Десять
лет назад время разработки таких
приложений составило бы больше
года, и стоимость их была бы в 5–
10 раз выше. В настоящее время
компании E&P могут значительно
проще организовать свой программный бизнес и разрабатывать коммерческие приложения для проектирования базовых сборок.
М-р Кромптон из компании
Chevron отмечает, что созданные в
настоящее время группы, занимающиеся активами, готовы реагировать на инциденты, влияющие на
безопасность и окружающую среду, а также на различные нарушения в работе объектов непосредственно с использованием панели
управления и выбора показателей
и пультов в диспетчерском зале.
«Однако для оптимизации добычи
на месторождении и улучшения
характеристик продуктивного коллектора нужно сделать больше. Вы
должны уметь лучше прогнозировать и раньше, чем появятся предупреждения, распознавать и определять приоритеты максимальных
возможностей».
В настоящее время, когда общедоступные связанные с сетевым
порталом комплексные приложения
BI-систем второго поколения широко используются в качестве приемлемого транспорта, с помощью
которого сектор E&P обеспечивается полезными IT-возможностями,
можно ли ожидать, что BI-системы
третьего поколения будут обладать
даже более широкими возможностями трансформирования для E&Pбизнеса? Несомненно, что элементы
Web 2.0, такие как блоги, «викисы»
и другие инструменты, окажутся
частями таких систем.
При использовании BI третьего
поколения будут достигнуты две цели:
высокая скорость реагирования и создание виртуальной команды. BI третьего поколения, которые строятся
на основе комплексных приложений
BI второго поколения с включением
дополнительной
инфраструктуры
27
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
для оценки эффективноси то, как эти процессы бути бизнеса и визуализации
дут совершенствоваться и
оценок, а также упреждаюулучшаться. Выберем конщего анализа, выполняемокретные цели, например,
го аналитиками с помощью
сокращение времени приунифицированной среды
нятия решений, связанных
связи и обмена информас работой нефтяного месцией и среды коллективной
торождения, с двух недель
работы. Специалисты будут
до двух дней. Крайне важиметь возможность быстным является согласование
рее реагировать, если будут
бизнес-правил. Проведите
располагать возможностью
упрощенный сеанс связи
получения быстрых, интуис главными участниками и
тивных визуальных подскапосредниками, чтобы усизок с помощью эффективлить понимание и согласоного BI-инструментария и
вать все условия, требуемые
корпоративных средств упдля оптимальной работы.
равления работой объектов,
Определение требовачто обеспечит возможность
ний. Начтите с самых вывыполнения мониторинга
сокоприоритетных задач,
и оповещения в реальном
связанных с добычей для
времени. Это вместе с возсамых важных нефтяных
можностью сотрудничества
месторождений и опредепри помощи аудио и видео
лите систему требований к
пользователей, находящихданным, связанным с этися на больших расстояними задачами. Помните, что
ях друг от друга, сократит
оптимизация часто обесвремя анализа и позволит
печивается за счет соврепринимать более информи- Рис. 1. Комплексные приложения с SOA-архитектурой BI второго менного
моделирования
рованные решения.
поколения на платформе портала для отображения данных, по- продуктивного коллектора
М-р Форчун из компа- лучаемых из разных источников с помощью Web-сервиса
и оптимизации освоения
нии BP полагает, что визуместорождения, которая
альный аспект является ключевым такой уровень. В целом это может также влияет на требования, как
для анализа сложных сооружений и быть справедливо. Однако это не указывают отраслевые эксперты [8].
больших объемов данных. Комплек- должно мешать занимающейся акОпределение
IT-архитектуры.
сный анализ данных «автоматизиру- тивами группе или самостоятельной Необходимо учесть требования
ется путем простого и очень точного коммерческой организации присту- обеспечения защиты, мобильности,
разделения на группы точек на гра- пить к работам и реализовать эти обеспечения широкого спектра работ в автономном режиме и другие
фике, которые пользователи отмеча- типы систем и их преимущества.
Интеллектуальные бизнес-сис- аспекты IT инфраструктуры компают для вас. Фактически вы можете
выбирать нужные вам данные для темы требуют доступа к «достовер- нии для доставки BI-инструментаанализа и от этого, главным образом, ным и надежным данным, которые рия и приложения пользователям.
Разработка полной архитектуры
будет зависеть, как мы будем выпол- являются согласованными, точнынять мониторинг рабочих парамет- ми и полными, что в полной мере приложения и интегрированной среров и прогнозировать нашу работу в позволит воспользоваться плодами ды. Многие компании уже испольваших инвестиций в BI-систему, не- зуют стандартные методы доставки
будущем».
зависимо от того, пытаетесь ли вы SOA-приложений. В полной архитолько представить отчеты с резуль- тектуре есть узел объединения всех
ПОСТРОЕНИЕ
татами работы или делаете что-то входящих данных из многих исходБЫСТРОРЕАГИРУЮЩЕЙ
иное с использованием более слож- ных систем. Визуальные инструменBI-СИСТЕМЫ ТРЕТЬЕГО
ных аналитических инструментов», тальные средства предварительной
ПОКОЛЕНИЯ
обработки данных позволяют полуПосле рассмотрения огромных – отметил м-р Кромптон.
Хотя следующий материал не чить согласованные и очищенные
возможностей повышения производительности, добычи и прибыли предназначен для использования в данные, которые являются единсна инвестированный капитал (ROI) качестве руководства по разработке твенным вариантом достоверной инвозникает вопрос, может ли создать законченных BI-систем, тем не менее, формации. Данные также могут дореальное BI-приложение, обладаю- он дает достаточно высокий уровень ставляться с помощью Web-сервиса.
щее всеми указанными возможнос- знаний по этому вопросу и в нем опи- Многие E&P-компании продолжают
тями систем третьего поколения? сываются основные этапы, которые пользоваться доставкой SOA-прилоЕсли учитывать сложные проблемы используются в методах, соответству- жений через соответствующие порталы с комплексными приложениуправления множеством источников ющих промышленным стандартам.
Определение архитектуры биз- ями, как показано на рис. 1. Другие
данных и время, требующееся для
«очистки» данных, то можно поду- нес-системы. Рассмотрим все цели хотят воспользоваться преимущестмать, что в действующей BI-системе компании, процессы, на которые вами связи своих используемых для
фактически невозможно обеспечить она будет оказывать воздействие, оперативного мониторинга порта-
28
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№3 • март 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
лов с моделями-заместителями или
приближенными моделями, которые
поддерживают детальное моделирование и имитацию характеристик
коллектора [9], чтобы используемая
у них BI-система обладала более широкими возможностями принятия
решений.
Управление основными данными
(master data management – MDM) и
моделирование данных. Создайте
список выбранных типов данных,
которые при их совместном анализе обладают самой высокой информативностью. Создайте значащую
нормализованную реляционную модель данных или размерную модель
бизнес-процесса [10], которая позволит вам проанализировать столько предметных областей, сколько
возможно. Чем больше предметных
областей будет проанализировано, тем больше оперативных задач
можно будет можно решить.
Определение типа базы данных.
Создание подходящей архитектуры
базы данных позволит использовать
единственную модель мониторинга,
анализа и планирования. E&P-компании могут согласовывать свои активы
с помощью этой единственной модели данных и проверять достоверность
информации, используемую ими во
всех областях своего бизнеса. Объем
данных и рабочая нагрузка аналитиков это ключевые факторы, которые
влияют на выбор централизации или
объединения данных [10].
Комплексные BI-системы позволяют находить множество различных
решений: от тактических (что случилось) до стратегических (что случится
и, что должно случиться). Они обычно
располагают встроенными средствами мониторинга деятельности бизнес-подразделения (business activity
monitoring – ВАМ) и BI-вариант развития, объединяющие мониторинг
производственных данных почти в
реальном времени с выполняемым автономно анализом накопленных данных. Система сервисно-ориентированной BI (service-oriented BI – SOBI)
компании Shevron [11] и оригинальная система OSIsoft RtPortal это два
примера вариантов развития оперативных BI систем второго поколения,
функционирующих в реальном времени. Определена подходящая комбинация методов Онлайновой аналитической обработки (online analytic
processing – OLAP), например, реляционного OLAP (relational online
analytic processing – ROLAP) с Многомерным OLAP (multidimensional
Цифровая платформа BI-программных средств и средств
коллективной работы для нефтяного месторождения
Рис. 2. Платформа BI-программных средств и средств коллективной работы на
нефтяном месторождении будущего
relational online analytic processing
– MOLAP). С примерами этих и других вариантов развития BI системы и
детально описанным методом внедрения можно познакомиться в литературе [10, 11].
Внедрение постоянно встроенных в базу данных процессов очистки интеграции данных. Возможно,
самый важный аспект системы это
план интеграции и управления данными, определяющий, как должна
выполняться очистка данных и как
они должны вводиться в BI-систему.
Как показано в табл. в E&P-бизнесе
используется множество технических показателей, определяющих рабочие процессы и обслуживание, или
KPI-показатели. Более двух десятков
различных источников данных фактически представлены с учетом их
роли и контекста в «кокпитах», системе визуализации и специальных
Web-элементах. На рис. 2 показано,
как должны интегрироваться данные из разных источников, такие как
бухгалтерская отчетность или данные о добыче в реальном времени из
архива, систем SCADA и множества
других источников. Эта информация
загружается с помощью ETL-процесса (Извлечение/Преобразование/
Загрузка) в базу данных SQL Server
(Сервер структурированных запросов). Затем данные преобразуются в
размерную форму и перемещаются
в OLAF-процессор для их визуализации в форме, знакомой и легкой для
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2008
понимания специалиста. На рис. 2
представлен OLAP-процессор, который обеспечивает данные в Excel и
PerformancePoint.
Влияние выбора слоя визуализации в BI. Уникальной особенностью
метода использования комплексных приложений в среде портала
является простота, с которой они
развертываются для использования, возможность постоянного развертывания новых приложений,
с учетом различных ролей и контекста бизнеса. Например, один и
тот же метод разработки и наборы
инструментов могут использоваться для быстрого и недорогого создания приложения с целью проведения мониторинга добычи газа и
нефти или приложения для оценки
состояния, защиты и окружающей
среды.
Развертывание и изменение
культуры. Занимающуюся активами группу следует обучить пользоваться инструментарием и демонстрировать свои деловые навыки.
С использованием BI-инструментов, которые поставляются на рынки
в настоящее время, современные
приложения для анализа и визуализации могут легко отображать финансовые данные или данные о работе
и добыче, которые могут быть разбиты по скважинам или помечены.
Это позволит определить коренную
причину падения рентабельности
или увеличения издержек, которые
29
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
Рис. 3. Карта оценки реальных показателей, показывающая несоответствие KPI плановым показателям компании
влияют на бизнес. Зависящие от выполняемых обязанностей возможности, после их резервирования за
специалистами финансовой группы,
могут быть сделаны доступными для
более широкого круга из числа эксплуатационного персонала.
E&P БИЗНЕС-СЦЕНАРИИ
Возможно, что самый легкий способ понять ценность таких эффективных инструментов – показать,
как они будут применяться в реальном E&P-сценарии. Хотя эти концепции, технологии и программные продукты не означают замену надежных
практических методов разработки
коллекторов и технологии добычи,
тем не менее, следует обратить внимание на то, как может быть улучшена работа группы, занимающейся активами, за счет более быстрого
анализа и создания более эффективной виртуальной команды.
Этот сценарий подчеркивает возможности корпоративного управления рабочими процессами с оперативными BI-возможностями. Он
также показывает, как специалисты,
занимающиеся построением оценочных карт, и аналитики могут помочь
инженерам и эксплуатационному
персоналу идентифицировать коренную причину проблемы, возникшей на нефтяном месторождении.
Если это произойдет, то богатый набор инструментов для коллективной
30
работы в реальном времени, включающий электронную почту, интерактивные рабочие области, места
виртуальных встреч, мгновенную
передачу сообщений и обработку
изображений с наложенной речью,
может использоваться для обсуждения проблемы, нахождения решения и приведения его в действие.
E&P-компания контролирует свои
финансовые и производственные
данные почти в реальном времени,
что позволяет ей контролировать
состояние своего бизнеса. Находящиеся в различных географических
точках члены виртуальной команды,
работающей с активами, могут включать вице-президента регионального
подразделения, руководителя производственной группы, промыслового
инженера и корпоративного аналитика-плановика.
На этом примере реализуется
типичный сценарий, который может быть на месторождении: для
подержания пластового давления и
максимальной добычи конденсата
из мощного продуктивного пласта-коллектора используется нагнетание газа в кровлю пласта. Выход
природного газоконденсата (natural
gas liquid – NGL) падает в группе,
включающей два десятка скважин.
Газовый фактор и обводненность
также увеличивались значительно
быстрее, чем прогнозировалось. Расходы газа увеличились на нескольких
скважинах. Среднее давление в забое уменьшилось. Основная причина этого заключается в следующем:
в нескольких скважинах штуцеры
забились песком, в результате возник неконтролируемый расход газа,
что не позволило обеспечить поддержание пластового давления во всем
коллекторе. Группа, занимающаяся
активами, решила найти причину
возникшей проблемы путем проведения мониторинга рабочих операций почти в реальном времени и
управления BI-характеристиками и
затем в реальном времени передать
информацию сервисной компании
и совместно с ней провести ремонт
поврежденных скважин с целью устранения проблемы.
Каким образом новые визуальные BI-инструменты смогут ускорить
поиск и решение этой эксплуатационной проблемы? Сначала развертывается сценарий, когда команда,
занимающаяся активами, получает
сообщение по электронной почте с
предупреждением о несоответствии.
Один из руководителей технологической группы сообщает другим членам команды об обнаруженном снижении KPI, определяющих доходы.
Специалисты понимают, что главные целевые показатели месторождения не удовлетворяются, и сразу
же приступают к исследованиям.
Карта оценки реальных показателей,
включающая объемы суммарной
добычи, объемы суточной добычи,
среднюю цену реализации нефти и
газа и эксплуатационные расходы (в
долл/брл в нефтяном эквиваленте)
показывает негативные тренды (относительно плановых показателей)
для этого большого месторождения с
поддержанием пластового давления,
Добыча неожиданно уменьшилась,
поэтому занимающаяся активами
группа решила более глубоко проанализировать КРI, связанные с добычей и оперативную информацию,
для определения того, на каком из
месторождений/коллекторов/скважин уменьшилась добыча, и основную причину возникшей проблемы.
После того, как руководитель производственной группы известит вице
президента о возникшей проблеме,
занимающаяся активами группа
приступает к анализу данных для определения проблемы.
По находящейся рядом с ним
направленной вниз красной стрелке быстро определяется месторождение, где возникла проблема
(см. рис. 3). При открытии вкладки
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№3 • март 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Рис. 4. Тепловые карты характеризуют функционирование скважин по месяцам для
выбранных параметров, в данном случае, добычу в зависимости от обводненности.
Табличные данные для более 100 показателей и KPI, можно удалить щелчком мыши,
однако легко воспринимаемые визуально отметки мгновенно показывают инженеру
проблемные области
с данными этого месторождения
вы можете видеть тренды суммарной средней добычи, уменьшение
NGL, падение давления и показатели обводненности, неожиданное
увеличение расхода газа и подтверждение, что все показатели не
соответствуют плановым производственным показателям.
Промысловый инженер группирует оперативную информацию,
чтобы было легче искать коренную причину возникновения проблемы. Сначала он исследует «тепловую карту» показателей добычи
нефти в зависимости от обводненности скважин, затем показателей
добычи нефти в зависимости от
выхода NGL. По размерам прямоугольников на этой карте можно
быстро найти скважины с проблемами (рис. 4), например, если
слишком высокая обводненность
или если уменьшается выход NGL.
Если высвечивается прямоугольник зеленого цвета, это означает,
что показатели добычи соответствуют плановым, определенным
с помощью детализированного
моделирования коллектора; если
красного, то не соответствуют плановым показателям. В соответствии с действующими в отрасли
правилами в этом случае автоматически выдается предупреждение
инженерам, чтобы они сократили
время замкнутого рабочего цикла,
по меньшей мере, вдвое по сравнению с тем, которое приводится
таблице с численными значениями. Измеренные значения можно
быстро нанести на графики, чтобы
отличить от других трендов. Промысловый инженер должен исследовать причину резкого падения
давления в забоях скважин.
После этого инженеру необходимо проверить тепловую карту и
диаграмму трендов по добыче NGL.
Тепловые карты индивидуальных
скважин можно открыть двумя
щелчками мыши. Промысловый инженер согласен с мнением бурового
мастера, что в нескольких скважинах образовались песчаные пробки
и что нужно обратиться в сервисную компанию, чтобы она выполнила ремонт этих скважин.
Важность BI-инструментов и
среды коллективной работы в значительной степени повышается,
поскольку ситуации становятся все
более сложными. Оперативный
мониторинг и анализ с помощью
BI-инструментов финансовой и
технической информации вместе с
возможностью коллективной работы в реальном времени обеспечивают трансформируемую поддержку
принятия решений и управление
работой в современных глобальных
E&P-компаниях-операторах.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2008
Перевел В. Клепинин
1. Eden, S., «Hyatt merges financial and operational
data», Information Week, January 17, 2006.
2. Ades, M. and M. Mikulis, «New capability in
personal and highperformance computing provides
choices», World Oil, November 2006, p. 137.
3. Hoover, J. N., «Ubiquitous BI: If anybody can do
it, maybe Microsoft can», Information Week, May
14, 2007.
4. Wall Street Journal «Working together when
apart: How to make virtual teams into winners»,
June 16, 2007, p. R1.
5. Sood, S., «Use of real-time operations growing
upstream», Journal of Petroleum Technology, July
2007.
6. Magness, D., «Foundation for real-time asset
management», SPE 99777, April 2006.
7. Nordtvedt, J. E. and T. Unneland, «Implementing
real-time asset management: A practical
perspective», SPE 99468, April 2006.
8. Stenhouse, B., «Learnings on sustainable modelbased optimization – The Valhall optimiser field
trial», SPE 99828, April 2006.
9. Cullick, S., «Assisted reservoir simulation
matching enabled with global optimization and
nonlinear proxy models», SPE 92435.
10. Kimball Group, The Microsoft Data Warehouse
Toolkit, Wiley, 2006.
11. Gordon et al., «Service-oriented business
intelligence», The Architecture Journal, Issue 6,
2006.
12. T. Edwards et al., «Advanced collaboration
environments at BP», 2006 Intelligent energy
conference, SPE 100113, Amsterdam, The
Netherlands, April 11–13, 2006
13. C. Reddick., «Advanced field of the future:
Making BP’s vision a reality», 2006 Intelligent
energy conference, SPE 99777, Amsterdam, The
Netherlands, April 11–13, 2006
Mike Brule (М. Бруле), главный технический директор
отделения Oil & Gas, Microsoft.
М-р Бруле 31 год работает
в области разработки программных средств. Первую
половину своей карьеры он
занимался энергетический
бизнесом, в компаниях KerrMcGee и Shell, работал на
газоконденсатном месторождении в Северном
море, занимался работами по повышению отдачи нефтяных месторождений в Мексиканском
заливе и освоением глубоководных месторождений. М-р Бруле также основал IT компанию
Technomation, разрабатывающую программные
средства для управления предприятием для крупных E&P-компаний, независимых нефтяных
и сервисных нефтяных компаний. М-р Бруле
получил степень доктора в области химической
технологии и степень магистра в университете
шт. Оклахома. М-р Бруле является лицензированным специалистом в данной области.
Craig Hodges (К. Ходжес) руководил
подразделениями,
занимающимися
продажами, маркетингом, связями с
партнерами и разработкой
программных продуктов в качестве директора отделения
Energy and Chemicals Solutions
компании Microsoft. В настоящее время он отвечает за разработку и внедрение промышленной стратегии
Microsoft, за разработку программных продуктов
и модели их внедрения, а также за связи с ведущими партнерами по разработке программных
продуктов для промышленности и их потребителями. М-р Ходжес имеет более чем 27-летний
опыт работы в качестве исполнительного директора; большую часть времени занимался работами, связанными с нефтяной и газовой отраслью,
проводимыми во многих мира.
31
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: КОНСТРУКЦИИ ДОЛОТ
РАЗРАБОТКА КОНСТРУКЦИЙ ДОЛОТ
ПРИ ПОМОЩИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
ПРОГРАММНЫХ СРЕДСТВ
M. Tran, научный редактор WO
Появление на рынке новых конструкций буровых долот часто сопровождается предложением дополнительных специфических услуг, способствующих повышению эффективности использования
этих инструментов
Конструкции буровых долот с
поликристаллическими алмазными
вставками (polycrystalline diamond
compact – PDC) значительно усовершенствовались по сравнению
с первыми примитивными конструкциями, которые использовались в начале 1970-х гг. Вместе с
разработкой искусственных алмазов было налажено массовое производство поликристаллических
алмазных вставок (PDC) и вставок
из термостойких поликристаллических алмазов (thermally stable
polycrystalline – TSP) или вставок
из «спекшейся алмазной крошки». После первого применения
PDC-долот с жестко закрепленными шарошками в течение последующих 35 лет они стали предпочтительным выбором при освоении
месторождений. Развитие технологий PDC-долот могло стать признаком значительного улучшения
состава материала, геометрии и
расположения шарошек в долоте.
Как сказал представитель одной из
известных компаний-производителейдолот:«Промышленностьвидит,
что в последнее время использование долот с жестко закрепленными
шарошками расширяется по сравнению с использованием долот с
роликовыми коническими шарошкам». Кроме того, при выполнении буровых операций расширяются масштабы использования
PDC-долот.
Помимо обзора новых конструкций долот, появившихся в
2007 г., в настоящей статье также
рассматриваются различные аспекты развернувшейся недавно
конкурентной борьбы патентов
на конструкции долот, собственные программные средства для
32
Шарошка
Продольная ось
Фаска
Передняя поверхность
шарошки
Передний угол в продольной
(тыльной) плоскости шарошек
Кинематический
входной угол
(DOC 1)
Порода
Кинематический
входной угол (DOC 2)
Кинематический передний угол передней
поверхности шарошки в продольной
плоскости (DOC 2)
Передний угол фасок относительно кинематического
переднего угла передней поверхности шарошки в
продольной плоскости (DOC 2)
Рис. 1. Ориентация шарошки в PDC-долоте, показывающая, что эффективный передний угол в тыльной плоскости зависит от угла смещения (DOC)
и геометрии передней поверхности/фаски шарошки
конструирования долот и инновационные решения, появившиеся
в результате разработки новых
конструкций, как это следует из
различных публикаций, посвященных оптимизации бурения.
СОВРЕМЕННЫЕ
КОНСТРУКЦИИ PDC-ДОЛОТ
Фундаментальная конструкция
PDC-долота включает оптимальное
размещение шарошек для обеспечения желаемых углов наклона
при входе долота в пласт (рис. 1).
Выступающая часть шарошки, которая соответствует расстоянию
между верхней частью лопасти
долота и краем шарошки, должна
быть максимальной из-за ее влияния на гидравлические характе-
ристики. От величины переднего
угла в продольной плоскости шарошки зависит ее жесткость. При
небольших значениях передних
углов в продольной плоскости
увеличивается глубина резания и
максимально повышается механическая скорость проходки (rate
of penetration – ROP) в мягких
породах. В более твердых породах
увеличение передних углов в продольной плоскости способствует
минимизации износа. Увеличение
этого угла влияет на продление
срока службы шарошки, однако
при этом уменьшается ROP. Чтобы
найти компромиссное решение
для этих двух задач, связанных с
износом долота и увеличением
ROP, конструкторы должны при-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№3 • март 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: КОНСТРУКЦИИ ДОЛОТ
знать важность оптимального распределения шарошек вдоль режущей поверхности долота.
По режущему лезвию каждого
PDC-долота эти передние углы в
продольных плоскостях шарошек
распределяются так, чтобы уравновесить суммарные силы, действующие на шарошки. Конструкторы размещают менее жесткие
режущие элементы ближе к оси
долота, а более жесткие ближе к
его калибрующей части. Аналогично, конструкторы предпочитают размещать рабочие плоскости
режущих элементов под меньшими передними углами ближе к оси
долота и под большими углами
наклона калибрующей части долота ближе к калибрующей части. При разработке конструкций
современных долот должна быть
осуществлена оптимизация этих
углов. Для этого требуются собственные программные средства,
позволяющие моделировать износ
и влияние этих углов на процесс
бурения различных видов пород.
Для выбора геометрии и ориентации шарошек должны быть рассчитаны кинематические передние углы в продольной плоскости
для учета различных кинематических внутренних углов при каждом
приращении глубины резания.
В конечном счете, самой главной задачей конструкторов долот
является обеспечение устойчивости шарошек, которая зависит
от размещения и ориентации режущей поверхности лопасти долота, а также от других особенностей, таких как профиль лопасти,
ее геометрия, число лопастей и
показатель спиральности лопастей. Помимо геометрии и ориентации шарошек конструкторы
также должны обратить особое
внимание на конструкцию шарошек. Конструкция PDC-долота
состоит из рабочих элементов,
которые называются режущими
элементами с алмазным покрытием, состоящим из тонких пластин
со спекшейся алмазной крошки, и
конструктивных элементов, которые называются подложкой. Как
при выборе геометрической схемы шарошки конструктору необходимо определить баланс между
эффективностью шарошки и ее
износом, точно также необходимо
найти баланс между долговечностью и термостойкостью режущих
элементов.
Термостойкость спекшейся алмазной крошки значительно возрастает после удаления катализатора, после чего она приобретает
свойства TSP. Процесс удаления
катализатора получил название
«кислотного
выщелачивания».
Однако выщелачивание снижает
ударную прочность режущих элементов. Для идеальной конструкции было бы оптимально, чтобы
в процессе выщелачивания катализатор удалялся только из ключевых зон алмазного покрытия
режущих элементов для повышения их термостойкости и, в то же
время, поддержания их ударной
прочности.
ОБЗОР НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ
В 2007 г. появились сообщения
о том, что ряд компаний разработал новые технологии.
Security DBS. Программа конструирования компании Security
DBS представляет собой приложение для конструирования буровых
долот. Эта программа позволяет
выполнять оценку перспективных
долот и инженерное конструирование с оптимизацией их характеристик, требующихся для бурения
в породах конкретного месторождения
наклонно-направленных
скважин. При бурении таких скважин все чаще используются PDCдолота и системы вращательного
бурения с выдерживанием заданного направления (rotary steerable
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2008
system – RSS), при конструировании таких долот все больше
фокусируют внимание на таких
характеристиках, которые обеспечивают заданное направление при
бурении, включая управляемость,
контроль отклонения долота и
положения режущего элемента
долота. Точная оценка этих поведенческих характеристик долота,
влияющих на выдерживание заданного направления при бурении, требует глубокого понимания
как используемого механизма управления направленным бурением, так и взаимодействия долота с
породами.
При моделировании предыдущих конструкций движение долота моделировалось с помощью его
осевой скорости проникновения в
породу, скорости вращения и поперечной скорости проникновения
в породу или бокового врезания.
Новая более сложная модель для
конструирования буровых долот,
разработанная Security DBS, позволяет по-новому оценить характеристики управляемости предлагаемой конструкции долота и учесть
влияние специфических механизмов управляемости, которыми
оборудованы различные системы
направленного бурения, такие как
системы со стандартными забойными двигателями, системы с долотами ударного бурения и системы с
остроконечными долотами.
При помощи новой интерактивной модели создается сетка
специфических
особенностей
конструкции долота и характеристик пород пласта в трех направ-
Отклонение
влево
Отклонение
вправо
Рис. 2. Программа компании Security DBS рассчитывает скорость отклонения, силу
отклонения и направление отклонения долота из-за установки шарошек под углом
33
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: КОНСТРУКЦИИ ДОЛОТ
лениях и одновременно используется вращение долота, осевое
проникновение его в породу, наклонное перемещение и свойства
пород пласта для моделирования
взаимодействия долота с породой.
При конструировании конкретного долота для заданных условий
бурения это позволяет определить
влияние геометрических параметров долота на управляемость
и скорость отклонения долота, а
также рассчитать боковую силу и
силу отклонения (рис. 2).
Помимо этого при помощи моделирования рассчитывалось изменение вращающего момента
долота в процессе наклонно-направленного бурения для определения различного поведения
долота при его отскакивании от
плоскости забоя, режимов увеличения и поддерживания скорости
бурения. В процессе использования на месторождении новая
программа позволяет классифицировать типы долот и калибров в
соответствии с их характеристиками управляемости, что позволяет
подбирать типы долот с точно такой управляемостью и скоростями
отклонения, которые требуются.
За счет использования современных программ конструирования
долот вместе с пользовательским
интерфейсом (Datsi) мы получаем
мощный и эффективный инструмент оптимизации конструкции
долота и характеристик системы.
Новое программное обеспечение, предназначенное для конструирования QuadPack Plu-долот с
коническими шарошками класса
премиум, разработана с учетом
самых последних достижений в
области оптимизации течения
флюидов для решения проблем изза возникновения турбулентного
течения, препятствующего извлечению и подъему шарошечного долота, которое приводит к уменьшению ROP, срока службы долота и
качества ствола скважины. Новый
метод конструирования с учетом
гидравлических
характеристик
позволяет исключить проблемы,
связанные с рециркуляцией потока
бурового раствора и бурового шлама, за счет позитивного изменения
способа работы долота с коническими шарошками.
34
Рис. 3. Изменяющееся изображение
долота при его моделировании с помощью программы Security DBS
Рис. 4. Долото QuadPack Plus c шарошками с лучшими гидравлическими характеристиками компании Security DBS
Исследование течения флюидов в университетской лаборатории и использование программы
расчета динамики жидкости для
определения оптимальных режимов течения с целью удаления
выбуренной породы и шлама позволили компании Security DBS
включить эти новые решения в
заявку на получение патента и
использовать их при конструировании долот в программе расчета
гидравлических характеристик.
Эта программа позволяет учитывать особенности динамики течения флюидов в фундаментальной
конструкции долота. Благодаря
оптимизации геометрии лопастей
долота и каналов направленного
течения, которые могут быть более сложными, поток бурового
раствора и промывочной жидкости может более эффективно уда-
лять вновь образующийся буровой
шлам из-под шарошек и эффективно отводить его через кольцевое пространство. За счет этого
можно повысить ROP и увеличить
срок службы долота (рис. 3). Внедрение новой номенклатуры долот,
в конструкции которых используется технически более сложная
гидравлика каналов для течения
жидкости, позволило компании
Security DBS оптимизировать гидравлические характеристики и
эффективность бурового раствора
с целью дальнейшего улучшения
характеристик и долговечности
номенклатуры долот с коническими шарошками (рис. 4).
XR-расширитель c системой
активации/деактивации боковых
шарошек при бурении скважины
может обеспечить концентрическое увеличение диаметра ствола
в тех случаях, когда очень важно
обеспечить надежность, устойчивость и качество ствола скважины.
XR-расширитель это единственный инструмент, который может
деактивироваться после расширения ствола, перед дальнейшим
бурением до исходного размера
направляющей скважины. Он также позволяет обеспечить полную
циркуляцию бурового раствора
во время спускоподъемных операций. Расширитель минимизирует вибрации компоновки низа
бурильной колонны (bottom hole
assembly – BHA), резкие изменения направления канала ствола на
границах участков с различными
породами в пласте и склонность
к возникновению «чрезвычайно быстрого вращения». В настоящее время XR-расширитель
представляет собой единственный инструмент, который может
обеспечить расширение ствола
до 50 % по сравнению с исходным
размером направляющей скважины или до проходного диаметра.
XR-расширитель уже продемонстрировал свои возможности при
бурении скважин большой протяженности, пробуренных под
большими углами, где его применение позволило минимизировать вибрации в забое скважины.
В результате даже в этих исключительно сложных условиях обеспечивалась надежная работа
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№3 • март 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: КОНСТРУКЦИИ ДОЛОТ
I
II
III
IV
Рис. 5. Режимы работы XR 1200 расширителя компании Hulliburton
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
XI
использует собственную модель
долота с учетом конкретных условий в забое, а также обеспечивает
запись параметров для оценки необходимости последующих прогонов программы.
Такая система помогает обеспечить самый эффективный механизм бурения на основе комплексного анализа прочности
пород (рис. 6). Такие параметры как ROP, нагрузка на долото
(weight on bit – WOB), частота
вращения (revolutions per minute
– RPM) и параметры износа и затупления режущих элементов долота отображаются в окончательном итоговом графике. Компания
Security DBS в настоящее время
совершенствует свою программу
с целью расширения ее возможностей, обработки в реальном
времени каротажных данных о
свойствах пород, полученных при
помощи LWD-зондов и затем вводить их снова в модель для корректировки данных о свойствах
пород и корректировки модели
бурения на основе полученных в
реальном времени данных. Обычно LWD-данные собираются на
глубине от 50 до 100 фут выше
долота.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
X
XII
XIV
XVI
Рабочая
мощн., л.с.
XVIII
XIII
XV
XVII
Предел.
мощн., л.с.
XIX
Рис. 6. Программа SPARTA компании Hulliburton обеспечивает точный расчет прочности
пород и геологических особенностей с помощью данных скважинных исследований.
На этом графике также приводятся оптимизированные параметры бурения:
I – гамма каротаж, API единицы; II – измерения кавернометром, дюйм; III– акустический каротаж,
US-оборудование; IV – объемная плотность, см3 по плотностному каротажу; V – измеренная глубина, фут; VI – пористость по плотностному каротажу, объемная пористость; VII – пористость по
нейтронному каротажу, объемная пористость; VIII – пористость по плотностно-нейтронному каротажу, объемная пористость; IX – пористость по акустическому каротажу, объемная пористость;
X – подтвержденная прочность породы, фунт/дюйм2; XI – прочность породы в естественных
условиях, фунт/дюйм2; XII – оптимальная WOB, фунт; XIII – предельная WOB, фунт; XIV – оптимальная RPV, об/мин; XV – предельное RPV, об/мин; XVI – вращающий момент для обеспечения
механического КПД шарошек долота, футо-фунт; XVII – полный вращающий момент, футо-фунт;
XVIII – оптимальная ROP, фут/ч; XIX – усредненная оптимальная ROP, фут/ч
На рисунках показаны четыре отдельных режима работы расширителя.
Слева: XR-инструмент срабатывает ниже башмака обсадной
колонны, где он увеличивает диаметр ствола во время бурения.
Средний левый: XR-инструмент деактивирован и выполняется
только бурение.
Средний правый: XR-инструмент достигает точки требуемого
расширения ствола и активируется с целью увеличения ствола
во время бурения.
Справа: XR-инструмент находится в отключенном состоянии и
предназначен для использования в исключительных обстоятельствах, инструмент может быть активирован, когда потребуется
увеличение диаметра ствола.
(рис. 5). Современные технологические достижения, использующиеся при конструировании XR-расширителей, включают автономную
стабилизацию его корпуса, автоблокировку лопастей долота и
собственные системы активациидеактивации расширителя.
SPARTA. Использование программы планирования бурения
скважин (Application Design and
Evaluation – ADE), разработанной компанией SPARTA для анализа свойств пород пласта и точного определения применения
выбранных долот в соответствии c
входными данными клиента, дает
возможность сервисным специалистам согласовать конструкции
долот для конкретного их применения с использованием мощной и эффективной программы
3D IBITS. Эта программа позволяет
моделировать конструкции режущих элементов долот, определять
силы, действующие на них, оценивать и оптимизировать конструкции долот для конкретных
применений. Для определения оптимальных параметров бурения и
выбора нужных типов долот применяется программа оптимизации
компании Security DBS, которая
V Литология
VI
VII
VIII
IX
Пластичн.
сланца
Износ
долота
Песчаник Сланец Уголь Известняк Доломит
№3 • март 2008
IBITS. Интерактивные программы конструирования долот (Interactive Bit Solutions) это
запатентованное
программное
средство, которое используется
работающими в тесном контакте
с клиентами инженерами компании Security DBS для оптимизации выбора типов долот или для
конструирования новых долот с
целью конкретных применений.
Эта программа может использоваться для разработки конструкции долот в 3D-изображении при
помощи обычного компьютера,
что дает возможность инженерам
работать в офисе клиента или прямо на буровой. Инструментарий
программы включает средства
уравновешивания сил, технологию обеспечения баланса энергий,
модель бурения пород на переходных участках, распределение алмазных шарошек и другие.
Программа ADE пересылает
разработанную конструкцию долота прямо в производственный
центр для быстрого изготовления
опытного образца и его доставки
на приоритетной основе. Г. Лефорт, лидер в области разработки
продуктов Security DBS, отмечает,
что «в компании есть инженеры,
35
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: КОНСТРУКЦИИ ДОЛОТ
которые работают с операторами
нефтяных месторождений во всем
мире, прямо на месторождениях.
Они посылают файлы с разработанными конструкциями долот
по электронной почте в Хьюстон,
где изготавливаются PDC-долота,
после чего уже изготовленные
системы отправляются обратно. Такой способ в значительной
степени облегчает сотрудничество заказчиков с разработчиками
конструкции».
Smith International. IDEAS,
система динамического анализа при конструировании, представляет собой оригинальный
пакет программ компании Smith
для конструирования и моделирования долот. Конструкции долот разрабатываются с помощью
этой программы с использованием очень сложного оригинального процесса моделирования с
созданием точной модели всей
системы бурения, которая учитывает все ее элементы, включая
контакты с породой каждой индивидуальной шарошки, каждый
элемент ВНА и даже находящиеся
на поверхности приводные механизмы. В процессе сертификации
проверяются возможные характеристики каждой конструкции
долота с помощью динамического
моделирования и моделирования
принципов бурения, которые учитывают не только литологические
особенности на границе раздела «шарошка/порода», но также
конструктивные особенности бурильной колонны, приводной системы, ВНА, а также влияние всей
системы на поведение долота.
В зависимости от сервисного
провайдера физические характеристики RSS-системы и базовая
геометрия RSS-инструмента могут в значительной степени изменяться в зависимости от технологии, используемой в конструкции
системы. Ранее считалось, что для
каждого типа RSS-системы или
ВНА с двигателем, управляющим
направлением проходки ствола,
требовалось собственное долото
индивидуальной
конструкции.
В конструкции каждого долота
должны учитываться четко выраженные особенности, чтобы оно
могло обеспечить строго наклон36
Рис. 7. Долото Mdi616 компании Smith,
разработанное с помощью программы
IDEAS и сертифицированное для бурения наклонно направленных скважин
Рис. 8. Изображения очищенных отпечатков долота на плоскости забоя, полученные с помощью IDEAS программы
моделирования
но-направленное бурение. Это
мнение изменилось, когда стали
использоваться долота, сконструированные с помощью этой программы.
Поскольку в программе использовалась имитационная модель динамической природы для
моделирования всей системы
бурения, кроме того, в процессе моделирования применялся
целостный метод анализа всех
элементов системы, PDC-долота могут сертифицироваться как
динамически устойчивые во всем
диапазоне требуемых режимов
направленного бурения. Помимо
этого с помощью программных
средств моделирования все типы
RSS-систем могут моделироваться
индивидуально и с большой точностью.
Когда более десяти лет назад
были внедрены первые RSS-сис-
темы, процесс конструирования и
выбора PDC-долот для наклоннонаправленного бурения стал более
сложным. PDC-долота, которые
ранее использовались с управляющими двигателями, обеспечивающими наклонно-направленное бурение, зачастую работали
недостаточно хорошо с RSS-системами. Иногда долота, которые
хорошо работали с одной RSSсистемой на какой-то одной буровой, не работали также хорошо
с другой RSS-системой на другой
буровой. Улучшение конструкции
долота для использования его при
наклонно-направленном бурении
превратилось в более сложный
процесс; прогнозировать характеристики долота также стало
значительно сложнее.
Для получения сертифицированного статуса долота для наклонно-направленного бурения
долота были проверены в условиях виртуальной буровой с использованием программных средств
анализа и затем декларировались
с целью удовлетворения требуемых рабочих параметров наклонно-направленного бурения
при применении такого долота
на конкретной буровой (рис. 7).
Имитационная модель позволяет
инженерам конструировать долота, которые будут динамически
устойчивыми при использовании
их на конкретной буровой. На
рис. 8 показаны отпечатки долота
на плоскости забоя, слева показан
неровный отпечаток при наличии
значительный вибраций, а справа
показан гладкий отпечаток долота, оптимизированного с помощью указанной программы.
iDrill. Инженеры используют
пакет программ компании Smith
для моделирования всей бурильной колонны с целью оптимизации характеристик используемой
оператором системы бурения и,
в то же время, для минимизации
вибраций и их негативного влияния на дорогостоящие узлы ВНА.
На рис. 9 приведены окончательные результаты анализа по методу конечных элементов (finite
element analysis – FEA) для различных режимов работы конкретной ВНА, благодаря которым
было выявлено несколько источ-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№3 • март 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: КОНСТРУКЦИИ ДОЛОТ
Расчетная скорость подачи, об
WOB, тыс. фунт-сила
Наибольшая WOB, 1000 фунт-сила
Нагрузка на крюке, 1000 фунт-сила
Измеренная
глубина, фут
Расчетная скорость подачи, об
WOB, тыс. фунт-сила
Наибольшая WOB, 1000 фунт-сила
Нагрузка на крюке, 1000 фунт-сила
Измеренная
глубина, фут
Макс. момент,
тыс. фунт-силафут
Макс. момент,
тыс. фунт-силафут
Контакт, тыс. фунт-сила
Контакт, тыс. фунт-сила
Рис. 9. Анализ ВНА по методу конечных элементов с помощью программы iDRILL
компании Smith
Клиент/Обозначение скважины
Клиент/Обозначение скважины
Тип долота/Размер долота MGR75, 200 мм
Текущая активная скважина
Соседняя скважина
Корреляция с
использованием
данных соседней
скважины
Фактические и
рекомендуемые
Рекомендуемые WOB/RPM;
Расчетная ROP и Расчетный срок
службы долота
Все значения передаются через систему
хранения данных WITSML
Рис. 10. Оптимизация параметров бурения с помощью новой служебной программы
DBOS-On Time компании Smith
ников осевых, крутящих и поперечных колебаний. Двухлетний
опыт применения этой служебной программы доказал то, что ее
эффективные средства виртуализации дают возможность операторам буровых выполнить анализ
и уменьшить вибрации и прихват
– пробуксовку.
Помимо этого сервисные услуги включают разработку конструкции ВНА для скважин с увеличенным отклонением от оси
(extended rich drilling – ERD) и
возможность повышения ROP
в очень твердых породах. Марк
Френзел, менеджер по внедрению программ iDrill/DBOS
OnTime, заявил, что «после того,
как формулируются окончательные рекомендации, все заинтересованные стороны собираются
вместе, поэтому можно провести
тщательный анализ оптимальной системы бурения и всех ее
индивидуальных элементов (которые часто представляют собой
узлы оборудования от различных
поставщиков, действия которых согласованы между собой)
и понять, при каких параметрах
поверхностей долот будут обеспечены оптимальные режимы
бурения».
DBOS OnTime. На конференции WITSML (Wellsite Information
Transfer
Standard
Markup
Language), которая проводилась
в Хьюстоне 18 октября 2007 г.,
компания Smith объявила о разработке и внедрении служебной
программы DBOS OnTime для
оптимизации буровых систем в
реальном времени. Компания выбрала конференцию WITSML для
объявления о внедрении своей
служебной программы, поскольку
WITSML-код представляет собой
надежный хорошо определенный
стандарт для передачи информа-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2008
ции о бурении в XML формате.
Программа DBOS OnTime представляет собой информационную
платформу, на которой основана
программа оптимизации бурения.
Следовательно, каротажные данные из источника могут обрабатываться на отдаленном сервере,
который в свою очередь с помощью Интернета может посылать
рекомендации обратно на буровую или в офис оператора.
Подобно подпрограмме SPARTA,
входящей в пакет Security DBS,
широко использующаяся служебная программа DBOS (программа
оптимизации конструкции бурового долота) выполняет анализ
свойств пород, выбирает типы
долот и выполняет анализ требуемых гидравлических характеристик на основе данных соседних
скважин. К таким данным могут
относиться, например, данные
гамма и акустического каротажа,
кавернограмм, каротажа объемной плотности, нейтрометрии
пористости, каротажных данных
о буровых растворах сложных составов и т.д. Помимо этого новая
служебная программа оптимизации в реальном времени также
осуществляет корреляцию глубины нахождения долот с данными
соседней скважины, обеспечивает карту с положением долота
вместе предварительно рекомендуемыми значениями параметров
ROP, WOB и ROT (рис. 10).
При помощи программы оптимизации бурения в реальном времени рассчитывается кривая условий износа долота и кривая MSE.
На экране дисплея отображаются
столбцы с каждым рекомендуемым параметром; штриховкой выделяются значения ниже и выше
рекомендованных
параметров.
Это дает буровому мастеру легко
распознаваемый ориентир для изменения параметров.
Тестирование
программы
было проведено в условиях буровой в ходе реализации пилотных
проектов, которое подтвердило
ее эффективность. Результаты
этого тестирования показали, что
плохое согласование с рекомендованными параметрами произошло из-за преждевременного
износа долота, и наоборот, хоро37
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: КОНСТРУКЦИИ ДОЛОТ
шее согласование было связано с
тем, что фактический износ долота соответствовал износу, прогнозируемому с помощью программы оптимизации. По желанию
вместе с этой программой может
использоваться модуль расчета фактических гидравлических
параметров в реальном времени
(YieldPoint real-time Hydraulics),
который позволяет рассчитывать состояние очистки ствола
скважины, эквивалентные плотности циркулирующего раствора (equivalent circulating density
– ECD) в каждом обсаженном
интервале и в каждом незакрепленном интервале. Программа
оптимизации гидравлики в реальном времени компании Smith позволяет оператору моделировать
корректирующие
воздействия
путем изменения таких параметров, как расход бурового раствора, плотность бурового раствора
и ROP. Чтобы помочь оператору
идентифицировать зоны с недостаточным транспортом бурового
шлама для различных участков
ствола скважины отображаются
параметры режимов кольцевого
потока.
Hudges Christensen. Компания
усовершенствовала свою конструкцию шарошки со стальным
зубом для линий DX и MXL-долот. Долото FastMax представляет собой оригинальную систему с
большим числом рядов и большим
числом зубьев по сравнению с долотами стандартной конструкции
с шарошками со стальными зубьями компании Hudges Christensen.
Вместо семи рядов зубьев в шарошке используется девять рядов;
все внутренние ряды имеют зубья
пирамидального профиля с запатентованным наплавленным на них
твердым сплавом Endura II. Эти более прочные и эффективные зубья
пирамидального профиля выдерживают более высокие контактные
нагрузки, обладают большей износостойкостью и меньше склонны к
налипанию на них разбуренной породы при большей скорости бурения (рис. 11). В долотах FastMax для
повышения прочности лопастей и
стальных зубьев используется наплавленный твердый сплав STL.
Кроме того, в этой конструкции
38
Рис. 11. Шарошечное долото FastMax
компании Hughes Christensen с зубьями
пирамидальной формы с наплавленным
на них твердым сплавом Endura II
Рис. 12. PDС-долото DVM-серии компании Hughes Christensen
используется TCI-схема шарошек
(три конических шарошки).
Помимо этого, в своей новой
серии PDC-долот с контролируемым распределением алмазов в
объеме корпуса долота (diamond
volume management – DVM),
компания также предлагает свои
запатентованные долота типа «D»
Technology (рис. 12). Это апробированное надежное решение
для использования во все более
сложных условиях наклонно-направленного бурения, позволяющее оператору обеспечить тре-
буемые рабочие характеристики.
При бурении такими долотами с
использованием двигателей управления направлением проходки ствола встречались интервалы
проходки с малыми ROP из-за
срыва режима работы двигателя и
возникновения проблем контроля
положения головки долота. При
использовании RSS-систем долота
чрезмерно жесткой конструкции
могут привести к более высоким
крутящим колебаниям или прихвату/пробуксовке, в результате
чего снижается эффективность
бурения и суммарная ROP.
Varel International. Для повышения прочности долот эта
компания предлагает обширную
программу использования алмазных покрытий. Увеличение срока службы долот с коническими
шарошками в их конструкции
используется все больше алмазов.
Это обусловлено более высокой
стоимостью буровых установок
и необходимостью бурения большего числа скважин увеличенной
протяженности. Алмазная защита
с целью повышения прочности
буровых долот может использоваться на всех долотах TCI-схемы
и долотах с шарошками со стальными зубьями
Алмазная защита создается
в процессе изготовления долот
за счет вставки поликристаллических алмазов в калибрующую
часть, в задний ряд и/или вдоль
передней кромки режущих элементов лопастей шарошек. Она
предназначена для того, чтобы
обеспечить дополнительную защиту долота в абразивных породах. Алмазная защита способствует увеличению срока службы
долота, но приводит к снижению
скорости бурения долотами с коническими шарошками при использовании двигателей, корректирующих направление проходки
ствола, при бурении наклонно-направленных скважин и бурении с
использованием RSS-систем, особенно при бурении абразивных
пород таких, как алевролит, песчаник, гранит и известняк. Предлагаемые компанией варианты
алмазного покрытия включают
защиту для усиления заднего ряда
(лучше фиксирует калибрующую
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№3 • март 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: КОНСТРУКЦИИ ДОЛОТ
Рис. 13. Долото CH67D1DMRS, 8,75”
компании Varel International
часть долота при бурении абразивных пород и бурении наклонно-направленных скважин) и защиту с целью усиления режущих
элементов лопастей шарошек.
Кроме того, алмазное покрытие
обеспечивает максимальную защиту уплотнения и максимальное
сопротивление износу в наиболее
экстремальных условиях бурения
(рис. 13).
Заказчики могут получить дополнительные преимущества за
счет модернизации долот с коническими шарошками посредством
защиты заднего ряда и режущих
элементов лопастей шарошек.
Программа моделирования SPOT,
которая является собственностью
компании, представляет собой
французский аналог, который переводится как «моделирование с
целью оптимизации буровых долот». Эта программа используется
для исследования различных конструкций шарошек в соответствии
с определенным типом конструкций буровых долот. Одновременно
могут визуализироваться несколько различных конструкций, что
позволяет сравнить их. Программа
разработана Crystal Profor, находящейся во Франции – производителем PDC-долот, которую в
2000 г. приобрела компания Varel.
Последнее усовершенствование
программы включало повышение
Рис. 14. Изображение отпечатка долота на плоскости забоя, полученное при
моделировании с помощью программы
SPOT компании Varel
Рис. 15. Долото MD1666DE компании
Ulterra Drilling Technologies
эффективности
программного
кода и источника данных.
В программе используются
лабораторные данные и данные,
полученные на буровых. Лабораторные испытания включают
данные, как всего долота, так и
отдельных шарошек (рис. 14).
Программа компании Varel имеет большое значение для клиентов, использующих RSS-системы,
поскольку она позволяет прогнозировать поведение долота, зависящее от направления бурения и
определяемое с помощью параметров направления проходки
ствола, чтобы согласовать его с
поведением долота, необходимым
оператору.
Ulterra Drilling Technologies.
PDC-долота типа MD для бурения
наклонно-направленных
скважин компании Ulterra специально сконструированы для использования с RSS-системами и ВНА
с двигателями, корректирующими направление проходки ствола
(рис. 15). Инженеры компании
Ulterra разработали специфическую конструкцию долота, особенности которой были реализованы в конструкции долота типа
MD, которые можно было использовать для бурения различных скважин независимо от типа
системы корректировки направления ствола при проходке. Эти
долота отличаются уникальным
профилем, конструкцией шарошек и конфигурацией калибрующей части, что позволяет решать
проблемы, связанные с наклонно-направленным бурением в
конкретных условиях. Для обеспечения поперечной устойчивости и повышения эффективности
бурения профиль LSE-долота был
оптимизирован. Расположение
шарошек LSE-долота с учетом
динамических нагрузок обеспечивает высокую ROP; ограничители скручивающих нагрузок
оптимизируют ROP и, в то же
время, позволяют контролировать скручивающие колебания,
а направляющая калибрующая
часть долота оптимизирует эффективность бурения в поперечном направлении и устойчивость
ствола. Все эти особенности
объединены в конструкции долота с учетом возможных задач
для разработки конструкции
PDC-бурового долота, специально предназначенного для наклонно-направленного бурения под
различными углами с прогнозируемым реактивным вращающим
моментом и предотвращением
возможности прихвата/пробуксовки, без снижения эффективности бурения и ROP. Компания
разрабатывает конструкции своих MD-долот с помощью новейшей программы твердотельного
3D-моделирования, с использованием возможностей CAD/CAM
систем и оригинальной программы конструирования для гарантии точной реализации в конструкции долота всех указанных
особенностей.
Tri-Max Industries. Внедрение
концентрического расширителя
для значительного увеличения
диаметра ствола в процессе буре-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2008
39
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: КОНСТРУКЦИИ ДОЛОТ
Рис. 17. Первые опытные образцы
PID-долот компании Particle Drilling
Technologies
Рис. 16. Конструкция EWD-инструмента
типа RKS компании Tri-Max Industries
ния и одновременно расширения
ствола обеспечивает оператору
значительные
преимущества,
включая более точную корректировку и контроль направления
ствола, а также оптимизацию
ROP. Ранее при бурении разведочных скважин использование
EWD-инструмента во время операций расширения ствола в глубоких нефтяных и газовых скважинах приводило к проблемам.
Расширение ствола во время бурения твердых абразивных пород
считалось практически невозможным из-за высоких рисков и
затрат. Конструкция EWD-инструмента типа RKS компании TriMax Industries была разработана
для того, чтобы предотвратить эти
проблемы (рис. 16). EWD-инструмент представляет собой концентрический расширитель ствола,
функции которого осуществляются за счет выдвигающихся с
помощью механического привода или давления инструмента на
40
забой шарошек. Преимущества
уравновешенной
конструкции
шарошек, которые можно видеть
в концентрическом расширителе
ствола, связаны с использованием
цельной стальной опоры для блока шарошек, которая очевидно
была сделана раньше при тестировании инструмента. Эта конструкция объединяет в себе блок
шарошек большей длины с почти
вдвое большим числом PDC-вставок. Особенностью этой конструкция является также наличие
стабилизирующей калибрующей
части, имеющей большую длину для увеличения устойчивости
шарошек и дальнейшего уменьшения проблем из-за вибраций.
Концентрический расширитель
срезает меньше породы; ROP
контролируется с помощью долота, которое выполняет больший
объем работы и его легче стабилизировать. Конструкция компании Tri-Max Industries это самая
новейшая разработка в истории
создания
EWD-инструментов,
разработанных для обеспечения
специфических задач бурения.
Particle Drilling Technologies.
Компания
Particle
Drilling
Technologies добилась значительных успехов в разработке
конструкции долота импульсного бурения с использованием
измельченных твердых частиц
(particle impact drilling – PID).
Специалисты уже имели возможность ознакомиться с этой технологией, которой посвящены различные публикации. Технология
заключаются в том, что PID-долота «выстреливают» частицы в породу со скоростью 4 млн частиц в
минуту. При этом в точке контак-
Рис. 18. Существующий вариант PIDдолота, которое находится в процессе
промышленных испытаний на месторождениях
та возникает напряжение, превышающее сопротивление сжатия
UNC-породы (в естественных условиях). В настоящее время это
долото прошло 12 испытаний, в
которых моделировались условия
в забое на глубине около 5000 фут
(1 фут = 0,3048 м). В TerraTek лаборатории проводились исследования различных технологий
бурения и заканчивания. При
исследовании процесса бурения
PID-долотом UNC-породы c сопротивлением сжатию примерно
2110 кг/см2 было видно, что ROP
увеличилась от трех до шести
раз по сравнению со стандартным долотом. На рис. 17 и 18 показаны изменения конструкции
PID-долота в ходе модернизации
его конструкции.
Перевел В. Клепинин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. ReedHycalog UK, Ltd. v. Baker Hughes Oilfield
Operations, Inc. Civil Action No. 6:06-cv-222-LED,
(E.D. Tex. May 12, 2006).
2. US Synthetic v. ReedHycalog UK, Ltd., Civil
Action No. 6:07-CV-269-LED (E.D. Tex. June 11,
2007).
3. ReedHycalog UK, Ltd. v. United Diamond
Drilling Services, Inc., Civil Action No. 6:07-CV251-LED (E.D. Tex. June 4, 2007).
4. The district court’s interpretation of an
illustration from a patent-insuit (U.S. Patent
No. 6,460,631) in ReedHycalog UK, Ltd. v. Baker
Hughes Oilfield Operations, Inc. Civil Action No.
6:06-cv-222-LED, Memorandum Opinion, Dkt.
No. 245 at 63 (E.D. Tex. May 12, 2006).
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№3 • март 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ПОДВОДНЫЕ СКВАЖИНЫ
РЕШЕНИЕ ПРОБЛЕМ
ЭСПЛУАТАЦИИ
ПОДВОДНЫХ СКВАЖИН
K. R. Newman, NOV CTES, C. Overstreet, Сudd Energy Services и P.Beynet, ВР
Использование динамических моделей для проведения FEA анализа продольного изгиба труб при
спуске их под давлением (при помощи стального талевого каната) в подводные скважины без водоотделяющих колонн помогает выбрать требуемую конструкцию насосно-компрессорных труб,
приспособленных к различным скважинным условиям
Для решения задач спуска насосно-компрессорных труб в подводные скважины был разработан и использован метод расчета
динамических характеристик с
помощью анализа конечных элементов (finite element analysis
– FEA). В этой статье суммированы теоретические положения и
документы, относящиеся к двум
случаям: 1) продольному изгибу
трубы (или компоновки низа бурильной колонны (bottomhole assembly – BHA) в процессе спуска
в скважины и проталкивания под
давлением через пакер и 2) спуску талевого каната с борта судна
в подводную скважину для выполнения каких-либо работ.
Когда труба или ВНА спускается под давлением в скважину, то
для проталкивания через пакер необходимо прикладывать большие
сжимающие силы. Эти силы часто
приводят к продольному изгибу
трубы в находящемся на палубе
оборудовании. Для предотвращения чрезмерно большого изгиба,
как правило, используются направляющие устройства. Повреждения происходят в основном в процессе спуска пакеров под давлением в скважины. По это причине была разработана модель
расчета максимального изгиба и
напряжения в каждой трубе или
узле ВНА.
Затраты на вмешательство, осуществляемое в подводные скважины непосредственно с борта судна или платформы, значительно
ниже, по сравнению со спуском,
осуществляемом с использованием
буровой установки. Относительно
того, как будет вести себя талевый
канат под влиянием океанских течений, особенно в процессе выполнения операций, которые требуют
точного контроля силы/смещения
(например, операции, выполняемые с помощью яса) возникает
много вопросов. Океанские течения становятся причиной значительных поперечных смещений
талевого каната. Если происходит
внезапное изменение натяжения
талевого каната на поверхности,
то будет ли это натяжение передаваться по талевому канату в скважину? Будут ли движение талевого
каната и изгиб его в воде абсорбировать это изменение натяжения?
Будет способен оператор на борту
судна или платформы с помощью
своего указателя натяжения талевого каната на поверхности определять, когда «выстреливается» яс
или когда извлекается пробка? Как
должны корректироваться измерения глубины в случаях смещения
талевого троса? Если происходит
вертикальное перемещение судна,
то насколько будет перемещаться
вверх и вниз в скважине спускаемый на талевом канате инструмент?
ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ
ПРЕДПОСЫЛКИ
К. Ньюман описывает теорию
FEA, которая была использована
при расчете анализа статических
характеристик [1], а И. Смоллей
показал, как эта теория применяется вместе с конечно-разностной
схемой [2]. Модель FEA используется при каждом временном шаге
с учетом динамических сил, и, таким образом, формируется динамическая модель.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2008
В случае продольного изгиба
труб или ВНА при спуске их в
скважину под давлением в начале спуска они находятся в строго вертикальном положении и
центрируются в лубрикаторе/
противовыбросовом превенторе
(blowout preventer – BOP) или
противовыбросовом оборудовании другой конструкции. Труба
может потерять продольную устойчивость в такой конструкции,
и приобрести любую форму изгиба. Труба может изогнуться по
спирали в любом направлении,
поэтому ее продольный изгиб
может начаться в любом положении при вращении вокруг этой
конструкции и т.д. Из-за возможности возникновения различных видов прогиба трубы трудно
обеспечить сходимость решений
статического FEA анализа продольной устойчивости. Однако
если статический анализ трубы
выполняется до прикладывания
сжимающей нагрузки, после чего
выполняется динамический анализ в момент продольного изгиба
трубы, то расчет остается устойчивым.
На первом этапе к трубе нужно дополнительно приложить
небольшую
дестабилизирующую силу, чтобы незначительно
отклонить ее от вертикальной
линии. Эта дестабилизирующая
сила прикладывается в каждой
узловой точке по длине трубы.
Направления действия сил в каждой узловой точке изменяются по
спирали вдоль всей длины трубы
в заданные пользователем периоды времени. Эта сила определяет
геометрическую форму трубы,
41
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ПОДВОДНЫЕ СКВАЖИНЫ
конфигурацию изгиба и окончательное решение для продольного изгиба. К счастью, существует
тенденция, что напряжения в трубе при продольном изгибе практически аналогичны по величине,
независимо от того, какое решение продольной устойчивости
было получено.
ТЕОРИЯ
ЗНАЧИТЕЛЬНЫХ
СМЕЩЕНИЙ
На рис. 1 показан один элемент
балки с шестью степенями свободы (degrees of freedom – DOF) в
каждой узловой точке. Существует три DOF, связанные с перемещением вдоль трех осей локальной
системы координат, и три DOF,
связанные с вращением вокруг
каждой оси. Для получения нужной конструкции [1] необходимо
объединить вместе много элементов (рис. 2).
В случае моделирования спуска в подводную скважину талевого каната, первоначально
предполагалось, что в глобальной
системе координат талевый канат должен спускаться точно вертикально. Поперечные морские
течения заставляют перемещаться талевый канат, который будет
принимать различные конфигурации. Элементы балки работают
точно в соответствии со значительными поступательными перемещениями, однако перемещения из-за вращения вокруг осей
Y и Z изменяют жесткость из-за
ориентации элемента. В этой задаче элемент может поворачиваться на достаточно большой
угол α. Элемент талевого каната
имеет значительную прочность в
локальном X-направлении, когда
он ориентирован вдоль участка и
не имеет почти никакой прочности в локальных направлениях Y и
Z. Если участок поворачивается
вокруг осей Y и Z, то в направлении Х жесткость может снизиться.
Для рассмотрения этой задачи нужно изменить положение
локальной системы координат из
первоначального в новое. Поскольку талевый трос в процессе
динамического
моделирования
отклоняется в поперечном направлении, локальная система
42
бальной системы координат рассчитываются как:
Узел n
Элемент i
где:
Узел n + 1
Рис. 1. В глобальной системе координат
в каждой узловой точке есть три степени свободы: перемещения (U1, U2, U3)
и вращения (U4, U5, U6) в осях X, Y и Z
соответственно
Время = t+ Δt
Начальный Время = t
• Поскольку найдены новые
значения углов α, и γ, может быть
рассчитана новая матрица преобразования T с использованием
уравнения Ньюмана [1].
• Длина элемента в новой системе координат будет отличаться
от длины оригинального элемента.
Это можно компенсировать путем
прикладывания локальной силы к
элементу, которая восстанавливает его исходную длину. Эта прикладываемая сила равна:
Элемент i
Элемент i
Элемент i + 1
Элемент i + 1
Рис. 2. Нужно объединить вместе много
элементов для получения нужной конструкции, подобной этим двум элементам с большими перемещениями
будет отклоняться после каждого временного шага. С целью обсуждения рассмотрим ситуацию,
представленную на рис 2, с талевым тросом в одном положении
во время t и переместим его в
другое положение во время t + Δt.
Глобальные отклонения для всех
DOF определяются с помощью
матрицы Ű. Для этого временного
шага они показаны для направлений X и Y. В следующих пунктах
суммированы необходимые шаги
для преобразования системы координат.
• Сумма всех глобальных перемещений для всех временных
шагов должна быть сохранена. Űg
это матрица глобальных перемещений за все временные шаги. Űt
это матрица глобального перемещения от времени t до времени
t + Δt:
• Угол наклона, α, и угол азимута, γ, для нового положения гло-
• Для динамического анализа
нужны локальные U перемещения в текущей системе координат
для последующих трех временных
шагов. Новая матрица Т используется для преобразования последующих трех Ug матриц в текущие
локальные координаты. Когда этот
процесс будет закончен, можно
воспользоваться FEA методом для
следующего временного шага и
продолжить процесс расчета динамических характеристик.
Пример 1. Оператор столкнулся с проблемой. Ему нужно было
выполнить спуск 1 3/4-дюймовой трубы на глубину 13 000 фут
(0,3048 м) и разбурить сложную мостовую пробку. На первый взгляд эти
операции не представляли сложности, однако другие факторы, такие
как присутствие сероводорода (H2S),
давление около 8000 фунт/дюйм2
(1 фунт/дюйм2 =6895 Па), и необходимость спуска трубы из бухты
намотанных труб в BOP сборку
c большим 7 1/16-дюймовым про-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№3 • март 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ПОДВОДНЫЕ СКВАЖИНЫ
ходным отверстием, существенно изменили выбранный метод
спуска.
Эту операцию можно было выполнить раньше, однако, не была
рассчитана величина сжимающей
силы, которую может выдержать
эта намотанная труба. Были документированы случаи, когда происходил продольный изгиб подобных
труб в стволах скважин подобного
размера. С помощью FEA метода
вы можете рассчитать максимальные допускаемые силы и напряжения и получить необходимое
решение.
Следует оценить концентрацию H2S при парциальном давлении выше допускаемых значений,
которые заданы в стандарте, принятом Национальной ассоциацией
специалистов по коррозии (National Association of Corrosion Engineers
– NACE) MR01175-2003. Поэтому
был выбран материал с пределом
текучести 90 000 фунт/дюйм2.
Более высокое давление среды
также означает, что при входе в
ствол скважины приходится преодолевать силу, необходимую для
спуска трубы под давлением, и сопротивление съемника. Должно
рассчитываться трехосное напряженное состояние в критических
зонах выше и ниже съемника. В
стандартных расчетах используется метод Von Mises для расчета
установившегося напряженного
состояния, который учитывает
стандартные запасы прочности.
Методы расчетов, учитывающие
эффект Bauschinger и запасы
прочности для сжатия, являются
типичными при использовании
труб, намотанных в бухты. Для
этого случая был использован тот
же самый подход, но был принят предел текучести материала
больше на 10 000 фунт/дюйм2 и
для определения максимального
допускаемого предела текучести
полученное значение умножили
на коэффициент 0,7.
Поскольку FEA метод представляет собой метод анализа переходных процессов, поэтому он позволяет получить больше данных о
напряжениях и силах в различных
точках ствола скважины.
Для получения результата
моделирования был разработан уникальный метод решения.
Например, типичные колонны
насосно-компрессорных
труб
высокого давления могут иметь
различную толщину стенок, причем трубы с наиболее тонкими
стенками спускаются в забой
скважины, а более толстостенные трубы размещаются ближе
к устью. Иными словами с приближением к поверхности происходит постепенный переход
на более толстостенные трубы.
Базовая конструкция колонн и
штанг должна обеспечить поддержание и увеличение до максимума их натяжения, когда они
будут находиться глубже в стволе скважины. Это противоречит
тому, что рассматривается в этом
примере.
Поскольку диаметр ствола
скважины на поверхности больше, поэтому на поверхности устанавливаются трубы с более
толстыми стенками. Очевидно,
что если колонна будет прокручена, заданная глубина никогда
не будет достигнута из-за разрушения при растяжении. Поэтому для оптимизации размеров
на обоих концах колонны был
внедрен целый спектр комбинированных труб из стекловолокна.
Это включает процесс изготовления намотанных в бухты насосно-компрессорных труб. В главной части такой колонны труба
изменяется от толстостенной к
тонкостенной, а затем толщина
стенки трубы ступенчато переходит к большей в хвостовой части
колонны, находящейся в забое. В
таком подходе некоторым избыточным натяжением приходится
пожертвовать, но это позволяет
использовать трубу с более толстыми стенками при вводе ее в
ствол скважины. Потеря натяжения не приводит к значительному
ущербу по сравнению с теми преимуществами, которые получает
оператор от использования трубы с более толстыми стенками в
той части намотанной трубы, которая опускается в скважину под
давлением.
FEA-метод используется для моделирования намотанных в бухту
толстостенных насосно-компрессорных труб при первоначальном
вводе их в скважину и для определения безопасных пределов при
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2008
входе таких труб в BOP сборку c
большим проходным отверстием
В процессе анализа предварительных работ использовался
FEA-метод заканчивания скважин для прогнозирования начала
продольного изгиба при спуске
1 3/4-дюймовой насосно-компрессорной трубы с пределом текучести 90 000 фунт/дюйм2 в момент
прохода сборки (в 5-дюймовую
обсадную трубу эквивалентным
весом 23 фунт/фут при высоком давлении в скважине) через
7 1/16-дюймовое отверстие в BOP.
Моделируемая сборка подводного комплекса состояла из
10-футовых разрывных (на давление 15 000 фунт/дюйм2) клапанов
с 7 1/16-дюймовым проходным
отверстием, 1-футовой поперечной катушки, ВОР-сборки с
4 1/16-дюймовым проходным отверстием для пропуска намотанных насосно-компрессорных труб
при давлении 15 000 фунт/дюйм2,
дополнительной катушки для
компенсации постоянного хода
двигателя (дополнительно около
15 фут). Двойной съемник для намотанной колонны насосно-компрессорной труб, работающий при
давлении 15 000 фут/ дюйм2, служит качестве первого защитного
барьера от давления в скважине.
При использовании FEA метода главным образом анализируется продольный изгиб труб на
поверхности или около поверхности.
Поскольку FEA-метод реализуется с помощью обычной
программы, важно, чтобы вы использовали свою интуицию и осторожность с целью правильного
выбора исходных данных, чтобы
ваша модель точно описывала
исследуемый сценарий. Главные
постоянные значения, включали
необходимость поддержания внешнего давления 8000 фунт/дюйм2
под съемником и использование
1 3/4-дюймовой трубы из бухты
намотанных труб. Этот сценарий
учитывает Bauschinger эффект и
стандартные запасы прочности
при смятии и сжатии труб. Эти
значения учитываются путем ограничения допускаемых пределов
текучести.
На рис. 3 представлен график
с окончательными результатами
43
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ПОДВОДНЫЕ СКВАЖИНЫ
Глубина, фут
Глубина, фут
анализа последнего вреполнительную информаY, дюйм
Z, дюйм
RD, дюйм WCF, фунт
Напряжение,
менного этапа для намоцию. Он дает возможность
1000 фунт/дюйм2
танной трубы с толщиной
конкретному
пользовастенки 0,204”. Этот протелю решить, насколько
межуточный
результат
консервативно
должен
совсем не следует расиспользоваться этот или
сматривать как наибодругие методы, такие как
лее неудачный случай. В
анализ сил, стандартный
процессе итерации необанализ трехосного напряходимо
контролировать
женного
установившерезультаты
временных
гося состояния и данные
шагов вместе с графиками
испытаний на буровых,
и определить время, когда
чтобы выбрать, какой из
возникали наиболее выних больше всего подхосокие напряжения. Время
дит для анализа поведения
ввода должно быть изменамотанных в бухты насоснено для остановки расчено-компрессорных труб
тов в нужный момент врепри спуске их в скважину.
мени. После этого можно Рис. 3. Графики окончательных результатов спуска намоПример 2. Этот сценавыбрать графики резуль- танной трубы с толщиной стенки 0,2E3" демонстрируют рий также иллюстрирует
татов расчета для момента продольный изгиб в стволе скважины, максимальное ради- универсальность FEA мевремени с большими на- альное смещение, контактное усилие на стенке и Von Mises тода. Первым требованием
пряжениями. На первых напряжение и для сравнения вместе с уменьшенным значе- было определение максинием допускаемого предела текучести
двух графиках показан
мального давления в ствопродольный изгиб в стволе
ле скважины или силы заY, дюйм
Z, дюйм
RD, дюйм WCF, фунт
Напряжение,
1000 фунт/дюйм2
скважины. На первом градавливания, допускаемой
фике показан продольный
для спуска 1 1/2-дюймоизгиб в плоскости X-Y, а
вой сочлененной трубы в
на втором в плоскости X-Z.
скважину с устьевым обоОтметим, что эти графики
рудованием с пятью планесколько искажены, для
шечными превенторами с
оси Y показано расстояние
7 1/16-дюймовым проходтолько около 8”, в то время
ным отверстием под давлекак для оси X на графике
нием 15 000 фунт/дюйм2 с
показана глубина почти
использованием стандарт40 фут. Черной линией
ной давильной головки. Для
обозначен контур канала
этой рабочей конструкции
внутри BOP-сборки.
сборку необходимо спусНа третьем графике
тить в скважину через ВОР
показано
максимальное
как можно глубже. Второе
радиальное смещение во
требование касалось выбовсех точках вдоль длира направлений, которые
ны трубы. На четвертом
имели бы как можно больграфике показано Von
шие внутренние диаметры
Mises напряжение вместе
для прохода трубной кос уточненным значенилонны, и чтобы при этом
ем допускаемого предела
они еще допускали испольтекучести. Максимально
зование достаточной силы
достижимая сила, рассчизадавливания.
танная с помощью FEAПричина использоваметода, равна 11 250 фунт
ния крупных ВОР-сборок
(1 фунт = 0,453 кг). При
связана с тем, что они
использовании стандартявляются тем оборудова4. Пример 2 показывает, что за счет изменения внутренных практических методов Рис.
нием, которое поставлянего диаметра направления для колонны труб и за счет измоделирования, а также за менения давления и сопротивления в устье скважины было ется внешними компанисчет уменьшения номи- получено решение при использовании в ВОР-cборке направ- ями-производителями, и
нального запаса прочнос- лений с 3Eдюймовым внутренним диаметром для спуска поэтому проще всего исдавлении в стволе сквати для учета Bauschinger трубной колонны при максимальном
пользовать в различных
жины около 10 500 фунт/дюйм2
эффекта и применения дослучаях только одну станполнительных запасов прочности коррозии, травления кислотой, дартную BOP-сборку. В случае,
для учета возможных аномалий, механического воздействия и т.д., когда надо будет опускать трубподобных ржавчине, язвенной FEA-метод позволяет получить до- ные колонны большего диаметра,
44
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№3 • март 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ПОДВОДНЫЕ СКВАЖИНЫ
Y, фут
Поверхность воды
Смазанный талевый
трос диаметром 0,125"
Морское течение,
скорость
2 узла
Трубы с консистентной
смазкой для поддержания
требуемого давления
Глубина воды, фут
106 фут
Лубрикатор
Ударные штанги
1 узел
Ударный яс
Пробка
Рис. 5. C помощью FEA-модели выполнено моделирование вмешательства в подводную скважину на глубине 3500 фут
для извлечения из нее пробки с помощью
яса, спускаемого с помощью смазанного
талевого троса диаметром 0,125" непосредственно с борта судна
Натяжение троса при
ударе яса, которое можно
видеть на поверхности
Яс ударяет
вверх с силой
20 000 фунт
Перемещение
пробки вверх
в лубрикаторе
Сила, фунт
Перемещение, дюймы
Перемещение головки
Перемещение основания
Сила на головке
Сила на основании
Рис. 6. При натяжении на поверхности
смазанного талевого троса 1076 фунт его
максимальное поперечное перемещение
изEза морских течений равно 106 фут
Приведение в действие яса
Замер натяжения троса
на поверхности
Перемещение яса
вверх
Время, с
Рис. 7. Динамическое моделирование работы яса, спускаемого и управляемого с помощью талевого троса, показало, что проходит 1,5 с, прежде чем сила, прикладываемая к основанию яса, увеличивается до 1000 фунт, после чего яс отводится
могут быть удалены направления,
через которые производится их
спуск.
Предел прочности труб диаметром 1,9” и эквивалентным весом
2,76 фунт/фут длины был принят
равным 103 000 фунт/ дюйм2. При
этом запас прочности составлял
70 %. Для учета эффекта Bauschinger запас прочности для сочлененной трубы не уменьшался.
Было принято, что появляется
дополнительная сила сопротивле-
ния, равная около 30 % силы задавливания.
После нескольких итераций было
определено требуемое изменение
внутреннего диаметра направления
для опускания трубной колонны и
изменения давления в устье скважины (рис. 4). Для этого сценария
при использовании направлений с
внутренним диаметром 3” в ВОРсборке максимально допускаемое
давление в устье скважины было
равно 10 500 фунт/дюйм2.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2008
ВМЕШАТЕЛЬСТВО
В ПОДВОДНЫЕ СКВАЖИНЫ
С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ
ТАЛЕВОГО ТРОСА
Вмешательство в подводные
скважины на глубине 3500 фут
может осуществляться с помощью смазанного талевого троса
диаметром 0,125”, спускаемого
с однокорпусного судна. Одним
из первых этапов такого вмешательства является извлечение
пробки из трубной колонны при
помощи яса (рис. 5). Этот процесс
был смоделирован с помощью
FEA-модели.
Длина хода яса ударного действия составляет примерно 30”. Для
этого примера принимаем, что в
верхней половине (1750 фут) существует морское течение со скоростью
примерно 2 узла (1 узел = 1,85 км/ч)
в направлении Y, а в нижней половине (1750 фут) со скоростью 1 узел
в том же самом направлении. Силы
сопротивления, возникающие по
причине этого течения, добавляются
в модель смазанного талевого троса.
Когда талевый трос удерживается на поверхности с натяжением
1076 фунт, то максимальное поперечное смещение равно 106 фут
(рис. 6). Отметим, что из-за большей
скорости течения смещение верхней половины талевого троса больше, чем нижней половины. В этой
ситуации натяжение троса в точке
присоединения яса ударного действия равно 800 фунт.
Принимаем, что ударный яс будет отводиться при натяжении троса, равном 1000 фунт. Выполнено
динамическое моделирование, в
котором талевый трос вытягивался на 30” к поверхности и удерживался в этом положении (рис. 7).
Через 1,5 с сила, прикладываемая
к основанию яса, увеличивается до
1000 фунт, поэтому яс отводится.
Когда яс отводится, прикладываемая к его основанию сила
уменьшается до нуля и яс начинает
перемещаться вверх. Это ослабление натяжения можно наблюдать
на поверхности приблизительно
через 0,2 с. Скорость звука в стали
равна 22 000 фут/c. Поэтому можно считать, что изменение силы
произойдет через 0,16 с, поскольку
за это время звук пройдет расстояние 3600 фут. Яс перемещается
вверх на 30” и сталкивается со сво45
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ПОДВОДНЫЕ СКВАЖИНЫ
ей движущейся вверх штангой, сообщающей ему ударный импульс.
Сила, возникающая при ударе яса,
зависит от жесткости яса и пробки. В этом случае принимается,
что жесткость должна составлять
примерно 100 000 фунт/дюйм. Результирующая сила удара была
равна примерно 20 000 фунт.
Считается, что за счет этой
силы, возникающей при ударе яса,
пробка извлекается и может свободно перемещаться. Вес пробки
добавляется к весу яса и пробка
вместе с ясом продолжают перемещаться вверх через лубрикатор.
В этом моделировании максимальное поперечное перемещение
смазанного талевого троса в воде
составляло примерно 3”.
Поперечное перемещение смазанного талевого троса не оказывает значительного влияния на
работу яса. Оператор на поверхности имеет индикатор, который
очень четко показывает, когда яс
отводится и когда он наносит удар.
Направленный вверх ударный импульс значительно усиливается с
помощью имеющегося механизма отвода яса. Фактически было
бы очень трудно выполнить эту
операцию без такого механизма.
Морские течения могут привести
к натяжению троса. Если бы не
было механизма отвода яса, то он
бы перемещался в верхнюю часть
своего хода из-за такого натяже-
ния троса и яс не мог бы выполнять
свои функции.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Была разработана динамическая FEA-модель, с помощью которой можно моделировать несколько задач, связанных с бурением
и вмешательством в скважины,
включая использование смазанного талевого троса для выполнения работ в подводных скважинах
при помощи яса непосредственно
с борта судна. С помощью такого
моделирования можно получить
ответы на многие вопросы, возникающие при планировании работ.
Также выполнено моделирование продольного изгиба труб
в специфических конструкциях
подводного устьевого оборудования. Был использован динамический анализ для контроля трубы в
процессе возникновения продольного изгиба в одном из многих возможных решений.
Перевел В. Клепинин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Newman, K. R., «Finite-element analysis of
coiled tubing forces», paper 89502 presented at
the SPE/ICoTA Coiled Tubing Conference, Houston, March 23–24, 2004.
2. Smalley, Ed, Newman, K. R., «Modeling and
measuring dynamic
well intervention stack stress», paper 94233 presented at the SPE/ICoTA Coiled Tubing Conference, The Woodlands, Texas, April
12–13, 2005.
Kenneth R. Newman (К. Ньюман), имеет степень магистра
в области механики, которую
получил в MTI. Он изобрел
тракторную систему SmarTract для спуска труб в забой скважины. М-р Ньюман
является автором многих
технических статей, опубликованных в журналах, и
имеет несколько патентов. Он является лицензированным инженером, специалистом в данной области, зарегистрированным в шт. Техас.
М-р Ньюман является Учредителем и Техническим директором компании NOV CTES.
Charles C. Overstreet (Ч. С.
Оверстрит), имеет степень
магистра в области механики, которую получил
в университет шт. Техас.
М-р Оверстрит имеет 16-летний опыт работы в нефтяной
и газовой отрасли. Он подал
заявку на получение патента, которая рассматривается
в настоящее время, и является соавтором двух
патентов, а также является автором многих
технических статей. М-р Оверстрит работает
старшим инженером по корпоративным проблемам в компании Cudd Energy Services
Pierre A. Beynet (П. A. Бейнет), имеет степень бакалавра, которую получил в Центральной школе механики в
Нанте и степени магистра и
доктора в области аэронавтики и прикладной механики,
которые получил в университете шт. Миннесота. Он имеет 37-летний опыт работы в
компаниях Amoco и BP в области разработки
глубоководных технологий, проектирования,
изготовления и работы с такими конструкциями. Он участвовал в разработке глубоководных
стационарных платформ, платформ с растянутыми опорами, танкеров и полупогружных эксплуатационных и буровых платформ, а также
занимался проблемами устойчивости бурильной колонны и динамики платформ. В компании BP м-р Бейнет Работает консультантом по
освоению морских месторождений.
НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
Компания Offshore Hydrocarbon Mapping (OHM) приобрела Rock Solid Images (RSI) – компанию, занимающуюся сбором скважинной информации и поверхностной
сейсмической интерпретацией геофизических данных,
таких как пористость, литология, соленость для проведения геофизических исследований. Компания ОНМ осуществляет разработку электромагнитного и морского
геофизического оборудования для определения залежей
нефти. После приобретения компания будет называться
CGCVeritas.
по более чем 400 нефтегазовым компаниям. Стоимость
сделки составила 48 млн долл.
Наиболее значительным событием отрасли в 2007 г.
стало открытие экспозиции Louisiana Gulf Coast Oil Exposition (LAGCOE), проводившейся 23–25 октября 2007 г.
Для экспозиции отводилось более 700 выставочных мест.
LAGCOE проводится уже в третий раз и вызывает большой интерес у специалистов.
В августе 2007 г. компания MODEC, BHP Billiton и судостроительный завод Jurong Shipyard провели церемонию
спуска на воду FPSO Stubarrow Venture MV16. FPSO планируют разместить недалеко от побережья Австралии. Объемы хранилищ FPSO составляют 900 тыс. брл. FPSO предназначен для добычи примерно 80 тыс. брл/сут нефти и
45 млн фут3/сут природного газа.
Компания HIS Inc., один из крупнейших из провайдеров технического информационного обеспечения,
приобрела John S. Herold, Inc., независимую исследовательскую компанию, осуществляющую анализ финансовых операций и обеспечивающую поставку данных
46
Компания Emerald Metals, LLC, приобрела права на
осуществление поставок, продажу и распространение
буровых долот, разработанных GEO Dynamics Inc. в
рамках соглашения, подписанного двумя компаниями.
GEO Dynamics Inc. в дальнейшем продолжит поставлять
через компанию Emerald Metals, LLC, технические разработки, оборудование и материалы.
Компания Pride International подписала меморандум
с Ferncliff TIH AS (Норвегия) о продаже своего флота, состоящего из трех буровых установок Al Baraka I, Alligator
и Barracuda. Сделка оценивается в 213 млн долл.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№3 • март 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
СИЛОВОЙ ВЕРТЛЮГ
ДЛЯ МОРСКИХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Силовой вертлюг компании Logan c гидроприводом и блоком оборудования, предназначенный для
использования на морских месторождениях, с расчетной грузкой 120 т. Этот вертлюг обеспечивает
плавное, точно регулируемое, без ударов и толчков
перемещение грузов при использовании его в процессе ловильных и спускоподъемных операций, таких как отрезка насосно-компрессорных, обсадных
или бурильных труб, выбуривание пробок, пакеров
или цементирующего слоя, фрезеровочные работы
и очистка стенок обсадных колонн от твердого осадка. Устанавливаемый дополнительно на нефтяных и
газовых скважинах такой вертлюг также может эффективно использоваться для освещения буровой
площадки. Подвеска вертлюга на стреле или крюке
крана позволяет сократить время монтажа. Эта система также походит для отбора кернов породы. При
этом отбираемые керны могут иметь любую длину,
кроме того, благодаря точному и плавному вращению
вертлюга
обеспечивается
защита от повреждений инструментов для отбора кернов
или колонн. Прочный, смонтированный на салазках блок
изготовлен из сварных трубчатых конструкций, предназначенных для работы в
сложных условиях. На краях
платформы салазок имеется
буртик для предотвращения
разлива жидкости. Концы са- Рис. 1
лазок закруглены для облегчения их перемещения. Подъемная рама, находящаяся на одном уровне с боковыми стенками салазок,
может использоваться для присоединения тросов
стрелы или строп подъемника. Главные рабочие
блоки, размещенные по длине салазок, укреплены с
помощью поперечин для дополнительной жесткости. Вся рама имеет полиуретановое покрытие для
защиты от коррозии и имеет плиту с выпуклым ромбическим рисунком на опорной поверхности, играющей роль твердого и стойкого основания салазок.
В главных блоках силового вертлюга используются
взаимозаменяемые узлы и детали для экономии и
удобства обслуживания. Компактная конструкция головки вертлюга весит примерно 2000 фунт
(1 фунт = 0,453 кг) и подходит для установки на мачтах, используемых для бурения и ремонтных работ
скважин. Паспортные данные вертлюга включают
нагрузки растяжения труб около 120 т без его вращения и динамическую нагрузку 65 т при вращении
с частотой 100 об/мин. Управление вертлюгом может осуществляться при помощи пульта управления силовым блоком или дистанционно (рис. 1).
Выбери 1 на сайте www.WorldOil.com/RS.html
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2008
ПАКЕТ ПРОГРАММ
ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ
ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ
Компания Paradigm разработала новый пакет
приложений для исследования Земли, включающих унифицированный подход к изучению Земли
(Subsurface Knowledge Unified Approach – SKUA).
SKUA представляет собой основной элемент нового
пакета приложений компании Paradigm, в котором
интегрируются передовые технологии для проведения исследований Земли. Эта программа упрощает
задачи моделирования за счет исключения ряда ограничений комплексного характера, присущих используемым в отрасли существующим технологиям,
например, из-за построения моделей с множеством
погрешностей, и серьезных ограничений, присущих технологии строительства с использованием
опорных колонн и свай, а также экструзии. Достоинством этого пакета является то, что для 3D-моделирования геофизикам, геологам, петрофизикам и
инженерам нужно просто включить компьютер и
загрузить программу. В результате строятся 3D-модели
строительных конструкций,
продуктивного коллектора и
стратиграфические
модели
с различной разрешающей
способностью. При этом исключаются искажения, имеющие место при использовании
существующих
технологий
моделирования.
Функциональные возможности этого
пакета включают возможность выполнения неявного
моделирования для исключения выполняемых вручную и приводящих к ошибкам этапов. Моделирование облегчает ускоренную
процедуру, позволяющую быстрее начать интерпретацию геологической информации, повторное моделирование при получении дополнительных данных о
месторождении и добыче, за счет чего исключаются
ошибки, типичные для 2,5D-систем. Новая технология предоставляет возможность получения адаптивных выходных данных, корректируемых с помощью
моделирования свойств коллектора и притока, моделирование на основе геологической информации,
позволяющее использовать интеллектуальную природу программы, базирующуюся на палеохронологии, за счет чего получается более точный результат
за меньшее время.
Выбери 2 на сайте www.WorldOil.com/RS.html
РАСХОДОМЕРЫ
GE Sensing выпустила два новых расходомера
– Panaflow MV вихревой расходомер для измерения множества параметров потока и Panaflow ISX
ультразвуковой расходомер для переходных режимов. Расходомеры Panaflow MV позволяют изме47
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
рять расход, температуру, давление, плотность и массовый расход потока в трубах
диаметром от 0,5 до 72” с использованием одной точки контакта. Единственный
MV-расходомер обеспечивает точные измерения параметров высокотемпературных и высокоскоростных потоков пара,
жидкостей и газов. Расходомеры для измерения множества параметров потока, включающие датчик скорости распространения
вихря и датчик температурного сопротивления (resistance temperature detector
– RTD) и твердотельный датчик давления,
измеряют массовый расход пара, газов и
жидкостей. Используемые в расходомерах
алгоритмы могут автоматически рассчи- Рис. 2
тывать использование энергии в виде пара
в различных системах единиц, включая в
БТЕ и в кВт/ч. Встроенные HART и Modbus
протоколы помогают расходомерам взаимодействовать с программами мониторинга процессов конечных пользователей.
Panaflow ISX-ультразвуковые расходомеры для переходных режимов представляют
собой недорогие многодорожечные расходомеры с двухпроводным контуром питания, который может использоваться для
измерения параметров потоков различных
жидкостей, включая жидкие углеводороды, воды, растворители, слабые кислоты,
нефтепродукты смазочные масла, дизельное топливо и химические реагенты. Эти
расходомеры потребляют незначитель- Рис. 3
ное количество энергии и имеют средства
улучшенной обработки сигналов, что позволяет
обеспечить лучшие показатели работы и большую
точность. Эти расходомеры обладают минимальным разрешением и большим рабочим диапазоном
регулирования и могут измерять секундные расходы в большом диапазоне в трубах диаметром от 4 до
24”. Расходомеры ISX сохраняют свою калибровку,
что позволяет обеспечить их устойчивую работу без
регламентных калибровок. Расходомеры измеряют
параметры течения в двух направлениях с одинаковой точностью. Это единственная система, не имеющая движущихся частей (рис. 2).
Выбери 3 на сайте www.WorldOil.com/RS.html
ПОДВОДНЫЙ
ПРОТИВОВЫБРОСОВЫЙ
ПРЕВЕНТОР
Компания T-3 Energy Services, Inc. разработала
и изготовила входящий в T-3 Diamond серию подводный противовыбросовый превентор (blowout
preventer – ВОР) модели 6012 с двумя комплектами
плашек, компактными последовательно расположенными усиленными крышками и срезающими плашками. Это первый из четырех комплектов компактных
подводных последовательно расположенных усиленных крышек для срезающих плашек подводной ВОРмодели 6012 серии Т3. В 2007 г. поставка комплектов
осуществлялась крупным буровым подрядчикам для
48
модернизации их существующего подводного устьевого бурового оборудования. Подводный ВОР модели 6012 в настоящее время
разработан для стволов скважин диаметром
18 3/4” и предназначенных для работы при
давлении 10 000 фунт/дюйм2 (1 фунт/дюйм2
= 6895 Па). В конструкции модели 6012 используются механические замки с гидроприводом, а также компактные последовательно расположенные усиленные крышки
и глухие срезающие плашки в верхней плашечной полости ВОР.
Выбери 4 на сайте
www.WorldOil.com/RS.html
ЦЕНТРАТОР
ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
Компания Centek Ltd. внедрила центратор Centek S2 UCF, предназначенный
для использования при спуске обсадных
колонн в скважины, пробуренные в неуплотненных породах. Благодаря этому
центратору значительно снижается риск
обрушения при работе в неустойчивых
породах, уменьшаются нагрузки на воронку, которые в результате станут в два
раза ниже сжимающих нагрузок, действующих на стенки ствола скважины. Кроме
того, новый центратор обеспечивает эффективное центрирование. Неуплотненные породы (unconsolidated formations
– UCF) это слои песчаника, гравия и
глины без включений каменных пород,
которые характеризуются незначительным поровым давлением. Стандартные центраторы оказывают влияние на самое высокое значение
давления нагрузки на стенки ствола скважины.
В UCF части скважины центратор может врезаться
в стенку ствола, что приводит к ослаблению породы и большему проникновению. В результате возникают проблемы из-за неудовлетворительного
центрирования обсадных колонн и их вращения,
что может привести к связанным с породой проблемам при перемещении центратора и обсадной
колонны в стволе скважины. Эти проблемы, очевидно, проявляются в значительно отклоняющихся
от вертикали скважинах большой протяженности, в
которых полный вес центратора и обсадной колонны воздействует на нижнюю поверхность ствола
скважины. При использовании центратора S2 UCF
увеличивается площадь выступающей поверхности
в точке контакта за счет специально разработанной
более широкой, воспринимающей нагрузку опорной части. Каждый центратор подбирается индивидуально с учетом веса и размеров используемой
обсадной колонны и сопротивления сжатия этой
части ствола скважины. Центратор не только поддерживает обсадную трубу, но также приводит к
тому, что нагрузки на каждой воронке будут меньше сжимающих нагрузок на стенки ствола (рис. 3).
Выбери 5 на сайте www.WorldOil.com/RS.html
Перевел В. Клепинин
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№3 • март 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
РАСПЛАВЛЕНИЕ ГИДРАТНЫХ ПРОБОК
В СКВАЖИНАХ, ИЗОЛИРОВАННЫХ
ОТ МОРСКОЙ ВОДЫ
A. F. Harun, T. E. Krawietz, M. Erdogmus, BP America
Моделирование возможных ситуаций облегчило проведение работ по удалению гидратов в глубоководных скважинах Мексиканского залива
Термодинамические условия в глубоководных нефтяных скважинах благоприятны для образования
газогидратов, которые обычно скапливаются и закупоривают скважины, что приводит к ослаблению течения, а иногда и повреждению скважинного оборудования. Поскольку удалять гидраты очень трудно и
дорого, морские компанииоператоры тратят значительные средства на предотвращение возникновения
условий эксплуатации, которые сделали бы возможным образование гидратов, в том числе на закачку в
скважины химических ингибиторов. Однако такие
методы обеспечения течения не всегда эффективны
и перед компаниями встает трудная задача разрушения гидратных пробок для восстановления добычи.
Наиболее оптимальным способом определения
температур и давлений, при которых могут образовываться гидраты, является проведение экспериментальных измерений на соответствующей смеси углеводородов и воды. Однако это не всегда возможно,
поэтому для исследования характеристик гидратообразования обычно используют термодинамические
модели, при помощи которых рассчитывают кривую
равновесия гидратов (или разложения гидратов). То
есть при заданном давлении рассчитывают температуру, выше которой гидраты не образуются.
В трех нефтяных скважинах с изолированной от
воды фонтанной арматурой, пробуренных в Мексиканском заливе, в НКТ выше уровня дна моря образовались гидратные пробки. После нескольких безуспешных попыток удаления пробок рассмотрели
целесообразность закачки горячей нефти в межтрубное пространство (между НКТ и обсадной колонной).
Для определения требуемой температуры, скорости
и продолжительности закачки выполнили моделирование возможных ситуаций. Закачкой горячей нефти
удалось расплавить все три пробки. Кроме того, были
приняты меры по предупреждению в будущем образования гидратов как в операциях на канате, так и
при вводе скважин в эксплуатацию.
ВВЕДЕНИЕ
В Мексиканском заливе в водах глубиной около
3000 фут в скважине с изолированной фонтанной арматурой проводилась операция на канате, когда при
подъеме из скважины произошел прихват инструментов. Возникло подозрение, что внутри эксплуатационной водоотделяющей колонны выше уровня дна
моря образовалась гидратная пробка. Об этом свиде-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2008
тельствовала и потеря движения яса. После прекращения операций в скважине предполагаемое давление и температуру сравнили с кривой разложения
гидратов и установили, что они соответствуют показателям, при которых могут образоваться гидраты.
Две другие скважины при эвакуации изза урагана были закрыты на устье. После открытия скважин
с целью возвращения их в эксплуатацию в месте
установки управляемого скважинного предохранительного клапана, как предполагают, образовались
гидратные пробки, несмотря на то, что в скважины
перед их остановкой закачали ингибитор образования гидратов (anti-agglomerate low-dosage hydrate
inhibitor – AA LDHI). Последующий анализ показал,
что изза проблем с тарировкой блока закачки в скважины ввели недостаточное количество ингибитора.
Об образовании гидратов при закачке сырой нефти
свидетельствовало и увеличение давления в НКТ.
Предполагаемое давление и температуру в скважине
после ее закрытия опять сравнили с кривой разложения гидратов и установили, что они также благоприятны для образования гидратов.
Для расплавления гидратных пробок предприняли несколько безуспешных попыток. В линию подачи
реагентов метанола ниже пробки и гликоля в колонну НКТ (выше пробки) была произведена закачка.
Прежде чем попытаться удалить пробку с помощью
гибких труб, попытались закачать в межтрубное пространство горячую нефть.
Затем были выполнены гидравлические расчеты
возможных ситуаций с целью определения необходимой температуры, скорости и продолжительности
закачки горячей нефти в межтрубное пространство
диаметром 4 1/2–9 5/8″. Результаты моделирования
подтвердили, что имеющихся на платформе технических средств достаточно для проведения операции. Главный вопрос заключался в совместимости
горячей нефти с эластомерами и возможным выпадением асфальтенов или парафина в межтрубном
пространстве.
ПРОБЛЕМА ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ
В скважине с изолированной фонтанной арматурой самый опасный участок, подверженный гидратообразованию, особенно во время длительной остановки и «холодного» ввода в эксплуатацию, расположен
по стволу скважины выше уровня дна моря, поскольку
здесь эксплуатационная водоотделяющая колонна на49
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
ходится в непосредственном контакте с окружающей
морской водой. При длительной остановке скважины разделение фаз в стволе приводит к образованию
столба газа, который в зависимости от газового фактора и давления может распространиться вниз до уровня
дна моря. Если в этот холодный столб газа в результате
конденсации или по другим причинам попадет вода и
перемешается с газом, могут образоваться гидраты и
пробка. Поэтому при длительной остановке скважины
рекомендуется оттеснить находящиеся в стволе флюиды ниже уровня дна моря, используя для этого сухой
газ, смешанный с метанолом, обезвоженную нефть
или дизельное топливо. Еще одной предупредительной мерой при плановой остановке скважины является закачка в течение некоторого времени ингибитора
AA LDHI через камеру ввода реагентов.
Исправительными действиями для таких скважин
являются снижение давления, повышение температуры, ввод химических реагентов или изменение
состава флюидов. То есть удаление гидратов и/или
вывод скважинных флюидов из термодинамической
области, способствующей гидратообразованию. Такие действия можно отнести к одной из следующих
пяти категорий.
Повышение давления. Чтобы сдвинуть пробку
(обычно вниз) давление повышается выше забойного. Такой метод редко оказывается эффективным,
поскольку повышение давления обычно приводит к
затвердеванию пробки за счет распространения нежелательных термодинамических условий еще дальше в область гидратообразования.
Снижение давления. Снижение давления в водоотделяющей колонне приводит к понижению температуры на поверхности раздела гидратов и как следствие к
теплообмену, когда температура снаружи становится
больше равновесной температуры гидратообразования. Давление в НКТ необходимо снижать постепенно, так как резкий и значительный перепад давления
может превратить гидратную пробку в снаряд, пущенный вверх по НКТ. Это может стать причиной повреждения оборудования.
Закачка химического реагента. Ингибитор, обычно
метанол или гликоль, вводится в НКТ через линию подачи химических реагентов или впускное отверстие.
Подвод тепла. Часто в трубопроводах или выкидных линиях тепло к гидратной пробке подводится с
внешней поверхности линии либо механическим
способом. Примером могут служить выкидные линии
с электроподогревом, когда тепло подводится к конкретным местам при помощи электрических катушек, намотанных вокруг выкидной линии, либо при
помощи циркуляции нагретой жидкости по внешней
поверхности линии, как на трубопроводах с подогревом. Такой способ применяется тогда, когда известно
местоположение пробки и процесс ее разложения
можно контролировать. В таких случаях рекомендуется подводить тепло до места выпадения гидратов.
Подвод тепла к линии в центре расположения гидратов может привести к чрезмерному повышению давления, срыву пробки и запуску ее в трубопровод.
Механическое удаление. Для разбуривания пробки, подвода к ней нагретой жидкости или спуска на
50
канате устройства нагревания используются гибкие
трубы. С их помощью обычно удается добраться до
пробки и ликвидировать ее. Они применяются, когда наготове имеется оборудование и его применение
рентабельно. Однако использование таких инструментов в области гидратообразования может привести к их прихвату в случае повторного образования
гидратов. К тому же, разбуривание пробки может сопровождаться значительным перепадом давления по
мере разрушения гидратов, когда из них выделяется
защемленный газ.
ОПЕРАЦИИ И СКВАЖИННЫЕ УСЛОВИЯ
Скважина А5 – газлифтная нефтяная скважина
с отверстием в НКТ или газлифтным клапаном, расположенным в камерекармане на глубине 7092 фут
ниже уровня моря (рис. 1). Уровень дна моря находится на глубине 5500 фут. В скважине проводилась операция на канате, когда внезапно произошел прихват
инструментов, наталкивающий на мысль об образовании гидратной пробки. Показатели предполагаемого
гидростатического давления и температуры в стволе скважины после ее закрытия нанесли на кривую
разложения гидратов и обнаружили, что в интервале
100–4700 фут выше уровня дна моря сложились условия, благоприятные для образования гидратов (рис. 2).
Исходя из местоположения прихвата, предполагаемое
место образования гидратной пробки находилось на
глубине 3000 фут, а предполагаемая длина пробки составляла 130 фут.
Попытка расплавить пробку закачкой в НКТ
63 брл нефти при температуре 100 °F и смеси хлорида кальция с метанолом закончилась неудачей. Была
предпринята еще одна попытка расплавить пробку
закачкой метанола через скважинный клапан для
Смесь метанола
с CaCl2 и сырая
нефть выше
пробки
Уровень дна моря,
5500 фут
Предполагаемая гидратная
пробка, глубина 3000 фут,
длина менее 130 фут
Метанол и добываемая нефть
ниже пробки
Отверстие, 7092 фут
Песчаник М – верх перфорации
на измеренной глубине 15 480 фут
(фактическая вертикальная глубина
13 588 фут)
Рис. 1. На схематическом изображении скважины А%5 показано
предполагаемое местоположение гидратной пробки, ставшей
причиной прихвата инструментов на глубине около 3000 фут
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№3 • март 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
Положение отверстия
Давление, фунт/дюйм2
РKТ по длине НКТ
Кривая разложения гидратов
~200 фут выше уровня дна моря
~4700 фут выше уровня дна
моря
Положение устья
Температура, °F
Рис. 2. Давление и температура в скважине А%5 для участка
НКТ выше газлифтного отверстия нанесены вместе с кривой
разложения гидратов. В интервале 100–4700 фут выше уровня дна моря колонна НКТ находится в области гидратообразования
ввода химических реагентов, установленный на глубине 5879 фут (т.е. ниже пробки), но тоже неудачная.
Скважина А9 – газлифтная нефтяная скважина
с изолированной фонтанной арматурой и отверстием
в НКТ, расположенным в камерекармане на глубине
6600 фут ниже уровня моря. Уровень дна моря находился на глубине 5500 фут. При эвакуации изза урагана в скважину закачали ингибитор AA LDHI и оставили
закрытой на устье и с закрытым предохранительным
клапаном. До остановки скважина давала 4350 брл/сут
нефти, 1000 брл/сут воды и 4,2 млн фут3/сут газа.
Перед возвращением скважины в эксплуатацию
для открытия предохранительного клапана в гидросистему управления подали рабочую жидкость, и,
чтобы убедиться в том, что клапан открылся, в НКТ
закачали 44 брл горячей нефти. Однако обнаружили,
что давление на устье возросло до 3500 фунт/дюйм2,
что указывало на закупоривание ствола. Позже установили, что в скважину закачали недостаточное
количество ингибитора. Возникло подозрение, что
внутри эксплуатационной водоотделяющей колонны
выше уровня дна моря образовались гидраты.
Данные предполагаемого гидростатического давления и температуры в стволе скважины после ее
закрытия сравнили с кривой разложения гидратов и
установили, что они благоприятны для образования
гидратов. Попытка расплавить пробку закачкой в
НКТ гликоля выше пробки и метанола ниже пробки
через скважинный клапан ввода химических реагентов оказалась неудачной.
Скважина А10 – газлифтная нефтяная скважина
с изолированной фонтанной арматурой и отверстием в НКТ, расположенным в камерекармане на глубине 5200 фут ниже уровня моря. Уровень дна моря
находится на глубине 5500 фут. При эвакуации изза
урагана в скважину закачали ингибитор AA LDHI и
оставили закрытой на устье и с закрытым предохранительным клапаном. До остановки скважина давала 4600 брл/сут нефти, 5000 брл/сут воды и 5,9 млн
фут3/сут газа.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2008
Как и в скважине А9, после закачки в НКТ 44
брл сырой нефти с целью подтверждения открытия
предохранительного клапана давление на устье возросло до 3500 фунт/дюйм2. Позже выяснилось, что в
скважину закачали недостаточное количество ингибитора. Предположили, что внутри эксплуатационной водоотделяющей колонны выше уровня дна моря
образовалась гидратная пробка. Попытка расплавить
пробку закачкой в НКТ гликоля выше пробки и метанола ниже пробки через скважинный клапан ввода
химических реагентов оказалась также неудачной.
МОДЕЛИРОВАНИЕ СИТУАЦИЙ
Прежде чем обратиться к варианту использования гибких труб, во всех трех скважинах рассмотрели возможность закачки в межтрубное пространство
горячей нефти. Чтобы оценить целесообразность
применения этого метода, выполнили расчеты в соответствии с моделью. Из соображений совместимости
флюидов и целостности скважины этим расчетам отводилась особенно важная роль. Предполагалось, что
благодаря этим расчетам можно получить данные о
температуре и скорости закачки, которые обеспечили бы достаточное количество тепла для расплавления гидратов в месте расположения пробки. Расчеты
также показали бы, распространились ли в итоге термодинамические условия за пределы области гидратообразования, и если распространились, то можно
ли определить требуемую продолжительность закачки и объем горячей нефти.
МОДЕЛИРОВАНИЕ
Для моделирования возможных ситуаций при закачке в межтрубное пространство горячей нефти
использовалась коммерческая программа OLGA 2000
(версия 4.10). Программа позволяет рассчитывать
скорость теплопередачи в стволе скважины с учетом
нисходящего течения в межтрубном пространстве и
восходящего течения в НКТ. Более подробные теоретические сведения о программе можно найти в работе Бендиксена и др. [1].
Цель моделирования заключалась в определении
при заданной температуры и скорости закачки, а также минимального времени, которое потребовалось
бы для изменения условий в районе образования
гидратной пробки (от благоприятных для гидратообразования до неблагоприятных, которое называется
временем прогрева). Для скважины А5 можно было
выполнить расчеты, как для всей колонны НКТ выше
отверстия, так и для конкретного участка колонны в
месте предполагаемого нахождения гидратов, т.е. на
глубине 3000 фут. Последний вариант для скважин
А9 и А10 нельзя было просчитать, поскольку нельзя
было установить местонахождение гидратов. Необходимо отметить, что во «время прогрева», рассчитанное при моделировании, не входит время, необходимое для расплавления гидратной пробки.
В упрощенной модели скважины, построенной
при помощи программы, горячая нефть двигалась от
точки ввода вниз по кольцевому пространству к отверстию и далее в пласт (рис. 3). Элемент «кольцевого пространства» позволяет пользователю рассчитать
51
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
Местоположение гидратной пробки
Кольцевое
пространство
Кривая разложения гидратов
3000 фут ниже уровня моря
Точка ввода
горячей
нефти
Устье
Рис. 3. При моделировании горячая нефть движется от точки
ввода вниз по кольцевому пространству к отверстию и далее
в пласт. Программа позволяет рассчитать теплообмен между
НКТ и кольцевым пространством
Кривая разложения гидратов
0ч
3ч
Давление, фунт/дюйм2
НКТ
Пласт
Отверстие
НКТ
7ч
Температура, °F
Давление, фунт/дюйм2
Рис. 5. Моделирование показало, что в скважине А%5 расчетное
время прогрева участка НКТ на глубине 3000 фут составляет 2 ч
Результаты расчета чувствительности при моделировании нагнетания для скважины А%5
Случай
Температура, °F
Рис. 4. Положение расчетных кривых давление%температура
для участка НКТ выше отверстия в скважине А%5 при различной
продолжительности закачки. При продолжительности закачки
7 ч весь участок НКТ выходит из области гидратообразования
теплообмен между кольцевым пространством и НКТ
на участке от устья до отверстия [2]. При помощи модели рассчитываются также профили давления и температуры вдоль участка НКТ выше отверстия, которые
можно сравнить с кривой разложения гидратов.
Анализ чувствительности. Чтобы обеспечить успешное проведение работ при той скорости нагнетания горячей нефти и мощности нагревателя, которыми располагает платформа, для скважины А5
выполнили модельные расчеты чувствительности.
Расчеты проводились при различных скоростях закачки и температурах с целью определения времени,
необходимого для того чтобы участок колонны НКТ
на глубине 3000 фут (месте прихвата инструментов),
был очищен от гидратов.
Расчеты выполнили как для закрытой, так и открытой скважины. Для закрытой скважины учитывалось
избыточное давление в стволе скважины выше гидратной пробки, которое повлияло на ухудшение скважинных условий относительно кривой разложения
гидратов, что привело к увеличению времени прогрева. Для открытой скважины манометрическое давление на устье принималось равным 500 фунт/дюйм2.
РЕЗУЛЬТАТЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ
Моделирование закачки для скважины А5 показало, что для вывода всего участка НКТ выше отверстия из области гидратообразования потребует52
Скорость
Температура Время прогрева на
закачки, брл/мин закачки, °F глубине 3000 фут, ч
Примечание
1
2
200
3
Скважина закрыта
2
2
150
3
Скважина закрыта
3
1
220
6
Скважина закрыта
4
1
200
6
Скважина закрыта.
Если пробка
находится ниже
3300 фут., время прогрева составляет 24 ч
5
1
150
>24
6
2
200
2
Скважина открыта,
Ру = 500 фунт/дюйм2
7
2
175
2
Скважина открыта,
Ру = 500 фунт/дюйм2
8
2
150
2
Скважина открыта,
Ру = 500 фунт/дюйм2
9
1
220
4
Скважина открыта,
Ру = 500 фунт/дюйм2
10
1
200
4
Скважина открыта,
Ру = 500 фунт/дюйм2
11
1
150
4
Скважина открыта,
Ру = 500 фунт/дюйм2
Скважина закрыта
ся 7 ч из расчета, что температура закачки составит
200 °F, скорость закачки 2 брл/мин, давление на устье 500 фунт/дюйм2 (рис. 4). Что же касается непосредственно участка НКТ на глубине 3000 фут (месте
нахождения прихвата инструментов), то расчетное
время прогрева для вывода участка НКТ из области
гидратообразования составило всего 2 ч (рис. 5).
Результаты расчета чувствительности показывают, что время прогрева в значительной степени зависит от скорости закачки нефти (см. табл.). Результаты
также показывают, что открытие скважины уменьшает время прогрева за счет снижения давления в
стволе. Например, в открытой скважине при скорости закачки 1 брл/мин и температуре нефти 150 °F
время прогрева составит 4 ч, которое увеличиться до
24 ч, если скважина закрыта.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№3 • март 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2008
Давление, фунт/дюйм2
Кривая разложения гидратов
3000 футов ниже уровня моря
Кривая разложения гидратов
5000 фут ниже уровня моря
Давление, фунт/дюйм2
НАГНЕТАНИЕ
В связи с тем, что в НКТ выше пробки закачивались жидкости (гликоль и сырая нефть в скважинах
А9 и А10; смесь метанола с хлоридом кальция и сырая нефть в скважине А5), был сделан вывод, что
после смещения пробки существует минимальная
опасность быстрого ее подъема вверх по стволу.
Вопросы целостности скважины касались, главным образом, совместимости горячей нефти с эластомерами и возможности выпадения в межтрубном
пространстве асфальтенов или парафина. Анализ
вида материалов, присутствующих в стволе скважины, подтвердил, что все они совместимы с горячей
нефтью. Изучение характеристик нефти позволило
установить, что выпадение асфальтенов маловероятно. Во избежание возможного выпадения в межколонном пространстве твердых веществ вслед за закачкой горячей нефти сразу же после расплавления
пробки следует закачивать сухой газ. Закачка сухого
газа рассматривалась как самая простая и быстрая
операция очистки межтрубного пространства до охлаждения скважины, поскольку для этого не потребовалось бы дополнительного оборудования.
В скважине А5 было предпринято несколько попыток закачать в межтрубное пространство горячую
сырую нефть, для нагрева которой до 200 °F использовалась арендованная тепловая установка. Эти попытки
оказались неудачными, поскольку обильное выделение
газа из нефти стало причиной кавитации арендованного дожимного насоса. Для того чтобы добываемая нефть
попадала в резервуар для обезвоженной нефти как можно более горячей (в данном случае 135 °F), и затем закачивалась в межтрубное пространство, компания решила
использовать эксплуатационное оборудование.
Опираясь на результаты моделирования возможных ситуаций, провели экспертизу оборудования,
необходимого для закачки горячей нефти, особенно
насоса и эксплуатационного оборудования, и выяснили, что оно подходит для закачки со скоростью до
1,5 брл/мин при температуре 125 °F.
Горячую сырую нефть закачали в межтрубное
пространство и далее через отверстие в НКТ в пласт
со скоростью 1,5 брл/мин. Через 12 ч закачки инструменты извлекли из скважины. При той же скорости
закачки и температуре выполнили моделирование;
оно показало, что расчетное время прогрева для участка НКТ на глубине 3000 фут составляет 3 ч. Разница
между фактическим и расчетным временем может
приходиться на время, необходимое для расплавление пробки, а также может быть связана с другими
факторами, включая упрощение модели скважины и
допущений в исходных данных.
В скважине А9 добываемую нефть при температуре 120 °F закачали в межтрубное пространство с
помощью имеющегося на платформе насоса. Закачку нефти вели со скоростью 1,5 брл/мин и далее в
пласт через газлифтный клапан, расположенный на
глубине 6600 фут. Через 6 ч закачки, в соответствии
с увеличением давления на устье, в НКТ можно было
закачивать нефть.
После окончания операции сырую нефть вытеснили из межколонного пространства подачей газ-
Температура, °F
Рис. 6. Моделирование закачки горячей нефти для скважины
А%10 показало широкий интервал времени прогрева в зависимости от предполагаемого местонахождения гидратов. На
глубине 3000 фут ниже уровня моря (верхний график) время
прогрева составило бы 4 ч, а участок НКТ на глубине 5000 фут
остался бы в области гидратообразования даже через 58 ч
лифтного газа с расходом 3,8 млн фут3/сут с целью
предотвращения охлаждения нефти, выпадения из
нее парафина и недопущения размыва газлифтного
клапана. Последующее моделирование с той же скоростью закачки и температурой показало, что для
участка НКТ на глубине 3000 фут расчетное время
прогрева составило 4 ч.
В скважине А10 добываемую нефть при температуре 125 °F закачали в межтрубное пространство с
помощью имеющегося на платформе насоса. Закачку
нефти вели со скоростью 1,4 брл/мин и далее в пласт
через газлифтный клапан, расположенный на глубине 5200 фут.
Через несколько часов закачки давление не повысилось, поэтому выполнили моделирование. Моделирование при той же скорости закачки и температуре
показало, что для участка НКТ на глубине 3000 фут
расчетное время прогрева составило всего 4 ч. Вместе
с тем, расчеты показали, что участок НКТ на глубине
5000 фут останется в области гидратообразования даже
после закачки в течение 58 ч (рис. 6). Это связано с тем,
что с увеличением глубины температура окружающей
среды снижается, т.е. с увеличением глубины вероятность образования гидратной пробки возрастает.
Через 60 ч закачки в колонну НКТ можно было закачивать нефть. После окончания операции сырую
нефть вытеснили из межтрубного пространства пода53
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
чей газлифтного газа с расходом 0,4 млн фут3/сут. Как
и в скважине А9, это было сделано для предотвращения охлаждения нефти, выпадения из нее парафина
и недопущения размыва газлифтного клапана. Сравнение расчетного времени с фактическим временем,
необходимым для расплавления пробки, показывает,
что пробка расположена на глубине 3000–5000 фут.
ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ИСПРАВЛЕНИЕ
После анализа операций были сделаны некоторые
выводы. Среди прочего, было рекомендовано использовать гликоль в качестве жидкости для всех испытаний на герметичность, поскольку он также служит
ингибитором образования гидратов. В процессе проведения операций на талевом канате также следует
использовать специальный переводник, чтобы свести к минимуму утечки жидкости в скважину при проведении испытаний с помощью лубрикатора.
Последующий анализ операций в остановленных
скважинах показал, что изза неполадок в блоке закачки химических реагентов в скважины закачали
недостаточный объем ингибитора. Поэтому была создана группа для пересмотра порядка действий при
возвращении скважин в эксплуатацию после длительной остановки в случае недостаточной закачки
ингибитора. Для предупреждения образования гидратной пробки в скважине группа рекомендовала
после открытия предохранительного клапана выполнить следующие действия:
• максимально снизить давление в НКТ и продолжать его снижение с целью удержания
скважинных флюидов вне области гидратообразования;
• при максимально сниженном давлении на
устье закачать в камеру ввода реагентов рекомендуемый объем ингибитора;
• при максимально сниженном давлении на устье
выждать 8 ч, пока ингибитор не поднимется
наверх;
• возобновить закачку ингибитора с рекомендуемой скоростью;
• для подтверждения открытия предохранительного клапана закачать в НКТ со скоростью
1,5 брл/мин минимальный объем дегазированной нефти, подогретой в имеющейся установке до
максимально возможной температуры (135 °F);
• возвратить скважину в эксплуатацию в соответствии с принятым порядком ввода.
Измененный порядок действий применили в других скважинах с изолированной от морской воды
фонтанной арматурой, которые были остановлены по
причине урагана в то же время, что и скважины А9 и
А10, и в которые закачали недостаточное количество
ингибитора. При возвращении этих скважин в эксплуатацию осложнений изза гидратов не отмечалось.
Исходя из опыта проведения работ на скважине
А5, сырую нефть, нагнетаемую в межтрубное пространство с целью расплавления гидратов, рекомендуется нагревать до максимально возможной температуры с помощью имеющихся на платформе технических
средств и не использовать сторонний нагреватель. Это
позволит избежать выделения газа, который может
54
стать причиной кавитации насоса. Если с помощью
технических средств нельзя нагреть нефть до требуемой температуры, можно использовать дизельное топливо, воду, дегазированную нефть или другую жидкость, хотя они и не потребовались в данном случае.
ВЫВОДЫ
Во всех трех скважинах при помощи закачки горячей нефти в межтрубное пространство удалось расплавить образовавшиеся в НКТ гидратные пробки.
Моделирование возникновения возможных ситуаций в стволе скважины позволило оценить целесообразность закачки горячей нефти с целью ликвидации
пробок, и, прежде всего, рассчитать необходимую
температуру и скорость закачки. Исходя из предположения, что модель ствола скважины является правильной, а исходные данные верными, было показано,
что время расплавления гидратной пробки примерно
в три раза превышает время прогрева. Определение
примерного местонахождения гидратной пробки помогает оценить вероятность ее расплавления. Чтобы
максимально снизить вероятность образования гидратной пробки, был разработан измененный порядок
возвращения скважин в эксплуатацию.
Перевел С. Сорокин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Bendiksen, K. H., Malnes, D., Moe, R. and S. Nuland, «The dynamic twofluid model OLGA: Theory and application», SPE Production Engineering,
May 1991, pp. 171–180.
2. Scandpower Petroleum Technology AS, OLGA 2000 v4.10 User’s Manual,
Ch. 3, p. 134.
Amrin F. Harun (Амрин Ф. Харун), старший инженернефтяник компании BP Egypt. Имеет более чем 15летний опыт работы в проектировании и эксплуатации
оборудования для добычи. До работы в компании ВР
был старшим инженером в компании Intec Engineering,
занимаясь эскизной проработкой и техническим проектированием. В Университете Индонезии д-р Харун
получил степень бакалавра в области разработки технологии добычи газа, степень магистра в Оклахомском университете и степень доктора технических
наук, в Университете Талса. Является техническим редактором журнала
SPE Projects, Facilities & Construction. Связаться с гном Харун можно по
адресу: amrin.harun@bp.com.
Thomas E. Krawietz (Томас Э. Кравиц), старший инженер по добыче компании ВР в Хьюстоне. За ним закреплена платформа Horn Mountain в глубоководной
восточной части Мексиканского залива. Гн Кравиц
имеет более чем 27летний опыт работы в секторе бурения, заканчивания скважин, их ремонта, эксплуатации объектов и разработки месторождений в Техасе,
на Аляске и в Мексиканском заливе. Получил степень
бакалавра в области разработки технологии добычи
нефти в Техасском технологическом университете и
является инженером, прошедшим квалификационные испытания и зарегистрированным как специалистнефтяник в шт. Техас. С ним можно
связаться по адресу: thomas.krawietz@bp.com.
Muge Erdogmus (М. Эрдогмус) работает в компании
ВР в качестве технического специалиста – химика
в подразделении Azerbaijan Strategic Performance.
Др Эрдогмус начала работать в компании ВР с
2001 г. На протяжении этих лет работает в комплексной группе Flow Assurance Delivery как по линии моделирования многофазных потоков, так и по линии производственной химии. Др Эрдогмус получила степени
бакалавра и магистра в области разработки химических технологий в Ближневосточном техническом университете (Турция) и степень доктора философии в области разработки
нефтяных и газовых месторождений в Пенсильванском университете.
С ней можно связаться по адресу: muge.erdogmus@bp.com.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№3 • март 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
РАЗРАБОТКА
ГЛУБОКОВОДНОГО ШЕЛЬФА ЕГИПТА
D. Blacoe, D. Smith, G. Taylor, Intec Engineering
Разработка на протяжении семи лет глубоководного месторождения способствовала расширению
эксплуатационной инфраструктуры в Средиземном море
Разработка WDDM осуществляВ 1999 г. проект, управляемый
В план расширения инфракомпанией Burullus Gas Co. (сов- ется в соответствии со следующи- структуры входит строительство
местное предприятие компаний ми принципами:
завода СПГ в Идку (неподалеку от
• технологическое обеспечение; Александрии).
BP Egypt, Edison Gas и Egyptian
• разработка и оперативная
General Petroleum Co.) стал первым
Системы добычи. Подводное обопростота;
глубоководным проектом на шельрудование включает горизонтальную
• интегрированный дизайн на фонтанную арматуру, манифольды и
фе Египта. В рамках этапа 1 проекоснове морских и наземных система соединения отдаленного трута был построен 90-километровый
разработок, поставщики обору- бопровода. Поскольку капитальный
трубопровод, соединяющий местодовании, установка и т.д.
ремонт фонтанной арматуры в блирождения Скараб и Саффрон с бежайшее время производиться не бурегом. Строительство этого трубодет, подводная фонтанная арматура
провода было выполнено в рекорд- ПРЕДПОСЫЛКИ
РАЗРАБОТКИ WDDM
имеет горизонтальную конструкцию.
но короткие сроки.
Концессия WDDM граничит с Фонтанная арматура соединяется с
С тех пор компания Edison Gas
продала свою долю Edison Gas концессией в Розетте, осуществля- манифольдами при помощи специEdison продала свою долю Petronas ющей операции в мелководном ре- ального соединения Cameron Vertical
Caligali. Затем FEED было поручено гионе на глубине 200 м (рис. 1). Раз- Connection (CVC). В связи с этим
провести исследование западной де- работки осуществляются в водах рыболовство возможно на глубине
льты глубоководного шельфа Египта глубиной от 300 до 1200 м. В связи 200 м. Конструкция основного тру(West Delta Deep Marine – WDDM) с этим использующиеся глубоко- бопровода разработана специально с
в Средиземном море, которое впос- водные технологии выбирались в учетом активного ведения рыболовследствии было завершено компа- соответствии с характеристиками тва. Диаметр трубопровода составлянией Intec. Чтобы завершить ис- от Мексиканского залива до Се- ет 4” и частично утоплен в грунт дна.
следования WDDM компания Intec верного моря. Этап 1 включал Подводные структуры разработаны с
инфраструктуры. учетом тралового лова над эксплуатапродолжала работать в партнерс- строительство
тве. Специалисты компании разра- Но проект строительства основно- ционными мощностями.
ботали концептуальную структуру го трубопровода (от PipeLine End
Трубы глубоководного трубопрои FEED для всех этапов разработки Manifold – PLEM до распреде- вода сделаны из углеродистой стали
WDDM. В настоящее время компа- лительных мощностей на берегу) и имеют диаметр 10, 20 и 26”, вклюния предоставила для реализации входит в план расширения инфра- чая трубы PipeLine End Terminations
проекта группу специалистов, ока- структуры.
(PLET). Вся конструкция разрабозывающих
техническую
тана с учетом продольного
поддержку, и обеспечиваюскольжения, что обеспечивает
Средиземное море
щую управление контрольтемпературное расширение и
Серпрент
ным оборудованием.
предотвратит возникновение
Синбад
Скараб
Саффрон
Из региона с неразвизапирающих сил.
той инфраструктурой, в
На месторождении добыСимиан/Сиена
Сапфир
котором не проводились
вается газ, не содержащий
глубоководные разработки,
серу, но все равно имеется
Египет благодаря проекту
риск возникновения гидратРозетта
Порт-Саид
WDDM, становится ведуных пробок из-за давления
Идку
Александрия
щей глубоководной нефтеи температуры. Для предогазовой провинцией Средитвращения этого необходиземного моря. В настоящее
мо нагнетать моноэтиленгЗавод СПГ
время бурение скважин
ликоль MonoEthylene Glycol
Суэц
Каир
осуществляется на глубине
(MEG). Это осуществляется с
Хелван
3360 фут (1 фут = 0,3048 м).
терминала. Кроме того, при
Месторождения соединены
остановке трубопровода или
между собой и с берегом Рис. 1. Граница концессии WDDM с концессией, осуществля- повторном вводе в эксплуатрубопроводом протяжен- ющей операции на мелководном шельфе, на глубине 200 м тацию необходимо нагнетать
ностью 124 км.
метанол.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2008
55
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
плуатироваться в 2003 г. с
Различные продуктивные
Скважина
Пласт сапфир
добычей 700 млн фут3/сут
пласты. Отбор продукции
Sapphire Dp
Скважина
из различных продуктивприродного газа.
Sapphire Dh
ных пластов представляет
Скважина
Sapphire Df
собой серьезную проблему.
РАЗРАБОТКА
Наиболее глубоко залегаюЭТАПОВ 2 И 3
щие продуктивные пласты
Скважина
Месторождения Симиан
Sapphire De
– сапфир, скараб и саффон
и Сиена (этап 2) и Сапфир
(рис. 2). Из-за более высоко(этап 3) были выбраны для
Скважина
го давления в пласте сапфир
Манифольд
реализации первого плана
Sapphire Da
Sapphire 2
рассматривалась
возможрасширения, чтобы посСкважина
ность установки напорнотавлять газ на завод СПГ.
Sapphire Dd
Скважина
Манифольд
го трубопровода, который
Скважина
Sapphire Db
Чтобы обеспечить поставки
Sapphire 1
Sapphire SDA
Скважина
мог бы выдержать давление
природного газа на внутренSapphire Dc
выше, рассчитанного давлений рынок, было принято
ния при закрытом входном Рис. 2. Рельефная карта продуктивного пласта сапфир
решение о реализации этого
клапане на терминале. Чтоплана. На этих трех местобы предотвратить это была
рождениях пробурено шесразработана
автономная
тнадцать скважин (шесть
система защиты, при помо– на месторождении Симищи которой одновременно
ан, две – на месторождении
можно осуществлять и контСиена и восемь – на месроль. Система контролирует
торождении Сапфир). Эксдавление о поток.
плуатационные мощности
Одной из проблем, рассконструированы с учетом
сматриваемых в процессе
транспорта совокупной дореализации проекта, стали
бычи с трех месторождений
неровности и склоны на
на берег. Только на местоморском дне. Морское дно
рождении Симиан добыв районе пласта сапфир
ча из скважин составляет
характеризуется
значи150 млн фут3/сут.
тельными неровностями,
Подводные скважины
доходящими иногда до 1:10.
пробурены в водах глубиКроме того, беспокойство
ной 1 км и контролируютвызывала
сейсмическая
ся с берега при помощи
нестабильность. Контроль
электрогидравлической
ослабляется только в оп- Рис. 3. Подводная распределительная компоновка SDA, уста- мультиплексной системы,
ределенных зонах, харак- новленная на двух манифольдах и система интегрированного обеспеченной источником
теризующихся
хорошей контроля (System Integration Test – SIT)
гидравлической энергии и
позицией,
сравнительно
системой нагнетания менебольшими склонами и другими System Integration Test (SIT), чтобы танола, размещенной на контрольособенностями, способствующими обеспечить механическое соеди- ной платформе, установленной на
снижению рисков.
нение и контроль всех компонен- мелководном участке. Реализация
Несмотря на то, что для реали- тов подводной добывающей систе- этапа 2 началась в 2005 г., к реализации проекта были разработаны мы. На рис. 3 показана подводная зации этапа 3 приступили в третьразличные технологии, все-таки распределительная
компоновка ем квартале 2005 г. Это позволило
возникали некоторые проблемы, (Subsea Distribution Assembly – увеличить добычу природного газа
связанные с разработкой. К этим SDA), которая устанавливается на до 1,4 млрд фут3/сут. С внедренипроблемам относятся:
двух манифольдов.
ем WDDM добыча увеличится до
• предотвращение образования
2 млрд фут3/сут.
гидратных пробок;
РАЗРАБОТКА ЭТАПА 1
• контроль нагнетания химичесНа этом этапе на глубине РАЗРАБОТКА ЭТАПА 4
ких составов;
1362 фут был проложен сдвоенный
Реализация проекта Burullus осу• современные системы конт- 20-дюймовый транспортный тру- ществлялась на этапе 4. В этот этап
роля;
бопровод протяженностью 31 к. входит увеличение числа скважин
• соединители большого диа- этот трубопровод был проложен к с 8 до 24 единиц (рис. 4). Первонаметра;
центру PLEM, расположенному на чально была разработана система
• высокопродуктивная фонтан- глубине 95 м, где диаметр трубоп- контроля. Она будет использоватьная арматура (150 млн фут3/сут ровода увеличивается до 24 и 36” с ся для контроля состояния будущих
и более).
учетом расширения мощностей. С скважин. На месторождении СинКлючевым решением, способс- берега до MEG протянут 4-дюймо- бад планируется пробурить еще вотвующим снижению рисков, яв- вый трубопровод. Месторождения семь скважин. На месторождениях
ляется использование системы Скараб и Саффрон начали экс- Скараб-Саффрон и Серпент пла-
56
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№3 • март 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
Рис. 5. Расходомер Wet Gas Flowmeter
(WGFM), использующийся с целью контроля потока и минимизации нагнетания MEG
Рис. 4. Реализация этапа 4
Расширение системы контроля
Существующая инфраструктура Расширение инфраструктуры
Манифольды Фонтанная Манифольды
Фонтанная
арматура
арматура
Месторождения
Симиан
Сиена
Сапфир
Саурус/Секуойа
Всего
6
2
8
3
2
2
1
нируется пробурить семь скважин.
Все эти скважины будут контролироваться при помощи системы контроля Simian.
В этап 4 входит прокладка
10-дюймовых трубопроводов от
каждой скважины до новых манифольдов и SDA, которая соединена
с подводной системой контроля и
мониторинга (Subsea Monitoring
System – SCM).
Стратегия подрядчика заключается в подписании контракта на выполнение основных работ. Однако подводная фонтанная арматура, система
контроля и соединители трубопроводов были установлены ранее.
Эти планы в настоящее время
находятся в процессе доработки.
Проект расширения инфраструктуры включает этапы 5 и 6, которые
будут еще дорабатываться.
ПРОБЛЕМЫ, СВЯЗАННЫЕ
С СИСТЕМОЙ КОНТРОЛЯ
С подводной системой контроля
были связаны определенные проблемы, включая значительные рас-
4
4
4
1
2
12
7
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Манифольды
10
2
12
7
31
3
3
2
8
стояния между скважинами, систему нагнетания WEG и другие.
Системы контроля для реализации этапа 1 поставляла компания
Aker Kvaerner. Связь достигается
при помощи кабеля, специально
разработанного поставщиком. Однако для усиления сигнала на SDA
устанавливается повторитель в
82 км от берега. Этап 2 включает
бурение 8 скважин и установку
двух манифольдов на самой удаленной скважине, расположенной
в 124 км от берега. Хотя в процессе разработки систем коммуникации преимущество использования
медного кабеля было доказано,
удаление некоторых систем инфраструктуры требует размещение
специальной платформы в 60 км
от берега. Это решение было связано с определенными сложностями, особенно, с точки зрения
связи между системами. В таблице
приведены данные по разработке
элементов WDDM, которые будут
поддерживаться системой контроля платформы.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Всего
Фонтанная
арматура
№3 • март 2008
Системы связи между платформой и подводной системой контроля поставляемые компанией Vetco
Gray, были разработаны с учетом
требований пользователя. Основу
этой системы составляет медный
кабель. Однако связь между платформой и берегом обеспечивается
оптико-волоконной технологией.
Энергия подается на платформу с
берега. Передача данных осуществляется по подводной линии связи.
Кроме того, платформы оборудованы средствами спутниковой
связи для обеспечения контроля в
случае выхода из строя других систем связи.
Системы контроля, использующиеся на этапе 1, разработаны с учетом расширения инфраструктуры до
четырех скважин. Этап 4 предусматривает бурение семи скважин и установку двух манифольдов, которые
будут подсоединены к инфраструктуре этапа 1. чтобы оптимизировать
контроль и минимизировать нагнетание MEG устанавливают (рис. 5)
расходомер влажного газа (Wet Gas
Flowmeters – WGEM) и устройство
контроля нагнетания гликоля (Glycol
Control Units – GCU). Все работы
осуществлялись сервисной компанией, кроме того, системы контроля
предусмотрены для возможного расширения инфраструктуры. Система
контроля, разработанная для этапа 1
компанией Kvaerner. Обслуживает
семь скважин и два манифольда. В
то же время система контроля, разработанная компанией Vetco Gray,
обслуживает одну скважину на мес-
57
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
торождении Синбад. Контроль этих
восьми скважин и двух манифольдов осуществляется в рамках этапа 4
и как часть плана расширения инфраструктуры.
ПРОБЛЕМЫ, СВЯЗАННЫЕ
С НАГНЕТАНИЕМ
ХИМИЧЕСКИХ СОСТАВОВ
Чтобы предотвратить отложение гидратов, был разработан химический состав, в который входит
MEG и ингибитор коррозии. Кроме
того, для контроля нагнетания были
разработаны специальные приборы корректировки нагнетания
химических составов. Для этапа 1
был выбран GCU с дистанционным
управлением. Чтобы выполнить
требования месторождения нагнетание выполнялось в пределах 55–
500 брл/сут. Устройства регулирования нагнетания имеют определенные преимущества благодаря
своей простоте, однако они имеют
ряд недостатков.
• GCU не обеспечивает обратной связи с оператором на берегу,
отсюда невозможно получить подтверждение, что система функционирует нормально.
• Чтобы снизить затраты, нагнетание производится большими
объемами, что может стать причиной загрязнения WEG и дополнительной нагрузки на береговую инфраструктуру.
Для последующих этапов разработки WDDM компания создала ряд
инновационных GCU-технологий,
обеспечивающих контроль со стороны оператора на берегу. Кроме
того, основным требованием заказчика является обеспечение соответствующей
жизнеспособности
оборудования. Наземная система
подачи MEG имеет определенные
ограничения, поэтому не может
обслуживать все скважины. Чтобы
снизить объем добываемой воды до
10–240 брл/сут и объем нагнетания
MEG, потребуется заменить дистанционно управляемую систему на
электрически управляемую с нормой нагнетания 55–500 брл/сут. Такие контролируемые с поверхности
системы позволяют оператору корректировать подачу MEG вместе с
добываемой водой.
Однако это не является преимуществом. Эта система управляется
чрезвычайно медленно. Для выполнения полного цикла требуется
58
Рис. 6. Полная подводная система WDDM
20 мин. Операторам приходится
давать несколько дополнительных
команд, чтобы завершить цикл.
Это становится причиной остановки системы с целью ее перезагрузки. При разработке более
поздних версий системы специалисты учитывают все эти недостатки. Уже разработано программное
обеспечение с учетом сокращения числа команд до одной. Также
предусматривается возможность
корректировки нагнетания MEG
в реальном времени, что помогает оператору узнать об остановке
системы, повышении или понижении давления, превышения коэффициента нагнетания и других
ситуациях. Преимущества этой
инновации заключаются в том, что
оператор будет немедленно осведомлен о любой нештатной ситуации или сокращении объема нагнетания химических составов.
К элементам наземной системы
WDDM относится интегрированная
система контроля (integrated control
system – ICS) и система нагнетания MEG. Эти системы разрабатываются и поставляются различными подрядчиками. Визуализация
подводного нагнетания позволяет
разработчикам полностью просматривать все системы, включая
наземные элементы. Это необходимо, поскольку могут возникнуть
различные проблемы. Во-первых,
из-за возможного отсутствия корреляции между нагнетаемыми и
необходимыми объемами жидкости. Жидкость, нагнетаемая с берега, измеряется в кубических футах
в час, в то время как жидкость в
подводной инфраструктуре измеряется в баррелях в сутки. По этой
причине было принято решение об
установке трех подводных сепараторов с целью разделения добычи
с месторождений Симиан/Сиена,
Скараб/Сафрон и Сапфир. Эта
проблема была успешно решена.
Однако с решением этой проблемы
приходится уделять особое внимание согласованности между всеми
подрядчиками.
ПРОБЛЕМА
ПОДДЕРЖАНИЯ ПОТОКА
В связи с высокой пропускной способностью трубопроводов
обеспечение постоянного потока
является одной из наиболее важных задач. Компания разработала модель соответствия морских
поставок, возможностей наземного трубопровода и завода по переработке природного газа. При
помощи программного обеспечения OLGA компания объединила
все подводные системы в модель
(включая наземные мощности, такие как ловушки для конденсата
и сепараторы низкого и высокого
давления). Эта модель представлена на рис. 6. Поскольку возможности программного обеспечения
OLGA оказались достаточно ограничены, было разработано инно-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№3 • март 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
вационное решение с целью объединения OLGA с программным
обеспечением MATLAB-Simulink.
Новое решение обеспечило полный контроль функций наземного терминала, включая контроль
функций DGS-Style. Это позволило осуществлять оценку функций
любой системы контроля без изменения параметров OLGA и без
необходимости составления новой
модели процесса и функций наземных мощностей.
Модель включает единый подход к моделированию потоков по
24- и 36-дюймовым трубопроводам
из PLEM в различные уловители
конденсата. Моделью также учитывается дополнительная установка сепараторов низкого и высокого
давления. Использование MATLABSimulink также обеспечивает комплексный контроль систем, входящих в модель OLGA.
При помощи этой комбинированной модели специалисты кон-
тролируют изменение давления
и оценивают динамику этих изменений, рабочие условия интенсивность потока. Моделирование
обеспечивает оператору визуализацию процессов, происходящих
внутри морских и наземных мощностей. Исходя из полученных данных, оператор может разработать
оптимальную стратегию.
Внедрение проекта WDDM обеспечило следующие преимущества:
• одновременную транспортировку газа с нескольких месторождений;
• большие возможности системы, например, устранение необходимости остановки работы
трубопроводов в течение четырех лет;
• возможность
расширения
инфраструктуры до 32 скважин.
Перевел Г. Кочетков
David Blacoe (Д. Блако),
главный менеджер проекта, работает в компании
INTEQ Engineering (UK) Ltd.
на протяжении пяти лет.
М-р Блако начал работает в
отрасли с 1970-х гг. В 1980-х гг.
принимал участие в реализации морских проектов в
Северном море. Более двадцати лет м-р Блако посвятил проведению испытаний подводных систем и плавучих систем
добычи.
David Smith (Д. Смит), главные инженер по контролю
систем, сотрудник компании
INTEQ Engineering (UK) Ltd.
М-р Смит занимался на протяжении многих лет разработкой систем для Северного
моря, а также для различных
британских компаний. В 2001 г.
м-р Смит начал работать в
INTEQ Engineering (UK) Ltd., занимаясь реализацией проектов в Енипте.
Graham Taylor (Дж. Тейлор), управляющий директор INTEC EAM. Работает
в отрасли более 27 лет, занимаясь разработкой подводных систем и принимая
участие в реализации различных морских проектов.
ГЛУБОКОВОДНАЯ СТАТИСТИКА
Julie Wilson, Wood Mackenzie
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№3 • март 2008
Суммарный бонус, млн долл.
Число лицензий
Лицензионный раунд 2007 г. на приобретении дорогих лицензий. маловероятно, что на этих участках
разработку участков Мексикан- На этом раунде компания вложила можно будет открыть перспективского залива привлек внимание в приобретение лицензий на раз- ные месторождения.
По данным аналитиков участки,
многих операторов. Большая часть работку 36 участков 139 млн долл.
участков находится в глубоковод- Стратегия компании ВР заклю- расположенные в западной части
ных регионах залива. Это первый чалась в приобретении большего глубоководного региона Мексиканраунд, на котором предлагались числа участков, но меньшей цене. ского залива, в 2007 г. пользовались
участки, расположенные в запад- Компания приобрела лицензии на наибольшим спросом. В 2007 г. было
разработку 72 участков, заплатив продано почти в два раза больше
ной части Мексиканского залива.
Глубоководные регионы (от- за лицензии 28 млн долл. Однако лицензий, чем в 2006 г., когда по результатам проведения раунда
ложения
третичного
было получено 249 млн долл.,
возраста)
привлекли
что в четыре раза больше, чем
1
примерно две трети опе2
в предыдущие годы. Этот факт
раторов, что составило
3
еще раз подтвердил привлекапримерно 64 %. Число
4
тельность этого для операторов.
покупаемых лицензий
Иная ситуация сложилась
на разработку участков
с предложением участков на
на шельфе продолжает
шельфе. Число проданных лисокращаться.
Только
цензий в 2007 г. по-прежнему
незначительное
чиссокращалось. В 2007 г. число
ло участков на шельфе
лицензий сократилось на 25 %
продолжает привлекать
по сравнению с 2007 г. Итак,
компании.
Источник: Wood Mackenzie PathFinder
несмотря на снижение интеВсего в лицензионном раунде приняли Динамика продажи лицензий подтверждает повышение ин- реса операторов к разработке
мелководного шельфа, глубоучастие 204 компании. тереса к разработке глубоководных регионов:
Стратегия
компании 1 – глубоководные регионы; 2 – шельф; 3 – бонус (глубоководные ководные регионы продолжаучастки); 4– бонус (шельф).
ют привлекать компании.
Statoil заключалась в
59
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ОТРАСЛЕВАЯ СТАТИСТИКА
Цены на нефть продолжают расти, достигнув 29 октября 2007 г. рекордного уровня в 93,53 долл/брл в связи
с вторжением Турции на территорию Ирака и снижением курса доллара. В октябре 2007 г. министры ОПЕК
уже выразили беспокойство относительно повышения
цен на нефть до 80 долл/брл и согласились повысить к
1 ноября добычу на 500 тыс. брл/сут. Однако это не повлияло на цены, и они поднялись до 90 долл/брл. Министры ОПЕК заявили, что предприняли все, чтобы поставки
нефти на рынок соответствовали спросу, и увеличивать
добычу нефти в дальнейшем не планируют.
В сентябре 2007 г. совокупные (в мире в целом) поставки нефти на рынок увеличились на 415 тыс. брл/сут,
достигнув 85,1 млн брл/сут. В соответствии с прогнозом спрос на нефть в среднем в 2008 г. составит 88 млн
брл/сут (по сравнению со среднегодовым спросом в 2007 г.,
составившим 85,9 млн брл/сут). Увеличение в сентябре
2007 г. добычи нефти в Ираке способствовало повышению совокупной добычи в странах – членах ОПЕК на
245 тыс. брл/сут до 30,7 млн брл/сут. На протяжении
2007 г. совокупные поставки нефти на рынок поддерживались странами, входящими в ОПЕК. Это решение было
принято министрами ОПЕК для предотвращения резкого
повышения цен на нефть и дефицита на рынке с учетом
сезона ураганов в Мексиканском заливе или возникновения других проблематичных ситуаций.
Добыча нефти в США****, тыс. брл/сут
Добыча нефти и конденсата в мире, млн брл/сут
Штат, регион
Алабама
Аляска
Арканзас
Калифорния
Колорадо
Флорида
Иллинойс
Канзас
Кентукки
Луизиана
Мичиган
Миссисипи
Монтана
Небраска
Нью Мексико
Северная Дакота
Огайо
Оклахома
Техас
Юта
Вайоминг
Другие***
Всего
48 нижних штатов
Сентябрь 2007 г.*
19,0
663,0
17,0
679,0
48,0
6,0
24,0
102,0
10,0
1417,0
16,0
51,0
87,0
6,0
159,0
121,0
15,0
166,0
1251,0
50,0
142,0
23,0
5072,0
4409,0
Средняя дневная добыча за месяц
Сентябрь 2006 г.**
Разница, %
20,0
655,0
16,0
679,0
63,0
7,0
28,0
99,0
6,0
1260,0
14,0
48,0
102,0
6,0
163,0
113,0
14,0
175,0
1344,0
52,0
145,0
27,0
5036,0
4381,0
Страна, регион
Август 2007 г.*
–5,0
1,2
6,3
0,0
–23,8
–14,3
–14,3
3,0
66,7
12,5
14,3
6,3
–14,7
0,0
–2,5
7,1
7,1
–1,7
–5,1
–6,91
–3,8
–14,8
0,7
0,6
19,0
675,0
17,0
669,0
43,0
6,0
25,0
100,0
7,0
1426,0
16,0
50,0
90,0
6,0
161,0
122,0
15,0
171,0
1264,0
51,0
140,0
24,0
5097,0
4422,0
* Оценка API.
** Данные DOE за 10 месяцев.
*** Включая Аризону, Индиану Миссури, Неваду, Нью Йорк, Пенсильванию, Южную Дакоту, Теннеси, Виргинию и Западную Виргинию.
**** Включая добычу конденсата.
Число буровых установок для капитального ремонта в США*
Регион
Техас, Мексиканский залив
Арклатекс
Восточный регион США
Южная Луизиана
Центральная часть США
Западный Техас/Пермский басс.
Скалистые горы
Западное побережье Аляски
Всего в США
Канада
2007 г.
Сентябрь
Август
194
180
81
53
440
786
434
341
2509
525
205
174
78
49
456
766
334
346
2408
464
Июль
2006 г.
Сентябрь
194
175
79
49
446
749
327
339
2358
610
205
156
78
46
417
773
386
322
2380
769
Изменение, %
По месяцам По годам
5,7
–0,6
–1,3
0,0
2,2
2,3
2,1
2,1
4,2
13,1
0,0
11,5
0,0
6,5
9,4
–0,9
–12,8
7,5
5,4
–29,9
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
Сентябрь 2007 г.
Страны ОПЕК*
Саудовская Аравия
Иран
Ирак
ОАЭ
Кувейт
Нейтральная зона
Катар
Ангола
Нигерия
Ливия
Алжир
Венесуэла
Индонезия
Природный газоконденсат и конденсат
Всего в ОПЕК
Август 2007 г.
Август 2006 г.
Август 2005 г.
8,32
3,92
1,99
2,59
2,17
0,56
0,83
1,64
2,15
1,70
1,35
2,36
0,84
4,83
35,25
8,93
3,89
1,90
2,62
2,21
0,58
0,82
1,37
2,24
1,71
1,35
2,56
0,89
4,63
35,70
9,06
3,88
1,81
2,46
2,13
0,58
0,77
1,23
2,40
1,64
1,34
2,71
0,94
4,50
35,45
8,37
3,92
2,18
2,55
2,20
0,56
0,84
1,65
2,10
1,72
1,37
2,38
0,83
4,83
35,50
Страны, входящие в организацию экономического содружества**
США
Мексика
Канада
Великобритания
Норвегия
Европа – другие
Австралия
Страны тихоокеанского бассейна
Всего
7,39
3,51
3,41
1,48
2,24
0,74
0,59
0,09
19,45
7,47
3,22
3,39
1,31
2,43
0,75
0,56
0,08
19,21
7,34
3,68
3,19
1,66
2,78
0,74
0,53
0,05
19,97
7,32
3,76
3,06
1,84
2,97
0,80
0,54
0,05
20,34
12,24
3,67
0,75
0,79
1,17
0,15
2,10
0,77
0,53
0,54
0,45
0,75
0,42
0,38
0,67
0,23
1,82
27,43
1,90
85б00
11,64
3,62
0,74
0,78
1,14
0,16
1,99
0,78
0,53
0,53
0,46
0,79
0,46
0,42
0,70
0,23
1,54
26,51
1,86
84,16
Страны, не входящие в ОПЕК*
Страны бывшего СССР
Китай
Малайзия
Индия
Азия – другие
Европа
Бразилия
Аргентина
Колумбия
Эквадор
Латинская Америка - другие
Оман
Сирия
Йемен
Египет
Габон
Африка/Ближний Восток – другие
Всего
Прирост***
Итого
12,53
3,92
0,76
0,82
1,05
0,13
2,22
0,75
0,55
0,49
0,45
0,70
0,38
0,38
0,63
0,23
1,84
227,83
1,92
84,70
12,76
3,75
0,74
0,82
1,13
0,13
2,14
0,76
0,55
0,50
0,45
0,70
0,39
0,38
0,63
0,23
1,85
27,90
1,92
84,28
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, на входящих в организацию экономического содружества.
Цены на сырую нефть, долл/брл
12 месяцев
Действительные данные
Источник: Gas Price Report
Западно-техасская
Смесь Брент
Арабская легкая
60
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№3 • март 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Число буровых установок для капитального Число буровых установок вращательного
ремонта
бурения в мире в целом
Источник: Weatherford.
Источник: Baker Hughes Inc. и M-I-SWACO.
Число буровых установок вращательного бурения в мире в целом
Сентябрь 2007 г.
Наземные
Морские
Страна, регион
Канада
Европа
Германия
Италия
Нидерланды
Норвегия
Польша
Великобритания
Другие
Ближний Восток*
Абу\Даби
Иран
Оман
Саудовская Аравия
Сирия
Турция
Другие
Африка
Алжир
Египет
Ливия
Нигерия
Судан
Другие
Латинская Америка
Аргентина
Бразилия
Колумбия
Мексика
Венесуэла
Другие
Дальний Восток
Австралия
Китай, шельф
Индия
Индонезия
Малайзия
Мьянма
Пакистан
Таиланд
Вьетнам
Другие
Всего
341
26
5
4
1
0
2
1
13
236
10
51
49
68
19
5
34
121
30
40
13
4
24
10
291
75
18
41
72
60
25
148
13
0
56
41
0
7
19
2
0
10
1163
Август 2007 г.
Наземные
Морские
2
46
0
1
3
15
0
24
3
30
4
7
0
10
0
0
9
27
0
11
1
7
0
8
72
0
22
1
32
13
4
117
11
21
29
21
15
0
0
6
6
8
294
341
21
5
3
1
0
2
1
9
238
10
52
49
69
20
5
33
115
29
34
13
4
26
9
285
73
18
41
68
62
23
148
14
0
57
39
0
7
19
1
0
11
1148
2
56
0
1
3
20
0
28
4
30
4
7
0
9
0
0
10
26
0
13
0
5
0
8
63
0
22
0
19
16
6
112
12
19
23
21
17
0
0
5
7
6
289
Сентябрь 2006 г.
Наземные
Морские
441
24
5
5
0
0
1
1
12
223
9
44
40
67
23
4
36
104
29
32
10
1
25
7
268
83
13
26
59
62
25
135
9
0
53
31
0
8
19
2
0
13
1195
5
48
0
2
5
12
0
25
4
30
5
8
0
7
0
0
10
22
0
5
0
11
0
6
64
0
19
0
23
19
3
108
9
18
32
17
11
0
0
7
10
4
277
Источник: Baker Hughes Inc.
* Нет данных по Ираку.
Морские буровые установки в мире в целом
Мексиканский залив Европа/Средиземное море
В мире в целом
Мобильные Платформы Мобильные Платформы* Мобильные Платформы*
Сентябрь 2007 г.
Всего буровых установок
2006 г.
Аренда по контракту
2006 г.
Коэффициент использования
буровых установок, %
2006 г.
132
145
95
120
57
55
23
28
107
106
107
105
107
109
107
107
673
652
596
594
294
279
2401
232
72,4
40,4
100,0
100,0
88,2
81,6
82,93
50,9
99,1
98,2
91,4
83,2
Источник: ODC-Petrodata Weekly Mobile Offshore Rig Count.
* Корректированные данные.
Регионы
Сентябрь 2007 г.
Скалистые горы
Центральный район
Юго\запад
Мексиканский залив
Морские участки
Другие
Всего
Август 2007 г.
8
23
10
12
12
12
77
Источник: IHS Energy.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Число буровых установок вращательного бурения в США
Штат, регион
Алабама, всего
Наземные
Внутренние
Морские
Аляска, всего
Наземные
Морские
Арканзас
Калифорния, всего
Наземные
Морские
Колорадо
Флорида
Канзас
Кентукки
Луизиана, всего
Наземные – север
Внутренние воды \ юг
Наземные – юг
Морские
Мичиган
Миссисипи
Монтана
Небраска
Невада
Нью Мексико
Нью-Йорк
Северная Дакота
Огайо
Оклахома
Пенсильвания
Южная Дакота
Теннеси
Техас, всего
Морские
Наземные
Район 1
Район 2
Район 3
Район 4
Район 5
Район 6
Район 7В
Район 7С
Район 8
Район 8А
Район 9
Район 10
Юта
Западная Виргиния
Вайоминг
Другие
Всего в США
Всего в мире
№3 • март 2008
7
22
11
12
12
9
73
Сентябрь 2006 г.
11
15
12
8
7
11
64
Сентябрь
2007 г.
2006 г.
5
4
0
1
5
5
0
49
36
34
2
116
1
14
11
169
62
25
25
56
2
11
13
0
3
74
6
43
14
195
16
2
5
837
6
1
26
33
56
86
186
122
37
59
110
19
37
60
42
33
78
8
65
1783
4
3
0
1
6
6
0
27
32
28
4
94
0
9
9
201
57
20
45
79
3
13
17
0
1
90
0
37
8
193
15
3
1
787
9
2
24
27
58
94
141
113
45
38
96
26
37
78
45
25
109
4
93
1739
Август 2007 г.
Разница 2007/2006 гг., %
5
4
0
1
5
5
0
50
37
35
1
113
1
14
9
178
60
24
31
63
3
12
18
0
2
86
1
41
14
192
17
3
5
844
7
1
25
32
59
85
185
128
35
58
112
19
35
63
38
32
71
9
72
1804
25,0
33,3
–
0,0
–16,7
–16,7
–
81,5
12,5
21,4
–50,0
23,4
–
–55,6
22,2
–15,9
8,8
25,0
–44,4
–29,1
–33,3
–15,4
–23,5
–
200,0
–17,8
–
16,2
75,0
1,0
6,7
–33,3
400,0
6,4
–33,3
–50,0
8,3
22,2
–3,4
–8,5
31,9
8,0
–17,8
55,3
14,6
–26,9
0,0
–23,1
6,7
32,0
–28,4
100,0
–30,1
2,5
Источник: Baker Hughes Inc.
Геофизическая активность в мире в целом
Регионы
Геофизическая активность в США
Т
Число буровых установок вращательного
бурения в США
Африка
Канада
Страны бывшего СССР
Европа
Дальний Восток*
Ближний Восток
Латинская Америка
США
Всего
Октябрь 2007 г.
55
12
41
28
41
16
31
77
301
Сентябрь 2007 г.
58
11
41
28
40
15
29
73
295
Октябрь 2006 г.
49
14
44
22
42
14
19
64
268
Источник: IHS Energy.
* Включая Китай.
61
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING, Vol. 86, № 11, 12 – 2007
B. K. Bhaskararao,
MVGR College of Engineering
NOISE POLLUTION IN REFINERIES
P. Sims, Koch Knight LLC
THERMAL OXIDIZERS AND IN POLLUTION CONTROL
M. P. Sukumaran Nair,
Travancore-Cochin Chemicals Ltd.,
UPDATES ON PROCESS SAFETY SYSTEMS
R. Whitt, T. Ayral, Meridium
HOW COMPANIES ARE COMPLYING WITH BAKER REPORT
J. G. Peeters и S. L. Theodoulou,
GE Waters & Process Technologies
CONSIDER MEMBRANE TECHNOLOGIES
TO TREAT OILY WASTEWATER
S. Ghoshal, Indian Oil Corp. Ltd.
PREVENT HYDROCARBON LEAKS
IN COOLING WATER
L. A. Huchler, Contributing Editor
IMPROVE WATERSIDE OPERATION
FOR WASTE-HEAT BOILER
T. Sofronas, Consulting Engineer
CRACKING OF A ROTARY DRYER
J. Rios, ABOCOL-Wood Group Alliance;
H. Dale, Wood Group Colombia and R. Garzon, ABOCOL,
Bogota, Colombia
NO SMALL TASK TO MOVE PLANT FROM KANSAS
TO COLOMBIA
K. Edmunds, North Atlantic Refining Ltd.;
S. Uzelac и R. Newnham, Born Heaters Canada ULC
LESSONS LEARNED DURING REVAMP
OF 34 YEAR-OLD REFORMER
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
HYDROCARBON PROCESSING
КОРОТКО О РАЗНОМ
W. Weirauch, главный редактор НР
СТАНДАРТЫ НА КИБЕРНЕТИЧЕСКУЮ
БЕЗОПАСНОСТЬ
Лидерами промышленности из числа крупных
производителей и потребителей систем управления
была создана организация с целью разработки аргументированных спецификаций и процессов испытания, а также сертифицирования критически важных
систем управления. При институте, занимающимся
проверкой, соответствия требований безопасности
(ISA Security Compliance Institute − ISCI) общества
КИП был создан специальный орган ISASecure, который будет идентифицировать продукты и системы,
отвечающие требованиям стандартов по безопасности. Сертифицирование является формальным признанием соответствия продукта требованиям спецификаций, обеспечивая надежный способ дифференциации средств автоматизации по степени кибернетической безопасности.
«Кибернетическая безопасность является одной
из острейших проблем потребителей химической,
нефтегазоперерабатывающей и нефтехимической
промышленности,− считает вице-президент Siemens
Energy and Automation, Inc. Т. Стауфер. − Институт
получил широкое признание в мире, и будет фокусировать внимание на разработке полных систем автоматизации, а не отдельных компонентов. Создание
международной, третьесторонней организации является значительным шагом вперед в обеспечении
кибернетической безопасности». Членами ISA являются компании BP, Chevron, Honeywell, Invensys и
Yokogawa.
«Создание ISCI стало приоритетным событием для
конечных потребителей, поставщиков, интегрирующих органов и правительственных кругов», − утверждает А. Ристаино, управляющий этого института.
В настоящее время ISA при помощи нового стандарта ISCI проводит проверку на соответствие эксклюзивного устройства кибернетической безопасности систем управления (CS2SAT).
CS2SAT представляет собой настольное программное обеспечение, позволяющее пользователю получить информацию, обеспечивающую выбор соответствующих систем управления. С рекомендациями
по дальнейшему повышению кибернетической безопасности системы можно ознакомиться на сайте:
www.isa.org.
ВЫВОД АКТИВОВ EXXONMOBIL ИЗ АРГЕНТИНЫ
Корпорация ExxonMobil несколько раз отодвигала сроки продажи своей установки в Аргентине.
Установка Esso оценивается в 200 млн долл. Эта компания является ведущим игроком на топливном рынке Аргентины. Главным кандидатом на приобретение
этого объекта выступает бразильская государственная нефтяная компания Petrobras. Венесуэльская государственная компания PDVSA также заинтересована в расширении своего присутствия в Аргентине.
№3 март 2008
Во владении Esso Argentina находятся НПЗ и сеть
АЗС, состоящая из 540 объектов.
Предполагаемая продажа является составной
частью плана ExxonMobil, направленного на постепенный вывод активов из Латинской Америки.
КРУПНЫЙ ЗАЕМ SINOPEC ДЛЯ ФИНАНСИРОВАНИЯ
ХИМИЧЕСКОГО ПРОЕКТА В ФУЦЗЯНЕ
Для финансирования интегрированного нефтехимического комплекса, строящегося в приморской
пров. Фуцзянь на юге Китая, крупнейшая энергетическая компания Китая получила заем в размере почти 4,4 млрд долл. В банковский консорциум
входит 11 крупнейших китайских банков и Sinopec
Finance Company. Консорциум Fujian Refining and
Petrochemical Co., (FRPC) был образован в марте
2007 г. В него входят Sinopec Corp. (55 %), ExxonMobil
China Petroleum and Petrochemical Company Ltd.
(22,5 %) и Sandi Aramco Sino Company Ltd. (22,5 %).
SSP является совместным предприятием, состоящим
из трех нефтяных компаний, владеющих 750 АЗС и
резервуарными парками в пров. Фуцзян. Финансируя
бурно развивающуюся нефтехимическую промышленность Китая, коммерческие банки абсолютно не рискуют. Летом 2007 г. совместное предприятие, созданное
CNOOC и Royal Dutch/Shell Group успешно получили
заем в размере 22,28 млрд юаней для финансирования
своего нефтехимического проекта в Наньхае.
РОСТ ПОТРЕБЛЕНИЯ МЕТАЛЛОЦЕНОВЫХ
И SINGLE-SITE ПОЛИМЕРОВ
До 2001 г. прогнозируется рост потребления металлоценовых полимеров на 18 % в год до 5,2 млрд фунт
(1 фунт = 0,453 кг). «Прогресс будет стимулироваться продолжающейся оптимизацией стоимости и эксплуатационных характеристик металлоценовых катализаторов и материалов, а также масштабным ростом
экономики», − сообщают авторы недавно опубликованного исследования The Freedonia Group (www.
freedoniagroup.com) . Дальнейший рост будет сдерживаться высокими ценами по сравнению со стоимостью обычных материалов и растущей конкуренцией
со стороны усовершенствованных катализаторных
систем Циглера-Натта. Металлоценовый линейный
полиэтилен низкой плотности (metallocene linear lowdensity polyethylene – mLLDPE) будет доминировать
на рынке и потребление металлоценового полиэтилена и полипропилена будет расти. Пленочный и листовой полиэтилен найдут широкое применение благодаря использованию линейного mLLDPE в качестве упаковочного материала. В период с 2004−2006 гг.
прогнозируется умеренный рост цен с учетом бурного роста цен на нефтегазовое сырье.
НАЛОГ НА ВЫБРОСЫ СО2
В КАНАДСКОЙ ПРОВИНЦИИ КВЕБЕК
Налог на выбросы СО2, который был введен
в 2006 г., будет приносить в казну 200 млн канад. долл/
год. Эти средства будут использованы для финансиро63
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
вания планов администрации провинции, направленных на снижение выбросов и выплату премий за
энергосберегающие инициативы, в частности, в сфере общественного транспорта. Налог будет составлять 0,8 цент/л бензина, проданного в провинции
Квебек и 0,9 цент/л дизельного топлива. В расчете за
год налоговая база составит 60 млн долл. за бензин,
36 млн долл. за дизельное топливо и 43 млн долл. за
печное и котельное топливо. Газораспределительные
компании заплатят 39 млн долл. Пока неясно, намереваются ли энергетические компании нести бремя
этих затрат или попытаются переложить его на плечи потребителей.
ФАКТОРЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ
НА ПЕРЕРАБАТЫВАЮЩУЮ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
Средние цены на топливо для отопления жилых
домов в сезон 2007−2008 гг. будут выше по сравнению с 2006–2007 гг. Зимой 2008 г. цены на природный газ для отопления жилых помещений в среднем
составят 13,14 долл/тыс. фут3. Средняя цена котельного топлива (мазута) составит 2,88 долл/галл против 2,48 долл/галл прошлой зимой (2007 г.), а пропана − 2,28 долл/галл против 2,02 долл/галл зимой
2007 г.
Ниже приведены основные положения краткосрочного прогноза, опубликованного Администрацией
по информации в области энергетики (Energy
Information Administration – EIA). В табл. 1 приведены сравнительные данные по ценам на топливо за
период с 2005 по 2008 гг., включая изменения в зимние сезоны.
По-прежнему незначительные объемы избыточной продукции нефтеперерабатывающих мощностей, низкие товарные запасы и высокое потребление
нефти − все это влияет на повышение цен на нефть.
В целом прогнозируется снижение цен на нефть,
но среднемесячная цена в прогнозируемый период
составит 80 долл/брл (Прим. пер. − Достаточно оптимистичный прогноз. Цена на нефть на 1 января
2008 г. уже близка к 100 долл/брл).
В соответствии с прогнозом зима в 48 нижних
штатах США будет на 4 % холоднее, чем в 2007 г.
Однако среднее значение зимней температуры окажется на 2 % выше среднего показателя за 30-летний
период (1971−2000 гг.). В связи с ожидаемым в США
похолоданием прогнозируется повышение цен на
котельное топливо.
Глобальные нефтяные рынки. Мировой нефтяной рынок характеризуется ростом потребления нефти и умеренным увеличением поставок из стран,
не входящих в ОПЕК. Однако с учетом заявления
ОПЕК о намерении увеличить добычу и некоторого
снижения потребления нефти в США в конце 2007 г.
EIA прогнозирует некоторое снижение цен на нефть
в течение зимы.
Несмотря на то, что некоторые члены ОПЕК,
включая Анголу и Саудовскую Аравию, намерены
увеличить объемы добычи нефти в 2008 г., резервуарных мощностей будет недостаточно, если учитывать темпы роста потребления. В результате, напряженность на мировом нефтяном рынке сохранится
на протяжении всего 2008 г., если рост потребления
нефти сохранится на том же уровне.
Бензин. Товарные запасы автомобильных бензинов во втором полугодии 2007 г. были истощены. По
состоянию на 30 сентября 2007 г. они исчислялись
192 млн брл, что на 12 млн брл ниже среднего показателя за 5-летний период. В начале второго квартала 2008 г. товарные запасы бензина составят 205 млн
брл, что на 2 млн брл ниже среднего показателя.
Отражая динамику цен на нефть, стоимость
бензина в 2008 г. составит 2,83 долл/галл (против
2,75 долл/галл в 2007 г.).
Дизельные топлива. Запас дизельных топлив,
сравнительно большой с конца 2005 г., сократился до
среднего и нормального уровня к июню 2007 г. В соответствии с прогнозом объемы запасов сохранятся
на среднем уровне.
В начале зимнего сезона запасы дизельных топлив оценивались в 136 млн брл, что на 13 млн брл
ниже прошлогоднего (2007 г.) уровня. В соответствии с
прогнозом на конец марта 2008 г. запасы дистиллятов
составят 115 млн брл, что на 4,5 млн брл ниже уровня
марта 2007 г., но все же еще в пределах нормы.
«Даже с учетом более холодной погоды этих запасов будет достаточно для удовлетворения потребностей, но если нефтепереработчики в ближайшие месяцы переориентируют производство на увеличение
товарных запасов бензина, то может образоваться
дефицит средних дистиллятов», − заключают авторы
прогноза EIA.
Таблица 1. Цены на основные топлива в США
Топлива
Год
Сезонные изменения, %
2005
2006
2007
2008
56,49
66,02
68,84
Бензин, долл/галл**
2,27
2,58
Дизельное топливо, долл/галл***
2,41
Котельное топливо, долл/галл****
Нефть WTI, долл/галл*
3
Природный газ, долл/тыс. фут ****
∗
Западно-Техасская средняя нефть.
Средняя цена на регулярный бензин.
∗∗∗
Розничная цена.
∗∗
64
2005–2006
2006–2007
2007–2008
73,50
16,9
4,3
6,8
2,75
2,83
13,4
6,9
2,8
2,71
2,82
2,96
12,5
4,1
5,1
2,05
2,36
2,52
2,68
15,3
6,5
6,2
12,84
13,75
13,10
13,62
7,0
–4,7
4,0
∗∗∗∗
Средняя цена котельного топлива на отопление жилых
домов.
Источник: EIA.
№3 март 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
НЕГАТИВНОЕ ВЛИЯНИЕ ДЕБАТОВ
НА РЕГИОНАЛЬНЫЕ ПЕРСПЕКТИВЫ
РАЗВИТИЯ РЫНКА БИОТОПЛИВ
«В США продолжается рост инвестиций в технологии производства биотоплив − самый быстро развивающийся рынок в мире», − констатируют авторы
недавно опубликованного исследования из компании Ernst & Young (www.ey.com).
Несмотря на то, что высокие цены на продовольствие негативно влияют на жизнеспособность пищевой отрасли, кроме того, ведутся продолжительные
дебаты под девизом «продовольствие или топливо» −
инвестиции в технологии производства биотоплив
из сырья непищевого назначения постоянно увеличиваются, особенно в США.
Привлечение инвестиций в технологии производства биотоплив было достигнуто заявлением в августе 2007 г. Палаты представителей о проекте предоставлений 1 млрд долл. для снижения налоговых
ставок и стимулирования работ в области возобновляемых источников энергии.
Расширение производства биотоплив в США.
«Повышение инвестиций в технологии производства биотоплив в США стимулируется привлекательной нормативной базой, механизмом поддержки и
прокладкой трубопроводной инфраструктуры», −
говорит Дж. Джонс, руководитель отдела возобновляемой энергии на фирме Ernst & Young.
«В 2008 г. производство биодизельного топлива в США составит 450 млн галл (по сравнению
с 136,5 млн галл в 2006 г.). В настоящее время строится самая протяженная в мире трубопроводная
система транспортировки биодизельного топлива.
Масштабы строительства привлекают инвесторов
как с точки зрения объема активов, так и с точки
зрения заманчивых перспектив.
Кроме того, недавно предложенный законопроект потребует от нефтепереработчиков обязательного выпуска к 2012 г. как минимум 1,25 млрд галл
биодизельного топлива. Хотя этот законопроект не
прошел в первом чтении, для инвесторов он является своеобразным ободряющим прогнозом будущего
спроса на биотоплива в США.
Состояние рынка в Европе. В некоторых европейских странах ситуация с биотопливами менее
обнадеживающая. Летом 2006 г. производители биодизельного топлива в Германии (инициатора производства биотоплив в Европе) заявили об использовании производственных мощностей только на 50 %.
«В настоящее время Германия объявила о намерении в 2012 г. уравнять налоги на биотоплива с налогами на минеральные топлива, к тому же следует
учитывать растущие цены на пищевое сырье и более дешевый импорт. Все это снижает коммерческую жизнеспособность биотоплив», − утверждает
г-н Джонс.
Ситуация в Великобритании. В соответствии
с исследованиями, проведенными Ernst &Young,
Великобритания устойчиво занимает седьмое место
по размерам инвестиций в технологии производства
биотоплив. Правительство Великобритании выступило с инициативой «Carbon & Sustainability», на№3 март 2008
правленной на развитие производства биотоплив.
Впервые в мире был предложен механизм дифференцирования стимулов, получаемых от использования различных биотоплив. На начальном этапе
реализации этой инициативы (2008–2011 гг.) будут собираться данные. Льготы за производство
и потребление возобновляемых топлив останутся
в силе.
Кроме того, правительство Великобритании
недавно выступило с инициативой «Carbon &
Sustainability» в развитие производства возобновляемых автомобильных топлив (renewable transport
fuels obligation − RTFO). Впервые в мире был предложен механизм дифференцирования стимулов,
получаемых от использования различных биотоплив, начиная с 2011 г. На начальном этапе по RTFO
(2008−2011 гг.) будут только собираться данные, а
предоставляемые льготы за производство и потребление возобновляемых топлив останутся в силе.
Таблица 2. Страны мира по размерам инвестиций в технологии
производства биотоплив (на середину 2007 г.)
Занимаемое место
Страна
1
США
2
Бразилия
3
Германия
4
Франция
5
Испания
6
Швеция
7
Великобритания
8
Канада
9
Италия
10
Таиланд
11
Китай
12
Нидерланды
13
Индонезия
14
Индия
15
Австралия
Источник: Ernst & Young
Другие страны. Бразилия наращивает свой экспортный потенциал, потому что пространство на
внутреннем рынке заполнено до предела после рекордного урожая сахарного тростника и выпуска
продукции (биоэтанола) в 2007 г.
Испания приняла нормативный акт, обязывающий применять 1,9 % биотоплив в 2008 г., 3,4 % к
2009 г. и 5,83 % к 2010 г., что увеличит спрос и станет
стимулом к инвестированию в строительство новых
производственных мощностей.
65
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
ВЛИЯНИЕ НЕХВАТКИ КВАЛИФИЦИРОВАННЫХ
КАДРОВ НА ЗАДЕРЖКУ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТОВ
При выполнении анализа Cambridge Energy
Research Associates (CERA) был составлен прогноз
замедления реализации проектов, связанных с добычей нефти и природного газа, из-за растущей нехватки квалифицированных инженерных кадров.
К 2010 г. дефицит кадров достигнет 10−15 % численности, необходимой для реализации проектов.
Данные, приведенные в докладе CERA, основаны
на всестороннем анализе необходимого штата инженеров, участвующих в 400 проектах, намеченных
к завершению в ближайшие 5 лет. Данные были сопоставлены с информацией по имеющейся и прогнозируемой численности персонала для реализации
проектов, которая была получена от крупнейших
международных и региональных инженерно-конструкторских и проектных организаций.
Анализ подтвердил, что инженерного и проектно-конструкторского персонала достаточно для осуществления проектов, введение в эксплуатацию которых намечено на 2007−2008 гг.
«Наша математическая модель показывает, что
если в промышленности и произойдут радикальные
изменения в ближайшие несколько лет, то резко уве66
личится дисбаланс между требуемой и фактической
численностью квалифицированного персонала», −
говорит П. Патель, один из соавторов исследования.
«Проблемы отрасли будут усугубляться, так как
компании стремятся к ограничению квалифицированных ресурсов, а затраты на переманивание
персонала из одной компании в другую неуклонно
растут. В настоящее время разработаны проекты, за
которые ни один подрядчик не берется, потому что
не располагает необходимым штатом инженерных
кадров. С точки зрения среднесрочной перспективы
проблема нехватки инженерных ресурсов будет усугубляться», − отмечает г-н Патель.
Оценка дефицита квалифицированных кадров.
Анализ CERA показывает, что спрос на инженерноконструкторские кадры, выраженный в человеко-часах, вырастет с 73,5 млн в 2006 г. до 79,1 млн к 2010 г.
Нехватка главных инженеров проектов увеличится
почти на 10 % с 19,1 млн чел/ч в 2006 г. до 21,1 млн
чел/ч в 2010 г. Для выполнения такого объема инженерно-конструкторских работ (см. рис.) потребуется
более 55 500 инженеров.
«Несмотря на активное привлечение в отрасль
квалифицированных кадров в 2008 г. ожидается
лишь 2-процентный прирост численности. В конечном итоге, дефицит квалифицированных кадров
к 2010 г. составит 10−15 %, что приведет к увеличению затрат и дальнейшим отсрочкам реализации
проектов», − полагают авторы из CERA.
«Изменяющаяся ситуация в обеспечении инженерными кадрами приведет к перемене облика
нефтегазового бизнеса», − прогнозирует CERA.
Подрядчики изменяют стратегии переговоров при
заключении контрактов и методы их осуществления, а также взаимоотношения между подрядчиками, нефтяными компаниями и торговцами.
Проектно-конструкторский персонал (анализ)
предполагаемая замена вышедших на пенсии
отсутствие замены вышедших на пенсию
проекты в стадии разработки
проекты в активной стадии реализации
Численность персонала, тыс. чел.
Швеция отличается быстро растущим национальным потреблением топливного этанола, которое будет увеличиваться по мере реализации очередного
этапа обязательного распространения биотоплив по
всей стране в 2008 г.
В Китае запрещено производство этанола из зерновых культур в связи с продолжающимся ростом
цен на продовольственные сельскохозяйственные
культуры.
Нидерланды впервые были внесены в список
стран, делающих крупные инвестиции в развитие
технологий производства биотоплив по классификации Ernst & Young. Географическое положение страны как европейского топливного центра поможет в
ближайшие два-три года увеличить производственные мощности на 1,2 млн т/год.
Австралия пытается преодолеть сомнения в способности правительства законодательно ввести обязательное применение биомассы в качестве возобновляемого компонента смешения автомобильных
топлив из-за подверженности сельскохозяйственного сектора засухам. Фактическое производство биотоплив в 2006 г. составило 13 млн л/год. Поставлена
задача к 2012 г. довести производство биотоплив до
82−124 млн л/год.
Перспективы. Г-н Джонс полагает, что, несмотря
на серьезные проблемы, с которыми сталкивается
производство биотоплив из-за растущего спроса на
сельскохозяйственную продукцию, будущее за биотопливами второго поколения.
«Биотоплива второго поколения получают из несъедобных биоматериалов, например, кукурузных
початков, стерни, древесной стружки: они менее чем
биотоплива первого поколения, получаемые из производственных культур, подвержены колебаниям
цен на сырье», − заключает г-н Джонс.
Источник: Cambridge Energy Research Associates
Предложение и спрос на руководящие инженерные кадры для
осуществления проектов, связанных с добычей нефти и газа
№3 март 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Появляются субподрядные компании на принципе
партнерства, разделения прибылей и долгосрочных
обязательств.
ГЛОБАЛЬНЫЕ ИНИЦИАТИВЫ,
ПРЕДОТВРАЩАЮЩИЕ ЗАГРЯЗНЕНИЕ АТМОСФЕРЫ
К 2015 г. доходы поставщиков систем, предотвращающих загрязнение воздуха, достигнут
80 млрд долл. «Тенденция роста не будет замедляться из-за инициатив, направленных на предотвращение глобального потепления», − утверждают исследователи рынка из McIlvaine Company
(www.mcilvainecompany.com).
Налог на выбросы СО2, казалось, должен был бы
повлиять на снижение масштабов строительства
новых котельных установок на угле. Инициативы
по снижению глобального потепления негативно
отразятся на производителях приборов и оборудования, доходы которых более чем на 50 % зависят
от владельцев электростанций, потребляющих в
качестве топлива уголь. Кроме того, другой крупный потребитель этого оборудования − химическая
промышленность и целлюлозно-бумажные предприятия, зависящие от дешевой электроэнергии,
производимой угольными генераторами, также
вносят значительный вклад в выбросы парниковых
газов.
«Однако анализ показывает, что налог на выбросы СО2 скорее положительно, чем отрицательно влияет на развитие промышленности, производящей средства предотвращения загрязнения
атмосферы», − полагают авторы исследования.
Самым дешевым способом борьбы с выбросами
СО2 является замена угольных электростанций
на более эффективные генераторы электроэнергии. Европа лидирует в этой программе. Только в
Германии к 2012 г. одна треть мощностей электростанций будет переведена на другие виды топлива.
Для осуществления этой программы будут закуплены системы предотвращения загрязнения атмосферы (на 10 млрд долл.)
Налог на выбросы СО2 в развитых странах вызовет ускорение развития промышленности в странах,
не облагаемых этим налогом. Среди этих стран лидером может оказаться Китай. Это означает, что в Китае
будут построены дополнительные электростанции на
угле, с применением новейших средств снижения выбросов на новых котельных установках.
Секвестрирование СО2 предполагает дополнительные инвестиции в средства предотвращения загрязнения воздуха. Для выделения СО2 из дымовых
газов требуются скрубберы. Для очистки дымовых
газов перед подачей СО2 в скруббер требуются дополнительные инвестиции.
ВИЦЕ-ПРЕЗИДЕНТ ВР ОБ УСЛОВИЯХ УСПЕХА
«В НОВУЮ ЭНЕРГЕТИЧЕСКУЮ ЭРУ»
Энергетическая политика быстро меняется. «Но
в настоящее время, как никогда ранее в нашей истории, будущее нашей промышленности зависит
от правительственной политики, направленной на
решение проблем глобального потепления и обес-
№3 март 2008
печения энергетической безопасности», − заявил
на недавно состоявшейся ежегодной конференции
ЕСС в Колорадо Спрингс, шт. Колорадо, вице-президент ВР Т. Мегс. Он нарисовал картину будущего энергетического бизнеса и условий выживания
в будущем.
В соответствии со многими прогнозами к 2030 г.
рост потребления энергии составит 50 %. «Мы не
должны сомневаться в том, что доступ к энергоресурсам абсолютно необходим для избавления сотен
миллионов людей от нищеты и создания условий для
лучшей жизни. Но следует учесть, что энергоресурсы также создают проблемы, нуждающиеся в решении», − отмечает г-н Мегс.
Акцентируя внимание на том, что львиная
доля в мировой энергетике будет принадлежать
традиционным топливам в предстоящие десятилетия, г-н Мегс заявил, что «он придерживается мнения, что будущее на стороне угля». Почему? Потому
что его много и он залегает там, где спрос на него
особенно велик − в Китае и Индии. Преимущества
использования угля очевидны, но технология его использования нуждается в совершенствовании.
Г-н Мегс также высоко оценивает преимущества
секвестрирования углерода. Выделение СО2 и его
улавливание требуют усилий, но это эффективный
способ борьбы с глобальным потеплением. Пока эта
технология имеет немало недостатков, но масштабы
ее использования будут расширяться, когда промышленность начнет работать на полную мощность.
Водород на службе энергетики. ВР концентрирует усилия на использовании водорода в качестве топлива на электростанциях, опираясь на
технологию улавливания и хранения СО2 для превращения обильных запасов СО2 в электроэнергию из традиционных ископаемых топлив почти
без выбросов.
Эти крупные и сложные проекты подразделяются
на три четко выраженных сектора:
химическую промышленность − превращение
высокоуглеродистого дешевого нефтяного сырья в СО2 и водород;
энергетическую промышленность − превращение водорода в электроэнергию и подача ее
в сеть энергоснабжения;
первичные звенья промышленности − секвестрирование СО2 в подземных хранилищах.
«Все это должно реализоваться совместно с правительством для создания соответствующей нормативной базы и при поддержке общественности,
и должно создать атмосферу уверенности в безопасности и надежности технологий для широкого применения», − продолжает г-н Мегс.
Однако в возможности применения водорода
в качестве автомобильного топлива он сомневается,
считая это неразумной идеей.
Сотрудничество. ВР считает сотрудничество
и партнерство с университетами одной из высших
стратегических целей. Сотрудничество ВР с университетами США включает в себя подготовку руководящих кадров и главных инженеров проектов в
Projects Academy.
67
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
В Беркли и университете шт. Иллинойс компания
спонсирует Energy Bioscience Institute с целью проведения биологических исследований для разрешения энергетических проблем.
«Наше сотрудничество с принстонским университетом стало инструментом разработки концепции использования водорода в качестве источника энергии, который, как мы полагаем, станет
одним из основных источников энергии будущего.
Одновременно с этим нам необходимо усилить сотрудничество с подрядчиками и поставщиками. ВР
стремится к долгосрочному стратегическому сотрудничеству со своими подрядчиками и поставщиками.
В прошлом краткосрочные контракты часто приводили к возникновению сложных ситуаций и излишних споров», − объяснил он.
«Благодаря долгосрочному сотрудничеству будет
легче сформулировать наши интересы. А благодаря
совместному долгосрочному планированию подрядчики и поставщики способны повышать квалификацию сотрудников, удерживать квалифицированные
кадры и становиться более конкурентоспособными», − сказал г-н Мегс.
Связаться с главным редактором НР Wendy Weirauch
(В. Вейрах) можно по адресу: ww@Hydrocarbon
Processing.com.
НОВОСТИ ИЗ ЕВРОПЫ
T. L. Wright, редактор европейского отдела НР
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩАЯ
ПРОМЫШЛЕННОСТЬ ЕВРОПЫ НА ПОДЪЕМЕ
В ноябре 2007 г. в Барселоне состоялась ежегодная
Европейская конференция по технологии нефтепереработки (European Refining Technology Conference
– ERTC). Шесть лет назад, в ноябре 2001 г. ERTC состоялась в Мадриде. Тогда в центре внимания оказалась путаница, связанная с «манией слияния и поглощения» 90-х гг., когда нефтепереработка и НПЗ
считались объектами экономии денег, а не субъектами инвестиций, потому что никто не хотел рисковать
вкладывать капитал в эту «захудалую» отрасль экономики.
В настоящее время, выступая с докладом на конференции, Л. Кабра, корпоративный директор компании Repsol YPE отдела разработки технологий и
проектирования, вспоминает конференцию шестилетней давности, на которой его компания представила обзорный доклад.
«Мы тогда обсуждали проблемы нефтепереработки, связанные с низкой прибыльностью, сокращением затрат и дисциплиной капиталовложений».
В отличие от ситуации шестилетней давности, «современное финансовое сообщество и нефтяные компании заново открыли для себя нефтепереработку
как хороший бизнес, достойный крупных инвестиций», считает Л. Кабра.
И он, конечно, прав. Международное энергетическое агентство тогда (в 2001 г.) сообщало, что
прибыльность нефтепереработки во всех ее четырех мировых центрах была ниже грани безубыточности. В октябре 2007 г. прибыль на продукты крекинга в Роттердаме оказалась почти рекордной −
5,74 долл/брл (по сравнению с 72 цент в ноябре
2001 г.).
В 2001 г. крупные альянсы подрядчиков с заказчиками были вынуждены искать выход, ожидая лучшие
времена. Многие опасались серьезных осложнений
в нефтеперерабатывающей промышленности, «хромающей на обе ноги». К счастью, теперь это лишь
воспоминания участников конференции.
Региональная активность. В выступлениях многих участников ERTC 2007 г. звучала озабоченность
68
нехваткой квалифицированных и талантливых инженерных кадров, причем не только локально, но
и глобально.
«Квалифицированные работники, квалифицированные инженеры − как привлечь их, и, что еще
важнее, как удержать их, − одна из важнейших
проблем, с которой сталкивается нефтеперерабатывающая промышленность на протяжении последних 10 лет», − говорит д-р Д. Нассиф, советник
ERTC и технический менеджер одного из крупнейших в мире проектов расширения НПЗ в Барко,
Бахрейн.
«Очень сложно сколотить команду, способную
надежно и в срок выполнить масштабную работу.
Зачастую из-за неукомплектованности штата инженерно-технических работников приходится по
нескольку раз переносить сроки выполнения проектов, даже крупных нефтяных компаний. Тем не
менее, многие мегапроекты находятся на стадии
завершения, что свидетельствует об оживлении
промышленности.
Л. Кабра в докладе на ERTC с удовлетворением
отметил масштабные планы расширения нефтеперерабатывающих предприятий. «В настоящее время мы реализуем несколько проектов в Испании,
направленных на расширение мощностей, конверсию, повышение эффективности и качества продуктов, на что ассигновано 4 млрд евро на период
2006−2010 гг. И если эти проекты будут завершены,
то к 2010 г. мы будем вырабатывать 1 млн т/год биодизельного топлива» – добавил г-н Кабра.
Положительные нотки звучали в выступлении
А. Катона, главного технолога MOL, Братислава.
Он рассказал о том, что в текущем году на НПЗ в
Братиславе была введена в эксплуатацию новая установка гидроочистки по технологии Tops e, на стадии строительства находится установка гидрокрекинга вакуумного газойля. В Братиславе планируют
полное исключение выработки остаточных топлив.
Центрально-европейская нефтеперерабатывающая
промышленность также рассчитывает на свою конкурентоспособность в будущем. «Спрос на наши
продукты превышает наши ожидания. Аналогичная
ситуация сложится и с биотопливами», − с гордостью сказал он.
№3 март 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Вопросительные знаки. При всем оптимистическом настрое г-н Катона скептически оценивает
перспективы использования биотоплив. Несмотря
на то, что его компания уже вводит 4,4 % биокомпонентов в бензин и дизельное топливо (больше, чем
многие другие нефтепереработчики в Европе), лично он считает, что «биотопливо это целебное средство, причиняющее больше вреда, чем сама болезнь,
лечить которую они призваны». «Современные
усилия в области расширения масштабов использования биотоплив это тупиковая улица», − мрачно
замечает г-н Катона, цитируя результаты недавно
проведенного исследования ОЭСР, в котором выражается беспокойство по поводу конкуренции
биотоплив с производством продовольствия.
Несмотря на общую уверенность в прибыльности и окупаемости (5–8 лет) строительства экологически чистых НПЗ и инвестиций в поля для
возделывания биомассы, которую г-н Катона выражал два года назад, он теперь становится диссидентом.
Значительное место в дискуссиях на ERTC заняли проблемы глобального потепления и снижение
выбросов СО2. «Решение о снижении выбросов СО2
как путем нормативного регулирования, так и морали, принимаемое на каждом НПЗ и энергетическом
предприятии, − неотложная задача. Если мы не начнем делать это сегодня, то время будет безвозвратно упущено, и проблемы усугубятся. Мы уже
утратили темп в борьбе за повышение эффективности использования энергии. Эти проблемы решаются вдвое медленнее, чем в 70-х гг. прошлого
столетия. В настоящее время на НИОКР и экологические проекты выделяется меньше средств, чем в
90-е гг.», − заявил г-н Танака, новый исполнительный директор IEA.
Tim Lloyd Wright (Т. Л. Райт), редактор
Европейского отделения HP, с 1997 г.
Ведет репортажи с Европейских конференций, семинаров по нефтепереработке и нефтехимии. Автор многих статей и репортажей на ВВС и
в средствах массовой информации.
Живет в Швеции, является основателем движения за сокращение выбросов парниковых газов. Связаться
с г-ном Райтом можно по адресу: tim.
wright@gulfpub.com.
НОВОСТИ СПГ
S. Mokhatab, внешний редактор НР
ФИНАНСИРОВАНИЕ ТАНКЕРОВ,
ТРАНСПОРТИРУЮЩИХ СПГ
Международная торговля природным газом расширяется по мере расширения экспорта СПГ. Для
таких темпов расширения требуются беспрецедентные ресурсы, включая технические, управленческие
и финансовые, особенно новым компаниям, вступающим в этот бизнес во всех звеньях цепи снабжения.
Капиталоемкие проекты СПГ. Эти проекты связаны с большими затратами во время проектирования, закупки оборудования и строительства. Из-за
крупномасштабности и сложности СПГ-проектов
мирового класса большинство реализуется с привлечением нескольких участников. Финансирование
крупных СПГ-проектов может превышать пределы
имеющихся внутренних финансовых ресурсов большинства международных энергетических компаний.
ФОНДЫ ДЛЯ КРЕДИТОВАНИЯ СПГ-ПРОЕКТОВ
Экономические преимущества СПГ стали осознаваться финансовыми кругами совсем недавно.
Однако кредиторы очень осторожны в поддержании
СПГ-проектов. Чтобы определить выгодность капиталовложений, особенно при разработке долгосрочных экономически обоснованных проектов, они
изучают огромный объем информации. Физически
СПГ-проекты интегрированы и состоят из трех
частей: добычи природного газа, сжижения СПГ и
доставки СПГ на рынки, причем большая часть сегментов финансируется отдельно с учетом допуска
к финансовым рынкам. Тем не менее, некоторые
№3 март 2008
контрактные проблемы должны быть разрешены,
прежде чем кредиторы дадут «добро» на финансирование конкретного проекта. Такого рода затруднения встречаются при финансировании строительства танкеров для перевозки СПГ, потому что они
эксплуатируются в очень жестких условиях, связанных с большим риском.
Для СПГ-проектов выбор способа финансирования очень важен. Капитальные затраты на строительство установки для сжижения природного газа,
транспортировки, оборудования приемочного терминала и регазификации СПГ выше, чем в любом
проекте энергетического сектора, а финансирование танкерных перевозок СПГ в рамках общего
финансирования проекта может оказаться привлекательным для инвесторов, не обладающих необходимым капиталом для реализации своих бизнеспредложений.
ПРОБЛЕМЫ СТОИМОСТИ
СПГ транспортируют в двухкорпусных судах,
спроектированных с учетом предотвращения утечек
или разрывов в случае аварий. Эти суда снабжены
двухмембранными емкостями, изготовленными из
специальных материалов и размещенными во внутренних корпусах судна. Некоторые танкеры снабжены сферическими резервуарами с толщиной стенок 3/4” для хранения СПГ. Следовательно, средний
танкер для СПГ со встроенной сложной технологией
и средствами безопасности будет намного дороже,
чем обычный танкер для перевозки нефти такого же
водоизмещения и срока службы.
И что еще важнее, СПГ-объекты реализуются
очень долго. Для сооружения установки СПГ ми69
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
рового класса требуется приблизительно четыре
года.
Кроме того, реализация СПГ-проектов от разработки концепции до получения первого дохода
может затянуться на десять лет. Все эти факторы
усиливают финансовые риски проекта. Спонсоры,
обладающие достаточным капиталом, могут воздержаться от крупных капиталовложений в строительство объекта с таким затяжным сроком реализации.
Для этих спонсоров возможность капиталовложений
в другие быстро реализуемые проекты считается разумным бизнесом.
БОЛЬШЕ РИСКОВ
Спонсоры, участвующие в финансировании танкеров, вынуждены принимать во внимание значительные риски. Такие проекты должны учитывать
неблагоприятные погодные условия и другие непредвиденные обстоятельства. Несмотря на то, что
за последние 45 лет не произошло ни одной серьезной аварии на СПГ-танкерах, полностью исключить
возможность возникновения нештатной ситуации
нельзя. Поэтому, вступая в систему финансирования проекта, необходимо оценивать и распределять
риски. Существуют и другие причины, побуждающие спонсоров к предпочтительному финансированию проекта по сравнению с другими способами финансирования строительства и эксплуатации
танкеров.
Для кредиторов существует много вариантов, если спонсоры меняют свои предпочтения в
финансировании строительства и эксплуатации
танкеров неспециального назначения. При финансировании проекта кредитор всегда учитывает проблемы денежных потоков, и в этом заключается возможность прогнозирования отношения
кредитора. Другие факторы − прибыль кредитора,
требования безопасности, окупаемость и меры,
обеспечивающие безопасность, трудно поддаются
прогнозированию. Любой фактор, гарантирующий
денежный поток и окупаемость, это реальность в
интересах кредитора.
Кредиторы не делают ставок на риск проекта.
Кредиторы не авантюристы. Это капиталисты, требующие оплаты в соответствии с календарным графиком, независимо от успешности финансируемого ими проекта. Поскольку кредиторы не участву-
ют в дележе прибыли после завершения проекта,
они не желают делить риски и стремятся к защите
от них.
В последние годы несколько проектов, связанных со строительством и эксплуатацией СПГ-танкеров, получили финансирование на синдикатном рынке ссуд, предоставляемых на длительные
сроки. Однако для реализации более значимых
СПГ-проектов, объявленных на Ближнем Востоке,
в Российской Федерации и Нигерии, все еще требуются миллиарды долларов. На рынке отмечается экономическая активность, подогреваемая ростом цен на нефть и сопровождаемая увеличением
числа планируемых и завершенных СПГ-проектов, что свидетельствует о стремлении спонсоров
и кредиторов к поиску инновационных финансовых структур, которые будут удовлетворять быстро растущие потребности в финансировании.
Сложные пакеты, включающие финансирование
долга из многих источников в сочетании с выпуском облигаций под конкретный проект, и другие
источники финансирования становятся все более
популярными.
Каждый источник финансирования имеет
свои достоинства и находит свое место в финансировании СПГ-проектов. Однако активы в цепи
снабжения СПГ более характерны для рынка долгосрочного ссудного капитала (рынка облигаций).
Пока рынок облигаций будет продолжать финансировать значительную часть долга СПГ-проектов,
спонсоры проектов рассматривают выпуск облигаций под проект как важное средство расширения
заемного кредитования сточки зрения долгосрочного финансирования проектов или как эффективное средство рефинансирования существующего
долга.
Saeid Mokhatab (С. Мохатаб), советник по проблемам, связанным с
природным газом и СПГ во многих
регионах мира. Специализируется
на технических и коммерческих аспектах. Занимал руководящие должности в ряде международных нефтегазовых проектов. Связаться с г-ном
Мохатабом можно по адресу: saeid.
mokhatab@gulfpub.com.
НР В АССОЦИАЦИЯХ
B. Thinnes, редактор раздела «Новости» НР
«HPIn Associations» освещает события и состояние дел в профессиональных ассоциациях на основании интервьюирования руководителей Советов
директоров этих ассоциаций с просьбой рассказать
о целях, практике лоббирования, стратегиях, успехах и неудачах. В ноябрьском номере НР (2007 г.)
помещено интервью с Rich Timoney (Р. Тимоней),
президентом и высшим должностным лицом
Fieldbus Foundation. Fieldbus Foundation − глобаль70
ная некоммерческая корпорация, в которую входят
ведущие потребители систем управления процессами и компании, производящие средства автоматизации. Содержание этого интервью приведено
ниже в сокращенном изложении.
Hydrocarbon Processing (HP). Для чего нужна корпорация Fieldbus Foundation?
R. Timoney. Мы занимаемся вопросами обслуживания промышленности, особенно членов нашей
ассоциации и сообщества конечных пользователей. Цель заключается в создании и предоставле№3 март 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
нии инфраструктуры автоматизации в
интересах потребителей, способствующей достижению конечными пользователями своих бизнес-целей. Мы разрабатываем технологии не ради технологий, а
ради повышения конкурентоспособности на мировом рынке, снижения затрат и
улучшения выхода целевых продуктов.
НР. Объясните, пожалуйста, как Вы
решаете проблемы совместимости технологий и продуктов?
R. Timoney. Мы разрабатываем спецификации к технологиям. Контроль в области канальных
средств или контроль проводных средств коммуникаций это наша интеллектуальная собственность.
Мы разработали технологию таким образом, что
датчики, элементы и устройства, применяемые в
условиях эксплуатации, взаимозаменяемы. С этой
целью мы издаем спецификации для членов нашей
ассоциации, и они передают нам свои продукты на
испытание на предмет соответствия требованиям
разрабатываемых нами спецификаций.
НР. Имеете ли Вы негативные отношения с компаниями, производящими средства автоматизации,
или они считают ваши спецификации обременительными?
R. Timoney. Отношения абсолютно не воинственные. Специалисты, разрабатывающие спецификации, не связаны с организациями, занимающимися сбытом средств автоматизации. Среди
разработчиков спецификаций для нашей технологии можно отметить ведущих специалистов компаний Emesson, Yokagawa, Honeywell, ABB, Siemens и
Endress+Hauser. Каждый из них внес свою лепту в
разработку и продвижение этой технологии.
НР. Какими преимуществами пользуются члены
Вашей ассоциации?
R. Timoney. Одно из преимуществ заключается в
самом участии в разработке самой передовой технологии. Мы разрабатываем технологии, которые
охватывают многие функции в патентных формулах. Являясь членами ассоциации, вы получаете доступ к этим патентам без налогов, так что они могут
внедрять эту технологию без оплаты за пользование
патентом. Вы можете войти в состав технической
рабочей группы и, будучи ее членом, можете влиять
на выбор направления развития технологии на ран-
ней стадии и затем вплоть до ее претворения в продукт.
Мы проводили семинары с конечными потребителями во всех регионах мира.
Наши специалисты широко используют
опыт конечных потребителей, которые успешно внедрили нашу технологию в свои
системы управления. А также с целью
рекламы достоинств этой технологии на
конкретных примерах среди тех, которые
начитались статей и хотят узнать больше
и понять, как применить эту технологию для повышения конкурентоспособности своего бизнеса, но
еще не «созрели» для принятия окончательного решения.
НР. Каковы цели на будущее?
R. Timoney. Мы начали работать над использованием диагностических возможностей аппаратуры, созданной на основе технологии Fielbus
Technology, которые применяются в системах безопасности. Мы в настоящее время находимся в
процессе разработки бета-продуктов и рассчитываем на признание на конференции Shell, которая
состоится 20 мая 2008 г. в Амстердаме, где будут
продемонстрированы возможности автоматической системы безопасности, разработанной на основе технологии Fieldbus.
Системы безопасности имеют огромное значение.
С экономической точки зрения диагностика позволит
прогнозировать возможные проблемы и продлевать
сроки планово-профилактического ремонта и технического обслуживания оборудования путем испытания своих систем безопасности через каждые шесть
месяцев. Продление этих сроков имеет экономическое значение для конечного пользователя, который
умозрительно понимает диагностику и осознает потенциальные риски. Мы намерены продлить сроки
испытаний систем безопасности с шести до девяти
месяцев, что означает повышение выпуска товарной продукции и конкурентоспособности конечного
пользователя благодаря сокращению вынужденных
простоев технологического оборудования.
Связаться с редактором раздела “Новости” НР Billy Thinnes
(Б. Тимоней) можно по адресу: bt@HydrocarboProcessing.
com.
Перевел Г. Липкин
РЕГИОНАЛЬНЫЕ НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
ЕВРОПА
Компания Jacobs Engineering
Group Inc. подписала контракт с
Vopak Dupeg Terminal Hamburg
GmbH (Vopak) на обеспечение
технического обслуживания, пос-
№3 март 2008
тавок и выполнение строительных
работ по перестройке и объединению двух терминалов, расположенных в Гамбурге. Этот проект
был разработан с целью увеличения вместимости хранилищ и по-
вышения активности терминалов
порта Гамбург. Новый терминал
будет обслуживать все основные
перерабатывающие мощности и
поставщиков химических продуктов северного региона Германии.
71
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: СИСТЕМЫ БЕЗОПАСНОСТИ
ЧРЕЗМЕРНЫЙ ШУМ НА НПЗ
B. K. Bhaskararao, MVGR College of Engineering, Визианагарам, АР, Индия
Чрезмерный шум – проблема, на которую часто не обращают внимания, поддается регулированию
Шум возникает в результате появления неприемлемых бессистемных звуков, вызывающих
психическое раздражение, отвлечение внимания
и умственное возбуждение. Шум иногда приводит
к физическому нарушению здоровья и причиняет
материальный ущерб. Несчастные случаи на рабочих местах из-за шума превалируют на предприятиях, в шахтах, авиационной, нефтегазоперерабатывающей промышленности и в час-пик случайного
нерегулируемого уличного движения в городах.
По данным Национального института по безопасности на рабочих местах и охране здоровья шум
является одной из четырех ведущих профессиональных проблем, на которую возлагается ответственность за низкую производительность. Влияние шума
не всегда поддается непосредственной оценке в отличие от других загрязнителей атмосферы, например, утечки хлора, проливов, взрывов, пожароопасности и т.д. Это замедленное воздействие шума на
здоровье и органы слуха часто остается незамеченным и иногда игнорируется при обеспечении безопасности производства.
Сила звука пропорциональна квадрату давления.
Следовательно, человеческое ухо способно воспринимать звуки одинаковой интенсивности, но при
различных частотах и громкости, так как ухо является неоднородным преобразователем. Эти импульсы
передаются в мозг, где классифицируются. Поэтому
предел переносимости, степень положительного восприятия или раздражения изменяются от одного уха
к другому.
Это возможно только до определенной степени,
выше которой звуки классифицируются как вредные для физического здоровья:
при высоких уровнях шума – 150 dB вредные
эффекты включают в себя временное или перманентное нарушение слуха;
при более низких уровнях шума – 100 dB, вредные эффекты могут проявляться в заметной
потере слуха, тошноте, потере контроля и физических изменениях, вызываемых стрессом.
Интенсивность, продолжительность и частотность
воздействия шума, каждая в отдельности и суммарно, оказывают влияние на здоровье человека.
РАССЕЯНИЕ ЭНЕРГИИ
Для распространения звука требуется среда (в данной статье рассматривается только звук,
распространяющийся через окружающий воздух).
Разрежение в воздухе создает изменение давления. Степень акустических нарушений зависит от
начальной интенсивности, скорости ветра, температуры и температурного градиента. Звук, столкнувшийся с барабанной перепонкой уха, превращается в ударную энергию, измеряемую как сила
звука.
Человеческое ухо воспринимает широкий диапазон
частот от 2 до 20 тыс. Гц. Однако, как правило, обычный диапазон частот для взрослого человека находится
в пределах от 20 до 12 тыс. Гц. Сила звука, воспринимаемая человеком, составляет от 1 10–12 до 1000 W/m.
Уровень шума в децибелах (dB) определяют как LT:
ПОРОГОВЫЕ ЗНАЧЕНИЯ ШУМОВОГО
ВОЗДЕЙСТВИЯ
При сравнении ежедневного воздействия шума с
периодами двукратного или более частого воздействия при разных уровнях шума, следует учитывать
комбинированный, а не индивидуальный эффект.
Конкретный уровень звука воспринимается ухом в
течение определенного времени, когда фиксируется
предельно допустимый уровень такого звука. Если
отношение времени воздействия к предельно допустимому времени больше единицы ( ), то пороговое
значение считается превышенным.
Аналогично этому, если известны значения звуков и воздействие имеет различные временные
ограничения, то важны время каждого шумового
воздействия и его предельно допустимое значение.
Пороговое значение для всех этих звуков представляет собой сумму отношений продолжительности
воздействия к предельно допустимым значениям для
всех индивидуальных звуков. Число должно быть менее единицы. Например, в конкретной рабочей зоне
на предприятии установлено оборудование, являющееся источником различных звуков. Для вычисления порогового значения все отношения необходимо
суммировать, как показано в табл. 1.
LT = 10 log10(I/I0)dB re I0,
(1)
где I/I0 – измеренная интенсивность/эталонная интенсивность 10–12 W/m.m.
При увеличении интенсивности в два раза, dB
увеличивается только на 3.
Измерение интенсивности звука довольно сложно. Поэтому применяется термин «уровень звукового давления» (sound pressure level – SPL) в dB.
SPL = 20 Log (P/P0)dB,
где P0 = 2 10–5 N/m.m.
72
ИМПУЛЬСИВНЫЕ ЗВУКИ
Это кратковременные звуки, например, звонок
телефона, гудок поезда, взлет самолета и т.п. Они отличаются от звуковых шумов, возникающих в экстремально короткое время, например, выстрел из
№3 март 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: СИСТЕМЫ БЕЗОПАСНОСТИ
Таблица 1. Вычисление порогового значения шума различного
оборудования НПЗ
Измерение
1
2
3
4
dBA
95
90
80
70
Продолжительность
1,5
2
4
8
звучания, ч
Допустимое
2
4
16
Без
воздействие, ч
ограничений
Пороговое значение становится: 1,5/2 + 2/4 + 4/16 +
+8/ = 2,0.
Превышает 1, следовательно, не разрешается.
ружья. Колеблющиеся звуки различаются по продолжительности звучания. Импульсные звуки оценивают по их собственным эффектам, эквивалентным уровням непрерывного звучания. Например,
импульсный звук в 100 dB эквивалентен продолжительному звуку в 140 dB. Эти предельные значения
не должны превышаться (табл. 2).
Таблица 2. Уровни импульсивных звуков и их непрерывные
эквиваленты
Уровень звука, dB
Непрерывный звук
140
130
129
Импульсивный звук
100
1000
10 000
СРЕДНЕВЗВЕШЕННЫЙ УРОВЕНЬ ЗВУКА
Способность индивидуума услышать звук во многом зависит от частотной композиции этого звука.
Люди способны слышать звуки с частотными характеристиками от 100 до 3000 Гц. Звуки выше 10 000
Гц и ниже 100 Гц часто воспринимаются с трудом.
Следовательно, желательно измерять звук по шкале,
аппроксимирующей особенности слуха человека,
придавая большее значение звуковой частоте.
Существуют произвольные способы имитирования человеческого уха. Средневзвешенный уровень
звука А был разработан (аналогично уровням звука B,
C, D и E). Измерение взвешенного уровня звука производят по трем дескрипторам. Это наказывает уровень звука в dB в конкретном случае, максимальный
уровень и уровень в установившемся состоянии.
МАКСИМАЛЬНО ДОПУСТИМОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ
Приведены три крупных научных исследования
с попыткой оценить повреждение уха при разных
степенях воздействия шума. Все они основаны на
сравнении групп людей, подверженных шумовому
воздействию, с группами людей, не подвергнутых
воздействию шума. Все три исследования пытались
спрогнозировать потерю слуха как функцию воздействия шума у определенного числа людей.
Поскольку исследования проводились в условиях
воздействия шума высокого уровня, потребовалась
экстраполяция данных для уровня защитного воздействия, которые вызвали бы минимальное снижение слуха при шуме 5 dB и 4000 Гц для 96 % людей.
Любой конкретный уровень шума, воздействию которого рабочие подвергаются на протяжении 250 ра№3 март 2008
бочих дней (8 ч/сут) в течение 40 лет, вызывающий
снижение слуха менее чем на 5 dB для 96 % людей,
называют максимально допустимым шумовым воздействием. Это базовые данные, применяемые для
слуха. Стресс, высокое артериальное давление, бессонница, отвлечение внимания, снижение производительности и общее снижение качества жизни –
все это связано с чрезмерным шумом.
Звуки изменяются от момента к моменту, и эти
изменения необходимо учитывать при измерении
окружающего шума. Запись изменений звуков в диапазоне 30 dB или звуков более низкого уровня в устоявшемся режиме с супервысокими уровнями, связанными с индивидуальными явлениями, важны для
определения предельно допустимых звуков. Важен
также возраст лиц, участвующих в исследованиях.
Лица старших возрастных групп, как правило, обладают более высокой стойкостью. Число звуков, их
продолжительность и нарастание от уровня интенсивности (изменения давления) на барабанной перепонке, т.е. это сумма фактической звуковой энергии
для разных интенсивностей и разных воздействий.
Это уровень воздействия единичного шумового воздействия. Другой метод заключается в определении
значения звука в устоявшемся режиме, обладающего
такой же средневзвешенной звуковой энергией, которая содержится в звуке, изменяющемся во времени. Эквивалентный уровень звука это единичное значение для звука любой желаемой продолжительности. Это вполне коррелирует с шумовыми эффектами
воздействия на людей в условиях изменения уровней
окружающих звуков и их продолжительности, причем эти эффекты легко поддаются измерению.
Научные исследования с целью оценки снижения слуха при различных уровнях воздействия шума
основаны на сравнении групп людей, подвергнутых
воздействию шума с группами людей, не подвергнутых шумовому воздействию. Обычно определенное
число людей подвергалось воздействию звуков и, затем оценивалось минимальное снижение слуха менее чем на 5 dB при 4000 Гц для 96 % людей.
Сорок лет воздействия (250 рабочих дней в год)
шума на уровне 70 dB по 80 ч/сут были определены
для снижения слуха менее чем на 5 dB для 96 % людей. Эти данные взяты за основу для вычисления
уровней защиты слуха от шума. Могут быть введены поправки на воздействие в течение 365 дней при
24 ч/сут и вычислены соответствующие снижения
интенсивности в dB (табл. 3).
Для большинства целей Leg определяют как средний пиковый уровень шума ряда технологических
установок, создающих шум:
(2)
где: L – уровень звука.
Эквивалентный уровень шума определяют как:
(3)
Leg основан на эквивалентных уровнях давления
непрерывных звуков.
73
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: СИСТЕМЫ БЕЗОПАСНОСТИ
Таблица 3. Снижение слуха за 40-летний период (при ограниченных уровнях воздействия шума до 5 dB)
Период
Устойчивое (непрерывное)
воздействие шума
Периодическое воздействие
шума
73
78
71,4
68
66,4
76,4
73
71,4
250 сут/год
Leg. 8 ч, 365 сут/год
250 сут/год
Leg. 24 ч, 365 сут/год
ШУМ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК НА НПЗ
В схемах НПЗ эксплуатируется много технологических установок от обессоливания, дистилляции,
компаундирования до крекинга, коксования, гидропереработки, риформинга, висбрекинга, депарафинизации, селективной экстракции, энергосредств и
объектов общезаводского хозяйства. Каждая установка, выполняющая свою основную первичную/
вспомогательную или второстепенную функцию,
эксплуатируется в непрерывном или периодическом
режиме. Несмотря на наличие средств дистанционного управления, часто бывает, необходим контроль
вручную с помощью операторов. От того, как близко
оператор находится от работающего оборудования,
сколько времени он тратит на каждую установку, и
с какой периодичностью он выполняет операции непосредственно на установках, зависит окончательная оценка вреда, причиняемого шумом здоровью.
Уровни шума разных установок на НПЗ приведены
в табл. 4.
По данным табл. 4, не всегда правильно полагать,
что при окружающем шуме 90 dB рабочему можно
разрешать работать, если на одном или нескольких
объектах оборудования уровень шума ниже 90 dB. В
этом случае, в зависимости от предельно допустимого воздействия и его фактической продолжительности шум может причинить серьезный вред здоровью
рабочего. Из табл. 3 видно, что если человек работает в условиях шума на уровне 73 dB 250 сут/год (по 8
ч/сут), то при пересчете на 350 дней уровень шума
снижается до 71,4 dB. Кроме того, пороговый предел
учитывает уровни шума всего оборудования в этой
рабочей зоне.
Даже случайное отключение одного или двух
объектов оборудования может принести какое-то
смягчение вредоносного воздействия. Кроме того,
степень воздействия шума зависит от звуковой частоты. Известно, что многочастотный звук линейно
не зависит от его интенсивности. Поэтому следует
предложить индекс звука:
L + A log N,
где L – шум среднего пикового уровня, dB;
А – числовое значение от 10 до15;
N – число воздействий.
В табл. 3 приведены различные цифровые индексы для различных технологических установок,
работающих в течение заданных периодов. В целях
безопасности для здоровья рабочих эта корреляция
должна строго соблюдаться.
74
Безопасный предел
воздействия шума
75
70
Таблица 4. Уровни шума оборудования, воспринимаемого ухом
на различных расстояниях
Технологические
установки
Крупные компрессоры:
дизельные
с электроприводом
Центробежные насосы и
воздуходувки, мощность
выше 5 л.с.
Печи
Воздуходувки, мощность
менее 2 л.с.
Факелы
Дистилляционные
колонны, экстракторы,
печи предварительного
нагрева
Установки крекинга,
коксования
Операции по удалению
кокса
Конденсаторы,
холодильники
Газоподающее
оборудование
Вспомогательное
оборудование*
Уровни dB на расстоянии
1м
5м
120
100
80
60
100
110
80
80
50
100
80
70
50
80–90
60
100
80
70–80
60
90–100
80
80–90
60
* В эту группу входят: противопожарные средства, расцепляющие
устройства, транспортные средства и др., применяемые от случая
к случаю.
МЕРЫ, НАПРАВЛЕННЫЕ НА СНИЖЕНИЕ ШУМА
Любое оборудование, эксплуатируемое в заданных условиях давления/температуры, издает импульсы разной степени, следовательно, эти импульсы
необходимо измерять и анализировать с помощью
высокоточных приборов. Если установка находится
в ближайшей или самой безопасной точке, на расстоянии 0,5 м, то импульсы должны быть испытаны.
Далее импульс должен испытываться на расстоянии
50 м от работающей машины с интервалом 5/10 м во
всех направлениях. Эту зону называют «рабочей зоной». Вполне вероятно, что в этой же зоне работает
еще какой-нибудь прибор или машина со своим специфическим шумом. По мере увеличения импульса
повышается уровень шума.
После определения уровней шума принимают
меры по его снижению или ограничению. Возьмем,
№3 март 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: СИСТЕМЫ БЕЗОПАСНОСТИ
например, воздуходувку, шум которой может быть
снижен путем придания обтекаемой формы потокам
на входе и выходе, что достигается снижением давления и скорости потока или изменением направления
потока и многократными отражениями. Таким образом, шум воздуходувки мощностью 5 л.с. может быть
снижен до 5–10 dB путем установки глушителей на
каждой стороне.
Аналогичным образом снижение шума достигается путем применения специальных строительных звукоизоляционных материалов – модельных
поливиниловых панелей, усиленных композитным
стекловолокном. Эти материалы применяются для
частичной или полной звукоизоляции. Эти панели
поглощают звук или изменяют звуковую частоту.
Вязкоупругие материалы также широко применяются в промышленности для снижения шума вследствие вибрации, акустических ударов и т.д. благодаря
снижению естественных частот звучания.
К другим способам звукоизоляции относят установку соответствующих перегородок из различных
пластичных материалов, звуковых барьеров и изоляции одного высокотонального шумного оборудования от другого. Изменение частоты желательно, если
звук вызывает слишком много нарушений нормального режима, а установку невозможно отключить ни
при каких обстоятельствах. Это может быть более
дорогостоящий способ, но его необходимо применять, так как отключение установки вызвало бы каскадный эффект.
Перевел Г. Липкин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Pandey, G. N. and G. C. Garney, «Environmental
Engineering», First Edition, Tata McGraw Hill, India,
2001.
2. Bhaskararao, B. K., «A Text on Petrochemicals», Fifth
Edition, Khanna Publishing, India.
B. K. Bhaaskararao (Б. К. Бхаскарарао),
специалист, в настоящее время пенсионер, 35 лет проработавший в компании IIT,
Харагпут, Индия. М-р Бхаскарарао имеет
ученые степени бакалавра и магистра в области химических технологий, полученные
в Andhra University и доктора технических наук в области
химических технологий. Д-р Бхаскарарао специализируется в области нефтепереработки и нефтехимии. Автор
более 50 научных статей, опубликованных в специальных
научно-технических изданиях. В настоящее время занимает должность профессора на кафедре химических технологий в MVGR College, принадлежащем MANASAS Trust
в Визианагараме, Индия.
РЕГИОНАЛЬНЫЕ НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
БЛИЖНИЙ ВОСТОК
Компания Qapco – объединенное предприятие Industries
Qatar и Total Petrochemical приступила к реализации проекта модернизации с целью увеличения
производственной мощности крекинг-установки этана в Мессаед
(Катар).
По окончании проекта установка сможет дополнительно производить до 200 тыс. т/год этилена, увеличив суммарную мощность установки до 720 тыс. т/год. Инвестиции
в проект составили 230 млн долл.
Кроме того, компания Qapc рассматривает возможность реализации на заводе проекта сооружения
линии по производству полиэтилена низкой плотности (low-density polyethylene – LDPE). После
окончания этого проекта, которое
намечено на начало следующего десятилетия, это будет третья
установка по производству этого
продукта. В настоящее время компания Qapco располагает двумя
такими установками с суммарной производительной мощностью 400 тыс. т/год.
№3 март 2008
АЗИАТСКО-ТИХООКЕАНСКИЙ
РЕГИОН
Компания Praxair China планирует в августе 2008 г. сдать в
эксплуатацию новый завод по
переработке природного газа,
который в настоящее время строится в Нанкине (Китай). На заводе будет находиться специальная лаборатория, оборудованная
современными приборами для
проведения различных анализов
продукта. Завод будет поставлять
продукт на нефтехимический, автомобильный и энергетический
рынки страны.
Компании Heurtey Petrochem
и
Mitsui
Engineering
and
Shipbuilding подписали контракт на осуществление технического обслуживания, поставок
и сооружения в рамках проекта
расширения крекинг-установки
для компании ExxonMobil, расположенной на о-ве Джуронг
(Сингапур). Благодаря этому проекту производительная мощность
предприятия увеличится почти
вдвое.
Компания The Shaw Energy and
Chemicals Group подписала контракт с ExxonMobil Chemical на
осуществление технического обслуживания, поставок и сооружение олефиновой установки с производительной мощностью 1 млн
т/год, которая будет располагаться на о-ве Джуронг (Сингапур).
Мощность парогенераторной установки составит 220 МВт.
Компания Fluor Corp. подписала контракт с LDK Solar Co., Ltd. на
разработку программного обеспечения конструкции (front-end engineering design – FFED) и техобслуживание и управление строительством (engineering procurement
construction management – EPCM)
завода по производству полисиликона в г. Хуньян (Китай). По данным компании затраты на реализацию контракта на сегодняшний
день составляют 1 млрд долл.
По
мнению
специалистов
к концу 2008 г. производительная
мощность завода составит 6000 т/год
полисиликона, а к 2009 г. достигнет 15 тыс. т/год.
75
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: СИСТЕМЫ БЕЗОПАСНОСТИ
ЭФФЕКТИВНОЕ СНИЖЕНИЕ ВЫБРОСОВ,
ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ АТМОСФЕРУ
P. Sims, Koch Knight LLC, Ист Кэнтон, Огайо
Правильный выбор слоя теплообменной среды способствует снижению выбросов и сокращению
эксплуатационных затрат
Регенеративные термоокислители (regenerative
thermal oxidizer – RTO) и другие типы систем термического окисления являются высокоэффективными, энергосберегающими способами борьбы с выбросами органических летучих соединений (volatile
organic components – VOC) и других загрязняющих
веществ на промышленных предприятиях. Однако
твердые частицы, содержащиеся в потоке отходящих газов, могут создавать серьезную проблему,
приводящую к засорению и забивке термоокисляющих сред. Поэтому следует обращать внимание на
выбор формы и материала теплообменных сред. Это
позволит исключить потенциальные проблемы засорения термоокислительных систем и обеспечить надежную, экономичную и безопасную их работу.
РЕГЕНЕРАТИВНОЕ ТЕРМИЧЕСКОЕ ОКИСЛЕНИЕ
Термоокислители представляют собой печи для
сжигания, в которых выбросы с высоким содержанием загрязняющих веществ термически или каталитически превращаются в диоксид углерода (СО2)
и водяной пар. В процессе окисления, как правило,
достигается более чем 99%-ное разложение/удаление VOC, опасных загрязнителей воздуха и запахов.
RTO влияют на сокращение расхода топлива благодаря регенерации или повторному использованию
тепла, образующегося в системе. Вентиляторы забирают воздух из коллекторов и других источников.
Воздух с помощью теплообменных сред подогревают до температуры термического окисления, как
правило, до 760–871 С, затем подогретый воздух
поступает в камеру сгорания на определенное время (0,5–2,0 с), где протекает экзотермическая реакция, в результате которой VOC превращаются в СО2
и водяной пар. Перед выбросом в атмосферу горячий очищенный воздух пропускают через теплообменный слой для рекуперации тепловой энергии,
используемой для подогрева поступающего воздуха.
Клапаны попеременно непрерывно переключают
поток между слоями теплообменных сред: цикл с
поступающим холодным воздухом в теплообменный
слой, который только что был нагрет горячим отходящим потоком, за которым следует цикл с пропусканием горячего отходящего воздуха через теплообменный слой для его подогрева.
RTO могут работать с термическим КПД в пределах 85–99 %, снижая или полностью исключая
необходимость сжигания природного газа в камере
сгорания. Они особенно эффективны для технологических потоков с низким до умеренного содержа76
нием растворителей и могут самовосстанавливаться
при низких уровнях предельной взрывоопасности
(lower explosive limit – LEL). Иными словами, если
система достаточно нагрета, то горелки с природным
газом могут быть отключены при условии, что в отходящем потоке содержится достаточный объем горючих газов.
ДРУГИЕ СИСТЕМЫ ТЕРМИЧЕСКОГО ОКИСЛЕНИЯ
При незначительной примеси растворителей
(при LEL ниже 4 %) часто рекомендуется применение каталитической системы. Регенеративный
каталитический окислитель (regenerative catalytic
oxidizer – RCO) имеет конструкцию, аналогичную
RTO, за исключением керамической теплообменной среды на ближайшем расстоянии от зоны сгорания, покрытой или пропитанной благородными
металлами, выполняющими функцию катализатора, благодаря чему окисление происходит при значительно более низких температурах (315–538 С).
Для каталитической системы требуется содержание
в отходящем потоке таких типов VOC, которые поддаются окислению при таких невысоких температурах. RCO основаны на том же принципе действия,
на котором используются каталитические нейтрализаторы отработавших газов, устанавливаемые на
автомобилях: моноксид углерода (СО) и несгоревшие углеводороды окисляются с образованием СО2
и воды.
Для отходящих потоков с высокими уровнями
LEL можно использовать простой термоокислитель
без способности термической регенерации. В таких
случаях высокое содержание растворителей может
способствовать сгоранию без подогрева и часто при
сжигании очень небольшого количества (или вообще
без) природного газа.
Потоки воздуха со сравнительно низкими концентрациями VOC могут использовать ротационные
адсорберы для концентрации потока и повышения
уровня LEL, что позволяет использовать окисляющее
устройство меньшей мощности/или с более высоким
КПД. Технологический поток, содержащий загрязнители, пропускают через ротационную адсорбционную секцию, где VOC адсорбируются на средах,
состоящих из цеолитов или активированного угля.
Очищенный воздух выпускают в атмосферу, а растворитель затем удаляют из среды посредством десорбции с применением небольшого потока горячего
воздуха, который затем поступает на окислительное
устройство.
№3 март 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: СИСТЕМЫ БЕЗОПАСНОСТИ
УДАЛЕНИЕ ТВЕРДЫХ ЧАСТИЦ
ИЗ ПОТОКОВ ОТХОДЯЩИХ ГАЗОВ
Несмотря на то, что окислительные системы
предназначены, главным образом, для снижения выбросов VOC, во всех газовых потоках содержится
некоторое количество макрочастиц, которые могут
привести к засорению теплообменного слоя, нарушению нормального режима системы и даже опасным и разрушительным пожарам. Существуют методы удаления макрочастиц из газовых потоков до их
подачи в окислительную систему. К ним относятся
каскадная промывка водой, отражательное регулирование и фильтрация среды, а также мокрые и сухие электростатические осадители и циклонные пылесборники, способные ограничить, но не исключить
попадание макрочастиц в RTO.
ВЛИЯНИЕ НАКАПЛИВАНИЯ МАКРОЧАСТИЦ
Твердые частицы, глубоко проникающие в теплообменный слой, сгорают. Однако химически активные частицы могут создать проблемы, даже если они
проникли глубоко в среду.
Некоторое количество макрочастиц, попавших
в RTO, накапливается на холодной поверхности теплообменного слоя. В зависимости от формы среды
накопившиеся частицы могут быстро привести к забивке теплообменного слоя. Это создает несколько серьезных проблем. Блокировка потока воздуха
приводит к повышению перепада давления, в результате чего вытяжной вентилятор работает более
интенсивно, увеличивая расход электроэнергии. Изза снижения эффективности теплопередачи через
теплообменный слой снижается производительность
RTO, потому что образовавшиеся зоны уменьшают
удельную поверхность, подверженную воздействию
воздушного потока, и сокращается масса теплообменной среды, способной удерживать тепловую
энергию. Кроме того, накапливание макрочастиц
представляет серьезную пожароопасность.
Единственным способом исключения этих симптомов является промывка или выбивание теплообменного слоя – процессы, связанные с дорогостоящими простоями оборудования. Со временем
частотность промывок и выбивания увеличивается,
и наступает момент, когда необходимо полностью
заменить теплообменный слой.
ТИПЫ ТЕПЛООБМЕННЫХ СРЕД
Последние несколько десятилетий для RTO использовали несколько разных типов теплопередающих сред. Выделяют три основные категории сред:
беспорядочно уложенный материал, монолитные
структурированные блоки и насадки с гофрированной структурой.
Беспорядочно упакованный материал. Первоначально, в 70-х гг. в RTO применяли различные несортированные материалы, включая гравий, керамические шарики и профилированные материалы
всевозможных видов. Закладочный материал произвольно укладывали в RTO, образуя теплообменный слой. Во избежание образования карманов,
затрудняющих поток и вызывающих образование
№3 март 2008
Рис. 1. Седловидная произвольная теплообменная насадка
мертвых зон, в которых накапливаются макрочастицы, предпочтение отдают произвольному закладочному материалу.
В 80-х гг. производители RTO и владельцы технологических установок обнаружили, что керамические «седла», разработанные для химических
процессов массопередачи, имеют оптимальную
форму для использования в качестве теплообменной среды в RTO. По сравнению с другими типами произвольных закладочных материалов седловидные структуры снижают перепад давления
(сокращая расход электроэнергии на вытяжной
вентилятор) и максимально увеличивают удельную
поверхность (для повышения эффективности теплопередачи).
С годами поставщики теплообменных сред для
RTO совершенствовали конструкцию керамических седел. Например, было создано трехреберное
седло с низким перепадом давления (low-pressure
drop – LPD), обеспечивающее высокое открытое
пространство и аэродинамику, снижающие образование карманов в слое и перепад давления на 20 % по
сравнению со стандартными седловидными средами
(рис. 1).
Несколько производителей покрывают или пропитывают LPD металлическим катализатором для
применения в RTO. Закладочный материал имеется
также в виде стойкого к образованию глазури триоксида алюминия (Al2O3) для предотвращения щелочной химической реакции, которая может быть обусловлена парами чистящих химических средств или
слоями металлов, применяемых для нанесения слоя
гальваническим способом.
Монолитные
структурированные
блоки.
Монолитные блоки это форма структурированного
закладочного материала, перемещаемого в формальной последовательности, а не произвольно. Ячейки
простираются через блок в виде прямого канала,
перпендикулярного холодному торцу.
Преимущество закладочного теплообменного
слоя этого типа теоретически заключается в создании прямого, аэродинамического канала для воздушного потока. Недостаток заключается в том, что твердые частицы забивают канал на холодном торце, где
77
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: СИСТЕМЫ БЕЗОПАСНОСТИ
Рис. 2. Керамическая гофрированная структурированная
насадка
Рис. 3. Установка гофрированной насадки в сернокислотной
колонне
входящий поток поступает в блок, в результате чего
весь канал становится мертвой зоной.
Гофрированная структурированная насадка.
Самой прогрессивной керамической теплообменной
средой для RTO является гофрированная структурированная насадка (рис. 2). Керамическая структурированная насадка складывается из гофрированных керамических пластин – угол наклона волнистости на смежных пластинах реверсирован, обеспечивая распределение воздушного потока по всему
теплообменному слою (рис. 3). Даже если какая-то
зона в слое оказывается забитой макрочастицами,
эффект перемешивания и распространения альтернативной волнистости предотвращают образование
мертвой зоны над зоной, забитой частицами.
Исследования в условиях эксплуатации показывают, что после установки RTO с гофрированным теплообменным слоем расходуется такой же
объем природного газа, как в RTO с монолитным
структурированным блоком, хотя в первом случае лучше распределение воздушного потока, а во
втором несколько более высокая теплоемкость.
Преимущество гофрированного слоя особенно резко проявляется со временем и благодаря высокой
стойкости к засорению вследствие накапливания
твердых частиц.
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ЗАТРАТЫ
Владельцы термоокислительных установок имеют
многочисленные варианты замены существующих
теплообменных слоев. Для систем, рассчитанных на
удаление VOC, в которых возможны проблемы, связанные с забивкой слоя макрочастицами, следует применять гофрированные структурированные насадки.
Эта система может стоить дороже при закупке и установке, но она обеспечивает более низкий перепад
давления, более высокую интенсивность теплопередачи, более надежную и более продолжительную эксплуатацию по сравнению с другими альтернативными
теплообменными средами. Значительная экономия
энергии на протяжении всего срока службы системы
с лихвой окупает дополнительные затраты на установку этой прогрессивной теплообменной среды.
Перевел Г. Липкин
Paul Sims (П. Симс), менеджер по сбыту
продукции компании Koch Knight LLC.
Имеет 38-летний опыт в области проектирования, производства, продажи в керамической промышленности. Имеет ученые
степени бакалавра по проектированию и
финансам и магистра по руководству бизнесом, полученные в луисвильском университете.
Редакции требуются переводчики —
специалисты в области нефтепереработки
и нефтехимии, владеющие английским языком
(Москва, Московская обл.).
Обращаться: тел. 670-74-81; e-mail: publ@ogt.su
78
№3 март 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: СИСТЕМЫ БЕЗОПАСНОСТИ
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ
СИСТЕМ БЕЗОПАСНОСТИ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ
M.P. Sukumaran Nair, Travancore-Cochin Chemicals Ltd., Кочин, Индия
Программы безопасности включают в себя системы защиты и организационную структуру
Даже единичный инцидент, связанный с отказом
оборудования, может стать причиной возникновения аварийных ситуаций. В настоящее время управление безопасностью процессов (process safety management – PSM) стало высокоразвитой инженерной
дисциплиной с обширно закодированной структурой, эксплуатацией и системой технического обслуживания. Владельцы промышленных предприятий
используют PSM в качестве средства прогнозирования и оценки потенциально опасных ситуаций.
ПРЕДЫСТОРИЯ
Во время пожара и взрыва на НПЗ в г. Техас-Сити,
которые произошли 23 марта 2005 г., 15 человек погибло, и 180 человек получили ранения различной степени тяжести. Этот инцидент произошел на установке
изомеризации во время пуска после остановки на ремонт и техническое обслуживание. По рекомендации
Совета по безопасности и исследованию нештатных
ситуаций в химической промышленности США инцидент был расследован независимой комиссией во
главе с бывшим Госсекретарем США Дж. Бейкером,
шт. Иллинойс. Доклад комиссии Baker был впоследствии опубликован. В этом докладе была тщательно
исследована культура безопасности компаний, системы защиты, привлечение наемного персонала и приверженность высшего руководства. Ниже перечислены недостатки, отмеченные аналитиками.
Гонка производства всегда отрицательно сказывалась на системах безопасности НПЗ.
Отсутствие должного мониторинга и надзора за культурой безопасности или приверженность
программам по предотвращению несчастных случаев. Полное отсутствие ответственного руководства
безопасностью.
Низкий уровень травматизма персонала зачастую расценивается как критерий надежности существующей системы безопасности.
Политика безопасности и процедурные требования не соблюдаются. Все ограничивается отписками, следовательно, записи и фактические меры по
устранению недостатков отсутствуют.
Из-за недостатков систем уведомления относительно замеченных неполадок не разработана система поощрений за сообщения об инцидентах (на грани отказа оборудования).
Действия по повышению безопасности в основном направлены на улучшение личной безопасности,
а не систем управления безопасностью.
№3 март 2008
Результаты аудиторских проверок фальсифицируются и остаются без внимания.
Стремление сэкономить на численности персонала, инфраструктуре, технологическом оборудовании и обучении персонала в значительной степени
влияет на повышение риска.
Средства обмена информацией достаточно
неэффективны, поэтому инциденты на грани отказа оборудования не регистрируются и не анализируются.
Операторы НПЗ устают из-за перегрузки
и большого объема сверхурочной работы.
Обучение операторов проводится недостаточно
эффективно и не затрагивает проблем, связанных
с неполадками в эксплуатации установок, пуском,
остановкой и другими аномальными ситуациями.
Некоторые приемы и методики технического
обслуживания ошибочны, особенно методики пуска,
которые далеки от безопасной практики.
СЛОИ БЕЗОПАСНОСТИ
Безопасность технологических установок складывается из двух неотъемлемых аспектов:
системы защиты с высоким уровнем целостности системы безопасности;
внутренней организационной культуры.
Организационная культура предполагает наличие компетентных и обученных людей как конечный
элемент систем управления безопасностью для осуществления контроля технологических процессов.
С годами целостность и оснащенность системы управления безопасностью при помощи современных
программ совершенствуется. Разработаны новейшие способы и аппаратура для заблаговременного
прогнозирования аварий и принятия эффективных
мер по ликвидации их последствий.
Технологии включают базовые системы управления процессами с прогнозируемыми логическими
контроллерами и системами распределенного управления на основе программных электронных технологий. Также разработаны независимые инструментальные системы безопасности для защиты людей,
имущества и окружающей среды. Следовательно,
меры, принимаемые в соответствии с планами действий в аварийных ситуациях, очень эффективны
с точки зрения снижения риска возникновения аварийных ситуаций, уменьшения потерь человеческих
жизней и имущества, а также предотвращение вреда
окружающей среде.
79
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: СИСТЕМЫ БЕЗОПАСНОСТИ
Второй аспект – организационная культура безопасности, которая должна быть более эффективной как с точки зрения усиления организационной
структуры, так и с точки зрения укомплектованности персоналом, вовлеченным в систему производства. По многим причинам финансовое положение
технологической установки может оказаться под угрозой и пострадать из-за ухудшения глобальной экономической ситуации и конкуренции. В этих экономических условиях вполне естественно стремление
к снижению затрат. К сожалению, руководство предприятий часто решает эту задачу за счет сокращения
численности обслуживающего персонала и затрат на
ремонт и техническое обслуживание.
Проблема подбора кадров вместо уходящих на
пенсию и ротация специалистов может в значительной степени обостриться. С выходом опытных
специалистов на пенсию и без пополнения новыми
сотрудниками утрачивается технический опыт и возможность организации правильно решать проблемы
эксплуатации, ремонта и управления предприятием.
В некоторых случаях обычные, рутинные работы по
техническому обслуживанию оборудования либо
переносятся на более поздние сроки, либо вообще
исключаются по бюджетным соображениям или в
погоне за повышением прибылей. Все эти действия
(или бездействия) негативно отражаются на стандартах безопасности.
РЕКОМЕНДАЦИИ
В докладе комиссии Baker были указаны ошибки и упущения руководства НПЗ ВР с точки зрения
обеспечения безопасности. В докладе содержится
10 рекомендаций, четко адресованных каждой из
ошибок, выявленных комиссией в ходе расследования. Для внедрения этих рекомендаций на всех свои
НПЗ ВР создала специальную комиссию.
Ни одна из этих рекомендаций не связана с ужесточением стандартов безопасности за счет совершенствования инженерных систем. Короче говоря,
эти системы существуют и они в хорошем состоянии. Дело заключается в необходимости воспитания
правильного отношения всех сотрудников предприятия к средствам обеспечения безопасности и обучении правилам пользования этими инженерными
системами.
Мы часто провозглашаем лозунг «Безопасность –
дело каждого!». В докладе Baker было приведено доказательство, что на НПЗ ВР безопасность оказалась
ничьим делом и сделан вывод: «То, что является делом каждого, в действительности, оказалось ничьим
делом!»
Компания ВР преследовала одну цель: «Без аварий, без травматизма и без экологического вреда!».
Но эта программа не выдержала испытания временем из-за отсутствия эффективного руководства безопасностью процессов. Поэтому комиссия настойчиво рекомендует обеспечить реальное руководство
безопасностью, углубление знаний и опыта, подготовку отчетности и усиление ответственности за безопасность сотрудников всех рангов путем четкой
организации, регулярного проведения аудиторских
80
проверок и мониторинга. В докладе Baker выражается надежда на превращение ВР в признанного лидера отрасли промышленности по PSM и пример, достойный подражания.
ЗАЛОГ БЕЗОПАСНОСТИ НА БУДУЩЕЕ
Доклад комиссии Baker выявил недостатки организаций с точки зрения воспитания прогрессивного
отношения к культуре безопасности. Несмотря на то,
что аварийные ситуации, подобные описанной в докладе Baker, возникают достаточно редко, мы должны
извлечь уроки и осознать реальные риски, на предприятиях, перерабатывающих углеводородное сырье,
с целью усиления мер по их предупреждению.
Справедливо мнение, что современные инструментальные системы с усиленными интегрированными уровнями безопасности, оборудование с более
высоким порядком надежности, новое поколение
материалов, широкий диапазон не деструктивных
методов испытаний и внедрение передового опыта
способствует безопасной эксплуатации и эффективному техническому обслуживанию технологических
установок в соответствии с их проектными характеристиками. Однако еще важнее, чем все эти физические возможности и оснащенность приборами и
контрольно-измерительной техникой, – внедрение
и поддержание культуры безопасности, стремящейся к совершенству наряду с соблюдением нормативных правил. Такое отношение к безопасности полностью исключает благодушие в процессе при оценке
серьезных рисков, связанных с обеспечением безопасности технологических процессов. В этом смысле
справедливо изречение: «Безопасность становится
делом каждого».
Перевел Г. Липкин
M. P. Sukumaran Nair (М. П. Сукумаран
Наир) – управляющий государственной
компанией Travancore-Cochin Chemicals Ltd.,
Кочин, Индия. Более тридцати лет м-р Сукумаран проработал в области производства
химических удобрений. Член американской
ассоциации инженеров-химиков и Европейской федерации
инженеров-химиков, он также связан с различными профессиональными ведомствами и институтами Индии и выступает
в роли экспертного советника на правительственном уровне.
М-р Сукумаран внесен в книгу Marquis «Who is who», публикующуюся International Biographical Centre, Кембридж,
Англия. С м-ром Сукумараном можно связаться по адресу:
mpsn@dataone.in.
№3 март 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: СИСТЕМЫ БЕЗОПАСНОСТИ
РЕКОМЕНДАЦИИ BAKER REPORT
ПО УЛУЧШЕНИЮ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬЮ
R. Whitt, T. Ayral, Meridium, Роанок, Виргиния
В настоящее время разрабатываются прогрессивные методы, применение которых гарантирует безопасность процессов на нефтеперерабатывающих заводах
После аварии, произошедшей в 2005 г. на одной
из установок нефтеперерабатывающего завода,
принадлежащего компании ВР (Техас Сити), компания последовала рекомендациям Совета США
по химической безопасности и исследованиям аварий (Chemical Safety and Hazard Investigation Board).
С целью проведения основательной проверки состояния общей безопасности на предприятии, системы
управления безопасностью и выявления возможных
недостатков была создана независимая группа специалистов. Эту независимую группу специалистов
возглавил Секретарь США Дж. Бейкер (James Baker).
В связи с этим в январе 2007 г. был опубликован доклад, составленный группой специалистов и названный «Baker Report» (доклад Бейкера).
Этот доклад, состоящий из десяти положений,
включающих рекомендации по улучшению системы
управления безопасностью, был опубликован в НР
ранее [1]. Несколько рекомендаций из Baker Report
следует процитировать отдельно. Принципы выполнения этих положений компаниями описаны в данной статье.
УПРАВЛЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТЬЮ ПРОЦЕССОВ
Совет директоров и другие члены администрации
корпорации должны осуществлять на предприятии
эффективное руководство и ставить соответствующие цели в отношении повышения безопасности
процессов. Упомянутые должностные лица должны
четко формулировать свои сообщения по безопасности производства, предварительно согласовав
выводы с принятой политикой предприятия [2].
Чтобы выполнить эти рекомендации, руководители некоторых крупных компаний, занимающиеся
вопросами переработки углеводородов, добавили новые положения по управлению, присвоив этим положениям неофициальное название – «безопасность
и управление надежностью процессов» (process safety management – PSM). О принятии этого решения
сообщил вице-президент компании ВР. Фактически
речь идет о компаниях, выпускающих нефтехимическое оборудование и выполняющих условие относительно PSM и механической целостности.
Следует отметить, что компании, чьи предприятия оснащены успешно эксплуатируемым нефтехимическим оборудованием, быстро развиваются, поскольку у них проводится своя независимая экспер-
№3 март 2008
тиза, о результатах которой подробно докладывается
руководству. Непосредственно на местах под руководством Совета директоров быстро реализуются
важные и необходимые результаты экспертизы.
СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ
Компании должны обеспечить предприятия системами всестороннего и интегрированного управления безопасностью процессов, которые непрерывно
оценивают степень риска непосредственно на предприятиях, снижают его и управляют процессами безопасности [2].
Члены Совета по химической безопасности и исследованию аварий воспользовались видеоматериалом, который подтвердил, что взрыв на предприятии
в Техас Сити произошел отчасти по причине неработающего надлежащим образом индикатора уровня [3]. В Baker Report указано, что причину аварии
установили, в основном, при помощи контрольноизмерительной аппаратуры и систем, оснащенных
приборами безопасности (safety instrumented systems – SIS). Дело в том, что ввод установки в эксплуатацию осуществлялся без тщательного предварительного изучения, какие именно контрольные
обводные линии стали бы наиболее эффективными.
В то же время программное обеспечение по управлению процессом с IT-инфраструктурой позволит оператору увидеть изображение работы управляющей
аппаратуры.
Аварийная сигнализация. Как описано в докладе
Baker Report, процессы нефтепереработки и нефтехимии поддерживаются системами контрольно-измерительной аппаратуры, определяющей рабочие
параметры процессов. Некоторые параметры обеспечены аварийной сигнализацией, которая имеет
функции блокировки и отключения установки в целях безопасности. Оператор в связи с аварийной
ситуацией должен перевести процесс на байпасную линию, т.е. сделать основную систему неработоспособной так, чтобы можно было обследовать
технологическое оборудование установки и гарантировать в дальнейшем безопасность процесса или
приступить к ее восстановлению. Для нормального
протекания процессов на заводе важно минимизировать время функционирования байпасной линии.
Необходимо, чтобы весь персонал завода был осведомлен о снижении эксплуатационной надежности
81
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: СИСТЕМЫ БЕЗОПАСНОСТИ
установки, особенно те специалисты, кто продолжает регистрировать данные процесса установки, связанной с байпасной линией.
Компании, работая в соответствии с рекомендациями Baker Report, должны установить системное
программное обеспечение. Несомненно, что компании, использующие программное обеспечение в системе, будут работать в соответствии с промышленными стандартами, касающимися надежности измерительных систем.
Ключевые индикаторы. Чтобы измерить рабочие параметры безопасности, многие компании оснащают системы управления безопасностью, снабженные опережающими и запаздывающими индикаторами (key performance indicator – KPI) наряду с
метрическими и ключевыми индикаторами режима
работы, программным обеспечением, [2]. Действие
запаздывающего индикатора распространяется на
случаи неожиданных потерь объема информации и
повреждения ответственной за безопасность контрольно-измерительной аппаратуры или на аварийную сигнализацию.
Поскольку это касается будущего режима работы
технологического оборудования и аппаратуры, обеспечивающей надежность системы, запаздывающий
контроль осуществляет опережающий индикатор.
Сообщения об управлении безопасностью KPI на
предприятиях, заводах и установках являются одним
из наиболее рациональных методов, который они
используют в соответствии с рекомендациями Baker
Report.
В функции других опережающих индикаторов,
которые компании применяют в настоящее время,
включено завершение оценки основных рисков повреждений и основных рекомендаций по группе риска. Кроме того, рабочие и технический персонал постоянно обучается с целью ознакомления с SIS-программой. В настоящее время, разработана система
поощрений тех сотрудников, кто в процессе работы
четко придерживается данных рекомендаций.
Программное обеспечение оценки риска. После
того, как произошла поломка оборудования или возникла аварийная ситуация, данные анализов основной причины (root cause analysis – RCA) сохраняются и в дальнейшем изучаются. RCA осуществляют
для того, чтобы определить факторы возникновения
той или иной аварии. На основе результатов анализа
специалисты разрабатывают рекомендации, предотвращающие или снижающие риск возникновения
аварийных ситуаций, и на основе этих рекомендаций создают методику, гарантирующую нормальное
функционирование системы. Многие компании осуществляют RCA при помощи программного обеспечения, которое охватывает все предприятие в целом
и может быть объединено с планами Baker Report.
Выводы, сделанные в результате применения этой
системы, можно использовать в качестве рекомендаций компании.
Используя технологию контроля, базирующуюся на оценке рисков, и программное обеспечение,
многие компании сокращают частоту проведения
технологических инспекций на месте. Это позволя82
ет сократить численность персонала, занимающегося
этими операциями и направить его на другие участки.
ЗНАНИЕ И ЭКСПЕРТИЗА
Чтобы быть уверенными, что специалисты-администраторы широкого профиля, переработчики, менеджеры, эксперты, рабочие и подрядчики владеют
соответствующими знаниями по надежности процессов и экспе ртизе, компаниям следует разрабатывать
и внедрять системы программного обеспечения [2].
Несколько компаний разрабатывают программы по подготовке персонала на всех уровнях с обучением PSM и безопасности производства. Кроме
того, в настоящее время разрабатываются сертифицированные программы по механической надежности систем. Управление знаниями является очень
важным фактором в промышленности. Ассоциация
инженеров-нефтяников (Society for Petroleum
Engineering – SPE) провела статистические исследования и выяснила, что средний возраст членов SPE
составляет 47 лет. К 2010 г. 44 % инженеров-нефтяников выйдут на пенсию. Следуя расчетам, каждые
десять лет с уходом пенсионеров из отрасли будет
утекать 231 000 лет накопленного опыта и знаний.
Подготовка кадров очень важна, но, обращаясь
к рекомендациям Baker Report, компании будут также нуждаться и в PSM, и наилучшая практика в настоящее время – передача необходимых знаний молодым служащим и рабочим.
ПЕРСПЕКТИВЫ
Рекомендации Baker Report реализуются. В настоящее время передовые компании находятся на
стадии предотвращения глобальных инцидентов.
Эти действия поддерживает и правительство США.
Члены Палаты представителей Конгресса США потребовали от OSHA продвижения реформ, доказывая, что новые правила и нормы по безопасности на
производстве проводятся в жизнь. В марте 2007 г. помощник министра труда Э. Фолке сказал, что «OSHA
планирует обучение рабочих передовым методам
контроля на производстве». На Всемирном форуме
экономики было установлено 23 вида глобальных
рисков, связанных с нефтеперерабатывающей промышленностью. Цель Baker Report − помогать снижать эти риски.
Перевел А. Степанов
Roy Whitt (Р. Витт), вице-президент
Meridium Inc. Недавно он ушел из компании
Marathon Petroleum Company, где проработал более 30 лет, занимаясь проблемами
в нефтеперерабатывающей промышленности. М-р Витт является также вице-президентом бизнес-процессов на нефтеперерабатывающем
предприятии.
Tom Ayral (Т. Аурал), был вице-президентом коммерческого развития компании
Meridium Inc. Кроме того, м-р Аурал более
30 лет проработал в компаниях Arco, Mobil,
KBC и Profimatics.
№3 март 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОЧИСТКА ВОДЫ
ПРИМЕНЕНИЕ МЕМБРАННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ
ДЛЯ ОЧИСТКИ СТОЧНЫХ ВОД
J.K. Peeters и S.L. Theodoulou, GE Waters & Process Technologies, Оуквилль, Онтарио, Канада
Прогрессивные способы очистки позволяют использовать сточные воды для повторного водоснабжения
на НПЗ
Очистка и повторное использование муниципальных сточных вод практикуется уже давно. Однако,
в нефтяной промышленности повторное использование сточных вод – редкое явление. Тем не менее,
ужесточение требований к очистке стоков и сокращающиеся запасы пресной воды пробудили интерес
к этой технологии и использованию нефтезаводских сточных вод в оборотном водоснабжении НПЗ.
Исторически сточные воды НПЗ подвергают очистке (до различного качества) посредством сепарации
нефть/вода и последующей биологической обработки. Этот уровень обработки недостаточен для повторного использования стоков в технологических
процессах. Новые разработки в области мембранных технологий позволяют нефтепереработчикам
внедрить стратегии очистки, обеспечивающие возможность повторного использования сточных вод.
Оборотное водоснабжение на НПЗ предполагает
использование сточных вод для подпитки градирен и
котлов.
Мембранная технология гибка и может применяться как в экологически чувствительных местах,
так и на реконструированных НПЗ. Мембранные
биореакторы могут исключить необходимость повторного осветления и обеспечивают минимальные
загрязнения. Третичная фильтрация является превосходной доочисткой для предприятий, нуждающихся в дополнительной очистке или в обеспечении
надежности мембранных установок. Независимо от
выбора конфигурации мембранной системы результат всегда положительный – высококачественная
сточная вода пригодна для повторного использования, включая процесс обратного осмоса (reverse osmosis – RO).
ЭФФЕКТИВНОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СТОЧНЫХ ВОД
В США муниципальные сточные воды, в частности, вода качества Title 22, применяются для оборотного водоснабжения с переменным успехом. По
мере ужесточения требований к качеству сточных
вод и сокращения пресного водоснабжения, а также
с прогрессом в мембранной технологии, повторное
водоснабжение надежно практикуется там, где это
раньше считалось экономически нецелесообразным
или технически невозможным. Современные тенденции ограничивают или исключают доступ к общественным очистным предприятиям (publicly owned
treatment works – POTW) для любого типа сточных
вод, содержащих примеси нефтепродуктов, или нефтезаводские стоки. Ранее повторное использование
нефтезаводских сточных вод было ограничено из-за
№ 3 март 2008
недостаточного развития технологий очистки и высоких затрат на их реализацию. Однако успехи в разработке мембранной технологии очистки сточных
вод позволяют спроектировать и построить установку мембранной очистки при затратах, меньших, чем
при строительстве новой установки для очистки пресной воды.
СУЩЕСТВУЮЩИЕ СПОСОБЫ ОЧИСТКИ
СТОЧНЫХ ВОД НПЗ
Исторически очистка сточных вод на НПЗ состоит из нескольких этапов, включающих сепарацию
нефть/вода, биологическую обработку и, возможно, фильтрацию/абсорбцию. Биологическая очистка охватывает широкий диапазон методов очистки,
включая активный ил (обычную контактную стабилизацию и продолжительную аэрацию), а также некоторое ограниченное применение последовательно
установленных факторов периодического действия.
Эта конфигурация успешно применялась, когда для
повторного использования не требовалось высокого
качества воды, или нормативные документы допускали непосредственный сброс стоков в окружающую
среду. Однако эта конфигурация имеет ряд серьезных недостатков – она не способна обеспечить постоянства качества стоков, особенно при изменении
потока сточных вод или содержания загрязняющих
примесей в них, что часто происходит на действующих НПЗ. Высокое качество воды имеет критически важное значение, особенно, если за этим следует дополнительная доочистка для снижения общего
содержания растворенных твердых частиц (total dissolved solids – TDS).
Тип и объемы сточных вод, накапливающихся на
нефтепромыслах или НПЗ, зависят от многих факторов, включая сырье, технологические установки
и процессы. Основными источниками сточных вод
на НПЗ являются технологическая вода (сернистая
вода из отпарных колонн, стоки с установки обессоливания и промывочная вода), охлаждающая вода,
сбрасываемая из градирен, сбросная котельная вода
и санитарные сточные воды. Объемы технологической и сточной воды из градирен составляют 60–80 %
общего объема сточных вод НПЗ.
Неразделенные нефтезаводские сточные воды
потенциально токсичны, так как могут содержать
значительные примеси аммиака, металлов и трудно
поддающихся биологическому разложению сложных органических соединений. Отсутствие технологий адекватной очистки и удаление этих загрязнителей ограничивает возможность повторного исполь83
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Процессы сепарации
Относительные размеры обычных материалов
HYDROCARBON PROCESSING: ОЧИСТКА ВОДЫ
Стандартный
микроскоп
Сканирующий электронный
микроскоп
Ионный диапазон
Растворимые соли
Молекулярный
диапазон
Видимы невооруженным
глазом
Оптический микроскоп
Макро–молекулярный
диапазон
Диапазон
микрочастиц
Коллоиды
Микробы
Волос человека
Взвешенные частицы
Вирусы
Диапазон
макрочастиц
Пляжный песок
Бактерии
Мелкие
частицы
Паразиты
Обратный осмос
(гиперфильтрация)
Микрофильтрация
Нанофильтрация
Ультрафильтрация
Гранулирование среды
Рис. 1. Фильтрующая способность мембраны и области их применения
зования сточных вод на НПЗ для охлаждения, питания котлов и общей подпитки систем технического
водоснабжения.
ОЧИСТКА ПОСРЕДСТВОМ
МЕМБРАННОЙ ФИЛЬТРАЦИИ
Мембраны создают физический барьер для попадания твердых частиц в водный поток. Их классифицируют по размеру пор или молекулярной массе частиц, которые мембрана способна улавливать.
Для микрофильтрации применяют мембраны с
самым большим размером пор. Они выделяют молекулы с молекулярной массой 100 000 – при размере
пор 0,05–20 мкм или больше. В ультрафильтрации
(ultra filtration – UF) применяют мембраны с более
мелкими порами для выделения молекул с молекулярной массой менее 300. Для обратного осмоса (RO)
требуются мембраны, способные выделять молекулы размером менее 0,0015 мкм. На рис. 1 показан
полный спектр фильтрации, осуществляемой с помощью мембранной технологии.
UF способна выделять нерастворимые вещества
при обработке жидкостей (бактерии, вирусы, коллоиды и взвешенные частицы), а также в высокомолекулярной растворимой органике. Мембранные
системы UF и микрофильтрация работают при более
низких трансмембранных давлениях, чем в нанофильтрации или RO, и расходуют меньше энергии.
Трансмембранное давление представляет собой критерий перепада давления на поверхности мембраны,
необходимого для индуцирования проницания воды
через мембрану. Низкое трансмембранное значение
способно увеличить срок службы мембранной системы за счет ее уплотнения. Срок службы UF-мембран
нередко превышает 8–10 лет.
КОНФИГУРАЦИИ
В настоящее время выпускают мембранные системы различных конфигураций. Наиболее энергос84
берегающими считаются системы, способные увеличивать контакт поверхности мембраны с фильтруемой технологической жидкостью при минимальном
объеме фильтровального пакета. Усиленная погружная поливолокнистая мембрана запатентована и выдержала испытание временем.
Это UF-мембрана с номинальным размером пор
0,04 мкм. Эта конфигурация испытана и успешно
применяется в нескольких промышленных очистных
сооружениях для сточных вод, содержащих нефтепродукты. Мембранная конфигурация состоит из
пористой несущей конструкции с полимерной мембраной, отлитой по наружному диаметру материала,
на котором крепится мембрана. На рис. 2 показано
поперечное сечение мембранного волокна в графическом изображении. Мембранные волокна (нити)
длинные и гибкие с внутренним диаметром 0,8 мм.
Нити собраны в коллектор, залитый компаундом,
концы волокон открыты со всех сторон.
Усиленное волокно
Технологическая
сточная вода
Вода после
фильтрации
Полимерная
мембрана
Рис. 2. Поперечное сечение усиленной погружной мембраны,
состоящей из полых волокон
№ 3 март 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОЧИСТКА ВОДЫ
Усиленная структура
Биомасса
Биомасса
Вытекающая вода
после фильтрации
Полое волокно
Рис. 3. Процесс фильтрации с помощью погружной мембраны
из полых волокон в боковом разрезе
На рис. 3 представлено схематическое изображение концепции фильтрации с помощью погружной
мембранной системы с полыми волокнами. В этой
конфигурации мембрана погружена непосредственно в технологическую жидкость. Пермеат или жидкость, подвергаемая очистке, извне мембраны поступает внутрь волокон благодаря небольшому вакууму, снижающему трансмембранное давление (т.е.
перепад давления на поверхности мембраны составляет до 1–10 фунт/дм2). Загрязняющие примеси,
содержащиеся в сточной воде, удерживаются в резервуаре мембраной, а вода, очищенная от твердых
частиц, поступает в систему оборотного водоснабжения. Силы сдвига, образующиеся в результате удаления воздушных пузырьков, непрерывно очищают поверхность мембраны. В процессе мембранной
очистки сточных вод воздух выполняет три функции: аэрацию, перемешивание и очистку мембраны.
Погружная мембранная систеСточная
ма работает при слабом вакууме
вода
внутри пучка волокон.
ОЧИСТКА НЕФТЕЗАВОДСКИХ
СТОЧНЫХ ВОД
Существуют две основные
конфигурации для сочетания биологических процессов очистки
с погружной мембранной фильтрацией. Первую конфигурацию
называют «третичной фильтрацией», она связана с применением мембранной фильтрации на
линии после обычного биологического процесса. Вторая конфигурация заключается в одновременной биологической очистке и
мембранной фильтрации в одну
интегрированную ступень. Эту
конфигурацию называют «мем-
API/DAF
бранной биореакторной» (membrane bio-reactor –
MBR) системой.
Обе конфигурации, сочетающие UF-мембранную
фильтрацию с биологической, позволяют очищать
сточные воды до качества, пригодного для повторного использования воды во многих областях применения. Очищенная вода также пригодна для непосредственного питания RO-установок.
В тех случаях, когда сточные воды, содержащие
нефтепродукты, подвергают очистке с целью повторного использования, одной мембранной фильтрации недостаточно для удаления всех примесей из
воды. Ступень биологической очистки требуется для
фильтрации растворимых органических соединений,
которые не были удалены в процессе мембранной
фильтрации. Поэтому ступень биологической очистки очень важна для конструкций и эксплуатации всех
систем очистки нефтезаводских сточных вод.
МЕМБРАННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ
ДЛЯ ТРЕТИЧНОЙ ОЧИСТКИ
UF-мембраны способны удалять твердые частицы
и коллоидные материалы из сточных вод. Они редко
применяются для фильтрации неочищенных сточных вод вне сочетания с биологическими средствами очистки, так как засорение органикой приводит
к нарушению нормального режима эксплуатации
очистного сооружения. Однако мембранная фильтрация успешно применяется в сочетании с такими
биологическими процессами как активный ил. На
рис. 4 показана конфигурация третичной системы
очистки с мембранной фильтрацией для нефтезаводских сточных вод в сравнении с типовым процессом биологической очистки с фильтрацией через
песчаный слой, дающий очищенные смеси худшего
качества.
В биологическом процессе растворенная органика превращается в биомассу. Типовой биологический процесс, например, обычная система активного ила, удаляет большинство растворенных
органических компонентов. Однако в потоке после
1
Аэрационный
бассейн
Вторичный
отстойник
Фильтрация
через песок
Биологическая очистка и третичная очистка с фильтрацией через песок
Сточная
вода
2
Аэрационный
Вторичный
Мембранная
бассейн
отстойник
фильтрация
Биологическая очистка и третичная очистка с мембранной фильтрацией
API/DAF
Рис. 4. Сравнение технологической схемы очистки сточных вод, содержащих нефтепродукты, с применением обычного биологического процесса и технической
схемы обычного биологического процесса в сочетании с мембранной фильтрацией
воды с целью ее повторного использования: 1 - очищенная вода на повторное использование;
2 - высококачественная вода для повторного использования или рециркуляции
№ 3 март 2008
85
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОЧИСТКА ВОДЫ
барьером для контроля биомассы. В этой конфигурации выделение твердых частиц достигается
фильтрацией, а не гравитационным осаждением. Качество очиAPI/DAF
Вторичный
Аэрационный
Фильтрация
щенной воды не зависит от хаотстойник
бассейн
через песок
рактеристик осаждения ила. На
рис. 5 показана схема MBR-проБиологическая очистка и третичная очистка с фильтрацией через песок
цесса очистки нефтезаводских
сточных вод в сравнении с типовым процессом биологической
Сочная
очистки с получением очищенВысококачественная
вода
вода для повторного
ной воды более низкого качестиспользования или
ва.
рециркуляции
UF может выделять нерастворимые частицы, содержащиеся
API/DAF
Аэрационный
Мембранная
бассейн
фильтрация
в технологической жидкости (бактерии, вирусы, коллоиды и взвеКомбинированная биологическая и третичная очистка в системе MBR
шенные частицы), а также высоРис. 5. Сравнение технологической схемы очистки сточных вод, содержащих нефтепрокомолекулярную
растворимую
дукты, с обычным биологическим процессом и с мембранным биореактором (MBR) с цеорганику.
Низкомолекулярная
лью повторного использования сточной воды: 1 – очищенная вода на повторное использование
растворимая органика легко поддается биологическому разложесточная
нию в аэробном процессе, а мемвода
брана создает физический барьер
1
для более крупных и более сложных органических молекул. Этот
Первичный
Вторичный
Аэрационный
Мембранная
Обратный
DAF
отстойник
отстойник
абсолютный физический барьер,
бассейн
фильтрация
осмос (RO)
как для нерастворимых, так и для
растворимых молекул является
Рис. 6. Конфигурация очистного сооружения для сточных вод, содержащих нефтепроключом к успешной интеграции
дукты, на НПЗ PEMEX в Минатитлане: 1 – высококачественная вода для повторного использования
MBR-систем.
этого процесса содержится много увлеченных взвеВ обычном процессе с активным илом рабочая
шенных частиц, делающих воду непригодной для неконцентрация взвешенных твердых частиц в перемепосредственного использования в RO-процессе. Это
шанной жидкости в биореакторе ограничена процесобъясняется недостаточной эффективностью просом осаждения во вторичном отстойнике. Процесс
цесса осаждения и, особенно, чувствительностью
MBR не зависит от гравитационного осаждения для
процесса разделения на твердые частицы/жидкость
разделения «твердые частицы/жидкость». MBR-сис(например, гравитационный осветлитель) к неполадтемы могут работать при концентрации взвешенных
кам, приводящим к уносу твердых частиц. UF-мембтвердых частиц в смешанных жидкостях, которые
ранный процесс, следующий после обычной систев три-пять раз превышают концентрацию в традицимы разделения «твердые частицы/жидкость», удаляонных системах с активным илом. Соответственно
ет взвешенные твердые частицы из биологического
объем биореактора в MBR-системе в три-пять раз
стока, включая твердые частицы и грубодисперсные
меньше обычной системы с активным илом при одколлоидные примеси. Третичная очистка активным
ном и том же объеме получаемой биомассы.
илом является эффективным способом получения
Основные эксплуатационные преимущества этой
воды, пригодной для RO-системы с индексом плотсистемы заключаются, во-первых, в том, что качестности ила (silt density index – SDI) ниже 3.
во очищенной воды не зависит от осаждаемости
Основное эксплуатационное преимущество этой
смешанной жидкости, и, во-вторых, в том, что в слусистемы заключается в ее стойкости к изменяющимчае неполадок в биологическом процессе мембрана
ся концентрациям взвешенных частиц, которые мообеспечивает удаление твердых частиц из выходягут привести к неполадкам в последующем процессе
щего потока. Кроме того, MBR процесс исключает
биологической очистки и снижению способности
необходимость сооружения вторичного отстойника
обеспечения дополнительного биологического раз(осветлителя) и может работать при повышенных
ложения или химической обработки.
концентрациях взвешенных твердых частиц в смешанной жидкости, тем самым снижая общую сложность процесса и требования к его программному
МЕМБРАННЫЙ
обеспечению.
БИОРЕАКТОРНЫЙ ПРОЦЕСС
Процесс MBR (membrane bioreactor) состоит из
ИССЛЕДОВАНИЕ НА НПЗ PEMEX
биологического реактора, интегрированного с UFКрупнейший в Мексике НПЗ в Минатитлане был
мембранной системой, заменяющей отстойник
избран PEMEX для установки новой системы очистобычной установки с активным илом с предельным
Сточная
вода
86
1
№ 3 март 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОЧИСТКА ВОДЫ
ки сточных вод с целью повторного использования
очищенной воды, главным образом, для подпитки
воды в градирне. Был исследован вариант мембранной фильтрации после вторичной биологической
очистки, потому что это самое выгодное решение и
не нуждается в большой дополнительной площади
для размещения оборудования. Было проведено исследование на пилотном очистном сооружении недалеко от НПЗ PEMEX в Кадерейта. В дополнение к
изучению эксплуатационных характеристик системы были также оценены такие критерии как эксплуатационные затраты и гибкость для учета изменений
качества обрабатываемой воды. В табл. 1 приведены
средние качественные характеристики воды, поступающей на очистку.
После технико-экономического исследования
с компанией Atlatek S.A. был заключен контракт на
поставку третичной системы очистки с применением погружной UF-технологии для НПЗ PEMEX в Минатитлане. Выбор был сделан в пользу этой технологии благодаря меньшей склонности мембранной
системы к засорению. Кроме того, погружная UFмембрана позволяет добиваться успешных результатов без предварительной очистки сточных вод.
Полномасштабная UF-система была введена в эксплуатацию в 2002 г.
ОПИСАНИЕ ПРОЦЕССА
Полномасштабная система очистки на НПЗ
PEMEX состоит из обычной первичной классификации, флотации растворенного воздуха (dissolved
air flotation – DAF), биологической вторичной
очистки и третичной очистки с применением UF,
с заключительной RO-ступенью, как показано на
рис. 6. Система была рассчитана на пиковый поток 300 л/с (6,8 млн галл/сут). Мембраны были размещены в семь независимых поточных линий так,
что одну линию можно было отключать на очистку,
а остальные шесть продолжали работать в нормальном режиме. На каждой поточной линии было установлено по 11 мембранных кассет и, предусмотрено
место для размещения четырех дополнительных кассет в расчете на расширение очистного сооружения
Таблица 1. Характеристики сточных вод,
поступающих в очистное сооружение
Кодерейта
Характеристика
COD, мг/л
60 80
TDS, млн–1
1200
BOD, мг/л
5 15
Взвешенные
твердые
частицы, мг/л
20 30
Общее
содержание
остаточного
хлора, мг/л
0,5 1
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
СИСТЕМЫ
Большая часть химически потребляемого кислорода (chemical oxygen demand – COD) и биологически потребляемого кислорода (biological oxygen
demand – BODI) расходуется в процессе вторичной
очистки на очистном сооружении в Минатитлане
(табл. 2). Дальнейшее удаление происходит в погружной системе UF, где отфильтровываются твердые примеси (participate matter – PM). Кроме того,
мембраны улавливают почти все взвешенные частицы (total suspended solids – TSS), масла и пластичные смазки, содержащиеся в потоке, выходящем из
вторичной системы. Степень чистоты воды вполне
достаточна для питания RO-установки. В случае неполадок во вторичном процессе мембраны выступают в роли барьера для твердых частиц, увлеченных
потоком, и благодаря этому защищают последующую по схеме установку обратного осмоса (RO).
ИССЛЕДОВАНИЕ НА НПЗ MARATHON
Marathon Ashland Petroleum (MAP) это оптовая
компания, поставляющая бензин, асфальт и другие
нефтехимические продукты. Этот НПЗ был построен в 1998 г. совместными усилиями известных кампаний Marathon Oil Co. и Ashland Inc. Терминал расположен в Кэтлетсбурге, шт. Кентукки, и находится
во владении MAP. Терминал расположен на р. Огайо
и отгружает нефть на баржи, доставляющие ее на
различные НПЗ. В 2001 г. у MAP начали возникать
проблемы, связанные с удовлетворением требований г. Эшленд к критериям оценки качества сточных
вод, сбрасываемых в реку после обработки барж.
Исходная система очистки сточных вод состояла из
уравнительного резервуара, за которым следовала
установка DAF. Вода трудно поддавалась очистке
из-за высокого содержания твердых частиц, масел
и пластичных смазок, ароматических углеводородов – включая бензол, толуол, этилбензол и ксилол
Таблица 2. Эксплуатационные характеристики систем на НПЗ PEMEX во время
испытаний
Параметры
Показатель
в будущем. Система рассчитана на 90–95-процентныйный отбор; она обеспечивает мутность с индексом плотности ила (SDE) менее 3.
BOD
COD
Масла и
пластичные
смазки
(метод
экстракции
гексаном)
TSS
Поступающий
Вытекающий Пределы значений Удаление,
поток*, среднее поток, среднее
для повторного
%
содержание,
содержание,
использования,
мг/л
мг/л
мг/л
4,8
80,1
1,6
2,4
36,4
0,2
20
100,0
10,0
50
54,6
87,5
20,3
0,5
1,0
97,5
*
Поступающий поток, среднее содержание (поток, выходящий после процесса
вторичной очистки).
№ 3 март 2008
87
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОЧИСТКА ВОДЫ
Сточная
вода
1
и в настоящее время успешно используется для предварительной
очистки сточных вод, сбрасываемых в очистное сооружение.
ОПИСАНИЕ ПРОЦЕССА
Неочищенную воду прокачивают в систему с крупнозернистым
материалом (150 мкм) для удалеРис. 7. Технологическая схема очистного сооружения для сточных вод терминала
ния тяжелых твердых частиц и заMarathon Ashland Petroleum в Кэтлетсбурге: 1 – высококачественная вода, пригодная для сброса в муниципальные очистные сооружения (POTW) или возможность повторного использования для оботем пропускают через сепаратор,
ротного водоснабжения
как показано на рис. 7.
Поток смешанной жидкости в шесть раз превы(benzene, toluene, ethylbenzene and xylene – ВТЕХ),
шает выходящий поток, поступающий в мембранметаллы, BOD и иногда мышьяк.
ный резервуар. Фильтрация достигается всасываниУчитывая сложную природу сточных вод, было
ем воды внутрь мембранных волокон под действием
принято правильное решение – внедрить мембспециальных насосов. Для обеспечения производиранно-биореакторную систему. Весной 2002 г. было
тельности очистного сооружения 50 тыс. м3/сут были
проведено технико-экономическое обоснование
установлены две мембранные кассеты. Оставшуюся
мембранной UF-системы с погружными полыми
воду рециркуляционные насосы возвращают в биоволокнами. Испытания были проведены успешно.
реактор для обеспечения постоянства уровня конНаряду с удалением COD, BOD, TSS система также
центрации взвешенных твердых частиц (mixed liquor
удаляла ВТЕХ-соединения и тяжелые металлы до доsuspended solids – MLSS) в жидкости. Шлам из липустимых концентраций. На основании результатов
нии рециркуляции поступает на фильтр-пресс, где
исследования была избрана полномасштабная MBRего уплотняют и, затем удаляют в специально отвесистема для обработки этих трудно поддающихся
денное устройство для утилизации безопасных тверочистке сточных вод. Очистное сооружение было
дых отходов.
успешно введено в эксплуатацию менее чем за 1 год,
Пропускание
через решетку–дробилку
Коагулятор нефтепродуктов
Аэрационный
бассейн
Мембранная
фильтрация
Таблица 3. Эксплуатационные характеристики нового очистного сооружения для сточных вод на терминале MAP в Кэтлетсбурге
Параметры
Поступающий
поток*, среднее
содержание, мг/л
Вытекающий поток,
среднее содержание,
мг/л
Пределы значений
для повторного
использования, мг/л
BOD
COD
Масла и пластичные
смазки (метод
экстракции
гексаном)
TSS
pH
NH3N
Фосфор
Мышьяк
Кадмий
Хром
Медь
Свинец
Ртуть
Никель
Цинк
Бензол
Толуол
Этилбензол
Ксилол
Тиоцианат
Предел
взрывоопасности, %
775
1300
165
2
64
<5
250
658
26
99,7
95,0
97,0
66
7,7
3,3
0,7
0,061
0,0104
0,1274
0,0356
0,0043
0,0027
0,050
0,504
15,6
10,5
0,61
3,5
0,8
1
<7
7,15
0,02
<0,10
0,015
<0,003
<0,002
0,011
<0,001
<0,0010
0,019
0,035
<0,01
<0,10
<0,01
<0,03
0,2
<0,1
250
6,0 11,0
20
–
0,1
0,02
0,42
0,1
0,14
0,0013
0,58
2,74
–
–
–
–
0
10
89,4
–
99,4
85,7
75,4
71,1
98,4
69,1
76,7
63,0
62,0
93,0
99,9
99,0
98,4
99,1
75,0
–
* Поступающий поток, среднее содержание (поток, выходящий после процесса вторичной очистки).
88
№ 3 март 2008
Удаление, %
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОЧИСТКА ВОДЫ
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ
ХАРАКТЕРИСТИКИ СИСТЕМЫ
За первый год эксплуатации системы были достигнуты превосходные результаты (табл. 3): BOD –
более 99 % и COD – 95 %. Содержание твердых частиц в ВТЕХ немного ниже предельно допустимого
значения. Содержание масел и пластичных смазок
контролируют на регулярной основе методом экстракции гексаном. Как видно из табл. 3, MBR-система ответственна за выделение этих соединений,
которые обычно содержатся в эмульгированных
продуктах в концентрациях ниже уровней, поддающихся обнаружению. В сточной воде также содержится свободная нефть, которую обычно удаляют
в коагуляторе перед MBR.
Перевел Г. Липкин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. C t , P., R. Simon and D. Mourato, «New developments in immersed membranes», AWWA Membrane
Technology Conference & Exhibition, San Antonio,
March 4–7, 2001.
2. C t , P., J. Cadera, J. Coburn and A. Munro, «A new
immersed membrane for pretreatment to reverse osmosis», European Conference on Desalination and the
Environment: Water Shortage, Lemessol, Cyprus, May
28–31, 2001.
3. Mourato, D., D. Thompson and J. Penny, «Immersed
Membrane Bioreactor for Wastewater Reclamation
and Reuse», Membrane Technology for Wastewater
Reclamation and Reuse Conference, Tel Aviv, Israel,
Sept. 9–13, 2001.
4. Acosta, M., E. Falcon, J. Navarro and J. Compean,
«Ultrafiltration of Secondary Treatment Effluent as
Pretreatment for Reverse Osmosis, An Alternative
for Water Reuse in the Petrochemical Industry»,
International Specialized Conference on Membrane
Technology and Environmental Management, Nov. 1–
4, 1999.
5. Buckles, J., A. Kuljian, K. Olmstead and S. Hester, «FullScale Treatment of a Petroleum Industry’s Wastewater
Using an Immersed Membrane Biological Reactor»,
WEFTEC 2004, Oct. 2–6, 2004.
Jeff Peeters (Дж. Питерс), профессиональный инженертехнолог с опытом работы в области проектирования и
руководства проектами, связанными с очисткой муниципальных и индустриальных сточных вод. М-р Питерс специализируется на применении методов биохимической
очистки с применением мембранной технологии. Имеет
ученую степень магистра, полученную в Королевском
университете Канады и магистра, полученную в институте
воды ЮНЕСКО (Голландия). В настоящее время занимается сбытом MBR изделий в компании GE Water & Process
Technologies.
Sara Theodoulou (С. Федолоу), старший инженер-технолог
по очистке сточных вод GE Water & Process Technologies.
Имеет опыт работы с технологиями ультрафильтрации
для очистки индустриальных сточных вод. Г-жа Федолоу
получила ученую степень бакалавра в Гуэльфском университете (Канада).
№ 3 март 2008
89
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОЧИСТКА ВОДЫ
ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ УТЕЧКИ
УГЛЕВОДОРОДОВ В ОХЛАЖДАЮЩУЮ ВОДУ
S. Ghoshal, Indian Oil Corp. Ltd., Нью Дели, Индия
Микробы вызывают проблемы в конденсаторах и холодильниках установки
На предприятиях по переработке углеводородов
охлаждающую воду используют для поддержания
температуры продуктовых и технологических потоков. Утечки углеводородов в систему рециркуляции
охлаждающей воды (cooling water – CW) могут происходить в многочисленных конденсаторах и холодильниках. Углеводородные продукты в CW могут
стать причиной возникновения многочисленных
производственных проблем. Далее рассмотрен ряд
мер по улучшению работы системы CW.
УГЛЕВОДОРОДЫ В ОХЛАЖДАЮЩИХ
СИСТЕМАХ УСТАНОВКИ
Утечки углеводородов (нефтепродуктов и газов) в
систему рециркуляции CW создают серьезные проблемы. CW используют как средство для поддержания заданной температуры технологических жидкостей и обеспечения выхода продуктов, соответствующих требованиям спецификаций. Углеводородные
продукты попадают в систему CW из-за отказа оборудования многочисленных холодильников и конденсаторов, используемых на установке. Протечки
труб и повреждение прокладок часто являются главной причиной таких утечек.
Углеводородные продукты в системе CW могут
вызвать много производственных проблем: биозагрязнение, образование накипи, микробиологическую коррозию и т.д. Механизмы образования этих
загрязнений и образования коррозии приводятся в
действие углеводородными продуктами, что влечет
за собой потерю производственной эффективности
и возникновение экологических проблем.
УГЛЕВОДОРОДЫ – ПИТАТЕЛЬНАЯ СРЕДА
ДЛЯ МИКРООРГАНИЗМОВ
Нефтяные углеводороды представляют собой,
главным образом, молекулы углерода и водорода в
различных конфигурациях. Подобно тому, как живые клетки используют углеводы в качестве источника энергии, так микробиологические организмы
(бактерии, водоросли и грибки) используют углеводороды в качестве питательных веществ. Таким
образом, нефтяные углеводороды становятся естественным источником питания для микробиологических организмов. Подобно тому, как ферменты в
организме человека помогают пищеварению, так
микробам свойственно вырабатывать ферменты, которые разбивают углеводородные цепи на мелкие,
легко усваиваемые фрагменты. Чем проще углеводородное соединение, тем меньше требуется времени,
чтобы «разрушить» компонент. Бензин, нафта, керосин и бензол – легко разрушаемые соединения.
90
Дизтопливо и газойль тоже состоят, главным образом, из парафиновых цепей и поэтому быстро поглощаются микробами.
Углеводородные соединения охватывают широкий круг соединений: от очень простых и летучих
с парафиновыми цепями до сложных воскообразных с длинными цепями. Более тяжелые нефтепродукты, высоковязкие масла и высококипящие фракции включают в себя длинные полимерные цепи.
Сложные соединения очень трудно поддаются разрушению ферментами, выделяемыми микробиологическими организмами. Им требуется много времени для использования этих продуктов в качестве
источника питания.
ОБНАРУЖЕНИЕ УТЕЧЕК НЕФТЕПРОДУКТОВ/ГАЗОВ
В СИСТЕМЕ
Поскольку углеводороды служат источником высококалорийного и легкоусваиваемого питания для
микробов, развитие этих организмов является показательным при утечке технологических материалов
в систему рециркуляции CW. Из-за непредусмотренной пролиферации микроорганизмов в системе
расход обычных окисляющих биоцидов – включая
гипохлор, хлор, диоксид хлора и т.д. – значительно
возрастает. Поэтому постепенное снижение содержания свободного хлора (free-chlorine content –
FRC) в рециркулирующей системе CW, особенно
в воде возвратного коллектора, является прямым
проявлением утечек углеводородов. К другим заметным признакам, связанным с технологическими
утечками, относятся:
наличие маслянистой пленки в грязеотстойнике; обычно наблюдаются многоцветные радужные разводы;
запах углеводородов, который можно определить в пробах воды, взятой из грязеотстойника;
в случае утечек газов наблюдается барботирование (барботирование можно также заметить
во время отбора проб из возвратных коллекторов);
иногда pH воды в грязеотстойнике показывает
слабую тенденцию к снижению вследствие загрязнения сероводородом (H2S) большинства
нефтяных технологий (взаимодействуя с водой,
H2S образует слабую кислоту);
FRC в системе снижается почти до нуля, если
утечка не обнаружена в течение нескольких
дней или, если биоцидная обработка неэффективна;
мутность – в единицах мутности (net turbidity
units – NTU) – воды в грязеотстойнике пос№ 3 март 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОЧИСТКА ВОДЫ
тепенно увеличивается, особенно во время загрязнения тяжелыми нефтепродуктами она может превысить 300 NTU при утечках тяжелых
вязких веществ;
количество серовосстанавливающих бактерий
(sulfur reducing bacteria – SRB) устойчиво возрастает до 103–104 единиц/млн;
общее количество бактерий (total bacteria
count – TBC) также показывает тенденцию к
росту – более 105 единиц/млн;
измерение содержания нефтепродуктов в грязеотстойнике показывает величины, значительно превышающие допустимые.
Если утечки не устранены, они вызывают биозагрязнения, образование накипи и другие проблемы,
связанные с коррозией в системе, в течение долгосрочного рабочего цикла. К возможным проблемам
можно отнести следующие.
Биозагрязнение. Бактерии и водоросли прилипают почти к любой поверхности внутри системы
CW, особенно в зонах с низкой скоростью воды.
Микроорганизмы образуют слой полисахаридного
вещества, который часто называют шламом или биопленкой. Эта биопленка в дальнейшем захватывает
большее количество органического вещества и выделяет продукты коррозии. Биозагрязнение создает
многочисленные проблемы:
потеря теплопередачи и производственной эффективности, т.к. изолирующая способность
биопленки в 4 раза выше, чем у кальций-карбонатных накипей;
микробы образуют высоколокализованную
концентрацию метаболитов, представляющих
собой коррозионноагрессивные газы и кислоты (метаболиты вызывают точечную коррозию
и образование канавок);
биопленки усиливают накопление накипи;
проток внутри труб холодильников/конденсаторов ограничивается;
биопленки при увеличении в объеме могут быть
очень устойчивыми вследствие химической обработки CW; традиционные биоциды становятся неэффективными, т.к. они не могут проникнуть сквозь эту непроницаемую структуру;
биопленки способствуют развитию биоцидостойких культур из-за роста неподвижных организмов под отложениями и внутри них;
в биопленках могут быть скрыты некоторые
вредные вещества, которые могут вызвать
проблемы, связанные с экологией и безопасностью.
Образование накипи. Органические кислоты
и полимеры, образованные бактериями в биопленках, соединяются с ионами кальция и магния, образуя нерастворимые соли муравьиной, щавелевой
и уксусной кислот. Они могут также образовывать
нерастворимые комплексы полимеров кальция/магния. Эти нерастворимые соединения осаждаются
вместе с биопленками, делая их еще более непроницаемыми.
Результат. Эффективность теплопередачи значительно снижается вследствие образования накипи.
№ 3 март 2008
Микробиологически индуцированная коррозия. Microbiologically induced corrosion (MIC) это
другое разрушающее явление, вызванное утечками
нефтепродуктов в систему CW. Бактерии классифицированы по характеру действия – аэробные или
анаэробные. Сульфатвосстанавливающие бактерии
(sulfate reducing bacteria – SRB) являются анаэробными; нитрифицирующие бактерии по природе
аэробные и образуют нитрокислоты в присутствии
аммиака (NH3). Причины MIC разнообразны, к ним
относятся.
Катодная деполяризация SRB; например, бактерии десульфивибрио и десульфурикан. Эта коррозия
развивается в форме местной точечной коррозии и
образования канавок.
Продукты коррозионноагрессивных метаболитов (побочный продукт метаболизма микроорганизмов) представляют собой кислоты, например, тиобациллы и тиооксиданты и другие органические кислоты, образующиеся в результате
жизнедеятельности разнообразных бактерий и
грибов.
Бактерии – галионелла и клонотрикс – вызывают непосредственное окисление металла,
т.е. двухвалентного железа в трехвалентное, и образуют бугорки на металлических поверхностях.
Они известны как железоокисляющие бактерии.
Поскольку участники поверхности под бугорками
лишены кислорода, они действуют как коррозионная ячейка и приводят к образованию глубоких
внутренних канавок.
Ряд бактерий составляет группу кислотообразующих бактерий.
MIC можно предупредить посредством рутинного/периодического мониторинга объемов TBC
и SRB в системе CW. Однако самой распространенной ошибкой является измерение количества планктонных микробов, которое плохо коррелирует с
неподвижными микроорганизмами на металлической поверхности. Операторам следует проводить
мониторинг количества неподвижных микроорганизмов, выявлять зоны низких скоростей и склонные к загрязнению холодильники и конденсаторы,
что является частью программы эффективного регулирования качества воды. Большое значение имеет выбор соответствующего биоцида (для уничтожения микроорганизмов, и биодисперсантов) для
активизации деадгезии организмов от поверхности,
чтобы биоциды могли эффективно воздействовать
на микроорганизмы. При правильном выборе биоцида его эффективность, как в отношении планктонных микробов, так и неподвижных микроорганизмов, повышается.
С углеводородными газами в CW присутствуют
два вещества: аммиак и сероводород. Потребление
хлора значительно возрастает, если присутствуют
NH3 и H2S. Оба соединения могут вызвать загрязнение и MIC.
ВОССТАНОВИТЕЛЬНЫЕ МЕРЫ
Когда углеводородные утечки подтверждены,
первостепенной задачей становится изоляция источ91
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОЧИСТКА ВОДЫ
ника утечек. Обычно это осуществляют несколькими способами:
мониторинг измерения содержания нефтепродуктов в питающем и возвратном коллекторе
основных установок;
определение установок, где впервые обнаружена утечка.
Установив утечку, необходимо провести измерение содержания нефтепродуктов и измерение окислительно-восстановительного потенциала (oxidation
reducing potential – ORP) в пробах CW на входе и
выходе холодильников и конденсаторов. ORP измеряют в милливольтах (мВ). Величина ORP составляющая более 450 мВ, указывает на то, что биозагрязнение внутри системы снизилось. На возвратных коллекторах и критических холодильниках и конденсаторах установки необходимо поставить поточные
измерители ORP. Величина 500–600 мВ характеризует почти чистую систему. Внезапное падение ORP
означает присутствие углеводородов и/или утечку.
Система на основе Cl2/Br2 достаточно эффективна.
Когда подтвержден источник, следует сообщить
в отдел эксплуатации, чтобы изолировать протекающее оборудование или источник углеводородов в
системе CW.
Бригада технического обслуживания должна
очистить зону и оборудование, провести проверку
на герметичность теплообменника с утечкой и заделать протечку. При изоляции конденсатора или холодильника с утечкой может потребоваться выключение установки с возможными производственными
потерями.
Одновременно могут быть приняты некоторые
другие меры для смягчения ущерба от утечек углеводородов в систему CW. Возможные действия.
Количественное дозирование окисляющего
биоцида при повышенных уровнях. Диоксид хлора,
соединения брома и озон также дозируются количественно.
Биодисперсанты дозируются в более высоких,
чем обычно, объемах. Поскольку, биодисперсанты
способствуют деадгезии организмов от поверхностей, биоциды могут более эффективно действовать
на микроорганизмы и повышать эффективность, как
в отношении планктонных микробов, так и неподвижных микроорганизмов.
Шоковое дозирование других, не окисляющих
биоцидов, например, четвертичного аммония/метилбистиоционата/глутаральдегида, осуществляется
для уничтожения микробов. Выбор биоцида и степень дозирования имеют очень большое значение.
Разные биоциды обладают изменяющимися уровнями эффективности в отношении различных микроорганизмов, и каждая система CW имеет свою уникальную микробиологическую популяцию.
Ограничение переливов и контроль продувки в отстойник CW осуществляются для исключения нефтепродукта, биомассы, пены и т.д. В противном случае углеводородные загрязнения могут вернуться в систему
CW и засорить холодильники и конденсаторы.
ПРОАКТИВНАЯ ПОЗИЦИЯ
Для разработки эффективной программы обработки CW необходимо располагать информацией о
возможности возникновения различных технологических утечек и микробиологических популяциях,
присутствующих в системе. Выбор биоцида и дисперсантов основан исключительно на их эффективности в отношении широкого спектра бактерий и на
стоимости. В настоящее время программы обработки CW должны учитывать риски, связанные с токсичностью и воздействием на окружающую среду.
Продолжаются исследования экологических проблем, связанных с материалами для обработки CW.
Разработаны новейшие стратегии более эффективного ограничения биозагрязнения, образования накипи
и MIC, обусловленных утечками углеводородов.
Перевела Н. Иванова
Sanjib Ghoshal (С. Гошал) работает в отделе контроля на
НПЗ Haldia, Indian Oil Corp. Ltd. (IOCL). М-р Гошал занимается вопросами контроля и повышения надежности
стационарного оборудования НПЗ, в том числе анализом
повреждений оборудования и трубопроводов в системе
охлаждающей воды. Связаться с г-ном Гошалом можно по
адресу: ghosals@iocl.ci.in.
РЕГИОНАЛЬНЫЕ НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
ЕВРОПА
Компания Total приступила
к работам по сооружению установки по обессериванию в Лейна
(Германия).
Производственная
мощность установки составит
1 млн т/год. В соответствии с проектом установка будет введена в
эксплуатацию в 2009 г. инвестиции в проект на сегодняшний день
составляют 120 млн евро.
Компания BASF планирует повысить производительную мощность установок по производству
92
оксида этилена в Людвигсхафене
(Германия)
и
Антверпене
(Бельгия). Основная часть работ
по модернизации предприятий
будет завершена в 2008 и 2009 гг.
соответственно. Благодаря этому производство оксида этилена
в Европе повысится с 705 тыс. до
845 тыс. т/год. На предприятии в
Людвигсхафене будет производиться 345 тыс. т/год продукта, в
Антверпене – 500 тыс. т/год.
Как сообщила компания Statoil в ноябре 2007 г. был введен
в эксплуатацию завод по сжижению природного газа на о-ве
Мелкойя, расположенном недалеко от Хаммерфеста (Норвегия).
Природный газ на это предприятие будет поставляться с месторождения
Сноувит,
расположенное в Баренцевом море.
Техническое обслуживание, поставки и помощь в строительстве
на протяжении пяти лет реализации проекта оказывала компания
The Linde Group. Контракт, подписанный с этой компанией, оценивается примерно в 900 млн евро.
№ 3 март 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОЧИСТКА ВОДЫ
ВЛИЯНИЕ УЛУЧШЕНИЯ КАЧЕСТВА ВОДЫ
НА РАБОТУ КОТЛА-УТИЛИЗАТОРА
L. A. Huchler, Mar Tech Systems, Лоуренсвиль, шт. Нью-Джерси, США
Усовершенствование методов химической подготовки воды влияет на повышение надежности установок
получения серы
В последнее десятилетие на многих НПЗ была
проведена модернизация установок получения серы
(sulfur recovery unit – SCU) с целью увеличения их
энергетического КПД, повышения мощности в связи с ростом объема переработки сернистых нефтей
и ужесточением требований по содержанию серы
в нефтепродуктах, сокращением выбросов соединений серы в атмосферу на НПЗ (см. рис.).
Процесс на установке Клауса начинается с того,
что исходный кислый газ сжигают в реакционной
печи (или в топке котла-утилизатора) в недостатке кислорода, для получения газа с соотношением
H2S:SO2 = 2:1. При этом, а также и при охлаждении продуктов сгорания в котле-утилизаторе, происходит реакция Клауса с образованием серы.
После отделения серы в первом конденсаторе газ
снова подогревают, и реакция Клауса продолжается в каталитических конверторах. Температура
смеси на выходе из всех конденсаторов должна
превышать 121 °С, во избежание кристаллизации
серы.
В одной из самых распространенных схем установки Клауса сочетают котел-утилизатор, в котором вырабатывают водяной пар давлением
4,14 МПа (изб.), с пятью горизонтальными кожухотрубными конденсаторами: три для выработки пара
давлением 0,34 МПа (изб.) и два, в которых получают пар давлением 0,10 МПа (изб.). Технологический
газ проходит по трубам, а вода кипит в межтрубном
пространстве.
Даже при работе в оптимальных условиях, в котле-утилизаторе постепенно накапливается окалина
со стороны продукта, увеличивается температура газов на выходе, из-за чего возрастает температура газов на входе в первый конденсатор, тепловой поток
в нем усиливается, и кипение может перейти в пленочный режим.
С точки зрения подготовки воды, главное различие между котлами-утилизаторами и огневыми паровыми котлами состоит в менее тщательном наблюдении за качеством воды для котлов-утилизаторов
и всех пяти конденсаторов. Часто операторы установки вводят в линию питательной воды только один
реагент для подавления коррозии и уменьшения отложений соли. Лучшие результаты достигаются, когда операторы оптимизируют обработку реагентами
для наиболее чувствительного узла – котла-утилизатора высокого давления, а для конденсаторов регулируют скорость сдувки воды из цикла.
Питательная вода для котлов обычно представляет
собой смесь умягченной воды и парового конденсата.
Повышения качества подпиточной воды добиваются
с помощью установок обратного осмоса или деминерализованной воды. Для регулирования подачи умягченной воды в котлы-утилизаторы были предложены
простые схемы с обратной связью, в которые включены анализаторы электропроводности «на потоке»
и клапаны тонкой регулировки на выводе воды из
цикла. Операторы могут установить эти клапаны на
конденсаторах. Однако в последнем случае затраты
Подогреватель (3)
Подогреватель
Котел-утилизатор
Конденсатор
Конденсатор
Конденсатор
Конденсатор
Конденсатор
Схематическое изображение типичной установки SCU
№3 март 2008
93
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОЧИСТКА ВОДЫ
окупаются гораздо медленнее, так как в конденсаторах вырабатывается значительно меньше пара, чем
в котле-утилизаторе. Для управления сдувкой воды
из линий, по которым она подается в конденсаторы,
часто используется простой алгоритм «включен –
выключен» и двухпозиционные клапаны, так как
подобрать регулирующий клапан с малой пропускной способностью бывает достаточно сложно.
Для сдувки воды из конденсатора имеется два
штуцера: один для непрерывной сдувки на отметке
верхнего ряда горизонтальных труб, другой – для
периодической сдувки в нижней части кожуха.
Непрерывная сдувка предпочтительнее, но если в воде накапливаются осадки, то время от времени сбрасывают часть воды из нижнего штуцера.
Все горизонтальные трубы конденсатора должны
находиться в воде, чтобы не было перегрева труб, не
закрытых водой. Во многих случаях на выводе водяного пара из конденсатора устанавливают сепараторы воды, так как расстояние между уровнем воды
и точкой отбора пара мало.
Во время простоя установки Клауса ее технологическое пространство обязательно продувают воздухом, освобождая от кислых газов для предотвращения коррозии.
При большой тепловой нагрузке на теплообменные поверхности может наблюдаться явление «пленочного кипения» или образование на поверхности
труб слоя пара, который изолирует их от воды. В результате металл перегревается, окисляется и может
расслаиваться. При загрязнении труб котла-утилизатора усиливается тепловая нагрузка на первый конденсатор. Ориентировочно можно считать, что рост
загрязнений на 10 % приведет к усилению нагрузки
на первый конденсатор на 50 %. На некоторых НПЗ
котлы-утилизаторы выводят из эксплуатации после
11–12 лет работы. Ремонт такого котла предусматривает замену труб, а не снятие плотной, налипшей
окалины с поверхности, контактирующей с технологическим газом. Что касается первого конденсатора,
то на ряде НПЗ для него предусмотрен срок службы
от 5 до 8 лет. Пробег установки между остановами на
ремонт во многих случаях лимитируется накоплением окалины на трубах котла-утилизатора со стороны
технологического газа.
Перевел М. Фалькович
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Consensus on Operating Practices for the Control of
Feedwater and Boiler Water Chemistry in Modern
Industrial Boilers, The American Society of Mechanical
Engineers, CRTD-Vol. 34, 1994.
2. Port, R. and H. Herro, The NALCO Guide to Boiler Failure
Analysis, McGraw-Hill Inc., New York, 1991.
Loraine Huchler (Л. Хаклер) является президентом MarTech Systems, Inc., инженерно-консультационной компании, которая
специализируется на оценке рисков в системах промышленной технической воды.
Г-жа Хаклер имеет степень бакалавра в области химической технологии, является лицензированным профессиональным инженером и автором
книги «Системы воды, поступающей на очистку». Эта книга – первая из четырехтомного справочника по промышленной воде.
РЕГИОНАЛЬНЫЕ НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
СЕВЕРНАЯ АМЕРИКА
Компания Bechtel Corp. подписала контракт c Motiva Enterprises
LLC на разработки и внедрение
технологий, благодаря которым
производительная
мощность
перерабатывающего завода в
Порт Артуре (Техас) повысится на 325 тыс. брл/сут. сервисное обслуживание и техническое обеспечение проекта будут
осуществлять совместно Bechtel
и Jacobs Engineering Group Inc.
Завершение модернизации предприятия намечено на 2010 г.
К окончанию проекта намечено
удвоение производительной мощности предприятия до 600 тыс.
брл/сут.
Renewable
Energy
Group,
Inc. (REC) и Western Dubuque
94
Biodiesel LLC приступили к производству биодизельного топлива
на их совместном предприятии в
Фарлей (Айова). Завод оборудован патентованной технологией,
разработанной REC, благодаря
которой производится «чистое»
возобновляемое топливо, предназначенное для дизельных двигателей.
Завод в Фарлей – шестое
предприятие в США по производству биодизельного топлива
с производственной мощностью
30 млн т/год. Всего в США производится 162 млн т/год биодизельного топлива.
Компания
GreenHunter
BoiFuels, Inc. приступила к производству метанола на своем заводе
в Хьюстоне (Техас). В настоящее
время производственная мощность составляет 1500 брл/сут.
Разрешение на производство
метанола было получено Texas
Commission of Environmental
Quality. Чистота метанола, производящего на этом заводе, составляет 99,85 % и более.
Компания CB&I подписала два
контракта на сооружение двух
комплексов по регенерации серы
на перерабатывающих заводах
в Калифорнии и Техасе. Первый
контракт включает техническое
обеспечение и монтаж установки, производственной мощностью 200 т/сут. Второй контракт
включает техническое обеспечение и монтаж установки,
производственной мощностью
225 т/сут.
№3 март 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: СЛУЧАЙ ИЗ ПРАКТИКИ
ПОЛОМКИ СУШИЛОК
T. Sofronas, инженер-консультант, Хьюстон, Техас
Предварительный анализ сушилок может обеспечить выполнение плана в будущем
Многие из описанных случаев, опубликованных
в печати, встречаются в разных отраслях промышленности. Они, очевидно, отражают опыт авторов, интересны читателям, использующим этот опыт в их работе, которая представляет широкий спектр технологических установок и оборудования. Когда в технологических установках применяется гранулированный
продукт, могут быть востребованы сушилки (см. рис.).
Технологические сушилки всех типов обеспечивают перемешивание гранулированного продукта
и передачу ему тепла. Сушилки обычно имеют лопасти; когда эти лопасти ломаются, установка может
остановиться на длительный период.
В нашем примере рассматривается сушилка большого размера. Фактически, она имела 100 лопастей
(на рисунке показано 8 лопастей) и длину примерно
20 фут (1 фут = 0,3048 м). При проверке установки
во время ее простоя с целью очистки наружной поверхности сварочного шва, с помощью которого лопасть
была приварена к валу, была обнаружена трещина.
Она появилась в месте, максимально удаленном от
сгибания лопасти и точки воздействия напряжения
при кручении. Дефектный шов был отшлифован
и повторно наварен без проведения анализа.
Руководство установки считало, что могли возникнуть более серьезные повреждения, по этой причине
было принято решение выполнить действующий план.
Руководство включило в план этот анализ, который был
выполнен после того, как установку ввели в действие.
Этот анализ начали с предварительных расчетов
путем перестановки хорошо известного уравнения
мощности. Силу крутящего момента F равноценно разделили между лопастями; n = 100, R = 21 ,
hp = 100 л.с., rpm = 15 об/мин:
F = 63 000hp/(nRrpm) = 200 фунт.
Большая часть вращающего момента идет на «преодоление» гранулированного продукта и на трение.
Составляющая сила Fb, вызывая изгибание лопастей,
ориентирована на угол и. В этом примере = 10 .
Fb = F sin = 35 фунт.
Сварочные швы, соединяющие лопасти с валом,
аппроксимированы как два шва валиком с катетом
t , разъединенные толщиной h, каждый длиной L
Расстояние от Fb до шва Rw = 18″. Номинальная нагрузка на скругленный сварочный шов при расчетной высоте с моментом M = FbRw=630 дюйм·фунт
(1 фунт = 0,453 кг), составляет [1]:
=1,414M/[tL(h+t)].
Для данного случая, когда
T = 3/8 , L = 4 и h = 2, = 250 фунт/дюйм2,
Это пренебрежимо малая номинальная нагрузка
на скругленный сварочный шов; если циклическая
нагрузка вследствие каких-либо причин, составля№3 март 2008
Закладка продукта
°
Кожух
Fb
hp, rpm
F
Вход
F
F
Подшипники
F
F
F
F
F
Rw
R
Сварочный
шов
Лопасть
Продукт
Ротационная сушилка обеспечивает перемешивание продукта
и теплопередачу в нем
ет в три раза большую величину (750 фунт/дюйм2,
1 фунт/дюйм2 = 6,89 кПа), она также незначительна.
Даже если анализ не показал причины повреждения, среди которых может быть основная проблема
изгибания лопасти – конструкторская недоработка,
необходимо учитывать следующее.
Необходимо разработать рабочую методику,
чтобы предотвратить затвердение продукта в сушилке в течение холодного запуска аппарата в работу;
это следует учитывать и в пиковых запусках двигателя. Такой запуск двигателя может стать следствием
воздействия высокого напряжения изгиба на лопасти, как отмечено в инструкции производителя.
При простое аппарата все лопасти должны быть
проверены на наличие трещин
Любое повреждение лопасти, даже один отломленный кусочек, требует металлографического анализа, осуществляемого с целью выявления коррозии,
усталости металла, трещины от внезапного удара
или некачественной сварки. При разработке новых
модификаций следует учитывать результаты анализа
и проводить рабочие совещания на эту тему непосредственно с изготовителями.
С учетом указанных положений такие сушилки
работали более 10 лет без дальнейших поломок.
Перевел А. Степанов
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Sofronas, A., Analytical Troubleshooting of Process
Machinery and Pressure Vessels: Including Real-World
Case Studies, p. 80, and see reference 14 for details,
ISBN: 0–471–73211–7, John Wiley & Sons.
Tony Sofronas (Т. Софронас), был широко известен как ведущий инженер-механик компании ExxonMobil прежде чем ушел на пенсию.
С имеющейся в распоряжении информацией
д-ра Софроноса, его книгами, материалами семинаров и лекций можно ознакомиться на сайте: http://www.mechanicalengineering-help.com.
95
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
ПЕРЕБРОСКА УСТАНОВКИ ПО ПРОИЗВОДСТВУ
АЗОТНОЙ КИСЛОТЫ ИЗ КАНЗАСА В КОЛУМБИЮ
J. Rios, Abocol-Wood Group Alliance; H. Dale, Wood Group Colombia и R. Garzon, Abocol, Богота, Колумбия
Перемещение целого агрохимического комплекса позволило увеличить мощности в условиях
значительной экономии времени и средств
Недавно Abocol – компания, производящая удобрения, решила расширить свое производство удобрений в Колумбии (Южная Америка). Для этого требовалась дополнительная установка по производству
азотной кислоты производительностью 320 т/сут. По
оценкам специалистов сооружение такой установки
требовало бы 18–24 мес. и обошлось бы в десятки
миллионов долларов.
Louisiana Chemical Company (LCC) выставила на
продажу две установки азотной кислоты мощностью
900 т/сут, каждая в г. Лоренс, Канзас. Установка № 5
была построена в 1963 г., а установка № 6 (рис. 1) –
в 1968 г. Обе установки были закрыты в мае 2001 г.
По экономическим соображениям Abocol купила обе
установки. Международной подрядной проектноконструкторской группе было поручено заключение
контрактов на демонтаж, транспортировку, осуществление всех таможенных операций, выполнение всех
проектно-конструкторских работ, связанных с энерготехническими средствами, привязки к существующему оборудованию, цепочкой материально-технического снабжения и капитальным ремонтом компрессоров. Это задание получило название «Проект
№ АР2 компании Abocol» (рис. 2).
ПРЕДЫСТОРИЯ
В 1992 г. обе установки в Канзасе были подвергнуты масштабной реконструкции, заключавшейся
в замене КИП и автоматики, системы очистки газов,
отходящих из регенератора SCR, катализатора для
снижения выбросов NOx, а также включения в схе-
му установки отбеливающей колонны, снижении перепада давления в установке, и повышении объема
производства и проектировании нового конвертера,
который в то время не был установлен.
На обеих установках применялся многоступенчатый центробежный компрессор с детандером горячих газов. Установка № 5 была снабжена приводом
от электродвигателя, а установка № 6 – от турбины.
Компрессоры были снабжены мониторами вибрации.
В схеме каждой установки имелась единственная абсорбционная колонна диаметром 11,5 фут (1 фут =
=0,3048 м) и высотой 40 фут. Обе установки были
размещены рядом – на заводе в г. Лоренс, Канзас.
Процесс получения азотной кислоты был разделен на 5 этапов: сжатие воздуха, окисление аммиака,
рекуперация тепла, абсорбция оксидов азота и удаление NOx.. Азотную кислоту получают в процессе
реакции аммиака с атмосферным кислородом на
платиновом катализаторе с образованием оксида
азота (NO). NO и другие горячие газы проходят через подогреватель и воздушный нагреватель, где они
охлаждаются до 560 °С перед подачей в котел-утилизатор, вырабатывающий пар высокого давления
(280 фунт/дюйм2). В подогревателе газ, отходящий из
абсорбционной колонны, нагревают с 32 до 593 °С.
Воздушный нагреватель служит для нагрева сжатого
воздуха с 177 до 310 °С перед его поступлением в газовый смеситель. С этого момента и далее по схеме
процесса происходит образование азотной кислоты.
По мере охлаждения газовый поток с высоким
содержанием NO реагирует с дополнительным кис-
Рис. 1. Установка азотной кислоты мощностью 300 т/сут
в г. Лоренс, Канзас, построенная в 1968 г., была закрыта
в 2001 г.
Рис. 2. Установка после перемещения в Колумбию и ввода в
эксплуатацию вырабатывает 320 т/сут азотной кислоты, применяемой для производства удобрений
96
№3 март 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
лородом с образованием диоксида азота (NO2), который затем абсорбируется в абсорбционной колонне
с образованием азотной кислоты. Вода, используемая в абсорбционном процессе, находится в виде
слабой азотной кислоты, конденсата с установки
аммиачной селитры или деминерализованной воды.
После абсорбирования NO2, содержащегося в газовом потоке, до максимально возможной степени, отходящие газы выходят из абсорбера. Перед выпуском в атмосферу отходящий газ пропускают через
селективный каталитический реактор, где оксиды
азота восстанавливаются до азота (N2), – и через
экономайзер для рекуперации тепла. Выбросы NOx
через дымовую трубу составляют менее 100 млн-1.
Наиболее оптимальными условиями окисления
азотной кислоты являются высокие температуры,
давление и избыток кислорода. Абсорбция NO2 в воде с образованием азотной кислоты происходит в экзотермической реакции в благоприятных низкотемпературных условиях. На введенной в эксплуатацию
установке NAP 2 (рис. 3) получают 50- и 60%-ную
азотную кислоту.
ПОСЛЕ ПРИОБРЕТЕНИЯ
После приобретения установки были выполнены
следующие операции:
программирование;
материально-техническое снабжение;
логистика;
демонтаж, маркировка и погрузка деталей
в контейнеры;
транспортировка из США в Колумбию;
открытие контейнеров и подбор материалов;
переборка оборудования, клапанов, приборов,
трансформаторов, компрессора и резервуаров;
плоскоструйная очистка и окраска;
заводское изготовление трубопроводной обвязки;
объекты гражданского строительства (строительство зданий и фундаментов);
Подогреватель аммиака
Испаритель
аммиака
Фильтр
Аммиак
Кислород
Турбина
Смеситель
Конвертер
монтаж оборудования и насосов;
сооружение установки № 6 (NAP 2);
строительство новых объектов;
электротехнические работы;
КИП, автоматика и конфигурация распределения систем управления (distributive control system – DCS);
контроль качества/гарантия качества;
приемочные испытания;
подготовка «пакета передачи» объекта в эксплуатацию;
передача объекта владельцу/эксплуатационнику для окончательной приемки.
ПЛАНИРОВАНИЕ, УПАКОВКА, ОТГРУЗКА
Когда многосоставная, по роду занятий, специальная группа из Abocol и первичный проектно-конструкторский подрядчик прибыли в Лоренс, они сначала получили всю имеющуюся информацию (чертежи, технологические схемы, историю ремонта и технического обслуживания, и т.д.), связанную с установками, и затем начали процесс маркировки узлов
и деталей, подлежащих демонтажу. Кроме того, эта
группа подготовила исходные проектные документы, которые могли потребоваться на этапе рабочего
проектирования и строительства в Колумбии. Эти
документы включали:
подробный функциональный перечень документов по демонтажу, повторному проектированию и конструированию;
детальный план закупки оборудования;
детальный план осуществления проекта.
Некоторые чертежи (например, изометрическая
схема установки № 6) отсутствовали, и их пришлось
чертить заново для обеспечения правильной маркировки, демонтажа и последующей реконструкции на
новом месте. Несмотря на осложнения с документацией все работы по демонтажу были выполнены менее чем за 60 дней.
Вся информация, собранная и подготовленная
на этой стадии работ, была упакована и отправлена
в Колумбию для использования во время проектирования, затем она была передана на место сооружения установок и распределена по соответствующим
разделам как справочный материал при строительстве и последующем введении в эксплуатацию.
Демонтированные установки морским транспортом были перевезены из г. Лоренс в Хьюстонский
Платиновый фильтр
Детандер Компрессор
Конденсат
NOx
Холодильник4
конденсатор
Отбели4
вающая
колонна
Дымовая
труба
Абсорбционная
колонна
Котел
Азотная кислота
Рис. 3. Технологическая схема реконструированной азотнокислотной установки в соответствии с проектом NAP 2; на установке получают 50- и 60%-ную азотную кислоту
№3 март 2008
Рис. 4. Строительная площадка в г. Картахена, Колумбия
97
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
порт и оттуда в Колумбийский порт Картахена на
строительную площадку компании Abocol. Все оборудование с трубопроводной обвязкой, клапанами,
КИП и вспомогательными устройствами было погружено в 21 контейнер. Громоздкие материалы и крупные объекты отгружали из хьюстонского порта под
надзором и в сопровождении персонала основной
проектно-конструкторской подрядной организации,
которая также выполняла таможенные процедуры.
Третьесторонняя инженерная компания, специализирующаяся на проектировании азотно-кислотных установок, проверила соответствие документации по установкам специфическим требованиям
порта Картахена в отношении физических и экологических условий.
В офисе этой компании в Боготе – столице
Колумбии – были разработаны конечные планы
проектирования, закупки оборудования и строительства (engineering, procurement and construction –
ЕРС). В этих планах были учтены документы, составленные на этапе демонтажа, и пересмотрена схема
размещения оборудования (резервуара для хранения азотной кислоты, градирни, системы водного
охлаждения энерготехнических средств, приборов,
системы воздушного охлаждения, линий электроснабжения и новой системы обработки конденсата).
Разработка всего EPC плана заняла шесть месяцев.
с этим бригада трубопроводчиков начала прокладку
и сварку всей трубопроводной обвязки, предусмотренной согласованной процедурой. Бригада механиков выполнила все работы по установке насосов, ротационного и статического оборудования. Электрики
и специалисты по КИП провели все работы по прокладке электрических кабелей, установке трансформаторов и каналов для соединительных линий связи.
Этап строительства занял девять месяцев, включая установку новых дополнительных систем (резервуара для хранения кислоты, градирню, системы
для охлаждения воздуха для приборов и конденсата,
а также привязку к существующим объектам общезаводского хозяйства).
РЕАЛИЗАЦИЯ ПРОЕКТА И КОНТРОЛЬ
Основными аргументами в пользу решения о приобретении установок LLC и их перемещения из
Канзаса в Колумбию (по сравнению со строительством новых установок) стали время, требующееся
для введения в эксплуатацию установок, и ориентировочная стоимость расширения производственных
мощностей. После принятия окончательного решения были инициированы меры по руководству проектом и контролю над затратами (см. табл.).
КАЛЕНДАРНЫЙ ГРАФИК, КОНТРОЛЬ ЗАТРАТ
И ДОКУМЕНТАЦИИ
С самого начала проекта главная проектно-конструкторская подрядная компания (подрядчик) создала
специальную группу, отвечающую за график выполнения проекта, контроль затрат и соответствие документации. В состав этой группы вошли 20 специалистов с учетом опыта работы в той или иной области.
Колумбийские инженеры были наняты для выполнения работ, связанных с гражданским строительством,
прокладкой трубопроводов, механическими устройствами, электротехническими и КИП. Местное население составило 95 %, включая служащих, техников,
сварщиков, вспомогательных рабочих и разнорабочих
(максимум 155 человек, не считая подрядчиков).
Методология, примененная для осуществления
руководства проектом, была основана на протоколе
ПЕРЕБОРКА ОБОРУДОВАНИЯ И РЕКОНСТРУКЦИЯ
Аналогично тому, что было проделано в Канзасе
во время демонтажа, все узлы и детали установок
были повторно проверены и находились под тщательным надзором на стадии монтажа в Колумбии.
Перед отгрузкой демонтированных установок
в г. Лоренс было проведено совещание между основным инженерным подрядчиком и компанией,
специализирующейся на ротационном оборудовании, с целью определения объема работ, связанных
с капитальным ремонтом компрессоров. После этого
компрессоры были демонтированы и направлены на
завод в Хьюстон, где все необходимые работы были
проведены. После капитального ремонта компрессоры в собранном виде были отгружены в Картахену.
Одновременно с этим были перебраны все электрораспределиОриентировочные (сметные) затраты на проект, связанные с приобретением,
тельные щиты и панели. Все трубы
перемещением и вводом в эксплуатацию установок в сравнении
с окончательными расчетами
и конструкции из стали были подвергнуты пескоструйной очистке
Оценка затрат
Расчетные
и окраске. Дополнительные реКомпонент проекта
класса II
включительные
монтные работы (теплообменники,
(тыс. долл.)
затраты (тыс. долл.)
емкости, насосы, регулирующие
Приобретение существующих
2100
2100
клапана и т.д.) были проверены на
установок
месте сооружения установок с поОсмотр и ремонт
1031
1031
мощью местных подрядчиков.
Демонтаж и транспорт
1467
1467
Этап строительства начался
Проектирование
291
291
Строительство
3956
4048
с выбора и закупки всех необхоКапитальный ремонт
347
251
димых катушек, клапанов, армаУправление проектом
637
549
туры, оборудования и т.д. За этим
Вознаграждение за
200
126
последовала
топографическая
строительство
съемка, нивелирование, подготовВвод в эксплуатацию
*
*
ка фундаментов, бетонирование
Сумма
10029
9863
и работы, связанные с гражданскими объектами. Одновременно
*Затраты на введение в эксплуатацию в стадии рассмотрения.
98
№3 март 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
Project Management Institute. Благодаря правильному
подбору специалистов основным подрядчиком еще
на этапе приобретения установок и их последующей
отгрузки в Колумбию компании удалось сэкономить
более 300 тыс. долл. на фрахте, налогах и других затратах, связанных с контрактом.
Персонал, ответственный за контроль затрат, был
размещен на строительной площадке в Картахене
и офисе подрядчика в Боготе. Для контроля затрат
был разработан детальный проект бюджета на все
виды работ и создана матрица распределения полномочий и ответственности, одобренная руководством
компании. Кроме того, был разработан порядок взаимозаменяемости в системе контроля во избежание
недоразумений и/или ненужных расходов.
Были предусмотрены средства связи со всеми
группами специалистов, включая заказчика и субподрядчика. Еженедельно публиковался предварительный и подробный отчет, охватывающий большинство аспектов проекта, и ежемесячно проводились совещания руководящего комитета с рассмотрением хода реализации проекта и принятием решений для устранения замеченных недостатков.
Учитывая возраст и серьезный износ узлов и деталей демонтированных установок, были спроектированы меры по надзору за погрузкой и разгрузкой в обоих
портах. Не было обнаружено ни одного случая повреждения оборудования во время транспортировки. Кроме
того, были проведены переговоры с Колумбийской таможенной службой для предотвращения потенциальных проблем в процессе импортирования.
ОХРАНА ЗДОРОВЬЯ, БЕЗОПАСНОСТЬ
И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ (HSE)
Как и во всех современных проектах, строгое
соблюдение правил и нормативных документов по
охране здоровья, безопасности и охране окружающей среды (health, safety and the environment –
HSE) было важным компонентом NAP 2 проекта.
Все работы были выполнены на очень хорошем
уровне без единого инцидента и простоя, благодаря
тому, что:
заказчик, руководители проекта и строительная организация четко выполняли свои контрактные обязательства;
был внедрен контрольный перечень;
были проведены предварительные проверки
безопасности;
ежедневно производилась проверка допуска
персонала к выполнению работ;
персонал, участвовующий в проекте, на брифингах (3 % от общего рабочего времени в человеко-часах) ежедневно инструктировался;
проводился анализ безопасности отдельных
операций;
были извлечены уроки из инцидентов, имевших
место в прошлом.
КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА И ГАРАНТИИ
Поскольку исполнители проекта NAP 2 имели
дело с узлами/деталями оборудования, изготовленного еще в 60-х гг. прошлого века, контролю и гарантии качества уделялось больше внимания, чем при
№3 март 2008
сооружении нового объекта. Поэтому четко документировали:
сертифицирование и составление актов состояния материалов, оборудования, трубопроводной обвязки, соединительной аппаратуры, и т.д.;
определение процедур сварки и квалификации
соответствующего персонала;
результаты проверки квалификации сварщиков;
результаты измерений и испытаний толщины
стенок на 100 % существующих трубопроводов;
результатов гидростатических испытаний;
сертификатов промывки;
сертификатов болтового крепления;
строительного досье.
ВВОД В ЭКСПЛУАТАЦИЮ
Ввод установок в эксплуатацию начался с установки насосов и компрессоров с последующим испытанием функциональных контуров всех регулирующих клапанов и аварийной сигнализации. Продувка
и очистка труб была произведена с помощью воды,
воздуха, водяного пара и масла. Все фильтры были
испытаны независимо перед вводом в эксплуатацию.
Все операции с вводом в эксплуатацию были выполнены в течение одного месяца, и установки были
внедрены на проектную мощность через три недели
после проведения приемочных испытаний.
ОКОНЧАТЕЛЬНЫЙ РЕЗУЛЬТАТ
В таблице приведены сравнительные и фактические затраты на приобретение, демонтаж, транспортировку, строительство на новом месте и ввод
в эксплуатацию. Все операции, включая демонтаж,
капитальный ремонт, монтаж, строительство и ввод
в эксплуатацию были выполнены за 13 месяцев.
Благодаря принятию специальной программы управления затратами и их контроля была достигнута
значительная экономия капитальных затрат для владельца/эксплуатирующего предприятия. Причем
проект NAP 2 был удостоен специальной премии.
Перевел Г. Липкин
Juan Rios (Х. Риос), старший руководитель проектов на
Abocol-Wood Group Alliance, директор проекта NAP 2.
Имеет опыт проектирования установок по производству
азотной кислоты, аммиачной селитры и NPK-удобрений.
Выпускник университета в Боготе с ученой степенью магистра в области электроники.
Henry Dale (Г. Дейл), менеджер по строительству на Wood
Group Colombia. Специализируется на проектах, связанных с химической и нефтяной промышленностью. Имеет
15-летний опыт проектирования и строительства, включая
10 лет в BP Exploration Colombia. Выпускник университета Боготы по специальности «проектирование объектов
гражданского строительства».
Roberto Garzon (Р. Гарзон), инженер-проектировщик и ведущий инженер-технолог на Abocol, где он проработал
15 лет, включая проекты, связанные с производством аммиака, азотной кислоты и удобрений. Выпускник университета Atlantico по специальности «химическая технология».
99
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
УРОКИ, ПОЛУЧЕННЫЕ
ПРИ ПЕРЕОБОРУДОВАНИИ УСТАНОВКИ
РЕФОРМИНГА
K. Edmunds, North Atlantic Refining Ltd, Come by chance, Ньюфаундленд, Канада; S. Uzelac и R. Newnham, Born Heaters
Canada ULC, Калагри, Альберта, Канада
Модификация печей требует применения уникальной технологии и проектно-конструкторских нововведений
Нефтеперерабатывающий завод компании North
Atlantic Refining Ltd. (Северная Атлантика) был создан как экспортное предприятие в 1973 г. На заводе
функционировала установка непрерывного каталитического реформинга (continuous catalytic reformer −
CCR) с печью. Эта печь состояла из двух раздельных
радиантных секций с конвекционной секцией, которая производила насыщенный и перегретый пар
(рис. 1) . Печь имела общую нагрузку 236×106 БТЕ/ч
(1 БТЕ ≈ 1,055×103 Дж) и вырабатывала 627 000 фунт/ч
насыщенного пара и 66 000 фунт/ч перегретого пара
(1 фунт = 0,453 кг).
Влияние суровой окружающей среды и 34 года
эксплуатации стали причиной возникновения механических повреждений оборудования установки, и опор для труб из высоколегированной стали.
Поврежденные опоры для труб были восстановлены
во избежание возникновения в дальнейшем аварийных ситуаций. Однако это временное решение было
принято с целью обеспечения в будущем возможности проведения безопасного технического обслуживания. Кроме того, в местах перегрева было обнаружено растрескивание огнеупорных стенок печи. После
осмотра конвекционной камеры стала очевидной необходимость ее замены. Проблемы, возникшие при
переоборудовании установки, заключались в достаточно плотном графике выполнения операций, в суровых погодных условиях и весьма ограниченным
доступом к оборудованию.
ПРЕДПОСЫЛКИ
Основными причинами неполадок оказались эрозия и коррозия. Эрозия на наружной поверхности
оборудования образовалась из-за экстремальных
погодных условий, сложившихся вследствие расположения завода близко к Атлантическому океану. Внутренняя коррозия стала результатом применения жидкого топлива, содержащего серу и ванадий. Коррозионная среда вызвала повреждения
трубных решеток вследствие высокотемпературной коррозии от воздействия окиси пятивалентного ванадия и высокой концентрации серы в отходящих газах. Несмотря на то, что трубные решетки
были изготовлены из материала марки 25Cr-20 Ni
в соответствии с проектной спецификацией, принятая в настоящее время спецификация требует
применения конструкционных материалов марки
50 Cr-50 Ni-Cb.
100
Рис. 1. Вследствие влияния сурового климата Северной
Атлантики вышли из строя радиантная и конвекционная секции печи реформинга
В первоначальной конструкции применялись
панели, стянутые болтами, с недостаточно герметичными сварными швами. Окружающая среда,
которая характеризовалась обильными дождями,
снегом, туманами, большой влажностью, постоянно оказывала негативное влияние на сварные швы
при низком давлении внутри конвекционной камеры в сочетании с капиллярным воздействием.
Контактирование при этом газового топлива и его
конденсация приводили к образованию серной кислоты. Эта кислота становилась источником коррозии внутренней поверхности труб и огнеупорных
соединений.
№3 март 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
РЕШЕНИЕ
Упомянутые проблемы представили на рассмотрение группе инженеров, работающих в Калгари. Совместно с владельцами было разработано
пять решений и рекомендовано компании North
Atlantic Refining Ltd. Каждое решение содержало
свой специфический интерес, но все рассмотренные значительные усовершенствования соответствовали всем принятым в настоящее время условиям. Эти условия представлены следующим образом:
установить на установке каталитического реформинга новую печь;
смонтировать новую конвекционную секцию;
оставить первоначальную конфигурацию конвекционной секции, применив новые качественные материалы;
заменить в конвекционной секции трубы;
предусмотреть в трубах конвекционной секции
более высокую абсорбцию.
После проведения тщательных анализов (технического и технологического) установка была отнесена к разряду (поз. 3) модернизированных, выполненных из качественных материалов, с оптимальным
выбором конструкции.
ОБЪЕМ РАБОТ
Конвекционная секция по существу сохранила
свою конфигурацию, но претерпела некоторые видоизменения. Механические и конструкционные
усовершенствования были направлены на то, чтобы окончательный вес новой установки не превышал вес первоначальной конвекционной секции.
Новая конструкция предусматривала 18 рядов труб
из углеродистой стали для выработки пара и еще
три ряда труб марки Cr-Mo, P22, которые представляют собой змеевики пароперегревателя. Они
сохранили первоначальную форму пароперегревателя.
Вскоре после реализации этой идеи группа исследователей смонтировала дополнительные четыре ряда труб к трубам выработки пара, тем самым,
увеличив выработку пара и повысив эффективность
установки. Конструкция установки соответствовала
новой расчетной нагрузке и более высокому выходу
продукции.
Наряду с более высоким выходом продукции
тщательные расчеты монтажа должны быть направлены на определение, соответствуют ли зазоры на установке системы новым змеевиками.
Конструкторская группа установила, что, если
смонтировать дополнительные ряды труб, зазоры
будут вполне приемлемыми.
На основании новой конструкторской концепции был разработан проект, имеющий приблизительно 40 детальных схем и 300 схем поставщиков. Новая конвекционная секция имела суммарную длину приблизительно 24,5 м, ширину 1,93 м
и высоту 11,07 м. Вес сооружения, составивший
приблизительно 260 т, оказался слишком большим для имеющегося в Ньюфаундленде подъемного крана.
№3 март 2008
ПРОЕКТ ДЛЯ СООРУЖЕНИЯ
Первоначально печь была смонтирована в 1971–
1973 гг. в рамках основного этапа строительства. Эту
печь начали строить с сооружения ее каркаса, представляющего собой тяжелый строительный элемент.
Практически реализовать это было невозможно
вследствие отсутствия грузоподъемного лифта и ограниченного доступа.
Сначала закончили сооружение каркаса печи, за
которым последовал монтаж трубодержателей и самих труб. Большая часть труб и V-образные колена
были сварены способом «хоккейной клюшки»; что
было выполнено не на месте монтажа. Несмотря
на то, что одна половина труб сваривалась этим
способом, оставшиеся трубы варились на месте.
Как только сварка была закончена, заранее подготовленные панели прикрепили болтами к каркасу. Каждую панель натягивали между двумя стойками, имеющими высоту приблизительно 9 фут
(1 фут = 0,3048 м). Кожух конвекционной секции
составил приблизительно 120 панелей. Замена конвекционной секции таким способом была бы невозможна, если бы работа проводилась при очень
плотном графике.
Сначала у конструкторской группы и заказчика было намерение заранее изготовить корпус
конвекционной секции в комплектных модулях –
стальные каркасы, трубодержатели, трубы и т.д.
(рис. 2). Цель работы – минимизировать число
модулей и повысить эффективность сооружения
в полевых условиях, чтобы не превосходить мощность имеющегося в наличии подъемного крана.
Размеры каждого модуля были основаны на расчетах исходного веса и характеристике подъемного
крана.
Первым требованием было полное обследование существующей печи. Это обследование должно было проводиться, пока печь функционировала
в процессе, и можно было установить реальные
размеры в горячем состоянии. При втором обследовании требовалось в течение плановой остановки установки определить «холодные» размеры
печи.
Рис. 2. Моделированный конвекционный кожух печи реформинга
101
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
ИЗГОТОВЛЕНИЕ
Новые модули должны быть точно подогнаны
к существующему 34-летнему сооружению. Поднять
модуль в воздухе на 100 фут невозможно. В процессе монтажа печи конструкторы и нефтепереработчики работали сообща. Ответственными операциями были все сопряженные детали конвекционной
секции, все конструкционные элементы и наружная
трубопроводная обвязка. Трубные решетки, изготовленные из стали 50 Cr-50 Ni-Cb, были отлиты задолго до изготовления печи. С целью снижения числа
потенциальных дефектов конструкция трубных решеток разрабатывалась инженерами-литейщиками
еще до создания модулей.
Конвекционный кожух был смонтирован на месте, в непосредственной близости от установки. Это
давало возможность эффективно транспортировать его и сразу же контролировать специалистами.
Местные специалисты имели оборудование (приспособления), которое позволяло им производить
модули в любой пропорции и хранить их на складе в
течение достаточно длительного периода времени.
Первые два законченных модуля имели значительный срок хранения. С часто изменяющейся в
Ньюфаундленде погодой при длительном хранении
модулей возникали проблемы, касающиеся отливки из огнеупорного материала. Когда изготовление
модуля завершено, его хранят на открытом воздухе,
защитив от штормовой погоды специальным брезентом. В течение дня тепло от воздействия солнечных
лучей способствует испарению влаги с поверхнос-
Рис. 3. Новый конвекционный кожух в существующем каркасе
102
ти брезента. Когда модуль накрыт, влага конденсируется на поверхности из огнеупорного материала.
Чтобы предотвратить гидролиз, необходимо соорудить конструкцию типа навеса, которая будет пропускать поток воздуха и, кроме того, защищать модуль от дополнительной влаги.
СООРУЖЕНИЕ
Первый этап переоборудования – демонтаж
конструкции существующей трубопроводной системы и стальных панелей. Когда змеевики и стальные
панели удаляют, печь готова для повторной сборки
новых модулей. Все подъемные устройства подготовили в течение часа в дневное время, между тем
как подъем осуществлялся в ночное время, когда в
Ньюфаундленде преобладают слабые воздушные
потоки. Ограничения на тяжелом кране с поднимающейся стрелой исключают возможность поднятия
модулей обычным способом. Существующий комплект труб был сохранен с целью минимизации объема работы, связанной с их демонтажем.
Последовательность монтажа была предусмотрена для каждого модуля на специальном гидравлическом подъемнике (рис. 3). Каждый модуль поднимали
в вертикальном положении двумя кранами (рис. 4, 5).
Когда модели достигли своего положения в соответствии со схемой, они были тщательно уложены, чтобы
не «пересечься» друг с другом. Чтобы минимизировать время монтажа каждого модуля, конструкторы
при проектировании предусмотрели минимальное
число надежных соединений для каждого модуля.
Рис. 4. Подъем модуля 1 и модуля 2. Оба крана на заднем плане
№3 март 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
Kirt Edmunds (К. Эдмундс), ведущий инженер проекта North Atlantic Refining Ltd. М-р
Эдмундс более 10 лет работает в нефтяной
и газовой промышленности, из них пять лет
на объектах Северной Атлантики. Он получил степень бакалавра и инженера-механика в университете Ньюфаундленда, впоследствии ему была
присвоена квалификация профессионального инженера.
Рис. 5. Подъем модуля 5 после переоборудования печи реформинга
Задача переоборудования печи реформинга, эксплуатируемой 34 года, была решена своевременно, в ограниченный капитальным ремонтом срок.
Установку запустили в запланированное время в
соответствии с эксплуатационными требованиями к
процессу.
Перевел А. Степанов
Roger Newnham (Р. Ньюнам), президент
Born Heaters Canada ULC, имеет более чем
тридцатилетний опыт работы в проектировании промышленных печей, технологии
и их монтаже. М-р Ньюнам также разрабатывает системы управления процессом
горения в печах. Кроме того, он обеспечивает заказчиков
проектно-конструкторской документацией по разработке
огнеупорных материалов для печей. М-р Ньюнам – член
M. I. Mech. E. в Великобритании.
Slavko Uzelac (С. Юзлак), руководитель
проекта Born Heaters Canada ULC, где работает более шести лет. В компании м-р
Юзлак занимается различными вопросами, от проектирования до продаж технологий. Он имеет технический диплом
технологического института в Альберте
(окончил в 2001 г.) и степень бакалавра университета в
Калгари.
ИННОВАЦИИ
НОВЫЙ МЕТОД
ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
ТЯЖЕЛЫХ ОСТАТКОВ
В КАЧЕСТВЕ ТОПЛИВА
Многофазное сверхтонко диспергированное остаточное топливо (multiphase superfine atomized
residue – MSAR) представляет
собой эмульсию очень мелких
капель масла в воде. Тяжелые
остаточные топлива могут быть
превращены в такую эмульсию,
с размером капель масла от 3 до
5 мкм. Технология MSAR, которую разработала Quadrise Fuel
International, позволяет НПЗ
использовать тяжелые остатки
с действующих установок, например, вакуумный остаток или
остаток висбрекинга, в качестве топлива на площадке НПЗ, не
затрачивая ценные дистилляты
на их разбавление. Для получения эмульсии, кроме остаточного
топлива, расходуют воду и эмульгатор. На вакуумной установке
можно увеличить отбор вакуумного газойля, так как теперь допускается получение вакуумного
остатка с большей вязкостью, а
ценные разбавители заменяются
водой и эмульгатором.
Углеводородные капли в водной эмульсии по размеру меньше
капель котельного топлива, получаемых в обычных печных форсунках, благодаря чему они сгорают полнее. Применение нового
топлива в технологических печах
и котельных агрегатах позволит, в
сравнении с угольным топливом,
на 15–20 % сократить выброс
CO2.
«СУХИЕ» РУКАВА
ДЛЯ ЗАГРУЗКИ И ВЫГРУЗКИ
ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫХ ЦИСТЕРН
СО СЖИЖЕННЫМ ГАЗОМ
Компания OPW Engineered
Systems
разработала
рукава
Drylok (вольный перевод – «су-
№3 март 2008
хой замок»), с помощью которых
можно в значительной степени ускорить загрузку и выгрузку железнодорожных цистерн
сжиженным газом и сократить
выбросы летучих органических
соединений. Новая технология
была одобрена Ассоциациями
железных дорог США и Канады
и отвечает жестким нормативам
по охране труда и окружающей
среды.
Новые рукава были усовершенствованы Texas Petrochemicals – одним из крупнейших
производителей бутадиена и других углеводородов C4. Для уплотнения
усовершенствованного
рукава на вентиле цистерны достаточно повернуть один рычаг,
никакие другие инструменты не
нужны. Процесс подсоединения и
уплотнения рукава занимает всего 35–40 с.
Перевел М. Фалькович
103
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Экспро. Один брэнд. Одна миссия.
Управление потоком продукции скважин
Системы буровых
штуцеров
Исследование и ввод
скважин
Технологические системы
подготовки продукции скважин
Работы в скважинах на кабеле
Соединительные
устройства и измерения
Основная специализация компании «Экспро» —
управление потоком продукции скважин, при этом
основное внимание уделяется таким вопросам, как
измерение, совершенствование, контроль и обработка
потока продукции нефтяных и газовых скважин, в
строительство которых были вложены значительные
средства.
За последние годы наша компания росла быстрыми
темпами, и сегодня мы объединяем сильные стороны
наших производственных подразделений, работающих
широким фронтом по всему миру, сводя их воедино
под одним брэндом «Экспро».
Наша задача — предоставлять заказчикам продукцию
и услуги отличного качества. Те отношения, которые
сложились у Вас с такими марками, как Expro, Ecodrill,
Egis, Downhole Video, Flarestack, Kinley, Tronic, Matre,
Petrotech, Power Chokes, PowerWell Services и Surface
Productions Systems, будут и в дальнейшем приносить
Вам выгоду под новым брэндом — Экспро.
Экспро. Один брэнд. Одна миссия.
Управление потоком продукции скважин.
+7 (495) 679 84 96
+7 (495) 679 84 97
expo.russia@expogroup.com
Экспро Евразия Лимитед Московский Филиал
119021, Россия, Москва,Комсомольский пр-кт,
д. 16/2, стр. 3,4
exprogroup.com
exprogroup.ru
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Документ
Категория
Наука и техника
Просмотров
1 219
Размер файла
15 173 Кб
Теги
2008, нефтегазовых, 1135, технология
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа