close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

1143.Нефтегазовые технологии №1 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»
С О Д Е Р Ж А Н И Е
На&чно-техничесийж&рнал
Издаетсяс1979".
Ре.ПИ№77-14588от07.02.03
Учредитель:
Издательство«Топливоиэнеретиа»
В.Ю.Краси Генеральныйдиретор
Г.М.Ясенев Диретор
Л.В.Горшова Зам.диретора
Редация:
Л.В.Федотова Главныйредаториздательства
А.В.Романихин Главныйредаторжрнала
Н.В.К&тасова Начныйредатор
Э.Б.К&тасова Начныйредатор
Л.С.Борисова Редатор Е.М.Сапожниов Верста
Россия,109029,Мосва,&л.Сотопроонная,29/1
Телефон(495)670-7481
e-mail:art@ogt.ru
e-mail:catalog_publ@mtu-net.ru
www.ogt.su
GulfPublishingCompany
PartofEuromoneyInstitutionalInvestorPLC.
Otherenergygruptitlesinclude:
WorldOil ®,HydrocarbonProcessing®
andPetroleumEconomist
JohnD.«Rusty»Meador President/GEO
AlexandraPruner SeniorVicePresident
MarkPeters VicePresident
HoustonOffice:
MailingAddress:P.O.Box2608
Houston,Texas77252-2608,U.S.A.
Phone:+1(713)529-4301,
Fax:+1(713)520-4433
www.worldoil.com
LondonOffice:
P.O.Box105
BairdHouse15/17St.CrossStreet
LondonEC1N8UW
Phone:+44(0)2078315588,
Fax:+44(0)2078314567
©2008byGulfPublishingCo.Allrightsreserved.
©2008Издательство«Топливоиэнер"етиа».
Перепечата,всевидыопированияивоспроизведения
пблиемыхматериаловвозможны
тольосписьменно"оразрешенияредации.
Редацияоставляетзасобойправосоращения
присылаемыхматериалов.
Мнениередацииневсе"дасовпадает
смнениемавторовматериалов.
Напервойстраницеобложи:
Изображениеплана
размещенияотделаFoxboro
омпанииInvensysSystemInc.
(Фосборо,Массач&сетс,США).
НЕФТЬМИРА
WORLDOIL
ЧТОПРОИСХОДИТВНЕФТЯНОЙ
ИГАЗОВОЙПРОМЫШЛЕННОСТИ...............................3
Разведа
R.Tenghamn
БУКСИРУЕМЫЕСЕЙСМОРАЗВЕДОЧНЫЕКОСЫ........13
Ch.CaoMinh,J.-B.Clavaud,
P.Sundararaman,S.Froment,E.Caroli,
O.Billon,G.Davis,R.Fairbairn
ГРАФИЧЕСКИЙАНАЛИЗПЛАСТОВ...........................19
P.A.Fisher
СБОРСЕЙСМИЧЕСКИХДАННЫХ...............................25
Технолоияб&рения
A.Okeahialam,S.Galvin
ОПТИМИЗАЦИЯРАЗМЕЩЕНИЯСКВАЖИН................30
Инновационныетехнолоии
RMOTC
l.A.Johnson,D.N.Schochet
ПОТЕНЦИАЛСТОЧНЫХВОД......................................33
Транспорт
M.Dunkan
ПРОГНОЗРАЗВИТИЯРЫНКАВЕРТОЛЕТОВ...............36
НОВОЕОБОРУДОВАНИЕ...........................................40
ГЛУБОКОВОДНЫЕТЕХНОЛОГИИ
DEEPWATERTECHNOLOGY
C.M.Vercher,D.Blakeley
ОСВОЕНИЕМЕСТОРОЖДЕНИЙ
САНДЖАСИНТОИСПАЙДЕРМЕН..............................43
R.F.Vargo,D.S.Kellingray
МЕТОДЫЦЕМЕНТИРОВАНИЯ....................................48
ОТРАСЛЕВАЯСТАТИСТИКА......................................55
ПЕРЕРАБОТКАУГЛЕВОДОРОДОВ
HYDROCARBONPROCESSING
КОРОТКООРАЗНОМ.................................................58
Технолоиипереработи
J.McGinnis,E.Confrotte
НЕФТЕНОСНЫЕПЕСКИ:ИСТОЧНИК
АМБИЦИОЗНЫХПЛАНОВДЛЯЭНЕРГЕТИКИ.............67
G.M.Steli,A.Faegh,S.Shimoda
ТОНКОЕРЕГУЛИРОВАНИЕ
РЕЖИМАКОКСОВАНИЯ.............................................74
J.Holgren,C.Glosling,G.Marinangell,
T.Marker,G.Faraci,C.Perego
НОВЫЕРАЗРАБОТКИВОБЛАСТИ
ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХТОПЛИВ....................................78
R.Cascone
БИОТОПЛИВА:ЧТОЕЩЕ
КРОМЕЭТАНОЛАИБИОДИЗЕЛЯ.............................84
A.Dahleberg,U.Mukherjee,C.W.Olsen
ИНТЕГРИРОВАННЫЕМЕТОДЫ
ГИДРОПЕРЕРАБОТКИ................................................93
K.M.Beirne
ИЗВЛЕЧЕНИЕДРАГОЦЕННЫХМЕТАЛЛОВ
ИЗОТРАБОТАВШИХКАТАЛИЗАТОРОВ....................100
Надежностьтехнолоичесихлиний
L.S.Robinson
ТЕХНОЛОГИИНАДЕЖНОЙГЕРМЕТИЗАЦИИ............105
ИННОВАЦИИ...........................................................108
Подписановпечать01.01.2008.Формат60х90/8.Бма"амелованная.Печатьофсетная.Печ.л.13,5.Общийтираж2000эз.За.0000
ОтпечатановФГУП«ПИКВИНИТИ».140010,Россия,Люберцы,10,Отябрьсийпр-т,403
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
WORLDOIL,Vol.228,№8,9–2007
PublisherRonHiggins
R.Tengham,PGS
WILLMARINESEISMICDATABENEFIT
FROMDUAL-SENSORTOWEDSTREAMERS?
EDITORIAL
EditorPerryA.Fischer
Managing/InternationalEditorKurtS.Abraham
DrillingEngineeringEditorVictorA.Schmidt
ProductionEngineeringEditorDavidMichaelCohen
AssociateEditorLaurenW.Raber
ContributingNewsEditorHenryD.Terrell
ContributingEditorArthurBerman
ContributingEditorLeonardV.Parent
ContributingEditorLesSkinner
ContributingEditor,WashingtonJohnMcCaughey
ContributingEditor,MiddleEastDr.A.F.Alhajji
ContributingEditor,NorthSeaDr.ШysteinNoreng
ContributingEditor,FSUJacquesSapir
ContributingEditor,LatinAmericaMayraRodriguezValladares
ContributingEditor,S.E.AsiaJeffreyM.Moore
ContributingEditor,LNGSaeidMokhatab
Ch.CaoMinh,Schlumrger;
J.-B.Clavaud,P.Sundararaman,Chevron;
S.Froment,E.Caroli,O.Billon,Total;
G.Davis,R.Fairbairn,CNRI
GRAPHICALANALYSISOFLAMINATED
SAND-SHALEFORMATIONSINTHEPRESENCE
OFANISOTROPICSHALES
P.A.Fisher,EditorWO
THESTATUSOFWIDE-AZIMUTH
ANDMULTI-AZIMUTHSEISMICACQUISITION:
WHATISWORKINGANDWHATREMAINS
TOBEDONE
A.Okeahialam,ChevronNigeriaLtd.,
Lagos,Nigeria;
S.Galvin,Schlumberger,
Lagos,Nigeria
PUTTINGTHEWELLINTHEBESTPLACE
INTHELEASTTIME
l.A.Johnson,RockyMountain
OilfieldTestingCenter;
D.N.Schochet,OrmatNevadaInc.
UNLOCKINGTHEPOWERPOTENTIAL
OFWASTEWATER
M.Dunkan,BristowGroup
HELICOPTERMARKETFORECAST
SEESMAJORCHANGE
C.M.Vercher,Eni;
D.Blakeley,AnadarkoPetroleumCorp.
CO-DEVELOPMENTOFSPIDERMAN
ANDSANJACINTOFIELDSINGOM
R.F.Vargo,J.F.Heathman,Haliburton;
D.S.Kellingray,M.D.Ward,
J.M.Lummus,BPExploration
IMPROVEDDEEPWATERCEMENTING
PRACTICESREDUCENPT
MAGAZINEPRODUCTION+1(713)525-4633
Director–ProductionandInformationTechnologySherylStone
Manager–AdvertisingProductionCherylWillis
AssistantManager–EditorialProductionAmyDodd
AssistantManager–EditorialProductionChrisValdez
Artist/IllustratorDavidWeeks
ADVERTISINGSALES+1(713)520-4426
DisplayAdvertisingseeAdvertisers’index
ClassifiedAdvertising/ReprintSalesCall713-520-4449
CIRCULATION+1(713)520-4440
Director–CirculationLindaK.JohnsonE-mail:
circulation@gulfpub.com
EDITORIALADVISORYBOARD
SeniorEditorialAdvisor
PaulL.Kelly,Consultant,RowanCompaniesInc.
EditorialAdvisors
WilliamDonald(Donnie)HarrisIII,CEO,ForrestA.Garb&
Associates,Inc.
AlexanderG.Kemp,SchlumbergerProfessor,Petroleum
Economics,UniversityofAberdeen
Dr.D.NathanMeehan,President,CMGPetroleumConsultingLtd.
GalenCobb,VicePresident,IndustryRelations,Halliburton,
andChairman,PetroleumEquipment
SuppliersAssociation
DouglasC.Nester,COO,PrimeOffshoreL.L.C.
Dr.TerjeOvervik,ExecutiveVicePresident,Exploration&
ProductionNorway,Statoil
DavidA.Pursell,ResearchPrincipal,PickeringEnergyPartners,Inc.
LawrenceR.Dickerson,PresidentandCOO,DiamondOffshore
Drilling,Inc.,andChairman,
NationalOceanIndustriesAssociation
RobertW.(Bob)Warren,VicePresident,InvestorRelations,Pride
International,Inc.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Нефть мира
ЧТО ПРОИСХОДИТ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
K. Abraham, главный редактор WO
СНИЖЕНИЕ ДОБЫЧИ НЕФТИ В КИТАЕ
В июле 2007 г. добыча сырой нефти в Китае снизилась, поскольку из-за проливных дождей было затоплено несколько скважин. Добыча нефти составила
113,6 млн брл/сут, что на 1,7 % ниже, чем в этот же
период в 2006 г. Сильные дожди, прошедшие в июле
на западе и востоке страны, в значительной степени
повлияли на добычу. Операторы Китая приложили
максимальные усилия, чтобы восстановить добычу.
КАМБОДЖА ПОДДЕРЖИВАЕТ
ВОЕННО-МОРСКИЕ СИЛЫ
Официальные лица Камбоджи заявили о расширении полномочий военно-морского патруля, охраняющего месторождения, расположенные на юго-восточном побережье страны. Associated Press сообщила о
том, что по указанию правительства был создан отряд,
солдаты которого прошли специальную подготовку
в морских условиях. Глава парламентского комитета
Ю. Сован заявил, что «необходимость охраны морских
границ очевидна, особенно, в районах расположения
месторождений нефти».
ВЗРЫВ НА БУРОВОЙ УСТАНОВКЕ PDVSA
10 августа 2007 г. на буровой установке венесуэльской компании PDVSA, размещенной в восточном
штате Монагас, произошел взрыв. По сообщению
официального представителя компании, пожар,
начавшийся в результате взрыва, тушили в течение
суток. Представитель компании также заявил, что в
результате этой аварии не было зарегистрировано
ни одного несчастного случая с рабочими. В своем
интервью министр энергетики Р. Рамирес отметил,
что более подробной информацией будет располагать
после получения письменного доклада о случившемся.
Г-н Рамирес сообщил, что для расследования происшествия в регион отбыл вице-президент по разведке
и добыче Л. Виерма.
ДОГОВОР МЕЖДУ КОМПАНИЯМИ
Ведущие нефтяные компании Total и Chevron Corp.
приступили к подготовке операций по разработке
крупнейших месторождений нефти Ирака с тем, чтобы
начать добычу в 2009 г. Договор о разработке месторождений нефти Маджнун, расположенного недалеко
от границы с Ираном, и месторождения нефти, расположенного на юге страны, был подписан компаниями
Total и Chevron Corp. в 2006 г. Компаниями был также
подписан договор о начале в 2009 г. разведки на нефть.
ПОВЫШЕНИЕ ДОБЫЧИ НЕФТИ В СТРАНАХ ОПЕК
По сообщению агентства Reuters в июне – июле
2007 г. страны – члены ОПЕК, за исключением Ирака и Анголы повысили добычу нефти. Организация
приняла это решение в связи со снижением добычи в
Нигерии. Страны, входящие в ОПЕК, повысили свою
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 1 • январь 2008
добычу до 26,8 млн брл/сут (примерно на 150 тыс.
брл/сут). Однако исследование показало, что большинство стран, входящих в ОПЕК, сохранили прежние
объемы добычи, даже, несмотря на скачок цен на сырую
нефть (которые к июлю выросли до 78,88 долл/брл) и увеличение спроса. В 2006 г. страны, входящие в ОПЕК, подписали соглашение о снижении добычи нефти до 1,2 млн
брл/сут. Несмотря на повышение добычи, официальные представители организации заявили о необходимости регулирования спроса во избежание вынужденного повышения добычи в странах-поставщиках.
ПОСТЕПЕННОЕ ОСВОЕНИЕ АРКТИКИ
В настоящее время пять стран, таких как США,
Канада, Россия, Норвегия и Дания стремятся к освоению подводных арктических месторождений. В
соответствии с законопроектом ООН, эти страны
(за исключением США) подписали соглашение о
создании экономической зоны, в пределах которой
могут разрабатывать месторождения, что составляет,
примерно 200 миль (1 миля = 1,609 км) от берега. По
результатам исследований, проведенных геологической службой США (US Geological Survey) почти 25 %
не открытых мировых запасов нефти и природного
газа находятся в арктическом регионе. Недавно чтобы
укрепить свои позиции российские подводные лодки
проникли на 2,5 мили в арктический шельф, где был
водружен государственный флаг. Россия претендует
на разработку территории вдоль подводного хребта
Ломоносова, который пролегает непосредственно
под Северным полюсом и тянется вдоль побережья
России. К. Кинкейд заявил, что «благодаря этому
законопроекту Америка и другие страны могут разработать значительные ресурсы на Северном полюсе».
Премьер-министр Канады С. Харпер в августе 2007 г.
также предпринял трехдневную поездку по арктическому региону страны. С той же целью Дания послала
в Арктику экспедицию. Ученые представили факты,
что подводный хребет Ломоносова пролегает и по
датской территории Гренландии.
АДМИНИСТРАЦИЯ КУРДИСТАНА ОДОБРИЛА
НЕФТЯНОЙ ЗАКОНОПРОЕКТ
После проведения на протяжении нескольких
месяцев горячих обсуждений администрация Курдистана в августе 2007 г. одобрила региональный
нефтяной законопроект. Этот законопроект позволит международным компаниям инвестировать
проекты разработки северных нефтяных и газовых
месторождений в Ираке. Этот шаг дает возможность
региональной администрации Эрбиль, Сулеймания,
Дахук и Киркук (этот регион считается основным
добывающим регионом страны) содействовать разработке месторождений. Премьер-министр Курдистана
Н. Барзани отметил, что «этот законопроект был принят в наиболее подходящий исторический момент.
Впервые в истории Ирака был принят законопроект
по углеводородам».
3
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВЫЙ ЛИЦЕНЗИОННЫЙ РАУНД В ИРЛАНДИИ
«Ирландия планирует проводить очередной лицензионный раунд, на котором будут предложены участки
на проведение разведки нефтяных и газовых месторождений в басс. Поркьюпайн», − заявил министр
энергетики и природных ресурсов И. Райан. Новые лицензионные условия будут включать налог на прибыль,
который составит 25 %. М-р Райан также заявил, что
«основной причиной проведения очередного раунда
стала уверенность администрации в возможности открытия значительных ресурсов в морских регионах».
НАЧАЛА ДОБЫЧИ В ЗАЛИВЕ БОХАЙ
Компания PetroChina Co. приступила к добыче в
зал. Бохай. «Это стало первым этапом расширения разработки морских регионов, где находятся значительные
запасы нефти и природного газа», − заявил представитель China National Petroleum Corp. В конце июля
2007 г. PetroChina Co. провела испытательную добычу
в мелководном регионе на участке Ченгай-1. Компания
планирует пробурить 37 скважин, благодаря чему добыча
в стране увеличится на 532 тыс. т/год. До этого компания
пробурила 21 скважину, из них восемь были закончены.
На четырех из этих восьми скважин добыча достаточно
высокая. «Хотя в настоящее время добыча не достаточно
высока, аналитики прогнозируют, что мелководные регионы содержат значительные запасы нефти и природного
газа», − заявил президент компании.
НЕСЧАСТНЫЙ СЛУЧАЙ НА SAIPEM 7000
Норвежский комитет Petroleum Safety Authority сообщил о несчастном случае, произошедшем 12 августа
2007 г. на буровой установке Saipem 7000, размещенной
на месторождении Тордис. В процессе добычи, осуществляемой компанией Statoil, один из рабочих упал
за борт и погиб. Для расследования несчастного случая
Petroleum Safety Authority послал на месторождение
двух представителей, которые должны были представить подробный отчет о случившемся. Этот инцидент
стал первым случаем на норвежском шельфе с 2002 г.
ЗАВЕРШЕНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
В АРАБСКИХ ЭМИРАТАХ
ОАЭ запланировали в конце 2007 г. завершить операции на месторождении Лауэ Закум Уэст, добыча нефти на котором в последнее время составляла 280 тыс.
брл/сут. Как сообщил представитель Abu Dhabi Marine
Operating Co., на месторождении запланировано полное завершение операций до введения в эксплуатацию
новых мощностей по нагнетанию газа. Нагнетание природного газа в нефтяные скважины станет причиной
повышения пластового давления и увеличения добычи.
Месторождение Лауэ Закум Уэст является одним из
самых крупных нефтяных месторождений в мире. В
период завершения операций на этом месторождении
будет осуществляться добыча (60 тыс. брл/сут) на месторождении Аппер Закум Сентрал.
КОМПАНИЯ ПРОТИВ ЗАКОНОПРОЕКТА
Руководитель нефтяного объединения Х. Юна возглавил компанию, проводимую общественностью Ирака, против принятия нового законопроекта, который
4
позволит международным компаниям принять участие
в разработке месторождений. Однако сторонники
этой кампании столкнулись с трудностями. Министр
нефтяной промышленности Ирака Х. Шахристани от
имени правительства запретил объединению принимать участие в обсуждении нового законопроекта. В
своем интервью газете The Observer г-н Юма заявил,
что проект, который продвигает министр Шахристани,
был разработан администрацией С. Хусейна еще в
1987 г. Он заявил, что его сторонники не будут выполнять запрещающие указания министра. «Мы действуем в интересах Ирака», - заявил он. В Конституции
Ирака указано «право на создание и организацию
профессиональных ассоциаций и объединений».
«Наше объединение создано в соответствии с законом,
- отметил г-н Юма. – Но своим запретом министр
Шахристани пытается вернуться к временам правления С. Хусейна».
ЛИЦЕНЗИИ В ЧУКОТСКОМ МОРЕ
Управление по минеральным ресурсам США (Management Mineral Service – MMS) планирует провести
в феврале 2008 г. лицензионный раунд Sale 193, на
котором будут предложены лицензии на разработку
участков в Чукотском море. Это будет первый с 1991 г.
лицензионный раунд, на котором будут участки, расположенные на континентальном шельфе Чукотского
моря. Объявление о проведение раунда было опубликовано в Федеральном регистре 3 августа 2007 г. В Федеральном регистре было приведено описание участков,
условия окружающей среды и другие данные. По оценке
аналитиков запасы Чукотского моря составляют 15 млрд
брл и 76 трлн фут3 природного газа. Указанные участки
расположены на побережье Аляски к северу от мыса
Барроу. Участки расположены примерно в 25−200 милях
от берега (1 миля = 1,609 км).
ДИСКУССИИ ПО ПОВОДУ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ ГАЗА
Великобритания в лице Forum Energy plc планирует
предъявить иск китайской компании, предъявляющей
претензии на владение крупным газовым месторождением, расположенным на побережье Палаван. Участок,
на котором расположено месторождение, находится
на спорной территории недалеко от о-ва Спратлис,
разведка которых осуществляется совместно Филиппинами, Китаем и Вьетнамом. Президент Forum Energy plc
Х. Р. Л. Раймунд заявил, что его компания будет отстаивать права на месторождение нефти и природного газа
Сампагуита, расположенное в басс. Рид Бэнк, на котором в настоящее время осуществляются геофизические
исследования и проводятся разведочные операции (geophysical survey and exploration contract – GSEC).
УЧРЕЖДЕНИЕ НОВОЙ КОМПАНИИ В БАХРЕЙНЕ
По сообщению Bahrain Tribune в стране учреждена новая холдинговая компания с учредительным
капиталом 2,7 млрд долл., которая будет заниматься
привлечением международных инвестиций в развитие энергетического сектора. Холдинговая компания
будет включать в свой состав Bahrain Petroleum Co.,
Bahrain Aviation Fueling Co. Bahrain National Oil Co. и
№1 • январь 2008
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Bahrain National Gas Co. В октябре 2007 г. в Бахрейне
планировалось заключить несколько контрактов на
проведение разведки четырех морских нефтяных
участков, располагающих по предварительным данным значительными запасами нефти.
ВЕНЕСУЭЛА И КУБА ПРИСТУПАЮТ
К РАЗВЕДКЕ УЧАСТКОВ
Венесуэла и Куба планируют совместные разведочные операции морских участков, расположенных в
территориальных водах Кубы. Проект, совместно разработанный PDVSA и кубинской энергетической компанией CUPET, включает разработку шести участков. На
этих участках планируется найти значительные запасы
легкой нефти. Первоначально обе компании планировали ограничиться сейсмическими исследованиями,
используя 2D-технологию, как в мелководных, так и в
глубоководных регионах. В настоящее время компания
PDVSA осуществляет операции на мелководном шельфе
оз. Маракайбо на северо-западе Венесуэлы.
ПЛАНЫ MMS ОТНОСИТЕЛЬНО
ЗАПАДНЫХ УЧАСТКОВ GOM
Недавно MMS проводило 204 лицензионный раунд,
на котором были представлены участки, расположенные в западной части Мексиканского залива. На
этом раунде было представлено 3338 участков общей
площадью 18 млн акр. MMS предложило 47 компаниям
358 лицензий. Среди операторов, участвующих в лицензионном раунде, можно отметить такие компании
как Statoil Gulf Mexico LLC (приобрела лицензии на
сумму 143 млн долл.), BP Exploration and Production
Inc. (приобрела 40 лицензий на сумму 55 млн долл.),
Petrobras America Inc. (приобрела 108 лицензий на
сумму 30 млн долл.), Shell Offshore Inc. (приобрела
40 лицензий на сумму 23 млн долл.) и Devon Energy
Production Company, L.P. (приобрела 34 лицензий на
сумму 22 млн долл.). От успешного проведения этого
раунда в значительной степени зависит будущее
энергетического сектора США. Всего на раунде было
продано лицензий на общую сумму 369 млн долл.
НОВОСТИ РАЗВЕДКИ
А. Berman, редактор-консультант WO
ЗАВИСИМОСТЬ ИМПОРТА СПГ
ОТ РАЗВЕДОЧНЫХ ОПЕРАЦИЙ НА ГАЗ
По данным Henry Hub в июне − июле 2007 г. цены на природный газ снизились на 30 % с 8,10 до
5,71 долл/тыс. фут3. С марта по июль 2007 г. цены на
импортный СПГ поднялись до рекордного уровня по
сравнению с тем же периодом 2006 г. Напрашивается
вопрос, стало ли это следствием импорта в США значительных объемов газа. И может ли это негативно отразиться на проведении в США разведочных операций
на газ. Возможно, нет, но важно понимать все факторы,
влияющие на снижение цен на природный газ.
Значительная разница в США между поставками и
спросом на природный газ очевидна, но образование
цен основано на кратковременном анализе поставок,
который варьируется в основном в зависимости от
сезона. Мягкая зимняя погода в 2006–2007 гг. и прохладное лето 2007 г. (в США) стали результатом накопления в хранилищах огромных объемов газа и снижения потребления газа для отопления или подогрева. В
соответствии с прогнозом поставки природного газа
в зимний период 2007–2008 гг. будут с избытком
удовлетворять спрос, отсюда можно предположить
дальнейшее снижение цен на этот энергоресурс.
В будущем наиболее важная роль на рынке природного газа США будет отведена СПГ, но в настоящее время эти поставки несущественны. В отличие от Европы и
Азии на электростанциях США широко используются
как природный газ, так и уголь. В 2006 г. СПГ составлял
менее 3 % суммарного потребления газа в США. Другие
промышленно развитые страны планируют строить
мощности для регазификации СПГ, который использовался для отопления жилого сектора.
Производство СПГ является ограничивающим
фактором с точки зрения поставок. Несмотря на то,
что иностранные производители располагают огром-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 1 • январь 2008
ными запасами газа, строительство мощностей для
сжижения газа ведется недостаточно активно. Кроме
того, в процессе разработки и реализации проектов
СПГ возникают различные производственные проблемы. конкуренция в этом секторе достаточно высока.
Рынки, на которые поставки природного газа и угля
ограничены, такие как Европа и Азия, готовы заключать долговременные дорогостоящие контракты.
Для газовых компаний США СПГ является единственным источником поставок газа и избавлением
от долговременных контрактов. Они покупают СПГ
по спотовым контрактам и в случае необходимости и
даже, когда поставки из других сокращаются. Зимы в
Европе в 2006–2007 гг. также были мягкими, в результате запасы СПГ значительно увеличились. Большая
часть этих запасов была продана в США, что повлияло
на еще большее пополнение запасов.
В настоящее время на побережье Мексиканского
залива строится пять новых терминалов СПГ и проекты
строительства еще 13 терминалов будут реализованы
к 2010 г. многие из этих мощностей будут заполняться
не полностью, только на 25 % по причине заключения
долговременных контрактов. На постоянной контрактной основе пополняется только терминал Golden Pass,
построенный в Сабин (Техас). Однако до этого необходимы мощности для хранения СПГ, которые еще не
построены (Platt’s Gas Market Report, June 29, 2007).
В 2008 г. будет завершен проект строительства
Mobile Bay Storage Facility, но в настоящее время эта
мощность эксплуатируется на 60 %. В 2006 г. компания Anadarko Petroleum продала свой недостроенный
терминал Bear Head в Новой Шотландии, поскольку
существовали опасения, что терминал не будет заполняться полностью. Покупателем выступила компания
Venture Energy, которая еще не приступила к завершению строительства терминала по той же причине.
Импорт СПГ из Канады в США составлял в среднем
310 млрд фут3/мес. В 2007 г. объемы импорта СПГ из
5
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Импорт, млрд фут3
Изменение по сравнению
с предыдущим годом/месяцем
Канады значительно увеличились. Несмотря на то, что канадские добывающие
Импорт СПГ в США, 2005 г.
компании в 2007 г. отчасти снизили добычу,
среднемесячное потребление СПГ за периИмпорт СПГ в США, млрд фут3
Изменение, %
од март 2006 г. – март 2007 г. увеличилось
Информация представлена LNG
на 11 %. С декабря 2006 г. по март 2007 г.
Observer and EIA
потребление газа увеличилось на 19 % по
сравнению с тем же периодом в 2005–
2006 гг. (рис. 1). Некоторое увеличение поставок объясняется, возможно, повышением добычи из битуминозных песчаников.
Увеличение объемов импорта СПГ
не означает наступление новой эры.
Увеличения объемов импорта одновременно с некоторым снижением добычи
и повышением потребления объяснить
Даты
невозможно. Возможно, в некоторой
степени это связано с переполнением Рис. 1. Импорт СПГ в США в 2005 г.
хранилищ в Европе (что связано с мягкой
зимней погодой). Если Канада сократит импорт газа,
Это в значительной степени уменьшает важность СПГ
запасы газа в значительной степени сократятся даже
в будущем. С точки зрения долгосрочного прогноза цены
при наличии мягкой зимы. Отсюда можно сделать
на природный газ будут повышаться в связи со снижением
вывод, что уголь является более привлекательным
его поставок. Газовым компаниям следует быть готовыми
энергоресурсом для электростанций по сравнению с
значительно повысить активность бурения на газ, когда
природным газом.
цены на этот энергоресурс станут повышаться.
НОВЫЕ ОТКРЫТИЯ
А. Berman, редактор-консультант WO
АЗИЯ
Hoang Long Joint Operating Co. пробурив в басс. Ку
Лонг (на шельфе Вьетнама) разведочную скважину
TGD-1X (Te Giac Den) открыла месторождение природного газа. Скважина была пробурена на участке
16-1 (рис. 2). Скважина была пробурена на продуктивный песчаник олигоценового возраста. Продуктивная
структура занимает площадь 11,6 миль2.
В разведочной скважине Julimar East-1(оператор
Apache Corp.), пробуренной в басс. Карнарвон (Австралия) было исследовано два продуктивных газоносных
интервала. Добыча газа из этих интервалов составила
85 млн фут3/сут. Исследование показало наличие мощного толщиной 224 фут газоносного коллектора мангару,
состоящего из шести продуктивных песчаников третичного возраста. Это на 70 % больше, чем предыдущий коллектор, открытый в апреле 2007 г. скважиной Julimar-1.
Извлекаемые запасы природного газа обоих коллекторов
по предварительной оценке составляют 1 трлн фут3.
Reliance Industries открыла в глубоководном регионе
басс. Ковери (юго-восточное побережье Индии, участок
CY-DWN-2001/2) месторождение нефти и природного
газа. Добыча из скважины, пробуренной на глубину
3937 м в водах глубиной 4000 фут, составила 1000 брл/сут
нефти и 30 млн фут3/сут природного газа.
АФРИКА
Компания Chevron открыла месторождение нефти
на морском участке 14 на шельфе Анголы. Добыча
нефти из скважины Malange-1, пробуренной на
нефтяной коллектор мощностью 121 фут мелового
возраста, составила 7,669 брл/сут (рис. 3).
6
К северу от открытия Chevron в водах глубиной
6550 фут на участке Mер Трес Профонд Сад, расположенном в 106 милях от побережья на шельфе Конго,
компания Total открыла месторождение нефти Кабинда. Скважина Cassiopee Est Marine-1 была пробурена на глубину 10 827 фут. Добыча нефти составила
5600 брл/сут. Это четвертое месторождение нефти,
открытое в этом регионе.
К югу на участке 32 на шельфе Анголы компания
Total открыла месторождение нефти в водах глубиной 5577 фут. Добыча из скважины, пробуренной
на продуктивный интервал олигоценового возраста,
оставила 2130 брл/сут. Это одиннадцатое месторождение, открытое на участке 32.
На участке Кабинда Сауф (Ангола) компания Roc
Made, пробурив скважину Massambala-1, открыла месторождение нефти. Нефтяной коллектор залегает на достаточно небольшой глубине, примерно 1293–1421 фут.
Толщина нефтеносного пласта, представляющего собой
песчаник с пористостью 27 %, составляет 59 фут.
В Нигерии компания Shell пробурив скважину
Agnata-1, открыла месторождение нефти. Открытие было сделано на континенте, восточнее дельты
р. Нигер. Глубина скважины, пробуренной на продуктивный пласт толщиной 804 фут, составила 15 154 фут.
Добыча составила 5 тыс. брл/сут.
На шельфе Нигерии компания Addax petroleum
открыла месторождение нефти и природного газа в
коллекторе офрима норд и месторождение природного газа в коллекторе удель вест. Глубина скважины
Ofrima-2, пробуренной на нефтяной и газовый коллектор толщиной 140 фут, составила 700 фут. Скважина
была пробурена на четыре продуктивных пласта. Семь
продуктивных газоносных интервалов (суммарной
№1 • январь 2008
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Вьетнам
Ливия
Басс. Ку
Лонг
Чад
Исландия
Фарерские о-ва
Нигерия
Заир
Басс.
Карнарвон
Кабинда
Ангола
Атла
нти
океаческий
н
Шетландские
о-ва
Конго
Ирландия
Австралия
Норвежское
море
Норвегия
Северное
море
Великобритания
Кельтское
море
Рис. 2. Открытия в Азии
Рис. 3. Открытия в Африке
толщиной 542 фут) скважины Udele-2, залегают на
глубине 2700−5900 фут. Это месторождение находится в 31 миле от места строительства терминала
Brass, строительство которого планируется начать в
ближайшее время.
Компания Verenex Energy открыла второе месторождение нефти в басс. Гадамес (Ливия), пробурив
разведочную скважину В1-47/2 на участке 47. Скважина была пробурена в 376 милях от Триполи. Добыча
составила 2414 брл/сут.
ДРУГИЕ РЕГИОНЫ
Китайская компания CNPC объявила об открытии
нефтяного месторождения на участке Н (концессия
в Чаде). Более подробная информации будет опубликована позже.
Исландская компания Oil & Gas открыла месторождение природного газа на шельфе Ирландии
(рис. 4). Разведочная скважина была пробурена на
участке 5/05 на продуктивный интервал аппер велден,
расположенный на глубине 2332–2599 фут. Разработка месторождения будет осуществляться аналогично
проектам Shull, Old Head и West Seven Heads.
Компания Chevron открыла месторождение углеводородов в Северном море (территория Великобритании) на участке 205/1 в 99 милях к северо-западу
от Шетланда. Это вторая (из трех запланированных)
Рис. 4. Открытия в Европе
разведочная скважина на месторождении Роузбэнк.
Добыча углеводородов составила 6000 брл/сут. Запасы
месторождения по предварительным данным оцениваются в 530 млн брл в нефтяном эквиваленте.
Компания Helix Energy Solutions открыла второе
месторождение природного газа в Мексиканском заливе. Новое месторождение расположено на участке
гарден бэнкс 5056 примерно в 145 милях от побережья
Техаса в водах глубиной 2700 фут. По информации,
предоставленной компанией, запасы месторождения
составляют 50 млрд фут3.
Компания Petromineral открыла месторождение
нефти в басс. Ланос (Колумбия). Разведочная скважина Corcel-1 была пробурена на продуктивный пласт
Гваделупе, расположенный на глубине 970–1200 фут.
По данным, предоставленным компанией, добыча
нефти составляет 2500 брл/сут.
A. Berman (А. Берман), консультант WO, в области
геологии, специализирующийся на исследованиях
газовых и нефтяных месторождений, сейсмической интерпретации и создания базы данных.
М-р Берман свыше 20 лет работает в нефтяных
компаниях, кроме того, он был редактором Bulletin,
издаваемого геологическим обществом Хьюстона
(Houston Geological Society − HGS). М-р Берман
имеет степень магистра. Связаться с м-ром А. Берманом можно по адресу: bermanae@gmail.com.
НОВОСТИ БУРЕНИЯ
L. Skinner, редактор-консультант WO
ЦЕМЕНТ – НАИБОЛЕЕ ШИРОКО ПРИМЕНЯЕТСЯ
ПРИ БУРЕНИИ
Бурение, как и многие другие промышленные
операции, состоит из целого комплекса различных
технологий. Бурение тесно связано с применением
цемента, попробуйте пробурить скважину без него.
В древности в Ассирии, Вавилоне и Ханаане
использовали различные клеи. Во время поездки в
Иерихон наш гид рассказывал нам, что археологи
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 1 • январь 2008
определили состав раствора, скрепляющего камни
знаменитых стен. В действительности этот известковый раствор приготавливался из материала, добытого
на близлежащих холмах. В настоящее время мы знаем,
что это могло иметь катастрофические последствия.
Позже египтяне стали добавлять в известковый
раствор гипс. Такой раствор применялся при строительстве пирами, храмов, дворцов и домов.
Римляне также использовали аналогичный состав.
Они смешивали гашеную известь с вулканической
золой и заливали состав водой. В римской империи
7
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
этот состав использовался для строительства дамб и
портовых сооружений. Некоторые из этих сооружений существуют до сих пор.
В средневековье рецепт приготовления этого
скрепляющего раствора был утерян. С тех пор все
ученые, особенно химики, пытались его восстановить.
Многие неизвестные ученые, незнакомые с химией,
нагревали компоненты, входящие в состав скрепляющего раствора. Как ни странно, но нагревание
является именно тем важным процессом, который
используется в современной технологии приготовления цемента.
Археологи так же рассказали нам, что многие из
древних городов строились на развалинах. Это не
удивительно. Многие города строились из известняка,
мягкой породы, которая легко обрабатывалась при помощи бронзового или железного инструмента. Кроме
того, это материал белого цвета, который отражает
солнечные лучи, благодаря чему в домах сохраняется
прохлада. Для поддержания крыши использовалось
дерево, которое применялось также для дверных и
оконных проемов.
На протяжении веков города атаковались, разрушались и сжигались. Когда век известняка и скрепляющего раствора закончился, стали применять, догадайтесь что, водный цементный раствор. Наступило
время строительства других городов.
В середине 1700-х гг. британские ученые нашли
новый рецепт приготовления водного цементного
раствора. В состав нового раствора входил кальций,
кремний, железо и алюминий, обеспечивая особенные свойства. Со временем британскими учеными
был разработан состав портландцемента. Свое название этот цемент получил за свой цвет, потому что
готовится из твердой породы, добытой на о-ве Портленд, расположенном недалеко от побережья Англии.
Порошок, приготовленный из этой породы, стал основным компонентом при приготовлении бетона, использующегося при строительстве таких сооружений
как мосты, туннели и другие, где необходимо добиться
особой прочности конструкции. Этот состав широко
используется в США, Великобритании и Европе.
Нефтяная отрасль, особенно сектор бурения, тесно связана с горнодобывающей отраслью. В древние
времена колонны изготавливались следующим способом. В земле выкапывалась узкая яма. В пространство
между стенками ямы спускалось бревно, и в свободное пространство заливался жидкий раствор. Когда
раствор застывал, бревно извлекалось, и использовалась для приготовления других колонн. В этот жидкий
цементный раствор добавлялись клеи, известняк и
зола. Напоминает закрепление обсадной колонны, не
правда ли? Римляне использовали золу, которая применяется и в современной технологии. Удивительно,
но историки поведали нам, как приготовить буровой
раствор и закрепить обсадную колонну.
Почему мы все еще закачиваем в скважину цементный раствор? По многим причинам. Во-первых,
цемент имеет существенные преимущества по сравнению с другими технологиями и широко используется на протяжении многих десятилетий. Состав
цементного раствора постоянно оптимизируется.
8
В настоящее время в состав цемента, использующегося в отрасли, входят присадки для предотвращения
утечки бурового раствора, наполнители, пеногасители, материалы, которые предотвращают образование
пустот при затвердении и другие компоненты.
Во-вторых, цемент достаточно недорогой материал. Возможно, что другие материалы могли бы лучше
закреплять обсадную колонну в скважине и иметь
значительно больший срок службы, но при этом эти
материалы значительно дороже цемента. Рассмотрим
следующий пример. Возьмем многокомпонентные
эпоксидные составы. Они могут закачиваться в скважину, поддерживать обсадную колонну, предохранять
ее от ударов. Эти растворы легко закачиваются и имеют длительный срок службы. Однако затраты на эти
составы могут разорить любой банк, если закачивать
их ежедневно в таких же объемах как цемент.
В-третьих, отрасль может полностью положиться
на цемент, как на наиболее долго используемый материал. Итак, как «работает» цемент? Попробуйте разрезать или вытащить обсадную колонну, которая была
зацементирована, скажем, в течение 50 лет. Вы не
сможете сделать это, или, по крайней мере, это будет
достаточно трудно. Любое регулирующее агентство
мира предписывает устанавливать на закрывающиеся скважины цементные пробки, несмотря на то, что
разработаны и другие технологии, такие как мостовые
пробки и пакеры. Это означает, что предпочтение, тем
не менее, отдается цементу.
И, в заключение, цемент представляет собой
сравнительно нейтральный материал. Как и многие
другие, я имею свой собственный опыт работы с
цементом, попадающим внутрь бурильной колонны,
хотя я пытался предотвратить это. И, несмотря на это
серьезных проблем не возникло. Конечно, некоторые
проблемы могут иметь место. Например, такие как
повышение давления нагнетания, незначительное
снижение скорости потока и другие. В результате
необходимо просто «послушать скважину», как сказал
бы Макс Холл.
Что еще нового мы можем узнать о цементе? Жидкий цементный раствор легко приготавливается и
нагнетается. Несложно смешать сухую порошковую
смесь и воду. Итак, раствор готов, теперь необходимо
закачать его в скважину. Добавим в смесь пустотелых
шариков, чтобы цемент был легче воды. Застыв, такая
конструкция может быть плавучей. Этот состав может
также изолировать скважину и предотвращать утечку
бурового раствора. Вот это да!
Я думаю, я бы здорово удивил строителей Иерихона и египтян, продемонстрировав им свойства
современного цемента!
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 Л. Скиннером
можно по адресу: lskinner@sbcglobal.net.
№1 • январь 2008
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВОСТИ ДОБЫЧИ
V. Schmidt, научный редактор WO
ПОВЫШЕНИЕ ДОБЫЧИ НЕФТИ В ОМАНЕ
Султанат Оман располагает огромными запасами
нефти, но в основном тяжелой. В последние шесть лет
добыча нефти в Омане снизилась с 956 тыс. брл/сут
в 2001 г. до 737,7 тыс. брл/сут в 2006 г. В первые пять
месяцев 2007 г. добыча продолжала снижаться до
713 тыс. брл/сут. В среднем добыча из нефтяных
скважин Омана составляет 400 тыс. брл/сут. Ситуация
становится проблематичной, поскольку добыча нефти
составляет 40 % ВВП страны.
Правительство предприняло некоторые шаги, в
результате были разработаны проекты улучшения
нефтеотдачи (enhanced oil recovery – EOR). В 2005 г.
компания Occidental Petroleum получила премию за
проект повышения добычи на месторождении Мукайза. Также были разработаны проекты EOR для месторождений Фахуд, Харвил, Мармул и Карн Аллам.
Площадь месторождения Мукайза составляет
40 миль 2. Запасы месторождения оцениваются в
2 млрд брл. Месторождение было открыто в 2000 г.
компаниями Petroleum Development Oman (60 %), Shell
(34 %), Total (4 %) и Partex (2 %).
В настоящее время компания Oxy применяет метод
нагнетания пара в пласт. При помощи этого метода
компания планирует в 2008 г. повысить добычу нефти до 50 тыс. брл/сут и к 2012 г. до 150 тыс. брл/сут.
Компания Oxy (45 %) управляет месторождением
совместно с Oman Oil Co. (20 %), Shell Oman Trading
Co. Ltd. (17 %), Liwa Energy Ltd. (15 %), Total E & P Oman
(2 %) и Partex (1 %).
Добыча осуществляется из двух продуктивных
интервалов: аппер шариф 2 и мидл шариф, которые
являются частью нефтеносных песчаников пермского
возраста. Карбонаты и красные глины пропластка
нафф изолируют интервалы друг от друга. Разработка
месторождения оценивается в 3 млрд долл. и будет
осуществляться в течение 30 лет.
Месторождение Оман Аларм было открыто в
1972 г. Добыча началась в 1975 г. Это месторождение
тяжелой нефти в отличие от месторождения Мукайза
разрабатывалось другими методами. При помощи
нагнетаемого подогретого газа поддерживается
гравитационный режим пласта. Тяжелая нефть 15–
16 °API добывается из продуктивного пласта шуайба
среднего мелового возраста. Нагнетаемый нагретый
пар улучшает отбор в верхнем интервале карбонатного пласта. Пропластком между этими интервалами
являются сланцы нар ум.
В настоящее время на месторождении добывается
1000 брл/сут нефти, но благодаря применению инновационной методики повышения добычи к 2010 г. этот показатель увеличится до 60 тыс. брл/сут. В соответствии
с проектом будет пробурено 150 скважин. Кроме того,
в рамках проекта запланировано строительство завода по получению пара, затраты на который составят
250 млн долл. Благодаря этому проекту коэффициент
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 1 • январь 2008
отдачи увеличится с 3 до 25–30 % и можно будет добыть
дополнительно 250–300 млн брл нефти.
Более подробную информацию можно получить
на сайте: http://www.eoearth.org/article/Energy_profile_of_Oman.
ТРУБОПРОВОДЫ
Компания China National Petroleum Corp.
приступила к эксплуатации нового трубопровода, проложенного на северо-западе Китая. Этот
новый трубопровод протяженностью 961 миля
(1 миля =1,609 км) связал регионы Шуаньшань и Синьцзян - Уйгурский с перерабатывающим заводом в Юймыне и нефтехимическим комплексом в г. Ланьчжоу
пров. Гуанси. По трубопроводу транспортируется
нефть с трех месторождений: Карамай, Тарин и Туха.
По данным CNPC по трубопроводу транспортируется
400 тыс. брл/сут. трубопровод был введен в эксплуатацию в конце июня 2007 г.
К наступлению осени был завершен проект строительства газопровода Perseus-over-Goodwyn, проложенного на северо-западном шельфе Австралии. Трубопровод проложен в водах глубиной 426 фут примерно
в 12 милях от платформы Goodwyn и в 5 милях к юговостоку от месторождения Норд Ранкин. Природный
газ транспортируется с месторождения Персей на газоперерабатывающий завод Karratha, расположенный на
западном побережье Австралии. Система была введена
в эксплуатацию в октябре 2007 г.
Между Ираном и Ираком было подписано соглашение на строительство трубопровода, по которому
сырая нефть из Ирака будет транспортироваться
в Иран. Трубопровод диаметром 32" свяжет месторождения Басры (Ирак) с Абаданом (Иран). Кроме
того, будет проложен 16-дюймовый трубопровод из
Ирана в Ирак, по которому будут транспортироваться
нефтепродукты. Ирак будет экспортировать нефть
и импортировать нефтепродукты. Однако вопрос о
сроках строительства еще не решен.
ПОВЫШЕНИЕ ДОБЫЧИ
Компания Devon Energy начала добычу на месторождении нефти Полво в басс. Кампос на участке С-8
на шельфе Бразилии. Месторождение расположено
в водах глубиной 300 фут; добыча осуществляется со
стационарной платформы, которая соединена с FPSO.
Первая добыча была отгружена с FPSO в октябре
2007 г. В 2008 г. добыча достигнет 50 тыс. брл/сут. По
оценкам извлекаемые запасы месторождения составляют 50 млн брл. месторождение было открыто в
2004 г. и управляется совместно Devon Energy (60 %)
и корейской компанией SK Corp. (40 %).
Компания Norsk Hydro провела испытательную
добычу на морском месторождении Ормен Лэндж. В
настоящее время добыча из скважины 2 составляет
106 млн фут3/сут и со временем будет увеличена до
353 млн фут3/сут, после того, как будут пробурены три
дополнительные скважины, добыча на месторожде9
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
нии увеличится до 1 млрд фут3/сут. В тоге на месторождении планируется пробурить 24 скважины, в результате чего добыча увеличится до 2,4 млрд фут3/сут.
Добытый природный газ будет транспортироваться по
трубопроводу Langeled на перерабатывающий завод в
Слейпнер и оттуда в Европу и Великобританию.
Pemex приступила к добыче с платформы PB-KU
A2 на месторождении Ку-Маалуб-Зап в басс. Кампече (Мексика). В настоящее время добыча составляет
45 тыс. брл/сут.
Rally Energy объявила об открытии месторождения
тяжелой нефти в Египте, расположенном примерно в
2 милях от месторождения Иззаран. Скважина West Issaran No. 1 была пробурена на интервал нижний доломит.
Добыча составляет 150 брл/сут. Стимуляция добычи
будет осуществляться методом нагнетания в пласт горячего пара. Компания применяет этот метод стимуляции
с 2004 г. По предварительным оценкам доказанные запасы месторождения составляют 91,7 млн брл.
Компания AWE приступила к добыче на морском
месторождении нефти Туи, расположенном на шельфе
новой Зеландии в басс. Таранаки. Добыча осуществляется с FPSO Umuroa из четырех горизонтальных
скважин, пробуренных на трех месторождениях. В
настоящее время добыча составляет 50 тыс. брл/сут.
Доказанные запасы месторождения
оцениваются в 27,9 млн брл. Компания
AWE (42,5 %) управляет месторождением совместно с Mitsui E&P New Zealand Ltd. (35 %), Stewart Petroleum Co.,
Ltd. (12,5 %) и WM Petroleum (10 %).
Связаться с м-ром V. Schmidt
(В. Шмидтом) можно по адресу: schmidtv@
worldoil.com
Перевел Д. Баранаев
КОММЕНТАРИЙ РЕДАКТОРА
P. A. Fisher, редактор WO
БЕСПОКОЙСТВО О СМЕРТИ
Многие из вас видели фильм о слонах, размалывающих в порошок кости давно умерших слонов почти
в странной траурной манере, демонстрирующей, что
они, так же как и мы, осознают свою собственную
смертность.
Многие, кому еще в школе преподавали геологию
и науки о Земле, знают, что наше существование как
вида тоже может являться временным событием. Мы
видели ископаемые остатки многих существ, которые
когда-то миллионами скитались по Земле, а теперь давно исчезли. Что послужило причиной этого массового
вымирания, которое уничтожило от 50 до 95 % видов
жизни на Земле? Было ли это столкновение с астероидом? Сильное землетрясение? Изменение климата?
Когда дело доходит до вмешательства в природу,
люди обычно делятся на два лагеря: тех, кто призывает что-нибудь сделать и тех, кто предлагает не
делать ничего. Я не отношусь ни к тем, ни к другим,
но, безусловно, согласился бы с теми, кто предлагает
что-нибудь делать. Другими словами, я поступил бы
с большой осторожностью, но, предлагаю, тем не
менее, сделать что-нибудь для предотвращения своей
собственной кончины и гибели нашего вида.
Например, будучи еще в седьмом классе, я полагал, что
нам следует отслеживать и заносить в каталог астероиды, которые потенциально могут столкнуться с Землей.
Но мне пришлось ждать 42 года, прежде чем Голливуд
позволил сделать эту вполне приемлемую вещь Брюсу
Уиллису и Роберту Дюваллю. В настоящее время США и
некоторые другие страны реализуют нескончаемые научно-исследовательские программы, подразделяющиеся
по степени риска и финансированию на степени от 1 до
10 000. Кроме того, разработаны программы по их нейтрализации. Понятно, что лагерь сторонников не делать
ничего ненавидит само упоминание об этом.
Если бы Йеллоустонский национальный парк мог
бы увеличиться до размеров о-ва Гавайи, и геофизики,
10
вулканологи и им подобные сказали бы, что его лучше
«взорвать», чем позволить лопнуть самому, и в планах
было бы бурение скважины и сбрасывание в нее небольшой атомной бомбы, тогда бы я сказал: «Валяйте» ! Речь
идет о том, кому бы вы доверились: научному разуму
или природе. Значит, опять два лагеря. На этом этапе
отчетливо видны религиозные намеки. Добавьте сюда
политику и обычное развращающее влияние взяток, и
вы получите сегодняшнюю ситуацию.
Я пишу эту статью в месте под названием Национальный парк ледников в шт. Монтана. И не могу найти
здесь человека, который бы не жаловался на глобальное
потепление. В 1850 г. здесь было 150 ледников. В настоящее время их 26. В соответствии с самыми последними
научными оценками наступление срока, когда исчезнут
все ледники, сокращается до периода всего в 20-30 лет.
Я полагаю, что после этого ученые сохранят название парка и будут показывать фотографии ледников потомкам.
Поскольку почти все согласны, что планета нагревается и льды действительно тают, особенно на севере,
всё, о чем осталось спорить, это о причинах и способах
решения. Представляется, что враждующие фракции
с обеих сторон хотят сделать вопрос об изменении
климата по вине человека или вследствие естественных
причин вопросом первостепенной важности. Слева он
ненавистен сторонникам Большой нефти; справа он заслуживает такую любовь, которую можно купить только
за деньги. Однако, если обратиться к логике, то обеим
сторонам хотелось бы надеяться, что причиной таяния
льдов во всем мире являются люди. И вот почему.
Предположим, было бы действительно доказано, что
причиной является что-то, происходящее в ядре Земли.
Тогда наши усилия справится с этим, действительно выглядели бы тщетными. Тогда стали бы обдумывать либо
едва изученные планы геотехнологий, например, захоронение огромных объемов парниковых газов в земле или
где-нибудь еще, либо вывод на орбиту миллиардов отражающих колец из алюминиевой фольги или гигантского
зонтика из алюминиевой фольги с целью снижения количества солнечного света, который попадает на Землю.
Другими словами, нам пришлось бы постараться снизить
№1 • январь 2008
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
температуру Земли независимо от причины. Отсутствовало бы даже предполагаемое решение.
Но снизить выбросы в атмосферу парниковых газов
простым способом относительно легко. Я знаю, что
правые поддерживают идею, достаточно простой альтернативы: это либо топлива на основе углеводородов,
либо экономическая гибель, последующая гибель и бессмысленное разрушение. Менее восьми лет назад этот
аргумент было основан на абсурдном предположении,
что «дешевой» замены нефти не существует. Например,
использование альтернативных видов топлива могло бы
привести к удвоению тарифов на электроэнергию до
16 цент/кВт·ч, что мы имеем сегодня, или же цена на
нефть стремительно выросла бы на 400 % до абсурдного
уровня 80 долл/брл или больше, и что ни одна экономика
не смогла бы выдержать такого шока цен на энергию.
Дело в том, что мы не знаем максимальную цену энергии, при которой мир мог бы выжить и процветать.
По мере роста цен до некоторого непостижимого
уровня рыночные силы амортизируют спрос, хотя их
возможности сделать большее с меньшей так называемой энергоинтенсивностью улучшаются безгранично.
Но мы также знаем, что рыночные силы не работают при
долгосрочном планировании, то есть в том, что именно
необходимо. Экономия, рассматриваемая в качестве источника энергии посредством разумного использования
и энергосбережения, представляет собой громадный
источник, который еще предстоит вскрыть.
Я не сомневаюсь, что мы в состоянии иметь яркое и процветающее энергетическое будущее. Хотя
имеются концентрированные, централизованные
источники энергии, например перспективные варианты ядерного деления, предпочтителен более
разнообразный ассортимент источников энергии. И
чем более он разнообразен, как географически, так
и по видам энергии, тем лучше, поскольку это будет
более безопасно. И если существует что-то, чего мы
все хотим, так это безопасность снабжения.
Я когда-то писал, что, вероятно, нам нужно пятьдесят решений, которые дают 2 % энергии. Разнообраз-
ные технологические процессы, многие из которых
еще несовершенны, могут в целом быть источниками,
по крайней мере, 2 % энергии, например, многочисленные океанические и геотермальные установки,
принцип работы которых основан на использовании
биомассы, гидроэнергии, энергии природного газа и т.
д. Даже периодически действующие источники, такие
как энергия солнца и ветра, могут легко достигнуть
указанных уровней, поскольку увеличивается число
технологий, которые дают возможность запасать энергию. Тем временем перспективное ядерное деление
и чистый (или по крайней мере намного чище) уголь
каждый в отдельности могут внести свой вклад. И, конечно, несомненно, станут известны новые источники
энергии: биоинженерные водоросли или выделяющие
метан микробы, связанные с Землей космические лифты, непрерывно и в большом количестве поставляющие
солнечный свет, генетически сконструированные
сельскохозяйственные суперкультуры, которые растут
при выпадении осадков 10 дюймов в год и, тем не менее,
приносящие неслыханные урожаи и т.д.
Нет, глобальное потепление не уничтожит наш вид,
по крайней мере в течении столетий, если вообще когданибудь. Не находимся мы и на некоторой разновидности
космического корабля под названием Земля – на нашей
планете мы полностью зависим от воздуха, почвы, воды и
экосистем, и, возможно, будем зависеть в течение предстоящих столетий. Но понимание того, что мы живем
на нестабильной, динамичной, постоянно меняющейся
планете, в мире, который уничтожил многие тысячи
видов, лежит в глубине нашего сознания и вызывает, по
крайней мере, беспокойство. Какими
бы осторожными мы не были, давайте
выберем менее опасный способ сделать
что-нибудь. Сами по себе выгоды энергетической безопасности стоят этого.
Связаться с P.A. Fisher (П. Фишером) можно
по адресу: fischerp@worldoil.com
НОВОСТИ ОТРАСЛИ В СТОЛИЦАХ
D.M. Cohen, научный редактор WO
Лишний багаж. Ввезенный контрабандным способом набитый деньгами чемодан в значительной
степени повлиял на отношения между левыми правительствами Аргентины и Венесуэлы.
В сентябре 2007 г. Аргентина выдала ордер на арест
венесуэльского бизнесмена, который 4 августа 2007 г.
прибыл в страну на самолете, зафрахтованном государственной нефтяной компанией Energia Argentina
SA (Enarsa) с незадекларированными долларами (почти 800 тыс. долл. в 50-долларовых купюрах). Бизнесмен
Г. А. Уилсон летел вместе с четырьмя исполнительными директорами венесуэльской компании Petrуleos de
Venezuela (PDVSA) и тремя аргентинскими государственными деятелями. Как сообщается, после допроса
Уилсон оставил чемодан у представителей таможни и
спокойно покинул страну.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 1 • январь 2008
В заявлениях правительства венесуэльского президента Уго Чавеса выражалось как простое отрицание любой связи Уилсона с компанией PDVSA, так и
возлагалась вина за инцидент на заговор ЦРУ с целью
испортить доверие к Чавесу. Чавес игнорировал требование извинений от Аргентины, хотя уход в отставку чиновника PDVSA Д. Ускатеги (чей сын пригласил
Уилсона) рассматривался многими как молчаливое
признание вины. Аргентинского чиновника, связанного с этим делом, также заставили уйти в отставку.
Лидеры оппозиции в Аргентине ухватились за «дело с
чемоданом», как некоторые комментаторы начали называть этот скандал, в качестве свидетельства коррупции в
правительстве Н. Киршнера, чья жена, сенатор К. Фернандес де Киршнер вела компанию по смене его на посту
президента в ходе октябрьских выборов. Чтобы избежать
таких обвинений, Киршнерам возможно, придется отдалиться от слишком яркого венесуэльского лидера.
11
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Однако сделать это вероятно будет трудно. Правительство Киршнера было настроено очень дружелюбно
по отношению к Чавесу 8 августа (в день, когда аргентинский Сенат потребовал отчета о позорном чемодане), когда Чавес пообещал приобрести аргентинские
облигации на сумму 1 млрд долл. для поддержки прилагающей все усилия экономики страны. Он также
согласился профинансировать строительство завода
по переработке природного газа стоимостью 400 млн
долл., чтобы помочь удовлетворить потребности страны
в энергии, где необыкновенно холодная зима способствовала разрастанию энергетического кризиса.
Менее чем через неделю президент Киршнер
присоединился к Чавесу в Боливии, где объявил о
ряде нефтяных сделок для укрепления связей между
тремя странами. Киршнер пообещал боливийскому
президенту Эво Моралесу 450 млн долл. в виде мягких
займов на строительство нового завода по переработке природного газа, предназначенного на экспорт
в Аргентину, в то время как Чавес объявил, что он
профинансирует новую венесуэльско-боливийскую
разведочную компанию в размере 600 млн долл.
Киршнер интересуется венесуэльской экономической моделью с тех пор, когда в мае 2003 г. стал
президентом. В то время Аргентина выпутывалась
из экономического краха 2001 г., который оставил
страну в больших долгах при том, что более половины
ее граждан жили в бедности.
В 90-ые гг. Аргентина отменила торговые ограничения, сократила объем вмешательство государства
в экономику и провела приватизацию государственных компаний (в том числе в 1991 г. государственной
нефтяной компании Yacimientos Petroliferos Fiscales
− YPF). Оставшиеся у государства 5 % были проданы
в 1999 г. испанской корпорации Repsol. Также в 1991
г. национальная валюта была привязана к американскому доллару. В начале нового века Аргентина
столкнулась с массовым развалом промышленности
и безработицей. Большие государственные расходы
и пышно расцветшая коррупция способствовали
грандиозному сокращению инвестиций в 2001 г., что
побудило государство заморозить банковские счета.
Киршнер пришел к власти на платформе восстановления экономики и искоренения коррупции. Он пересмотрел условия погашения долга страны и поддержал
замещение импорта, улучшая при этом сбор налогов и
направляя огромное количество денег на социальное
обеспечение. Девальвация песо помогла сделать конкурентоспособным аргентинский экспорт и в стране
образовалось огромное торговое активное сальдо. В
2004 г. Киршнер вернул аргентинское государство в нефтяной и газовый сектор, основав компанию Enarsa.
По общему мнению, правительство Киршнера успешно провело восстановление экономики.
С 2003 г. рост экономики составяет как минимум 8,5 %
в год, а безработица снизилась с 25 % во время кризиса
до уровня менее 9 %.
Однако отсутствие в последнее время инвестиций в
отечественное бурение, высокий спрос на коммунальный газ и несоответствующая времени года холодная
зима в совокупности привели к возникновению энергетического кризиса, который угрожает восстановлению
12
экономики Аргентины. Стоимость электроэнергии для
потребителей коммунального газа осталась зафиксированной на самом низком в мире уровне, поскольку
правительство заморозило тарифы во время экономического кризиса, хотя экономика развивалась, а
неизвестность срока будущего повышения тарифов
мешает притоку инвестиций. Чтобы удовлетворить
спрос на коммунальный газ, правительство сократило
на 1200 МВт/сут поставку электроэнергии промышленности, что может в значительной степени замедлить
экономический рост. Критики обвиняют президента
Киршнера в том, что он отказывается поднять тарифы
на коммунальный газ ввиду того, что на испытывающий
нехватку электроэнергии Буэнос-Айрес приходится
более половины голосов, которые нужны его жене для
того, чтобы стать президентом.
Кроме того, Аргентина перенаправила газ, предназначенный для экспорта в Чили, на собственное
потребление, что вынуждает чилийские электростанции сжигать более дорогое дизельное топливо и
становится причиной ухудшения отношений между
двумя странами. Аргентина также закупила дорогой
природный газ у Боливии и электроэнергию у Бразилии. И, конечно, Киршнер как никогда рассчитывает
на своего друга Уго Чавеса.
Теперь эти оношения могут превратиться в необходимость для Киршнеров, которые столкнулись с
серией недавних утверждений в коррупции. В начале
этого года появились статья о разоблачении о взяточничества и коррупции, связанными с проектом об увеличения протяженности трубопровода, по которому
поставляется газ из Боливии. Шведская строительная
фирма Skanska, одна из компаний, нанятых для строительства трубопровода, уволила семь менеджеров
в Аргентине за «неположенные выплаты» в связи с
реализацией проекта; все семеро были арестованы в
мае 2007 г. А в июне пожарные инспекторы обнаружили в помещениях министра экономики Ф.А Микели
64 тыс. долл. в местной валюте и долларах, которые,
как предполагают лидеры оппозиции, являлись частью
правительственного фонда взяток. Тем временем,
было начато судебное расследование подозрений в
том, что администрация Киршнера манипулировала
данными об инфляции с целью сокрытия данных о
росте потребительских цен.
В настоящее время сенатору Киршнер приходится
оспаривать утверждения о влиянии венесуэльских денег
на национальную политику, в то время, когда обещания ее мужа в 2003 г. покончить с коррупцией звучат
фальшиво в ушах избирателей. И доверие к Венесуэле,
которую питал президент Киршнер, означает, что Чавес
может отрицать свою вовлеченность в скандал, тогда как
сенатору придется держать политический удар. Если
Киршнеры смогли «постирать» все «грязное белье» и
«устроить опасность пожара», они возможно смогли бы
остаться во дворце Каса Росада. Если же избиратели их
выгонят, тогда хотелось бы надеяться, что их чемоданы
будут набиты только одеждой.
Связаться с м-ром D.M. Cohen (Д. Коэном) можно по адресу:
cohen@worldoil.com.
Перевел С. Сорокин
№1 • январь 2008
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗВЕДКА
БУКСИРУЕМЫЕ
СЕЙСМОРАЗВЕДОЧНЫЕ КОСЫ
R. Tenghamn, PGS
Размещение датчиков для одновременного измерения звукового давления и скорости в одних
и тех же точках вдоль буксируемой сейсморазведочной косы позволит получить дополнительную
информацию, способы получения которой уже давно исследуются
дБ
разведки, которые подтверждают
нах, на которые оказывает влияУже много десятилетий тому
ожидаемые преимущества. Также
ние плохое разрешение, плохое
назад было математически доказаматематически доказано, почему
проникновение и (или) данные
но, что, если можно одновремендолжен использоваться этот мес помехами.
но измерить звуковое давление и
тод и, что подразумевается под
Такая сейсморазведочная коса
скорость частиц в волне сжатия,
частицей воды.
может буксироваться на много
перемещающейся в воде, то можбольшей глубине по сравнению
но получить определенные выгоТИПИЧНЫЕ ВОПРОСЫ
со стандартными сейсморазведы. К ним относится возможность
Вопрос. В чем главная цендочными косами, за счет чего увеперемещения буксируемых сейность новой технологии?
личивается погодное окно и в то
сморазведочных кос на большей
Ответ. Эта технология сущестже время уменьшается уровень
глубине, в более спокойной среде,
венно ограничивает выбор между
помех, обычно на 3−7 дБ (как это
что позволяет получить большее
глубиной проникновения (низкие
следует из измерений в течение
«погодное окно», а также исключастоты) и высоким разрешенитрех последних лет). Нефтяные
чить направленную вниз компоем (высокие частоты), поскольку
компании также могут получить
ненту волнового поля, которая
могут быть обеспечены оба этих
полезную информацию за счет
отражается от поверхности моря,
аспекта. Это особенно важно в
того, что используют для образа счет чего восстанавливаются
областях, где сложные структуры
ботки волновое поле, включая
важные высоко- и низкочастотна малых глубинах препятствуют
все его направленные вверх
ные амплитуды, которых обычно
проникновению к объектам, наи вниз компоненты. Ослабление
нет в стандартных сейсмических
ходящимся на больших глубинах.
множества компонент может
данных. До настоящего времени
Возможность использования низбыть более эффективным при
не было реальных конструкций
ких частот для глубокого проникиспользовании новой сейсмосейсморазведочных кабелей с
новения и в тоже время возможразведочной косы. Будут постодатчиками,
предназначенными
ность получения хорошего разреянно разрабатываться новые алдля одновременного измерения
шение частей на малых глубинах
горитмы, чтобы полнее испольдвух параметров в одной и той же
может быть особенно ценной при
зовать достоинства этой новой
точке по длине кабеля, а также
разведке участков, где полезные
технологии.
понимания того, каким образом
ископаемые находятся под балучше всего их использовать. В
зальтами или солевыми пластаВопрос. Чем эта новая сейсмоиюне на ежегодной конференции
ми. Новая технология, названная
разведочная коса отличается от
EAGE в Лондоне, компания PGS
сейсморазведочной косой нового
стандартных?
сообщила о своих достижениях в
поколения, может обеспечить ноОтвет. Есть несколько ключеэтом направлении.
вые возможности при разведке и
вых элементов, которые относятКак можно ожидать, имеет
освоении месторождений в райося к отличительным признакам
место большой интерес к новым
технологиям, а также можновой сейсморазведочной
но предположить, что сообкосы, но более важно то,
Погодные
щество исследователей отчто за счет размещения
помехи
7м
носятся к ним с некоторым
датчиков давления и ско15 и 20 м
скептицизмом и сомненирости в одной точке можно
ями. В этой статье сделана
разделить регистрируемое
попытка ответить на нековолновое поле на сигналы,
торые типичные вопросы,
идущие вверх и вниз. Когда
которые задавались специэти два сигнала правильно
Гц
алистами по разведке присуммируются, аннулируютродных ресурсов на конфеРис. 1. Помехи, связанные с изменением погодных ус- ся ложные шумовые сигнаренции EAGE. Также приловий, уменьшаются на всех частотах порт увеличении лы в приемнике, увеличиглубины буксировки сейсморазведочного кабеля
водятся примеры данных
вается отношение «сигнал№1 январь 2008
13
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗВЕДКА
14
две зависимости, полученные по
измерениям максимальных амплитуд при соударении волновых
полей с косой. Эти волновые поля
продолжают распространяться и
отражаться от поверхности моря,
рокой полосой частот, обычно от
5 до 150 Гц. Наличие двух датчиков позволяет измерять направленное вверх волновое поле как
поле давления и как поле скоростей частиц. На рис. 2 показаны
Рис. 2А
Датчик вертикальной
скорости
Амплитуда
Гидрофон
Время
Датчик вертикальной
скорости
Амплитуда
Гидрофон
Время
Время
Гидрофон
Время
Датчик вертикальной
скорости
Амплитуда
шум», регистрируется больше
высоких и низких частот и получается в итоге более четкое изображение.
Одной из главных проблем при
морской сейсморазведке является
правильное отсечение побочных
сигналов. Необходимость отсечения амплитудного спектра связана с отражениями от поверхности
моря.
Буксировка сейсморазведочной косы на меньшей глубине
позволяет бороться с этим, поскольку линия отсечения сдвигается в сторону более высоких частот, но при этом появляются более
высокие уровни помех, связанных с погодными условиями. При
буксировке сейсморазведочной
косы на больших глубинах можно
отойти от уровней помех, связанных с погодными условиями, переместить линию отсечения ниже
в диапазон частот, который мы хотим измерить. Поэтому глубины,
на которых может буксироваться
кабель, обычно ограничиваются
приблизительно 6−9 м. Нефтяные
компании должны выбирать глубину буксировки, чтобы получить
данные максимального качества
на предполагаемой глубине исследуемого пласта, и при этом они
могут пожертвовать качеством
получаемых изображений исследуемых объектов, находящихся на
меньших или больших глубинах.
При использовании новой сейсморазведочной косы все меняется. С помощью новой технологии
датчики давления и скорости размещаются в одной и той же косе.
При буксировке косы на большей
глубине уменьшаются связанные
с погодными условиями помехи,
которые обычно видны. На рис. 1
показаны типичные спектры помех из-за влияния погодных условий при буксировке косы на глубине 7 м и значительно меньшие
уровни помех при буксировке
косы на глубине 12 и 20 м.
Новая сейсморазведочная коса
обычно буксируется на глубине 15 м и, поскольку это обычно
влияет на высокие частоты, регистрируемые датчиками давления и скорости, которые в итоге
отсекаются, как дополнительные,
и после суммирования получаем
сигнал со значительно более ши-
Время
Рис. 2B
Время
Направленная вверх
Направленная вверх
волна давления
Направленная вниз
Направленная вниз
волна давления
Рис. 2. На рис. 2А показаны два направленных вверх волновых поля, зарегистрированных с помощью кабеля (вверху справа), одно в области изменения давлений и
другое в области изменения скорости. Они отражаются от поверхности воды и регистрируются снова, но при этом инвертируется только волна давления (средняя часть
рисунка). Два сигнала суммируются в каждой области (нижняя часть рисунка).
На рис. 2В направленные вверх и вниз сигналы в этих областях суммируются и в
результате при прибавлении имеем направленное вверх волновое поле с деструктивным влиянием побочных ложных сигналов (вверху справа) или при вычитании,
имеем направленное вниз волновое поле с конструктивным влиянием ложных сигналов (внизу справа)
№1 январь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗВЕДКА
реместили его назад до глубины
8 м. Затем с помощью рекомбинации мы восстановили данные
кабеля, буксируемого на глубине
8 м. На рис. 3 показаны два сечения, которые очевидно очень
сравнимыми друг с другом, тем
не менее, спектры амплитуд дают
еще одно подтверждение точности воспроизведения нами характеристик волнового поля.
Вопрос. Какой объем данных
вы уже получили с помощью новой сейсморазведочной косы?
Ответ. Очень важно проводить прямое сравнение «точки
с точкой», чтобы показать преимущества новой технологии по
сравнению со стандартными. Мы
доставили новую сейсморазведочную косу на изыскательское
судно Ramform Explorer , когда оно
в июле пришло в порт г. Берген, и
затем выполнили сейсморазведку
с использованием стандартной и
новой технологией, чтобы обеспечить правильное сравнение полученных массивов данных. Новую
косу буксировали на глубине
15 м, а стандартную на обычной
глубине 8 м. Затем была выполнена регистрация и сбор данных
при прохождении судном рассто-
яния около 160 км при различном
волнении моря. Первые результаты обработки полученных ранее
данных показывают, что окончательные результаты позволят получить значительную пользу.
Например, на рис. 4 показано сравнение волнового поля при
его разделении на поле давлений
и поле скоростей частиц, и соответствующие спектры амплитуд
до частот 125 Гц. Можно легко
видеть различия в характере изменения амплитуд, также видны
и заметные различия в характере сейсмических данных. Даже
более очевидно то, что после разделения волнового поля за счет
их объединения можно получить
волновое поле, направленное
вверх. Это позволяет получить более четкое изображение в более
широкой непрерывной полосе
частот и с более высоким разрешением.
Вопрос. Какие были главные
трудности при разработке новой
технологии как они были преодолены?
Ответ. Очевидно, что размещение датчика скорости в сейсморазведочной косе создавало много
проблем, в противном случае это
Волновое поле, полученное с помощью
стандартного на глубине 8 м
Сравнение спектров
Воссозданное волновое поле, полученное с
помощью новой сейсморазведочной косы
Амплитуда, дБ
которое действует как инвертор и
создает поле отрицательных давлений, перемещающееся обратно
вниз. Это поле регистрируется
датчиком давления в виде барической ложбины. Однако поверхность моря также инвертирует
поле скоростей частиц и, поскольку датчик скорости является
направленным, поэтому он регистрирует инвертированное волновое поле в виде пика. Поэтому при
объединении этих двух инвертированных волновых полей вместе со значениями давлений мы
имеем пик после ложбины. Когда
мы объединяем их со значениями
скоростей, то имеем два пика.
Если мы складываем оба массива данных вместе, то вмешательство первоначальных пиков
будет конструктивным, а хвостовых ложных сигналов деструктивным. И наоборот, если мы вычитаем эти два массива данных, то будут исключаться начальные пики
и вмешательство хвостовых ложных сигналов станет конструктивным. В результате изображение
направленного вверх волнового
поля получается путем складывания, а направленного вниз путем
вычитания.
Вопрос. Не может ли новая
сейсморазведочная коса повлиять
на 4D-сейсморазведку?
Ответ. Стандартные данные
сейсморазведки могут быть воссозданы на основе данных, полученных с помощью новой технологии. Возможность разделения
волнового поля на направленные
вверх и вниз волновые поля позволяет буксировать новую сейсморазведочную косу на любой
произвольной глубине и также
согласовать полученные данные
с любыми данными предыдущей
сейсморазведки. Для иллюстрации этого сравнили стандартные
данные, полученные с помощью
сейсморазведочной косы, буксируемого на глубине 8 м, с данными, полученными с помощью
новой косы, буксируемой на глубине 15 м.
Для рекомбинации мы разделили волновое поле, взяли направленное вверх волновое поле
и переместили его вверх до глубины 8 м, а затем взяли направленное вниз волновое поле и пе-
Частота, Гц
Рис. 3. Два сравниваемых сечения со амплитудными спектрами подтверждают точное воспроизведение характеристик волнового поля, полученного при 4D-cейсморазведке с использованием стандартной сейсморазведочной косы
№1 январь 2008
15
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗВЕДКА
Давление
Скорость частицы
Направленное вверх поле
Рис. 4. Сравнение полей давления и скоростей частиц и соответствующих спектров
амплитуд до частот 125 Гц. Можно легко видеть различия в характере изменения
амплитуд (впадины и выступы) и в характере сейсмических данных. В самом правом
окне показаны комбинированные волновые поля (сложенные)
бы было сделано несколько лет
тому назад. Мы работали над созданием системы датчиков, обеспечивающей оптимальное исключение помех, и исследовали различные конструкции датчиков и
требуемые характеристики перед
проведением испытаний в реальной среде. Первое испытание в
реальной среде было проведено в
2003 г. Эти испытания показали,
что мы очень близко подошли к
созданию такой технологии, которая будет работать в реальном
масштабе. После этого нам потребовалось еще пять лет для создания рабочего варианта сейсморазведочного кабеля. Вот почему,
когда мы разрабатывали эту технологию, мы не хотели обсуждать
все подробности его конструкции.
Это относится к специально разработанному датчику и к размещению этих датчиков вдоль этого
кабеля.
Вопрос. Разработка новой сейсморазведочной косы обычно это
очень рискованное мероприятие,
требующее многих лет работы
для решения всех имеющихся
проблем. Когда новые косы будут
выпускаться промышленностью?
Ответ. Новая технология создана на той же самой основе,
что и наши уже давно используемые RDH-S сейсморазведочные
косы с жесткой оболочкой, которые были внедрены в 2004 г.,
в которых находящаяся в их
внутренних полостях жидкость
была заменена обеспечивающим
плавучесть наполнителем. Этот
16
наполнитель представляет собой
благоприятный для окружающей среды твердый гель, позволяющий значительно уменьшить
шум, создаваемый косами. В новой сейсморазведочной технологии все идентично, за исключением того, что добавлены датчики
скорости и используется новая
электроника для сбора данных
с целью уменьшения потребления энергии. Поскольку используется вдвое больше каналов,
существует риск, что это может
ограничить максимальную длину
такой косы.
Новая электроника базируется на телеметрических каналах
сети Ethernet и позволяет использовать сейсморазведочные косы
длиной 12 км. В ходе последних
сейсморазведок использовались
стандартная и новая сейсморазведочная коса, обе длиной 8 км.
Хотя в новой косе используется
вдвое больше каналов, тем не менее, потребление энергии было
вдвое меньше, по сравнению со
стандартной системой.
Поскольку основой этой новой
сейсморазведочной косы является
наша существующая платформа,
поэтому не предполагалось, что
могут быть какие-то проблемы,
которые помешают использовать
его на наших разведочных судах.
В настоящее время мы используем 8-километровую сейсморазведочную косу, которую мы рассматриваем как рабочий вариант,
уже подготовленный для серийного промышленного производ-
ства. Новая технология интенсивно испытывалась с начала этого
года. Существующая сейсморазведочная коса это третий вариант
технологии, а первый был создан
в 2004 г.
Вопрос. Улучшилось ли разрешение при использовании новой
технологии?
Ответ. Имеющийся опыт позволяет говорить, что для данной
полосы частот, равной по меньшей мере двум октавам, разрешение пропорционально максимальной частоте, которая может
регистрироваться и использоваться. Это означает, что, если
может быть получено хорошее
отношение «сигнал-шум» на высоких частотах после устранения
побочных сигналов, которое, как
мы предполагаем, может быть
при использовании нового кабеля, то мы должны получить большее разрешение по вертикали.
Вопрос. Какая дополнительная обработка требуется при использовании новой технологии?
Ответ. Мы инвестировали значительные технические ресурсы
для решения этой проблемы и
планируем полностью исследовать геофизические преимущества, получаемые при использовании новой косы. Преимущества
нового метода заключаются в том,
что он позволяет разделить волновое поле на отдельные его компоненты, направленные вверх и
вниз. В направленной вверх части
волнового поля нет принимаемых
побочных сигналов, поэтому записи содержат значительно больший спектр низких и высоких
частот по сравнению с информацией, получаемой при помощи
стандартной косы, в которой используются только гидрофоны.
Важно отметить то, что различия
в чувствительности гидрофонов
и датчиков скорости полностью
компенсируются за счет предварительной обработки.
После соответствующей предварительной обработки для сохранения достоверности информации, регистрируемой датчиком, и ослабления помех используется разделения волнового поля
для получения данных без помех.
После этого возможно внедрение
более сложных методов удаления
№1 январь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗВЕДКА
многократно отраженных волн.
Во всем остальном направленное вверх волновое поле может
рассматриваться как «обычная»
информация, к которой могут
быть применены все последовательные методы обработки без
каких-то изменений. Конечно,
следует предупредить, что частотный спектр данных и отношение
«сигнал-шум» получаются значительно лучше, чем другие данные,
и последовательность обработки
должна быть соответствующим
образом адаптирована для сохранения и исследования этих преимуществ.
Вопрос. Нельзя ли использовать преимущества этого метода
для ослабления многократно отраженных волн? Вы упоминали метод SRME.
Ответ. Определенная польза
может быть получена за счет ослабления многократно отраженных волн и уже разработан новый
Метод исключения многократно отраженных от поверхности
волн (Surface − Related Multiple
Elimination − SRME), позволяющий воспользоваться преимуществом сбора данных датчиками, одновременно измеряющими
два параметра в одной точке. Во
многих методах расчетов используются направленное верх поле
давления и направленное вниз
поле скоростей. Тот факт, что для
использования этого метода SRME
требуются два массива данных из
двух различных регистрирующих
устройств, является его главным
отличием с точки зрения применения его в сейсморазведке, от процедур, базирующихся на теории
обратной связи, или на теории обратного рассеяния. Последние методы рассчитывают многократные
отражения волн исключительно
на основе поля давления.
Ключевым преимуществом использования направленного вниз
поля скоростей является то, что
любые изменения уровня поверхности моря и коэффициента отражения включены в неявном виде.
Помимо этого использование поля
скоростей приводит к необходимости учета зависящего от угла
масштабирования, которое не может быть легко компенсировано,
как в других методах с использо-
Без SRME
Стандартный SRME
SRME для новой
сейсморазведочной косы
Первое отражение волн
от морского дна
Рис. 5. Примеры полученных данных (первое отражение от морского дна), показывающие ослабление отраженных волн по сравнению со стандартным методом SRME
ванием адаптивного вычитания.
Примеры полученных данных
показывают отличное ослабление
многократно отраженных волн по
сравнению со стандартным методом SRME (рис. 5).
Вопрос. Можно ли считать,
что новые датчики скоростей регистрируют скорость частицы в
воде, а не регистрируют ли они
результат преобразования давления в скорость в самой косе?
Ответ. Нет. В самой косе не
происходит преобразования давления в скорость. Подробно математические выражения, описывающие скорость частицы в воде,
приведены в главе «Измерение
скорости частицы в воде».
ИЗМЕРЕНИЕ СКОРОСТИ
ЧАСТИЦЫ В ВОДЕ
Физика скорости движения
частицы в воде не совсем понятна.
Можно говорить о перемещениях
частиц и скоростях, если рассматривать звуковые волны в жидкостях так, как это обычно делается
для упругих (акустических) волн
в твердых телах. Плоские волны
это так называемые продольные
волны (молекулы, перемещаемые
волной, двигаются вперед и назад
в направлении распространения
волны). Характерным свойством
такой волны является то, что звуковое давление, перемещения
частиц, изменения плотности и
т.д. имеют общие фазы и амплитуды во всех точках на любой
данной плоскости, которая перпендикулярна направлению распространения волны. Поведение
упругой жидкости описывается
следующим образом.
№1 январь 2008
Конденсация, s , в любой точке
определяется как:
или
,
где ρ это мгновенная плотность в
любой точке, а ρ0 это постоянная
равновесная плотность среды.
Избыточное или звуковое давление в любой точке, p , определяется как:
,
где Р это мгновенное значение
давления в любой точке, а Р0 это
постоянное равновесное давление
среды. Следует понимать, что частица среды это достаточно большой элемент объема, в котором
находятся миллионы молекул, и
поэтому можно считать, что он является сплошной жидкостью.
Сохранение массы графически
изображено на рис. 6, где:
х = равновесная координата
частицы среды,
ξ = перемещение частицы от
равновесного положения вдоль
оси х,
u = скорость частицы, u = ∂ξ/∂t.
Начальный объем равен Sdx , а
масса первоначально равна ρ0Sdx.
При прохождении звуковой волны плоскость х сдвигается вправо
на расстояние ξ и увеличивается
в объеме на х + dx , в результате
чего расстояние ξ увеличивается и
становится равным ξ + (∂ξ/∂х)dx,
поэтому элемент объема изменяется на Sdx (1 + ∂ξ/∂х).
В соответствии с законом о сохранении массы:
(1)
17
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗВЕДКА
dx
∂
+ ––– dx
∂x
S
Скорость волны, с , связана
с этим выражением следующим
образом:
( (
Решение только для ξ будет
достаточным для получения
скорости частицы u и конденсации s.
,
, и т. д.
поэтому мы имеем:
x
x + dx
dx (1 + ∂ /∂ x)
Рис. 6. Масса воды в элементе объема
с размерами S на dx должна сохраняться при прохождении через него звуковой волны
Это уравнение приведено
в особой форме, характеризующей важный гидродинамический принцип, и известно под
названием уравнения неразрывности. До объемного сжатия на
концах этого элемента от сжатой
части жидкости отводится небольшое количество тепла и при
этом термодинамический процесс по существу является адиабатическим:
( (
При подстановке ур. (1), получаем важное уравнение, связывающее звуковое давление и конденсацию:
.
Поскольку внешняя сила действует на оба края элемента, поэтому мы получаем следующее выражение для уравнения плоской
волны:
[ (
.
Это есть скорость частицы
в воде, которую будут регистрировать новые датчики скорости,
и в самом кабеле не будет осуществляться преобразование давления в скорость.
Перевел В. Клепинин
(2)
([
Определим эту результирующую
силу в виде произведения массы
элемента на ее ускорение:
,
где (dР/d ρ)0, это наклон кривой,
измеренный в точке координат,
Р0 /ρ0, зависимости давления от
плотности в адиабатическом процессе.
Для небольших изменений
(звуковая волна) мы можем заменить dР на звуковое давление р
и изменение приращения плотности d ρ на ρ0s , в результате получаем:
( (
,
(3)
Ур. (3) можно объединить
с ур. (2) для исключения р или ξ,
соответственно, и получения частных форм уравнения плоской
звуковой волны:
,
или
.
Примечание. Расчеты
ты из работы I. Kinsler, A.
A. Coppens and J. Sanders,
Fundamental of Acoustics;
Wiley & Sons, Inc.
Rune Tenghamn
(Р. Тенхэм), вицепрезидент по инновациям и развитию
бизнеса
компании
Petroleum Geo-Services
(PGS). Он получил степень магистра по технической физике в
Технологическом университете им.
Чалмерса в 1994 г. и с тех пор работал на различных руководящих
должностях. Совсем недавно до мая
2007 г. он был вице-президентом
компании Marine Technology, где
руководил разработкой нового сейсморазведочного кабеля и других
технологий для морских исследований, разрабатываемых в компании
PGS.
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
18
взяFrey,
1982,
John
№1 январь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗВЕДКА
ГРАФИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ПЛАСТОВ
Ch. Cao Minh, Schlumberger, J.-B. Clavaud, P. Sundararaman, Chevron, S. Froment, E. Caroli, O. Billon, Total, G. Davis,
R. Fairbairn, СRNI
Графический метод построения сводного графика параметров пластов позволяет лучше описать
их петрофизику, чем с помощью системы уравнений, и позволяет сразу же визуализировать полученные решения
Модели пластов со слоями
песчаников и сланцев при наличии анизотропных сланцевых
глин интенсивно исследуются
и обсуждаются. Методы интерпретации описываются с помощью сложных математических
зависимостей, однако неясно,
как определять ключевые параметры, например, анизотропию
сланцевых глин, как выбирать
решение, или, что более важно,
как анализировать обстоятельства, в которых решение будет
устойчивым или чувствительным
к ошибкам.
Графический метод построения сводного графика параметров
пластов позволяет лучше понять
их петрофизику, чем путем решения системы уравнений, и в то
же время позволяет мгновенно,
интерактивно, визуализировать
полученные решения, что самым
эффективным образом помогает
петрофизикам.
Цели графического анализа таковы:
определение
параметров
анизотропии
сланцевых
глин и определение необходимости этого для выделения нескольких зон в пластах;
определение границ области,
в которой применимо аналитическое решение;
иллюстрация влияния выбросов данных на результаты;
быстрое определение критериев чувствительности решений к ошибкам.
Последовательно определяются продуктивные и непродуктивные зоны, что позволяет
глобально оценить возможные
запасы углеводородов в маломощных пластах слоистого
залегания непосредственно из
графика.
ВВЕДЕНИЕ
Кlein et al. стал первым, кто
проанализировал структуру пластов-коллекторов с электрической
анизотропией (т.е. с тонкими
слоями песчаников и сланцев)
в 1997 г. [1]. Их модель была адаптирована Shray et al. и Fannini et
al. в 2001 г. с добавлением других каротажных диаграмм [2].
Однако основным недостатком
их моделей было то, что принимались изотропные глинистые
сланцы, которые редко бывают
в пластах-коллекторах при обычном уплотнении.
Влияние анизотропных сланцевых глин было рассмотрено Clavaud et al. В 2005 г. [3].
Анизотропные сланцы описывались с помощью двух независимых параметров Rshh и Rshv,
представляющих горизонтальное
и вертикальное удельное сопротивление соответственно.
Однако введение более одной
неизвестной Rshv в уже недостаточно сбалансированную систему Rv и Rн уравнений приводит
к дальнейшему усложнению алгебраических решений. При ошибочных значениях параметров
анизотропных сланцев можно
получить оптимистические, либо
пессимистические результаты с
недостаточными средствами для
проверки.
В настоящей работе рассматриваются, главным образом, графические решения Rv и Rн уравнений, разработанные и предназначенные для анизотропных
сланцев. Подобно тому, как вы
выбираете данные точки в разрезе сланцевого пласта, полученные при нейтронно-плотностным
каротаже, и по ним визуально
оцениваете объем сланца, точно
также можно показать, что путем
выбора точки в анизотропном
№1 январь 2008
сланце можно визуально оценить объем сланца, удельное сопротивление пласта песчаника,
и соответствующее насыщение
его водой. Графический метод
дает возможность петрофизикам выбрать параметры, выполнить проверку качества (Quality
Check − QC) и быстро оценить
потенциальные запасы углеводородов в коллекторах с маломощными пластами слоистого
залегания, только один раз посмотрев на данные в сводном графике данных пластов.
ГРАФИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Уравнение модели изотропного песчаника – анизотропного
сланца (рис. 1) описывается как:
Rv= Fsand Rsand + Fsh Rshv
1/Rh= Fsand/Rsand + Fsh/Rshh
1= Fsand + Fsh ,
где Rv и Rh это вертикальное и горизонтальное удельное сопротивление соответственно; Rsand и Fsand
это удельное сопротивление слоя
песчаника и объемная фракция
соответственно; Rshv, Rshh и Fsh
это вертикальное и горизонтальное удельное сопротивление слоя
сланца и объемная фракция, соответственно.
На рис. 2 показана модель, полученная прямо на основе ур. (1)
для частных значений параметров Rshv и Rshh. В верхней части
показан оригинальный график из
работы Klein at al. В нижней части показан обобщенный график,
учитывающий анизотропию сланца, и он служит основой для графического анализа. Анализ этих
графиков позволил сделать следующие выводы:
Чувствительность песчаника.
При Fsh= 0 % и Rv = Rh данные
соответствуют линии 45°. Данные
19
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗВЕДКА
Ом.м
Сланец
Ом.м
Ом м
Ом.м
Песчаник
Ом м
Рис. 1. Модель изотропного песчаника – анизотропного сланца
изотропных углеводородсодержащих и водоносных песчаников будут соответствовать этой линии.
Важно отметить, что данные песчаников с диспергированными
в них сланцевыми глинами и со
структурными сланцевыми глинами будут также соответствовать
линии 45°, хотя они не являются
чистыми (т.е. «изотропность» не
эквивалентна чистоте).
Линия воды. Примем, что
удельное сопротивление водоносной зоны равно 0,5 Ом.м и оно
показано с помощью точки голубовато-зеленого цвета. Перейдем
от точки, соответствующей чистой воде, к точке сланца с увеличенным содержанием сланцевой
глины, проследовав по кривой
красного цвета, соответствующей
Rsand= 0,5 Ом.м (а не по прямой
линии, соединяющей точку воды
с точкой сланца). Таким образом,
определяется кривая для водоносной породы. Для любой точки,
которая лежит выше этой кривой,
Sw< 1.
Область данных. Таким образом область данных на сводном
графике ограничивается на востоке линией 45°, на севере максимальным измеренным удельным сопротивлением песчаника, на западе местоположением
анизотропного сланца и кривой
Fsh= 100 % и на юге рассмотренной выше кривой для водоносной
породы.
Границы области. Жирная
линия, начинающаяся из точки
сланца, это кривая Rsand, определяемая с помощью уравнения
Rh Rv = RshvRshh (это уравнение
20
гиперболы в линейных осях или
линии в логарифмических осях).
В логарифмических осях эта уникальная линия Rsand направлена по
нормали к семейству Fsh кривых
и пересекает под прямым углом
45° линию в координатах
Rv = Rh =
RshvRshh.
Их значения определяются
следующим образом.
a. Для Rsand >
RshvRshh (точка
на графике выше линии) решение уравнений (4) и (5) из работы Клаво имеет положительный
корень для Rsand и отрицательный
для Rshale.
b. Для Rsand <
RshvRshh (точка на графике ниже линии) решение ур. (4) и (5) из работы
Клаво имеет отрицательный корень для Rsand и положительный
для Rshale.
с. Для Rsand <
RshvRshh (точка
на графике, которая находится на
линии) положительный и отрицательный корни Rsand равны, также
равны положительный и отрицательный положительный корни
Rshale. Другими словами квадратные уравнения в Rsand и Rshale являются полными квадратами.
d. Линия делит график, имеющий вид «бабочки», на две различных области: 1) верхнее крыло
характеризует явно выраженные,
хорошие углеводородсодержащие
песчаники с высокими анизотропными свойствами и с малым Sw; 2)
нижнее крыло характеризует не
явно выраженные, маргинальные
углеводородсодержащие песчаники с мягкими анизотропными
свойствами и с высоким Sw, а также водоносные песчаники.
Рассмотренная выше информация используется для решения
ур. (1) с Fsh в качестве исходной
величины (при котором получается самое сложное выражение).
Решение ур. (1) при использовании в качестве исходных величин Rshv и Rshh получается более
простым и не требует выбора
между положительными и отрицательными корнями (справедливы только положительные корни).
Таким образом, определяются
возможные границы Rv и Rh данных. Простой взгляд на то, где
эти данные находятся на графике, позволяет оценить, имеют ли
тонкие углеводородсодержащие
пласты промышленное значение
или нет (рис. 3) .
Чувствительность
сланцев.
Можно видеть, что когда Fsh приблизительно равно 90 %, то изолинии Fsh становятся почти вертикальными/горизонтальными
вокруг точки сланца. При использовании методов анизотропии
удельного сопротивления для точного определения больших объемов сланцев им не хватает чувствительности.
Изменение Rshv эквивалентно
искажению Fsh, смещению сетки
Rsand около линии 45° за счет перемещения точки сланца вверх
или вниз. Можно видеть, что для
данных в области, имеющей значение для промышленного освоения, результаты Fsh мало изменяются, в то время как результаты
Rsand будут изменяться анизотропных зонах. Для данных в области, не имеющей значения для
промышленного освоения, получаются прямо противоположные
выводы.
Быстрое
определение
Sw.
Можно представить семейство
кривых Rsand в масштабе Sw , если
предположить, что пористость в
тонких пластах песчаника такая
же, как пористость в изотропных мощных пластах песчаника.
Выбор с помощью “мыши” точки
изотропной воды в графике разреза пластов позволяет определить удельное сопротивление породы в водоносном пласте Rо.
Затем рассчитывается Sw в виде Sw =
RоRsand, при этом при-
№1 январь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗВЕДКА
1
2
3
4
Cланец
Продуктивный пласт
промышленного
значения
Cланец
Непродуктивный пласт
Вода
Вода
Без анизотропии
сланца
Рис. 3. Границы области данных Rv и Rh
с определенными продуктивными зонами, имеющими и не имеющими промышленное значение, выделены толстыми черными линиями
Рис. 5. Данные Rv и Rh показаны вместе
с другими каротажными данными необсаженной скважины для примера 1.
Анизотропия сланца и анизотропия маломощных пластов подобны, как следует из записей на дорожке 4:
1 — гамма-каротаж; 2 — нейтронноплотностной каротаж; 3 — Rh, Rv 4 —
анизотропия
Cланец
Вода
С анизотропией
сланца
Рис. 2. Графические представления
уравнения (1) для изотропного сланца
(верхний рис.) и анизотропного сланца
(нижний рис.). Влияние анизотропии
сланца сдвигает точку сланца на северо-запад
нимаются одинаковые значения
параметров Rw и Archie (выпучивание) во всех пластах песчаника.
Таким образом с помощью графика можно определить значения
Sw, которые показаны рядом со
значениями Rsand (рис. 4).
Интерактивное
построение сводного графика Rv и Rh.
Графический анализ включает
следующие этапы.
1. Строим сводный график изменения Rv и Rh.
2. Выбираем при помощи
«мыши» точку в сланцевом
пласте.
Затем используем программу
моделирования с быстрым переходом вперед для изображения
накладываемого графика в виде
«бабочки».
3. Выбираем мышью Rv для
быстрой оценки Sw.
Сланец
Рис. 4. Быстрая оценка S w c помощью
графика
4. Отмечаем на графике области, имеющие и не имеющие
значения для промышленной разработки. Принимаем решение. В
интерактивном режиме выполняем проверку чувствительности
при изменении точки в сланцевом
пласте и на сводном графике визуализируем кластеры данных и
соответствующие им интервалы
глубин.
5. Программа также позволяет найти значения Rsand и Fsh при
вводе удельных сопротивлений
сланцев и значения Rsand и Rsh при
вводе значений фракций сланцев,
если они имеются.
6. Если известны дополнительные данные о пористости и параметры Archie, то программа авто-
№1 январь 2008
Рис. 6. Интерпретация сводного графика Rv и Rh. Данные, соответствующие
сланцам, водоносной зоне и продуктивным зонам промышленного значения. Эти зоны выбираются на сводном
графике в интерактивном режиме.
Соответствующие интервалы глубин показаны на дорожке 3 слева направо на
рис. 7
матически пересчитывает значения Sw.
7. Программа генерирует графики с полученными результатами.
Эти этапы проиллюстрированы в примерах, которых рассматриваются ниже.
21
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗВЕДКА
22
Насыщение
водой
Fshale
Керн
Фут
ПРИМЕР 1: ПОДОБНЫЕ
МАЛОМОЩНЫЕ ПЛАСТЫ
И АНИЗОТРОПИЯ СЛАНЦЕВ
Полученные ранее данные Rv
и Rh приведены на рис. 5 вместе
с другими данными каротажа необсаженной скважины. В этом
примере анизотропия сланцев такая же, как анизотропия в маломощных пластах. Можно видеть,
что изотропные без примесей водоносные песчаники находятся на
глубине около 1080 фут.
Последовательность операций
следующая.
1. Сначала на сводном графике
выбираем точку в пласте сланца
(рис. 6). После определения значений Rshv и Rshh генерируются
кривые Rsand и Fsh в оверлейной
форме.
2. Точка изотропных данных
с самым малым удельным сопротивлением на линии 45° принимается в качестве точки Ro (которая
может быть переопределена пользователем). Затем изменяется
масштаб линий Rsand для получения линий изменения Sw и отображения их так, как показано на
рис. 6. Можно мгновенно выбрать
зоны, имеющие промышленное
значение, с помощью точек данных в верхнем крыле изображенной на графике «бабочки» при Sw,
изменяющемся от 7,7 до 30 единиц масштаба.
3. Затем решается ур. (1) при
задании значений удельного сопротивления сланца для получения изменения параметра Rsand,
запись которого показана на дорожке 1 на рис. 7. Можно видеть,
как хорошо Fsand Fsh совпадает
с нормализованной диаграммой
гамма-каротажа (GR).
4. С использованием каротажных диаграмм для оценки пористости, записи которых показаны
на дорожке 2, были пересчитаны
значения Rsand для целей сравнения и изображены на дорожке
5 на рис. 7.
5. Водоносные зоны, зоны
с глинистыми сланцами), продуктивные зоны с маломощными слоями выбраны в интерактивном
режиме мышью на сводном графике (см. рис. 6) и показаны слева
на дорожке 3 (см. рис. 7).
6. На рис. 8 полученные результаты показаны в виде кино-
Рис. 8. Результаты графического анализа приводятся в виде кинокадров вместе
с генерируемыми QC данными. С помощью горизонтальной скользящей линии на
дорожке Sw можно оценить совокупный объем пластов песчаника (∑Fsand ), объем
углеводородов из Rv и Rh, (∑Vh Rv Rh).Точка на графике Rv и Rh на этой глубине показана в виде четкого квадратика справа на этом автоматически обновляемом сводном графике, что позволяет выполнить графическую проверку качества результата.
Пользователь может передвинуть скользящую линию на любую нужную ему глубину.
Слева показаны фотографии сечения 48-футового (6 8 футов) керна породы, взятой выше маломощных пластов (не являются частью указанных выше кинокадров)
Fshale
1
2
3
Насыщение
водой
4
Рис. 7. Результаты графического анализа. Графический метод позволяет успешно оценивать интервалы маломощных углеводородсодержащих пластов
от интервалов со сланцевыми пластами
с подобной анизотропией:
1 – нейтронно-плотностной каротаж;
2 – Rh, Rv, Rsand, Rsh; 3 – анизотропия;
4 – насыщение водой
кадров вместе с генерируемыми
QC данными.
7. Проверка с использованием
изображений каротажных диаграмм/кернов породы.
Что случится, если не будет учитываться анизотропия сланцев? На
рис. 9 показаны результаты такого
анализа, где Rshh = Rshv =0,4 Ом.м.
Рис. 9. Неучтенная анизотропия сланцев
приводит к ошибочному определению
запасов углеводородов. Правильное насыщение показано на рис. 7
На сводном графике слева можно видеть, что точки слоя сланца
теперь находятся в продуктивной
зоне (верхнее крыло графика «бабочка»). В результате определяется ошибочное насыщение сланцев
углеводородами, как можно видеть
справа на дорожке записи водонасыщенности.
№1 январь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗВЕДКА
ПРИМЕР 2: ТОЧКИ
В НЕСКОЛЬКИХ СЛАНЦЕВЫХ
СЛОЯХ
На рис. 10 показаны данные
сводного графика Rh , Rv и каротажные диаграммы необсаженной скважины. В этом примере
нет водоносной зоны.
Разделим интервал на две зоны
по 750 фут и перестроим сводный
график для выбора точек в двух
сланцевых слоях, как показано на
рис. 11. В обеих зонах все данные
находятся в верхнем крыле графика «бабочка», и это свидетельствует, что в обеих зонах имеются
маломощные пласты промышленного значения. На сводном графике можно видеть, что максимальное Rsand в обеих зонах равно
Сланец
Сланец
Рис. 11. Расшифровка данных сводного
графика Rv,Rh для нижней зоны (a) и
для верхней зоны (b)
1
1
2
3
2
3
приблизительно100 Ом.м, чего не
было бы, если бы использовалась
точка одного сланцевого пласта.
Также очевидно, что в верхней
зоне больше тонких продуктивных пластов с хорошими показателями для добычи, чем в нижней
зоне.
Что случится, если используется только одна точка сланцевого пласта? На рис. 12 показано,
что больший выход углеводородов получается при использовании в расчетах единственного набора параметров верхнего
сланцевого пласта, записанных
на дорожке 4, по сравнению с использованием единственного набора параметров нижнего сланцевого пласта, записанных на дорожке 5. Можно сделать вывод,
что при использовании неправильных параметров сланцевого
пласта можно получить результат, либо слишком оптимистический, либо слишком пессимистический. Отметим, что имеется
незначительные различия между
удельным сопротивлением сланцев в верхней и нижней зонах
(см. табл.).
4
5
4
Рис. 10. Сводный график Rv, Rh, пример 2, показаны точки для нескольких
сланцевых пластов (a) и каротажные
диаграммы необсаженной скважины
(b). Записи на дорожке 4 соответствуют
двум главным зонам анизотропии выше
и ниже 750 фут:
1 – гамма-каротаж; 2 – нейтронно-плотностной каротаж; 3 – Rh, Rv; 4 – анизотропия
Рис. 12. Пример 2, сравнение насыщения водой верхнего (дорожка 4) и нижнего сланцевого пластов (дорожка 5). При использовании точки только одного сланцевого
пласта могут быть получены оптимистические или пессимистические результаты.
Изображения записей удельного сопротивления при высоком разрешении показаны
справа:
1 – гамма-каротаж; 2 – нейтронно-плотностной каротаж; 3 – Rh, Rv; 4 – насыщение водой;
5 – насыщение водой
№1 январь 2008
23
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗВЕДКА
Параметры сланцев,
использованные в примере 2
Зона
Rshh,
Ом м
Rshv,
Ом м
Анизотропия
сланцев
Верхняя
0,522
1,24
2,4
Нижняя
0,578
2,54
4,4
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Графический анализ маломощных пластов песчаника-сланцевых
глин в присутствии анизотропных
сланцев является простым, надежным и интуитивным методом
интерпретации Rh и Rv данных.
Интерактивные возможности
этого метода позволяют петрофизикам визуализировать возможные сценарии, быстро выполнять проверку чувствительности
и с высокой достоверностью проверять качество результатов.
На графиках прямо показываются границы области Rv и Rh
данных с хорошо определенными
продуктивными зонами, имеющими и не имеющими промышленного значения, и эти графики
позволяют выполнять глобальную
оценку углеводородного потенциала маломощных пластов
Перевел В. Клепинин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. J. D. Klein et al., «The petrophysics
of electrically anisotropic reservoirs», The Log Analyst , 38, No.3,
May-June 1997
2. O. Fanini et al., «Enhanced
low-resistivity
pay,
reservoir
exploration
and
delineation
with the latest multicomponent
induction technology integrated
with NMR, nuclear, and borehole
image
measurements»,
SPE
69447 presented at the SPE Latin
American and Caribbean Petroleum
Engineering Conference, Buenos
Aires, Argentina, 2001; E. Shray
et al., «Evaluation of laminated
formations using nuclear magnetic
resonance and resistivity anisotropy
measurements»,
SPE
72370
presented at the SPE Eastern
Regional Meeting, Canton, Ohio,
2001
3. J. B. Clavaud et al., «Field examples
of
enchanced
hydrocarbon
estimation in thinly laminated
formation with a triaxial array
induction tool: A laminated sandshale analysis with anisotropic
shale», presented at the SPWLA
Annual Logging Symposium, New
Orleans, Louisiana, 2005
Padmanabhan
Sundararaman
(П. Сандарараман), получил степень
д-ра наук по органической химии
в университете шт. Флорида. Он работает главным петрофизиком отделения Chevron в Анголе.
Serge Froment (C. Фромен), с августа
2005 г. руководитель геологической
службы отделения компании Тоtal
E&P в Анголе. Он поступил в компанию Тоtal E&P в 1983 г. и работал геологом на месторождениях и геолога
в новых совместных проектах.
Emmanuel Caroli (Э. Кароли), главный петрофизик отделения Тоtal E&P
в Анголе. Он поступил в компанию
Тоtal E&P в 2003 г. и в течение двух
лет занимался разработкой геофизических моделей пластов-коллекторов
при химическом воздействии на них
для связывания кислых газов.
Olivier Billon (О. Биллон), полевой
геолог отделения Тоtal E&P в Анголе.
Ранее работал геологом на месторождениях в Брунее, Камеруне и Конгои
петрофизиком в штаб-квартире компании Total в Париже.
Chanh Cao Minh (Ч. К. Мин), консультант по петрофизике в компании Schlumberger с 29-летним
опытом. Он был техническим руководителем на заводе по производству сахара компании Schlumberger,
шт. Техас.
Graham Davis (Г. Девис), главный петрофизик компании Canadian Natural
Rsources (CNR) International. Раньше
он работал руководителем локальней
петрофизической сети в компании
ВР, а еще раньше работал на различных должностях в компании Shell and
Enterprise Oil.
Jean-Baptiste Clavaud (Ж.-Б. Клаво),
петрофизик-исследователь,
работает в Центре разработки методов
оценки пластов компании Сhevron
Technology. Corp. М-р Клаво получил
степень д-ра наук в Парижском университете.
Richard Fairbairn (Р. Фэйрбейрн),
занимается международными проектами в компании СRNI, главным образом в Северном море и в западной
и южной Африке. Раньше он работал
в компании Shell и в консультирующих компаниях.
НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
Компания IHS Inc. приобрела активы компании
Oil & Gas Consulting Practice, входящую в корпорацию Strategic Decision Group Corporation. Сделка
была оценена в 7,6 млн долл. Новая компания будет управляться Ассоциацией Cambridge Energy
Research Associates (CERA) компании HIS.
Компания Antares Offshore, L.L.C., оказывающая
консультационные услуги в области разработки подводных месторождений и прокладки подводных трубопроводов, открыла филиал PT Antaresindo Mandiri
Utama в Джакарте (Индонезия). Это решение было
принято в связи с увеличением числа проектов, реа-
24
лизующихся в Индонезии. Директором филиала был
назначен Р. Оквианто, имеющий 17-летний опыт работы в отрасли.
Aabar Petroleum Investments Co. заключила соглашение с GulfCap Group Ltd с целью продажи филиала Dalma Energy LLC, выполняющего операции
по бурению, сделка оценена в 446 млн долл. После
завершения сделки компания получит название
GulfCap FZS. Филиал Dalma со штаб-квартирой в
Омане располагает 22 буровыми установками, осуществляющими операции в Индии, Алжире, Омане,
Катаре и Саудовской Аравии.
№1 январь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: РАЗВЕДКА
СБОР
СЕЙСМИЧЕСКИХ ДАННЫХ
P. A. Fisher, редактор
Без сомнения широкоазимутальная и мультиазимутальная сейсмическая разведка может быть
применена для получения изображений пластов-коллекторов и определения их параметров, но
позволят ли такие методы получить то, что обещает теория?
Для повышения скорости разведки месторождений
и достижения оптимального размещения скважин
необходимы лучшие средства формирования сейсмических изображений. Чтобы геологи и геофизики
получили самую лучшую информацию для каждого
геологического типа, необходимы специально изготовленные с учетом требований заказчика средства
для сбора и обработки данных. Один метод не подходит для всех случаев. Скорее геофизики будут продолжать разрабатывать и совершенствовать наборы
технических средств для каждой конкретной задачи,
включая решения для круто падающих пластов, для
пластов с зонами высоких скоростей (например, для
формирования сейсмических изображений коллекторов под солевыми пластами и под базальтами),
для пластов- коллекторов с высокой анизотропией
свойств и т.д. Недавно экспериментально проверены
новые методы сбора данных, особенностью которых
является использование средств измерений с широким или с переменным азимутом (курсовым углом),
вообще говоря, для лучшего понимания геологии
пластов-коллекторов.
Возросший интерес к методам получения широкоазимутальных и мультиазимутальных сейсмических
данных связан с пользой таких данных для разведки
месторождений. Этот интерес нашел отражение в
литературе, опубликованной в течение последних нескольких лет, особенно в сборниках докладов, сделанных на большинстве промежуточных ежегодных SEG
(Общество геофизиков-разведчиков) и EAGE встречах.
В этой статье обсуждаются некоторые главные проблемы, рассмотренные на этих встречах.
ВВЕДЕНИЕ
Мультиазимутальная и широкоазимутальная сейсмическая разведка сейчас это уже не новые методы.
Сейсмическая съемка земной поверхности и дна океанов используется уже многие годы. Теперь есть много
примеров полезности данных мультиазимутальной и
широко-азимутальной сейсмической разведки пластов-коллекторов с сильно выраженной складчатостью
для получения более четких и информативных их изображений в таких условиях.
Однако при использовании этих видов сейсморазведки появились новые проблемы. Например,
поскольку азимуты съемки становятся шире и больше
изменяются, поэтому, вообще говоря, увеличивается
анизотропия. Помимо этого задача подавления мноН Е Ф Т Е ГА З О В Ы Е
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2008
гократных отражений может стать более сложной. А
преодоление логистических трудностей координации
целой армады небольших судов с сейсмическими
источниками, регистрирующих и вспомогательных
судов, особенно в областях, где интенсивно ведутся работы по созданию инфраструктуры и другая деятельность, может быть устрашающей задачей. Несмотря
на эти трудности при правильном применении этих
методов геофизических исследований, как теперь доказано, они позволяют получить лучшие изображения
пластов-коллекторов углеводородов и более точные их
характеристики.
А. Rietveld, et al. [1] на недавней встрече участников EAGE сформулировали это лучше всех: «Из теории и из опыта применения этих методов мы знаем,
что при мультиазимутальной сейсмической разведке
можно получить лучшие отношения «сигнал-шум»,
лучшее ослабление многократных отражений и лучшее освещение исследуемых объектов. Однако из-за
приближенности существующих методов обработки
в окончательной воспроизводимой информации
будут оставаться ошибки, связанные с обработкой
много азимутальных данных, кинематического и динамического характера. Простое занесение дан-ных
в стек для обработки, хотя и удивительно устойчивых к ошибкам в большинстве ситуаций, делается
на основании допущения о согласованности данных
между разными видами съемки, и такой подход,
вероятно, не даст в результате самое оптимальное
изображение».
ШИРОКО-АЗИМУТАЛЬНАЯ
СЕЙСМОРАЗВЕДКА
На своей презентации изображений месторождения Мэд Дог [2], полученных с помощью морского
кабеля с сейсмографами при широкоазимутальной
сейсморазведке, авторы из компании BP задали вопрос «решили ли мы проблему получения изображения
углеводородного коллектора под пластом соли ?» и получили короткий ответ «Да». Однако, слово «решили»
может быть слишком сильным, правильнее было бы
сказать «улучшили»? Поскольку осталось несколько
проблем.
Месторождение Мэд Дог находится в южной
части Грин Кэньон, на глубинах от 4100 до 6000 фут
(1 фут = 0,3048 м), поскольку в районе краевого уступа Сигсби происходит резкое увеличение глубины.
Углеводородный коллектор лежит под свитой солевых
25
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: РАЗВЕДКА
пластов, которая находится близко
сбора и накопления сейсмических
от неровного дна моря, которое
данных, которая может также исвлияет на поле скоростей и может
пользоваться, представляет собой
привести к появлению «cлепых»
находящуюся на дне группу автопятен в изображении структуры колномных сейсмографов и охватывалекто-ра. Этот недостаток освещеющую широкую зону сеть, включания не может быть компенсирован
ющую большое число источ-ников
с помощью данных, полученных с
сейсмических колебаний. Эта
помощью стандартного кабеля с сейсистема была построена позже и в
смографами, буксируемого близко к
интервале от конце 2005 г. до начала
поверхности моря.
2006 г. на месторождении Атлантис
Компания BP попыталась искомпании BP была развернута сеть
пользовать обычные процедуры
из 900 сейсмографов. Результаты
переноса данных, полученных с
сейсморазведки на месторождении
1. Широко-азимутальная (слева)
помощью стандартного буксируе- Рис.
и узко-азимутальная съемка, использо- Атлантис были хорошие [5].
мого кабеля с сейсмографами, на ванные на месторождении Мэд Дог
На месторождении Мэд Дог для
различные глубины для улучшения
обработки сейсмических данных
изображения, включая перенос данных решения использовались большую часть времени стандартные
волнового урав-нения и использование метода подходы, но при этом учитывалось несколько специформирования двух азимутального изображения фических соображений.
[3]. Поскольку все это дало положительный эффект,
• Принимается во внимание статика столба воды.
поэтому группа из ВР предположила, что изображе- Основным различием между WATS и стандартной
ние коллектора может быть улучшено еще больше. С узкоазимутальной сейсморазведкой является то,
этой целью решили вос-пользоваться широкоазиму- что при стандартной сейсморазведке зона охвата
тальной съемкой, а не съемкой по дополнительным соответствует одному контрольному поперечному
азимутам. Это связано с тем, что поскольку солевое галсу для одной складки, а при WATS зона охвата
тело является в значительной степени 3D, поэтому соответствует нескольким контрольным поперечным
выбор правильного азимута для дополнительной галсам для одной складки. Это требует использосъемки будет проблематичным.
вания «метода, более согласованного с характером
Таким образом, в 2004 г., который компания ВР поверхности, а не обычно используемых методов,
назвала «первым в своем роде», стартовал шести- в которых отслеживаются более типичные базисы
месячный период сейсморазведки углеводородного поверхности» [2].
коллектора с использованием буксируемого кабеля с
• По словам авторов, для такого типа данных
сейсмографами (wide azimuth Towed streamer WATS) необходимость использования томографии должна
для получения широкоазимутальных данных, кото- быть полностью переосмыслена. При узко азимурый закончился в апреле 2005 г. Для сбора и накопле- тальной сейсморазведке влияние азимута можно
ния данных потребовались два судна сейсморазвед- игнорировать или упростить с помощью различных
ки с двух сторон относительно судна-буксировщика методов упорядочивания. Для широкоазимуталькабелей с сейсмографами (на котором также мог ных данных информация о смещении поперечного
быть сейсмический источник, или не быть), и при галса используется для построения лучшей модели
этом одно судно с сейсмическим источником долж- скорости. На месторождении Мэд Дог компания
но находиться перед кабелями, а другое сзади них, BP использовала метод, который она назвала меторис. 1. Последовательно по повторяющейся схеме дом сдвигов векторов скорости судна. Сдвиги векпроизводился подрыв зарядов-источников сейс- торов имеют компоненты, соответствующие промических колебаний. На каждой линии подрыв дольному и поперечному галсам. Используя метод
зарядов производился четыре раза, а судно с сейс- Ledart [2], компания ВР рассчитала на базе векторов
моразведоч-ными кабелями каждый раз смещалось остаточные отклонения и сохранила характер шина километр. Судно буксировало 8 кабелей с сейс- рокоазимутальных данных для инверсии скорости
моприемиками длиной по 8100 м, отстоящих друг отложений. Для данных скоростей отложений далее
от друга на 125 м, поэтому размеры всей области, продолжили построение модели солевого пласта,
охватываемой источниками сейсмических колеба- как обычно с использованием итеративного метода
ний, были 8,1 х 4 км. За счет этого обеспечивается сверху вниз.
широкий диапазон азимутов и смещений. Для сей• Перенос WATS данных подобен переносу дансморазведки других коллекторов схема источников ных стандартной сейсморазведки, кроме размера
сейсмических колебаний и кабелей с сейсмографами массива данных. Например, стандартные узкоазилегко модифицируется путем перемещения суден с мутальные данные могут иметь 40 сдвигов, перенос
источниками относительно кабелей в соответствии которых возможен с помощью метода миграции
с требованиями формирования изображений.
Кирхгофа на предварительно выбранные отметПри сейсморазведке используется ВР программа ки глубин, однако WATS данные могут иметь до
конечноразностного моделирования [4] для получе- 320 сдвигов и процедура переноса таких данных
ния изображений оптимального качества при самых будет очень дорогостоящей. Альтернативами методу
минимальных возможных издержках. Друга система Кирхгофа являются методы формирования изобра26
№1 • январь 2008
Н Е Ф Т Е ГА З О В Ы Е
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: РАЗВЕДКА
жений путем решения волнового уравнения, включая такие методы как перенос зарядов-источников
сейсмических колебаний, перенос плоской волны и
перенос линии задержки.
Устранение многократных отражений было
проблематичным на месторождении Мэд Дог из-за
значительно увеличения числа зарядов-источников,
для которых стандартный SRME метод подавления менее подходит. Дифракция многократных отражений
может стать значительной в областях, где остаточная
энергия отраженных многократно сигналов, которая
остается после их обработки, имеет похожую или
более высокую амплитуду, чем у первичных отражений.
Однако ослабление многократных отражений
может быть одним из главных преимуществ широкоазимутальной геометрии, но оно имеет значение
для выбора числа зарядов-источников сейсмических
колебаний. Моделирование, выполненное Ceragioli
et al. [7], показало, что преимущества, полученные от
использования того, что они назвали «истинно» трехмерным стеком, были значительными. «В сложной
геологической структуре кинематика многократных
отражений изменяется вдоль направлений, соответствующих различным азимутам. Многократные
отражения от свободной поверхности, даже при их
дифракции, поэтому ослабляются, в то время как первичные отражения заносятся в стек конструктивно
в процессе переноса предварительно образованного
стека». Для лучшего понимания и количественной
оценки этого авторы построили простую модель из
погруженного отражателя и дифракционной точки
и исследовали многократные отражения от поверхности между отражателем и дифракционной точкой.
«Результаты показывают, что только один стековый
процесс может обеспечить дополнительное ослабление приблизительно на 15 дБ, когда стек плотно
упакованных 3D WATS данных сравним с классическим 2D-стеком».
Далее Ceragioli et al. сделали вывод, что «при рассмотрении возможности использования 3D SRME
метода в процессе обработки, крайне внимательно
следует подойти к выбору поперечных галсов для
внесения их в исследуемую выборку, поскольку для
правильного применения 3D SRME метода может
потребоваться плотная выборка поперечных галсов,
связанная с их направлением. Это требованием может быть главным ограничением при определении
параметров сбора данных для широко азимутальной
морской сейсморазведки».
Xia and Matson [8], сделали вывод, что «WATS
данные с большим разнообразием азимутов и
смещений могут эффективно использоваться для
ослабления многократных отражений. Это обеспечивается путем простого внесения в стек собранных
данных о последующем переносе изображений. Поэтому следует разработать лучшие методы для устранения и подавления многократных отражений».
Они приняли метод расширенной экстраполяции
волнового поля, первоначально разработанный для
OBS данных, и приспособили его WATS геометрии.
Подробно это описывается в их статье. Конечно
Н Е Ф Т Е ГА З О В Ы Е
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2008
месторождение Мэд Дог не находится в режиме
эксплуатации, но тем не менее сказанное справедливо для него.
С учетом всего сказанного, изменения, которые
были внедрены на Мэд Дог, касающиеся статики поверхности, томографии, подавления многократных
отражений или других факторов, были успешными.
Исследовательская группа пришла к выводу, что предварительные изображения, полученные с использованием старой модели скорости, разработанной для проекта формирования изображения с использованием
двух азиму-тальных данных, показывают, что на Мэд
Дог было мы достигли этапного изменения качества
изображения». За счет сбора данных способом, более
подходящим для решения геофизических проблем, мы
значительно улучшили изображение углеводородного
пласта-коллектора» [2].
МУЛЬТИАЗИМУТАЛЬНАЯ
СЕЙСМОРАЗВЕДКА
Подобно широкоазимутальной сейсморазведке
должна быть неопровержимо доказана необходимость проведения мультиазимутальной морской
сейсморазведки, чтобы оправдать дополнительные
издержки. Однако, возможно, другие методы не
позволят улучшить плохие изображения отдельных
зон данного пласта-коллектора. На презентации своей работы, «Ключевые аспекты сбора и обработки
мультиазимутальные данных», авторы Keggin et al.,
[9]говорили о том, что они изучили этот аспект. Выполненное моделирование показало, что схема с геометрически симметричными азимутами может дать
определенную пользу. При сборе данных при идеальной морской мультиазимутальной (multi azimuth
MAZ) сейсморазведке азимуты будут использоваться
ази-муты, выбираемые регулярно из двух до шести
направлений. Авторы отметили два пре-имущества
использования регулярно выбираемых азимутов: возможность измерения и внесения поправок для учета
азимутальной анизотропии и ослабление дифракции
множественных отражений.
Многократные отражения могут представлять
проблему в этих ситуациях, потому что акустическая
энергия обычно плохо отражается от коллектора и
это является причиной более трудного сбора данных в
первом положении. Следовательно, энергия от многократных отражений может легко увеличиваться или
стать больше энергии первичных отражений.
Метод, описанный в работе Keggin et al. [10], предполагает, что данные, характеризующие первичные
отражения, будут иметь тенденцию к конструктивному объединению и будет исключаться дифракция
многократных отражений. Это может быть достигнуто
за счет сбора MAZ-данных с помощью буксируемого
кабеля с сейсмографами, а также с помощью сейсмографов на морском дне.
Cбор MAZ-данных. При сейсморазведке с использованием стандартного буксируемого кабеля с
сейсмографами каждая мульти-азимутальная съемка
выполняется одним судном. Затем судно меняет курс
на обратный и повторяется сбор данных об исследуемом объекте при проходе судна над ним в нескольких
27
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: РАЗВЕДКА
Азимут на ближний
след/дальний кабель = 0,
при сборе данных
при 60°
Азимут на ближний
след/дальний
кабель = 60°
Рис. 2. Диапазон азимутов при широко азимутальной сейсморазведке с использованием буксируемых кабелей с сейсмографами [9]
направлениях. Регулярное изменение азимута источника-приемника сейсмических колебаний, регистрируемое при этом, может использоваться для формирования массивов правильных азимутальных данных.
Авторы из компаний ВР и PGS утверждают, что «когда
эти виды сейсморазведки начинают использоваться,
то становится обычной практикой включение азимута в качестве бинарного критерия. При стандартной
морской широко азимутальной сейсморазведке с использова-нием буксируемых кабелей с сеймографами
получаем диапазон азимутов источников-приемников,
точнее говоря, курсовых углов между ближними следами и дальними кабелями.
Рассмотрим типичную схему с 10 кабелями с
сейсмографами с расстоянием между ними 100 м и
с 250-метровым расстоянием от судна до ближнего
следа, (рис. 2). Для такой схемы, как можно видеть,
большинство данных регистрируется в пределах
15 азимута курса судна. На рис. 2 выделена часть
диапазона регистрации данных с большими азимутами. В этом примере курсовой угол между ближним
следом и дальним кабелем равен около 60°. Он уменьшается приблизительно до 15° на расстоянии около
1700 м на дальнем кабеле. Эти следы используются
в стандартных одно азимутальных съемках, но их
отбрасываем в ходе обработки данных мультиазимутальных съемок, оставляя охватываемые зоны. Но
эти зоны могут быть заполнены такими же следами от
различных регистрируемых азимутов. Это иллюстрирует, как ближние следы левых кабелей при съемке с
60° азимутом в первом случае могут повлиять на азимут первой съемки
«На рис. 3 показана зависящая от смещения область охвата при трех азимутальной съемке. Толстые
линии соответствуют направлению съемки с запада
на восток (слева направо) с азимутами большими
15°, которые не учитывались. Более тонкие линии
синего цвета характеризуют влияние того, что азимут
источника/приемника сейсмических коле-баний
определялся по курсовым азимутам ±15° судна. Три
курсовых азимута, использо-ванные в этой съемке,
были равны нулю, +60° и –60° (в качестве нулевого
азимута принимается направление съемки с запада
на восток). Эта зона охвата в виде «клубка нитей»
28
Рис. 3. Зависящая от смещения область охвата в виде «клубка
нитей» [10]
увеличивает возможности критерия релаксации
уплотнения сетки при условии, что можно просматривать соответствующие данные непосредственно
на борту для контроля качества в процессе их сбора».
Требования релаксации уплотнения сетки рассматривать, как требование обеспечения меньших затрат на
сбор данных по сравнению с расчетными. Кроме того
процедура выбора правильных диапазонов азимутов
приемника/источника сейсмических колебаний,
возможно, не является стандартной с точки зрения
выполнения обработки данных, поскольку нужно
предварительно их правильно упорядочить, чтобы
обеспечить 3D-миграцию без искажений.
Обработка MAZ-данных. Специальные методы
обработки, разработанные для массивов мультиазимутальных данных, включают преобразование данных
мультиазимутальных съемок в двоичную форму, азимутальное и скоростное упорядочивание и создание
стеков. Возникает вопрос, будет ли польза от такой
сортировки и упорядочивания массивов азимутальных
данных приемника/источника сейсмических колебаний и будут ли получены какие-то другие преимущества, кроме возможности измерения азимутальной
анизотропии.
Возможность количественной оценки азимутальной анизотропии представляет большой интерес для
специалистов-геофизиков. Уже несколько лет считалось, что азимутальная анизотропия, вероятно, будет
присутствовать в этих данных [11]. Большинство массивов мультиазимутальных данных обрабатывались с
использованием переноса на предварительно определенный стек глубин, однако не может ли быть более
подходящим для этих массивов данных временной
перенос? Опыт обработки показывает, что действительно перенос с использованием предварительно
выбранных отметок времени может быть успешным
с точки зрения получения хороших мульти-азимутальных изображений и позволит получить значительные
№1 • январь 2008
Н Е Ф Т Е ГА З О В Ы Е
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: РАЗВЕДКА
преимущества по сравнению с данными одной азимутальной съемки.
При суммировании данных возникает другая проблема. Поскольку наличие зон с помехами в обычных
стеках может быть их достоинством, что будет, если
данные для одного конкретного азимута будут лучше
всего характеризовать исследуемый объект в конкретном положении? Вероятно, суммирование данных
для всех азимутов приведет к худшему результату.
Вопрос, сколько нужно выбрать азимутов, является
важным и на него лучше ответить до сбора данных.
Минимально возможное число азимутов, которое
требуется для обнаружения азимутальной анизотропии, равно трем, однако можно ли ожидать какого-то
улучшения при увеличении их числа? Ответы на эти
вопросы можно получить в количественной форме,
воспользовавшись специальными критериями, такими как отношение «сигнал-шум», когерентность,
содержимое многократных отражений и т.д.
Проблемы получения оптимального стека и отношения «сигнал-шум» не являются новыми и возможно
требуют выполнения дальнейших работ, достаточно
основательных, чтобы обеспечить обработку полученной информации. Однако, практика показала, что
более простые методы обработки могут дать хорошие
результаты. Для большой части массивов мультиазимутальных данных, обработанных к настоящему
времени, с использованием временного и глубинного
переноса, были получены определенных выгоды от
применения процесса «выравнивания атмосферных
помех» перед суммированием данных для каждого
азимута. Опыт показывает, что и без использования
такого процесса суммирование может быть удивительно устойчивым к ошибкам, а процесс выравнивания
атмосферных помех может привести к дальнейшему
улучшению результатов при соответствующем контроле. И действительно в настоящее время этот метод
первого порядка является составной частью процесса
обработки мульти азимутальных данных и служит для
окончательного их исправления, а также является
главным этапом процесса получения оптимального
стека данных
Перевел В. Клепинин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. W.E.A. Rietveld, E. Manning, M. A. Benson, J. Keggin, A. Burke
and A. A. Halim, «Multi-azimuth towed streamer 3D seismic in the
Nile delta, Egypt – Processing solutions», Abstract C015, EAGE 69th
Conference & Exhibition, London, UK, June 11 14, 2007
2. S. Michell, E. Shoshitaishvili, D. Chergotis, J. Sharp and J. Ergen,
«Wide azimuth streamer imaging of Mad Dog; Have we sold the
subsalt imaging problem»? 76th Annual International Meeting, SEG,
Expanded Abstracts, 2006
3. S. Michell, F. Bilette, Sharp and J. Turner, «Multi-azimuth
analysis, model building, and im-aging over Mad Dog», 74th Annual
International Meeting, SEG, Expanded Abstracts, pp. 410 413, 2004
4. C. Regone, «Using 3D finite difference modeling to design wide
azimuth surveys for im-proved subsalt imaging», Presented at the
Summer Research Workshop, SEG, 2006
5. G. Beaudoin and S. Michell, «The Атлантис OBS project: OBS nodesdefining the need, se-lecting the technology; and demonstrating the
solution: Offshore Technology Conference, OTC 17977, 2006
6. S. Ladart, K. Lee, E. Shoshitaishvili, J.. Ergen and S. Michell, «Wide
azimuth tomography - is it necessary? «Presented at the Summer
Research Workshop, SEG, 2006
7. E.Ceragioli, A. Melous and P. Hugonnet, «Wide azimuth feasibility
study – Key processing considerations for an optimum design»,
Abstract C011, EAGE 69th Conference & Exhibition, London, UK,
June 11 14, 2007
8. G. Xia and K. Matson, «Multiple elimination on wide azimuth towed
streamer data by ex-tended wavefield extrapolation», Abstract C013,
EAGE 69th Conference & Exhibition, London, UK, June 11 14, 2007
9. J. Keggin, T. Manning, W. Rrietveld, C. Page, E. Fromyr and R. van
Borselen, «Key aspects of multi-azimuth acquisition and processing»,
76th Annual International Meeting, SEG, Ex-panded Abstracts, 2006
10. J. Keggin, M. Widmaier, S. Hegna and E. Kjos, «Attenuation of
multiple diffractions by multi-azimuth streamer acquisition», Abstract
C039, EAGE 69th Conference & Exhibition, Lon-don, 2002
11. L. Thomsen, and K. Helbig, «79-plus years of anisotropy in
exploration and reservoir seis-mics: A historical review of concepts
and methods», Soc. of Expl. Geophys., 70, 9ND- 23ND, 2005
НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
Работы по реализации проекта
строительства новой плавучей системы добычи, хранения и отгрузки
(floating production, storage and
offloading – FPSO), предназначенной
для месторождений нефти и природного газа с ограниченными запасами.
Разработка проекта и строительство
судна осуществлялись компаниями
Helix Energy Solutions Group и AGR
Group. FPSO Shiraz (см. рис.) рассчитано на хранение 200 тыс. брл нефти.
Это судно будет эксплуатироваться
в регионе Юго-Восточной Азии.
Это второе судно, построенное специально для разработки подобных
месторождений. первое судно, Helix
Producer I, оборудованное системой
Н Е Ф Т Е ГА З О В Ы Е
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2008
динамического позиционирования,
в 2008 г. будет переброшено в Мексиканский залив.
Компания Noble Denton Group,
осуществляющая консультационные услуги в области морских
разработок, приобрела Poseidon
Maritime (Великобритания) за
4,77 млн долл. Компания была
основана в 1994 г. в Абердине с
целью оказания консультационных услуг в области осуществления морских операций и обеспечения надежности морских
операций. В компании Noble
Denton Group работает свыше
300 специалистов, которые рабо-
тают в крупнейших промышленных центрах Европы, Северной и
Южной Америке на Ближнем и
Дальнем Востоке.
Компания Schlumbrger объявила о приобретении Geosystem,
итальянской компании, осуществляющей наземные и морские
электромагнитные сейсмические
исследования. в штате компании
работает 55 специалистов. после завершения сделки компания войдет
в состав WesternGeo Electromagnetics, известной как AGO. Офис
в Милане получит название WesternGeo Electromagnetics Center of
Excellenceю
29
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ
ОПТИМИЗАЦИЯ
РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН
A. Okeahialam, Chevron Nigeria Ltd., Лагос, Нигерия, S. Galvin, Schlumberger, Лагос, Нигерия
Визуализация изображений высокого разрешения в режиме реального времени позволяет
оптимально размещать скважины в море у берегов Нигерии
Неожиданности могут происходить даже при разбуривании
давно разрабатываемой залежи, на которую уже проведено
52 скважины (25 из которых являются горизонтальными). Компания
Chevron Nigeria (оператор совместного предприятия компаний Nigeria
National Petroleum Co. и Chevron
Nigeria Ltd.) располагая обширной
базой данных и подробным планом освоения, обратилась к новой
технологии с целью разработки
месторождения Меджи.
Месторождение Меджи, открытое в 1964 г., состоит из целого ряда разделенных многочисленными сбросами залежей,
расположенных вдоль тянущейся
в юго-западном направлении опрокинутой антиклинали. Отложения
относятся к позднему миоцену.
Целью программы, предусматривающей бурение четырех скважин, являются предполагаемые
запасы нефти, составляющие
16 млн брл, что означает добычу
примерно 9000 брл/сут. Залежь
состоит из чистых передних дельтовых отложений средней и
верхней части береговой поверхности, имеет активный водонапорный режим, газовая шапка
отсутствует. Поэтому, чем ближе
к верхней части залежи можно
пробурить скважину, тем большие
объемы запасов будут доступны.
Следовательно, главная задача
заключалась в том, чтобы оставаться как можно ближе к верхней части залежи с целью максимального
доступа к находящейся там нефти
и при этом не выйти из нее, оставляя скважину выше водонефтяного контакта (oil/water contact
– OWC). До настоящего времени
имеющаяся в наличии технология
довольно успешно применялась
для размещения боковых стволов
протяженностью от 1000 до 2000
30
фут в пределах 10 фут от верхней
границы залежи.
Для непрерывного картирования
границ залежи в процессе бурения
компания Chevron использовала
картопостроитель границ пласта
PeriScope 15 компании Schlumberger.
Имея данные раннего выявления
приближения к границам пласта
и контактам флюидов, можно соориентировать четыре скважины
на оптимальное расположение на
структуре, в которой отсутствует
контроль за ее строением.
После определения большинства ожидаемых факторов риска, в
которые входит строение залежи,
стратиграфия и положение контактов флюидов, компания искала
эффективную и экономичную
технологию. При каротаже в ходе
бурения гамма-лучи излучаются
ближе всего к долоту и являются
отличным индикатором литологических изменений. Гамма-излучение используется в сочетании
с показаниями направленного
электромагнитного излучения, которое обеспечивает раннее предупреждение приближения условий,
сложившихся на границе залежи.
Кроме того, возможность инструмента обеспечивать данные о
региональном угле падения пласта
полезна для определения в режиме
реального времени общей глубины
на основе данных об изменении
угла падения, нанесенных на карту
в процессе бурения. Поэтому при
обнаружении наклона инженербуровик может принять решение
об отклонений в сторону или заглублении, поскольку информация
о наклоне пласта обеспечивает
пространственное ориентирование. Возможность принятия заблаговременного решения о конечной
глубине скважины считается важной, потому что выход из пласта
может снизить ее ценность.
НАПРАВЛЕННОЕ
ЭЛЕКТРОМАГНИТНОЕ
НАВЕДЕНИЕ В РЕЖИМЕ
РЕАЛЬНОГО ВРЕМЕНИ
В системе инструмента PeriScope
15 для проведения каротажа в
ходе бурения применяются группа осевых и радиальных антенн
электромагнитного распространения удельного сопротивления для
построения изображения вокруг
ствола скважины на радиальном
расстоянии примерно 15 фут. Две
наклонные антенны R3 и R4 (рис. 1)
являются определяющим фактором
возможности инструмента определять расстояние и направление
на границы пласта и положение
контактов флюидов. Когда инструмент приближается к границе
залежи, происходит искажение как
затухания сигнала, так и сдвига фаз,
фиксируемое по изменению удельного сопротивления. Полярность
сигнала показывает, пересекает
ли инструмент границу снизу или
сверху пласта.
Расстояние до верхней и нижней
границы и относительный азимут,
а также углы наклона границ отображаются на графике в полярных
координатах, расположенных по
центру оси инструмента. Система
инструмента выдерживает траекторию скважины в пределах намеченной залежи, что обычно означает
уклонение от границ залежи или
контактов флюидов.
РАЗМЕЩЕНИЕ
СКВАЖИНЫ
В поисках нефти были пробурены четыре скважины – в данной
статье дается описание первых двух.
Уроки, полученные при бурении
каждой из них, напрямую принесли
пользу при планировании и бурении
последующих скважин. Например,
характеристика азимутального
кажущегося наклона, полученная
№1 • январь 2008
Н Е Ф Т Е ГА З О В Ы Е
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Фактическая вертикальная глубина, фут
: ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ
Интервал
исследования
инструмента
Фактическая
траектория
Запланированная
траектория
Рис. 1. Инверсия геофизических данных показывает траекторию скв. 1, кровлю залежи и первоначальный проект скважины. Выделенная область
показывает объем полученных изображений (выше графика). Наклонные антенны R3 и R4 определяют расстояние и направление до границ
залежи и контактов флюидов. Графики в полярных координатах показывают угол наклона границ и направление выше и ниже инструмента
по первой скважине, подтвердила
общее строение структуры. Ранее
контроль за строением структуры
был весьма неудовлетворительным,
что увеличивало риски бурения.
Данные о наклоне залежи были
введены в модель и в ходе бурения
подтвердили структурные карты.
Скв. 1 посадили на намеченную
залежь на фактической вертикальной глубине 4120 фут. План предусматривал бурение 8 1/2-дюймового
бокового ствола протяженностью
около 1000 фут близко к кровле
залежи и параллельно главному
нормальному сбросу. Бурение и наведение скважины проводили с помощью вращающегося ориентируемого устройства PowerDrive Xceed
компании Schlumberger. Кроме
инструмента PeroScope 15 в состав
забойной компоновки входил прибор азимутального плотностного и
нейтронного каротажа. Данные в
режиме реального времени передавались прямо с буровой установки
в диспетчерские компании Chevron,
где на круглосуточном дежурстве
находилась группа инженеров по
геонаведению, проводя интерпретацию. Решения о направленном
бурении передавались бурильщику
на буровой установке с помощью
коммутатора безопасного разговора
или по телефону.
Н Е Ф Т Е ГА З О В Ы Е
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Первоначально скважину посадили в пределах 4 фут от кровли залежи. Однако каротажные диаграммы
подтвердили наличие анизотропии
удельного сопротивления около верхней границы, поэтому тракторию
скважины направили от границы в
направлении пород с более лучшими
свойствами. Когда кровлю залежи
зарегистрировали на расстоянии
9 фут в стороне, долото направили
вверх, чтобы оно шло параллельно
кровле залежи. На замеренной глубине 6880 фут инструмент показал
приближение к субсейсмическому
нормальному сбросу с вертикальной
амплитудой 8 фут. Скважину успешно направили через блок сброса,
оставшись в части залежи с самыми
хорошими свойствами (см. рис. 1).
Способность инструмента строить изображения наклона пласта
сыграло важную роль в выборе
правильного направления, позволяя удерживать боковой ствол
вблизи верхней границы залежи.
В результате, компания-оператор
определила, что стали доступны дополнительные 1,3 млн брл извлекаемых запасов. Уровень подземных
вод в этой скважине отображен
не был, что свидетельствовало о
том, что вся траеткория скважины расположилась намного выше
OWC.
№1 • январь 2008
Вторую скважину пробурили
сразу же за первой с использованием той же забойной компоновки. Информацию, полученную по
скв. 1, использовали незамедлительно. Компания была еще более решительно настроена в своем стремлении остаться вблизи кровли залежи.
К трудностям в скв. 2 относились
наличие у кровли залежи песчаного
пропластка с ухудшенными свойствами и активный водонапорный
режим. Основными приоритетами
стали размещение ствола скважины
в породе с хорошими свойствами,
но при этом настолько далеко от
OWC, насколько это возможно. Как
и прежде, моделирование до начала
бурения оказалось неточным, поскольку кровля залежи оказалась
на 8 фут ниже. Однако инструмент
выявил кровлю залежи и посадил
скважину.
Сразу же был идентифицирован глинистый характер пласта,
но инструмент указал на наличие
песчаника с лучшими свойствами с удельным сопротивлением
100 Ом·м всего в 2 фут ниже, поэтому
скважину направили вниз в продуктивный интервал с более высоким
удельным сопротивлением, а затем
повернули траекторию скважины
вдоль кровли интервала (рис. 2). Скв.
2 удерживали в пределах 2 фут от
31
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ
опыт со скв. 2 подтвердил способность инструмента различать породы
с хорошими свойствами для оптимального размещения скважины.
Фактическая вертикальная глубина, фут
Планируемая
траектория
Перевел С. Сорокин
Закартированная
переходная зона
Закартированная
кровля залежи
Траектория
пробуренной
скважины
Рис. 2. Результаты инверсии показывают траекторию скв. 2 относительно первоначального
ошибочного проекта скважины. После посадки в часть пласта с ухудшенными свойствами
продуктивный интервал был выявлен в направлении вниз и справа от траектории скважины
кровли продуктивного интервала на
всем протяжении бокового ствола,
что дало дополнительные 700 тыс. брл
извлекаемых запасов. Скважина не
подходила ближе, чем 13 фут от OWC,
и это рассматривалось как успех.
ПРЕДСТАВЛЕНИЕ В РЕЖИМЕ
РЕАЛЬНОГО ВРЕМЕНИ
Располагая четким изображением и наглядной информацией, можно легко с уверенностью принимать
решения о направленном бурении
прямо на месте. Новая направленная электромагнитная технология
показывает более точную картину
геологической структуры, пластов
и контактов флюидов.
В процессе сбора данных могут
быть выявлены границы залежи с
различием в удельном сопротивлении всего лишь 5 Ом·м на расстоянии
15 фут. Кроме того, могут быть получены субсейсмические сбросы без
различия в плотности через сброс.
Способность инструмента определять наклон, азимут и расстояние до
границ залежи помогает подтвердить
структурные карты и определить
объем запасов. Что наиболее важно,
Anselm Okeahialam (А. Океахиалам) получил степень бакалавра в области геологии и
геофизики в Федеральном технологическом
университете Оверри (шт. Имо). До того как
в 1977 г. поступить на работу в компанию
Chevron на должность геолога, м-р Окефхиалам работал химиком-производственником. Он является автором технических
работ и специализируется в области геонаведения, оценки пласта и интерпретации
трехмерных сейсмических данных. Г-н Океахиалам работает геологом-разработчиком
в компании Chevron на некоторых крупных
месторождениях в дельте р.Нигер.
Stuart Galvin (С. Гэлвин) получил почетную
степень бакалавра в области геологии в Портсмутском университете (Великобритания) и
степень магистра в области нефтяной геологии в Абердинском университете (Великобритания). В 1995 г начал работать в компании
Schlumberger в качестве инженера-промысловика по канатной технике, затем работал в
качестве руководителя отдела обслуживания
месторождений в Куала-Лумпур. Г-н Гэлвин
является руководителем по производственному продвижению каротажа в процессе бурения Schlumberger Drilling & Measurements
в Лагосе (Нигерия), должность, которую он
занял в феврале 2004 г.
НОВЫЕ НАЗНАЧЕНИЯ В ОТРАСЛИ
B. Boudreaux
J. Best
R. Bergeron
32
К о м п а н и я
I n t e r A c t
PMTI назначила Б. Бодре
(B. Boudreaux) директором по морским
операциям (Marine Operations). InterAct
PMTI (прежнее название – Pacific Management Technologies Inc.) была выкуплена в июне 2007 г. компанией Acteon.
Г-н Бодре более 15 лет работает в
нефтегазовой отрасли, занимаясь
вопросами строительства и вывода из
эксплуатации морских сооружений.
До этого он работал генеральным
менеджером в TETRA Applied Technology.
Торговая ассоциация Forum London наградила сотрудника группы East of Energy Group
Дж. Беста (J. Best) Individual Contributing Award за работу в качестве
руководителя группы Great Yarmount.
Группа, в состав которой входят специалисты-нефтяники, была создана
шесть лет назад и осуществляет свою
деятельность в различных регионах
мира.
Knight Well Services, отделение
Knight Oil Tools объявила о назначении
Р. Бергерона (R. Bergeron) руководителем одного из проектов. Г-н Бергерон
принимал участие во всех проектах по
оставлению скважин, реализующихся
компанией. Г-н Бергерон имеет 35-летний опыт работы в области развития
нового бизнеса и продаж. Кроме того,
компания назначила своим представителем Т. Оливера (T. Oliver). Г-н Оливер
также имеет 25-летний опыт работы в
отрасли.
T. Oliver
Компания Knight Fishing Services, еще одно отделение Knight
Oil Tools объявила о назначении
Г. Дж. Териота Knight Oil Tools
(H. J. Theriot) техническим руководителем. Г-н Териот более 37 проработал в
отрасли в области вылавливания инструментов из скважины. Кроме того, компания объявила о назначении М. Фостера
(M. Foster) руководителем региональных
операций. Г-н Фостер более 27 лет работает в области руководства проектами.
№1 • январь 2008
H. J. Theriot
M. Foster
Н Е Ф Т Е ГА З О В Ы Е
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ИННОВАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ RMOTS
ПОТЕНЦИАЛ
СТОЧНЫХ ВОД
L. A. Johnson, Rocky Mountain Oilfield Testing Center, D. N. Schochet, Ormat Nevada Inc.
В соответствии с проектом Министерства энергетики США (Department of Energy – DOE) пластовые
воды, добываемые из нефтяных и газовых скважин, будут использоваться для низкотемпературной
геотермальной энергетики
Во многих нефтяных и газовых скважинах США
наравне с углеводородами содержится горячая вода.
Было оценено, что в данных скважинах добываемая
вода, находящаяся при температуре около 220 °F, имеет
теплоотдачу 5000 МВт. Компания Rocky Mounting Oilfield
Testing Center (RMOTC) в последнее время сотрудничала
с Ormat Nevada Inc. в области использования сточных вод
из нефтяных месторождений в электроэнергетике.
Проведение исследований на нефтяном месторождении Типот Доум запланировано на начало 2008 г.
Это месторождение также известно под названием,
известном под названием Навал Петролеум Резерв
(Naval Petroleum Reserve No. 3 NPR-3), и находится
приблизительно в 35 милях (1 миля = 1,609 км) к северу
от г. Каспер (шт. Вайоминг). Месторождение NPR-3,
управляемое Министерством энергетики США, одновременно является и эксплуатируемым месторождением нефти и испытательной площадкой для проверки
инновационных технологий, связанных с нефтяными,
газовыми и возобновляемыми энергоресурсами.
ПРОЕКТ
Компания Ormat, образованная на базе Reno, которая разрабатывает и управляет геотермальными электростанциями в США и за рубежом, в январе 2007 г. подписала с DOE соглашение по проведению совместных
научно-исследовательских и опытно-конструкторских
работ (Cooperative Research and Development Agreement
– CRADA). Цель проекта заключается в подтверждении
правильности предпосылки, что двойная геотермальная система получения электроэнергии, использующая горячую воду, добываемую на месторождениях
нефти, может надежно производить электричество в
промышленных масштабах. Установка, которая будет
использоваться, аналогична установке энергетического преобразователя Ormat на 250 кВт (Ormat Energy
Converter – OEC), которая уже более 6 лет производит
на австрийском курорте электричество при помощи
геотермальной воды при температуре более 210 °F
(рис. 1). На этом рисунке приведена схема геотермальной силовой установки, охлаждаемой воздухом и смонтированной на раме, с использованием стандартного
цикла Ренкина на органическом рабочем теле (Organic
Ranking Cycle – ORC). Аналогичные установки находятся в непрерывной промышленной эксплуатации,
начиная с 1980-х, в Неваде и Таиланде.
Данная электроэнергетическая система, смонтированная для прохождения испытаний в начале 2008 г.,
является промышленной, охлаждаемой воздухом, смонН Е Ф Т Е ГА З О В Ы Е
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2008
Рис. 1. Схема геотермальной силовой установки, охлаждаемой воздухом и смонтированной на раме, с использованием стандартного
цикла Ренкина
тированной на раме электростанцией, использующей на
ORC стандартный цикл Ренкина. Операции по монтажу
и управлению установкой, которую поставит компания
Ormat, на протяжении испытательного периода (12 мес)
будет выполнять RMOTC. Затраты составят 1 млн долл.
Двойной энергоблок подводит получаемую горячую
воду по трубопроводу к теплообменному устройству
энергетической системы. В теплообменном устройстве
геотермальная жидкость нагревает и испаряет вторичную
рабочую жидкость, которая обычно является органической жидкостью с более низкой температурой кипения.
Пары органической жидкости приводят в движение
турбину, которая в свою очередь вращает генератор,
и затем конденсируются в теплообменнике, завершая
цикл в замкнутой системе. Охлажденная геотермальная жидкость повторно вводится в резервуар или удаляется. В установках в виде циркулирующей жидкости
RMOTC будет использовать изопентан.
Установка, которая будет использоваться RMOTC,
хотя и была проверена в эксплуатации, но никогда не
применялась на месторождениях нефти. За прошедшие
25 лет компания Ormat проектировала и поставляла геотермические электростанции мощностью более 900 МВт;
большинство из них все еще находится в эксплуатации.
Технология, первоначально сосредоточенная только на
низкотемпературных ресурсах, используется в широком
диапазоне условий, включая до 437 °F на Гавайях, и имеет
практическое применение, как на местных маломощных
33
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ИННОВАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ RMOTS
с з
Плановая добыча из скважин месторождения NPR-3
Скважина
Расход, тыс. брл/сут
Наименьший
Примечания
Наибольший
Район месторождения Мэдисон
17-WX-21
20
25
Фонтанирование
41-2-X-3
6
12
Необходимо
углубление
61-2-X-15
6
12
Необходимо
углубление
57-WX-3
2
6
Фонтанирование
Район месторождения Тенслип
Скважина
Мэдисон
17-WX-21
Возможность
добычи воды
(35 000 брл/сут)
Граница NPR-3
Скважина Мэдисон
57-WX-3
Возможность добычи
воды 10 000брл/сут
, производственная
зона Тенслип
Другие используемые и
потенциальные скважины
Масштаб: 1 миля
с з
Докембрийская гранитная
базисная структура
Рис. 2. Потенциальные геотермальные скважины на месторождениях нефти Военно-морского Нефтяного Резерва №3
(200 кВт) электростанциях, так и на мощных узловых
геотермальных станциях (мощностью до 125 МВт).
ГЕОТЕРМАЛЬНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ NPR-3
На двух месторождениях NPR-3 добывают в достаточных объемах горячую воду, предназначенную для
генерирования низкотемпературной геотермальной
энергии. Современный потенциал производственных
участков месторождений Тенслип и Мэдисон представлен на рис. 2.
Средняя температура добываемой воды в районе
Тенслип составляет 190 °F, в районе Мэдисон – 200 °F.
Ранние прогнозы показывают, что при незначительной
работе на существующих скважинах объем пластовой воды, добываемой с объединенных месторождений Тенслип и Мэдисон, находится между 126 тыс. и
210 тыс. брл/сут. В таблице, приведенной ниже, отражено
распределение плановой добычи для отдельных скважин.
Также существует возможность бурить дополнительные
скважины на месторождениях Тенслип и Мэдисон.
34
17-WX-21
4
10
41-2-X-3
1
3
Необходимо
углубление
Фонтанирование
48-X-28
2
6
Фонтанирование
61-2-X-15
2
6
Фонтанирование
Всего новых
фонтанирующих
скважин
43
80
Всего
выкачиваемой
нефти
86
160
Предполагаемый
двойной расход
Всего 12
интервалов
10 скважин
месторождения
Тенслип
40
50
Подкачка насосом
126
210
Полная мощность
Весь
производственный
потенциал
Добываемая на месторождении Тенслип, вода,
рассчитана на выработку 180 кВт полной мощности.
Если учесть потенциальное увеличение добываемой
на месторождении Тенслип воды и приплюсовать
воду, добываемую на месторождении Мэдисон, то
вероятное значение получаемой полной мощности
составило бы 540–900 кВт. В настоящее время, использованная горячая вода сбрасывается, предварительно пройдя через ряд очистных отстойников
(рис. 3).
Электричество, вырабатываемое при помощи
воды, добываемой из скважин месторождения Тенслип, будет использоваться для обеспечения энергией
производственного оборудования на месторождении.
Электростанция, работающая по принципу цикла Ренкина на органическом рабочем теле, будет подключена
к полевой электрической системе. С целью повышения
надежности и качества получаемая энергия будет измеряться и контролироваться.
Водоносные горизонты на месторождениях Тенслип и Мэдисон непрерывно пополняются водой с
гор, находящихся на западе (рис. 4). Как показано на
рисунке, месторождения Тенслип и Мэдисон связаны
рядом трещин, достигающих нижних пластов и материнской породы.
Характеристики добываемой воды. Вода, добываемая НА месторождениях Тенслип и Мэдисон,
имеет сравнительно высокое качество. Содержание
№1 • январь 2008
Н Е Ф Т Е ГА З О В Ы Е
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ИННОВАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ RMOTS
Рис. 3. Горячая вода из скважин представляет собой сточные флюиды, которые очищают и охлаждают, пропуская через ряд водоемов
перед сбросом. Силовая установка использует тепло воды, пока
она не достигнет охлаждающих водоемов
растворенных твердых веществ в воде, добываемой
на месторождении Тенслип, составляет 3100 мг/л, на
месторождении Мэдисон – 2900 мг/л. Единственным
загрязняющим веществом, содержание которого
близко к предельным, является хлор. Добыча воды
(для геотермального производства электроэнергии)
на месторождении Тенслип, будет осуществляться
непосредственно через водно-масляный сепаратор.
Данная вода будет содержать приблизительно 150 млн-1
нефти и проходить через ряд водоемов, в которых
подвергнется биологической очистке перед сбросом в
ближайший дренаж. Месторождение Мэдисон не является нефтеносным в структуре Тип Доум, и поэтому
вода не требует обработки перед сбросом.
Поскольку оба этих водных потока имеют высокое
качество, при понижении температуры отложения на
стенках теплообменной аппаратуры геотермальной установки образовываться не должны. Теплообменники,
в которых используется добываемая на месторождениях нефти вода, имеющая повышенную минерализацию, высокую концентрацию карбонатов или других
минеральных веществ и более высокую нагрузку по
органическим соединениям, должны исследоваться
на предмет загрязнения и последующей очистки от
накипи. Возможность использования всей добываемой
продукции скважины в теплообмене до разделения ее в
сепараторе на воду и нефть, открывает максимальный
геотермальный потенциал месторождения. Однако
вопрос загрязнения теплообменной аппаратуры должен быть решен. Данная структура, предполагающая
предварительное проведение процесса теплообмена
с последующим разделением смеси в сепараторе,
будет принята во внимание в проекте RMOTC, при
условии, если будет достаточно времени и согласие
все сторон.
ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Ввод в эксплуатацию электростанции планируется
на январь 2008 г. Ожидается, что ресурсы, которые
будут попадать в силовую установку, имеют сравнительно низкую температуру примерно 170 °F. При
планируемой температуре окружающей среды равной
50 °F, электростанция, как ожидается, будет производить 132 кВт чистой энергии.
Н Е Ф Т Е ГА З О В Ы Е
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2008
Рис. 4. Горы на западе обеспечивают непрерывное подпитывание
водоносных горизонтов месторождений Тенслип и Мэдисон
Планируемые характеристики системы
Скорость потока, т/ч ............................................292
Температура на входе, °F .....................................170
Температура на выходе, °F ...................................152
Температура окружающей среды, °F ..........................50
Полная мощность генератора, кВт ......................180
Чистая энергетическая
производительность, кВт ...............................132
Если бы температура добываемой воды могла бы
быть увеличена до 190 °F, то полезная мощность могла
бы возрасти от 180 до примерно 230 кВт. Предполагается, что это исследование и последующие полученные
эксплуатационные данные продемонстрируют жизнеспособность данной идеи.
ВЫВОДЫ
Использование для производства электроэнергии
добываемой горячей воды вместе с нефтью открывает
доступ к новым экономическим резервам, что особенно важно для таких истощающихся месторождений
как NRP-3. Применение испытанных в эксплуатации
и проверенных временем технологий для выяснения
применимости геотермальной энергии, получаемой на
месторождениях нефти, дает уверенность в том, что
этот чистый возобновляемый ресурс станет обычным
явлением на новых нефтяных месторождениях.
Перевел Ф. Сосков
Lyle Johnson (Л. Джонсон), главный инженер проекта RMOTC.
М-р Джонсон имеет 30-летний опыт в области разработки технологий
EOR. Кроме того, он имеет богатый опыт работы в области разработки
и реализации проектов, а также исследований битуминозных песчаников, нефтеносных сланцев и газоносных угольных пластов. М-р Джонсон получил степень бакалавра в области химии и степень магистра в
области нефтяных разработок в университете Вайоминга. Связаться с
м-ром Джонсоном можно по адресу: lyte.johnson@rmotc.doe.gov.
Daniel Schochet (Д. Сочет), вице-президент Ormat Nevada Inc. М-р Сочет
работает в компании более 30 лет. М-р Сочет получил степень бакалавра
в области разработки электрических технологий в Cooper Union School
of Engineering (New York City) и степень магистра в области разработки
электрических технологий в университете шт. Колумбия. Связаться с
м-ром Сочетом можно по адресу: dschochet@ormat.com.
35
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ТРАНСПОРТ
ПРОГНОЗ РАЗВИТИЯ
РЫНКА ВЕРТОЛЕТОВ
M. Dunkan, M. Frank, Bristow Group
Ограничение дальности транспортировки и требования операторов к новому оборудованию могут
повлиять на сужение масштабов программ бурения без предварительного планирования
Вертолеты стали важной частью морской энергетической отрасли почти с самого начала разработки
морских нефтяных и газовых месторождений. Быстрая переброска новой смены рабочих, эвакуация
в случае получения травмы, доставка необходимых
деталей оборудования, эвакуация людей в случае
сильного шторма – все это стало возможно только
благодаря вертолету. Шум лопастей несущего винта
вертолета стал для буровиков одним из самым приятных звуков. Можно поспорить, что без вертолетов
морские операции нефтегазовой отрасли не были бы
такими эффективными.
В разведочном бурении и проведении сервисных
операции вертолеты играют немаловажную роль. В
самом начале морских полетов вертолеты использовались только для платформ и буровых установок,
расположенных недалеко от берега. Транспортировка
людей осуществлялась только в исключительном случае, когда необходимо было доставить высококвалифицированных специалистов или в случае визита на
платформу важных персон.
В настоящее время сектор вертолетостроения
глобализируется и претерпевает серьезные технологические изменения. Конструкторы предлагают
усовершенствованные системы вертолетов, способные эффективно совершать воздушные перевозки.
Современные вертолеты пилотируются высококвалифицированными пилотами, использующими
электронные средства навигации и управления.
Пассажиры вертолетов проходят обычную процедуру регистрации и сканирования багажа, как
и пассажиры обычных коммерческих воздушных
рейсов. Во время полета пассажирам создаются условия в соответствии с требованиями, принятыми
во всем мире.
В настоящее время отрасль может себе позволить
осуществлять транспортировки с использованием
вертолетов, поскольку затраты на этот сектор сравнительно небольшие по сравнению с суммарными
затратами на морские разведочные операции и добычу. Эти воздушные перевозки имеют хорошую
перспективу, особенно принимая во внимание их
важность для осуществления операций по бурению
и добыче.
Повышение активности морских операций, что
является следствием высоких цен на углеводороды,
может в значительной степени повлиять на развитие
вертолетостроения, особенно, если учесть тенденцию повышения внимания к требованиям надеж36
ности и безопасности. В перспективе планируется
значительное инвестирование в развитие новых
технологий и разработку новых оперативных стандартов. Почти 100 % возможных ресурсов направлено на достижение принятых норм (в настоящее
время частота отказов в авиационном секторе составляет всего 2 %) и создание необходимых условий
для предотвращения аварийных ситуаций. Частота
отказов, как правило, связана с такими ситуациями
как сезон штормов, политическая нестабильность и
проблемы добычи.
В настоящее время особое внимание конструкторов вертолетов направлено на надежность и безопасность. По этой причине многие нефтяные и газовые
компании выбрали транспортировку оборудования и
перевозку людей вертолетами ключевой стратегией.
Следующим этапом воздушных перевозок станет
разработка высокотехнологичного инновационного
оборудования с целью повышения безопасности и
эффективности вертолетов. Под повышением безопасности и эффективности вертолетов понимается
усовершенствование бортового оборудования, управления вибрацией, предотвращение поломок, повышение качества спутниковой связи, разработка новых
более мощных двигателей и другое.
НЕОБХОДИМОСТЬ
ПЛАНИРОВАНИЯ
Последнее время наблюдается снижение качества
буровых установок и вспомогательных судов, эксплуатирующихся в процессе морских разработок.
Одновременно с сокращением числа вспомогательных судов повышается спрос на вертолеты нового
поколения. Однако многие факторы как внутри, так и
вне сектора морских разработок влияют на дисбаланс
спроса и поставок.
Основной движущей силой увеличения спроса на
вертолеты является повышение активности бурения
во всем мире, особенно реализации глубоководных
морских проектов. В процессе реализации этих проектов необходимы воздушные перевозки. Сокращение
поставок новых вертолетов, как правило, становится
результатом использования существующих или, что
значительно хуже, старых вертолетов. Наиболее оптимальным решением будет использование систем
Сикорского, Eurocopter или Agusta.
Политическая нестабильность и состояние вспомогательных рынков в значительной степени влияют
на повышение спроса на новую технику. Вертолеты
Н Е Ф Т Е ГА З О В Ы Е
№1 • январь 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ТРАНСПОРТ
Вертолеты
Мировой спрос на вертолеты
Годы
Рис. 1. Динамика мирового спроса на вертолеты
пользуются очень высоким спросом в вооруженных
силах. Спрос со стороны медицинского, коммерческого, административного, сельскохозяйственного
и других секторов также достаточно высокий, и с
развитием экономики и бизнеса постоянно повышается.
Суммарное влияние всех этих тенденций способствует тому, что вертолетостроение для морских
разработок за последние два года стало неотъемлемой
частью нефтегазовой отрасли. Создание вертолетов
для морских разработок является первостепенной
задачей, но поставки этих систем пока еще не удовлетворяют спросу.
Однако современный морской энергетический сектор все еще медленно реагирует на дефицит поставок
вертолетов. Многие операторы полагают, что рынок
вертолетов достаточно насыщен и по этой причине
сталкиваются с неприятной ситуацией, что новые
вертолеты нельзя приобрести, просто позвонив по
телефону производителю.
Тесные и давние партнерские взаимоотношения
между операторами морского нефтегазового сектора
и конструкторами вертолетов могут стать ключом к
успешной и эффективной реализации морских проектов. Предварительное планирование поставок за
12–24 мес. до начала реализации проекта является
наиболее оптимальным. Как правило, сначала еще
до подписания контракта о реализации проекта,
заключается соглашение на поставку вертолетов.
Цены на новые вертолеты, безусловно, важны но
как правило, они не превышают затрат на сервисное обслуживание и обеспечение безопасности и
надежности.
Операторы часто заключают партнерские соглашения на выполнение транспортных операций, так же
как и осуществление совместной разведки и добычи
в отдаленных глубоководных регионах.
МОДЕРНИЗАЦИЯ
ВЕРТОЛЕТНОГО
ПАРКА
Не так давно компания по оказанию консультационных услуг RFC Energy совместно с Bristow Group
завершили обзор парка вертолетов, работающих
в морском энергетическом секторе. Собранные
Н Е Ф Т Е ГА З О В Ы Е
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2008
Рис. 2. Для разработки новых глубоководных месторождений потребуются более крупные морские плавучие конструкции с большей
производительной мощностью, оборудованные площадками для
посадки более тяжелых вертолетов
данные использовались для подготовки прогноза
спроса на воздушные перевозки, подготовленного на
основании цен на нефть и природный газ, объемов
добычи. Активности реализации морских проектов
и других.
Исследование показало, что в энергетическом
секторе в мире в целом насчитывается 1300–
1400 воздушных судов. По данным на конец
2006 г. примерно 45 % воздушных судов парка работало в отрасли более 20 лет. В следующие десять
лет численность вертолетного парка практически не
изменится, поскольку новые системы постепенно
будут заменять старые (рис. 1). Однако технические
характеристики вертолетного парка станут значительно лучше; новые вертолеты будут значительно
мощнее и надежнее.
В соответствии с прогнозом спрос на вертолеты
даже с учетом расширения масштабов разведочных
операций и создания новых проектов разработки
месторождений, повышаться практически не будет.
Более детальное исследование будущих прогнозов
подтверждает эту аномалию. Число платформ, которые будут использоваться в будущих разработках,
постепенно сокращается. С развитием глубоководных разработок и открытием большего числа глубоководных месторождений будут строиться более
крупные морские плавучие сооружения с более высокой производительной мощностью (рис. 2). Итак,
наступает время больших платформ, добывающих
больше нефти и природного газа при меньшем числе
персонала и оборудованных площадками для посадки
больших и тяжелых вертолетов. Поскольку запасы
мелководных регионов истощаются платформы,
эксплуатирующиеся в этих регионах, постепенно
демонтируются.
В связи с этим большие тяжелые вертолеты постепенно вытеснят с рынка небольшие легкие машины,
поскольку спрос на них будет значительно выше. Поскольку глубоководные месторождения расположены
на большем расстоянии от берега, для обслуживания
платформ, размещенных в этих регионах, потребуются
более тяжелые вертолеты (рис. 3).
37
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ТРАНСПОРТ
рынков до тех пор, пока не будет
ИЗМЕНЕНИЕ
произведена замена устаревших
ТРЕБОВАНИЙ
вертолетов на международных
Исследования PFC Energy подНебольшие вертолеты могут перевозить
рынках. Стандарты заказчиков
тверждают установление баланса
4–8 пассажиров. Эти машины предназначены
для обслуживания небольших плавучих
ужесточаются во всем мире, немежду поставками и спросом на
конструкций. Вертолеты этого класса
смотря на то, что ведущие междувертолеты. Несмотря на то, что в
осуществляют полеты в дневное время
и на небольшие расстояния
народные нефтяные компании ли
крупных нефтегазовых компаниях
заказчики являются, прежде всеприняты стандарты использования
го, национальными компаниями.
вертолетного парка, в соответствии
Все рынки беспокоятся, прежде
с которыми возраст эксплуатируювсего, о надежности и стремятся
щихся вертолетов не должен преСредние вертолеты могут перевозить
до 12 пассажиров. Это более универсальные
получать новые технологии или
вышать15 лет, однако по данным
машины и наиболее широко использующиеся
оборудование.
исследователей в отрасли испольв нефтегазовой отрасли.
Тенденция широкого используются и более старые вертолеты.
зования в Мексиканском заливе
В настоящее время максимальный
одновинтовых вертолетов может
возраст вертолетов, используюпостепенно измениться. В настощихся в отрасли, составляет 25 лет
ящее время некоторые энергетии в ближайшие пять лет эта ситуБольшие вертолеты могут перевозить
ческие компании пересматриваация, скорее всего, не изменится
19 пассажиров. Эти машины могут летать на
большие расстояния и в любых погодных условия,
ют возможность использования
(рис. 4 и 5).
включая штормовую погоду и плохую видимость
одновинтовых систем для полетов
В соответствии с прогнозом сокращение вертолетного парка, воз- Рис. 3. Вертолетный парк постепенно пополня- на значительные расстояния.
можно, но, в основном, операторов ется более надежными тяжелыми системами Снижение цен на нефть может
повлиять на сокращение операкрупных добывающих регионов
эта тенденция не беспокоит. Во-первых, переход от ций в добывающих регионах, находящихся недалеко
разработки старых регионов к новым глубоководным от берега, и расширить масштабы освоения глубокоместорождениям представляет собой постепенный водных регионов, расположенных на значительном
процесс, требующий достаточно длительного времени. удалении от берега. Мелководный шельф МексиканВо-вторых, для обслуживания платформ, размещенных ского залива в настоящее время является регионом,
в глубоководных регионах Мексиканского залива или в котором наиболее широко используются легкие
Северном море, потребуется меньшее число вертоле- одновинтовые вертолеты. Однако разработка этого
тов, чем для обслуживания платформ, установленных региона привлекает операторов и инвесторов все
меньше.
в неглубоких водах.
В результате в ближайшем будущем большим
В отрасли вертолеты широко используются для
транспортировки оборудования или перевозки спросом могут пользоваться вертолеты, оснащенпассажиров. Однако требования заказчиков могут ные легкими спаренными винтовыми двигателями.
ужесточиться в связи со старением вертолетного Спрос на более легкие вертолеты будет постепенно
парка. Например, Нигерия ввела ограничения: в снижаться. Однако они еще будут использоваться на
отрасли могут использоваться вертолеты, находящи- старых платформах, вертолетные площадки которых
еся в эксплуатации не более 22 лет. Мексика также не приспособлены для посадки более крупных и тяввела запрет на использование в морских операциях желых машин.
В соответствии с прогнозом PFC Energy и Bristow
вертолетов старше 10 лет. Однако отрасль может
не рассчитывать на пополнение традиционных в ближайшем будущем возможности средних и
тяжелых вертолетов будут расширены до транспортировки 20 пассажиров и более и оборудования
Мировой баланс спроса и поставок
весом до 1 т. Это уже значительный скачок. Извес-
Поставки (избыток и дефицит)
Число вертолетов
Вертолетный парк (по типам), баланс спроса и поставок
Легкие
Средние
Тяжелые
В сумме
Год
Спрос
Поставки
Рис. 4. Динамика спроса и поставок вертолетов, включая данные
прогноза
38
Рис. 5. Динамика поставок вертолетов различных типов и изменение
активности операторов
Н Е Ф Т Е ГА З О В Ы Е
№1 • январь 2008
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: ТРАНСПОРТ
тно, что оба конструкторских бюро, как Sikorsky,
так и Eurocopter в настоящее время занимаются
проектированием вертолетов нового поколения S-92
и ЕС225, которые могут поступить на рынок уже в
2009 г. Поставщики сервисных услуг Bristow Group
и CHC также приобретают вертолеты, которые
используют для проведения сервисных операций.
Компания Statoil недавно подписала контракт на
приобретение (до января 2010 г.) девяти тяжелых
вертолетов, которые будут использоваться при
операциях. Норвежские нефтегазовые компании
также планируют вертолеты нового поколения для
осуществления транспортных перевозок на морские
эксплуатационные платформы.
ОБУЧЕНИЕ
ЛЕТНОГО
СОСТАВА
Все сектора нефтегазовой отрасли имеют возможность обучить персонал (как пилотов, так и
специалистов наземных служб). Многие пилоты и
бортинженеры пришли в отрасль из вооруженных
сил, имея опыт полетов во Вьетнаме. Это связано с
растущим спросом на морские транспортные перевозки. Поэтому приходится решать проблему переподготовки пилотов и бортинженеров. Кроме того,
подготовка включает в себя обучение полетам на
вертолетах нового поколения, полетам повышенной
дальности, в сложных метеорологических условиях
и т.д. несмотря на постепенное сокращение числа
месторождений, наличие квалифицированных
опытных пилотов и бортинженеров всегда было
проблемой.
Потребность в обучении пилотов, бортинженеров
и специалистов наземных служб растет, особенно
с учетом создания вертолетов нового поколения.
За шесть месяцев обучения или переподготовки
на курсах, может быть выпущен новый тип вертолета. В связи с этим вырисовывается необходимость
расширения сети летных школ и курсов переподготовки.
В настоящее время E&P компании, осуществляющие разведку морских месторождений, теряют иногда
до 500 тыс. долл/сут, ожидая вертолета с необходимым
оборудованием или специалистом на борту. Необходимость открытого диалога между энергетическими
компаниями и провайдерами сервисных услуг, обеспечивающих транспортировку, никогда не была столь
острой, как сейчас.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Многие ведущие сервисные компании обеспечивают в процессе разведки и разработки морских месторождений транспортировку оборудования и перевозку
людей вертолетами. Затраты на такой сервис составляют всего лишь несколько процентов от суммарных
затрат на разработку месторождений.
Без вертолетов на поставку оборудования и перевозку людей тратилось бы значительно больше
времени. Кроме того, плохие погодные условия или
шторм были бы связаны с определенным риском при
транспортировке вспомогательными судами.
Н Е Ф Т Е ГА З О В Ы Е
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2008
Преимущества вертолетов с точки зрения безопасности, надежности и скорости становятся причиной
увеличения инвестиций в развитие новых технологий
и, кроме того, играют важную роль при выборе провайдера сервисных услуг. Эти факторы способствуют
разработке новых и надежных технологий. Вертолеты,
построенные тридцать лет назад, в каком бы хорошем
состоянии они ни находились, не могут использоваться в морских операциях. Поскольку в настоящее
время компании стремятся обеспечить своим специалистам надежный и комфортабельный перелет на
месторождение, использование устаревшей техники
недопустимо.
Сервисные компании будут и в дальнейшем финансировать разработку нового оборудования и технологий, направленных на повышение безопасности
полетов, включая обучение пилотов, бортинженеров
и специалистов наземных служб, поскольку от этого в
значительной степени зависит успешность добычи. В
настоящее время стоимость одного тяжелого вертолета
составляет 25 млн долл.
В дальнейшем энергетические компании должны устанавливать тесные партнерские отношения с
сервисными компаниями, от таких отношений будет
зависеть скорость транспортировки оборудования и
безопасность перевозки людей. Очевидно преимущество подготовки совместных планов. Итак, вертолеты представляют собой надежный и безопасный
транспорт для осуществления перевозок в процессе
морских разработок.
Перевел Г. Кочетков
Mark Duncan (М. Дунган) в январе 2005 г. был
назначен на пост вице-президента Bristow Group.
В январе 2006 г. занял должность вице-президента Global Business Development. До этого
м-р Дунган занимал должность коммерческого
директора отделения ABB Deepwater Floating
Production Systems со штаб-квартирой, расположенной в Хьюстоне (шт. Техас). М-р Дунган на
протяжении 18 лет работал в компании Halliburton/Brown & Root
Group в области проведения подводных операций в Бразилии и
Северном море, где занимал различные руководящие посты.
Mark Frank (М. Франк) был назначен на должность
директора отделения Bristow Group по планированию и прогнозам в марте 2006 г. В марте 2007 г.
м-р Франк был выбран вице-президентом отделения. До этого в 2002–2006 гг. м-р Франк занимал должность директора Sirius Solutions LLP,
где занимался вопросами повышения эффективности разработки технологий. С 1998–2002 гг.
м-р Франк занимался планированием и прогнозами в Enron Corp.
Свою карьеру м-р Франк начал в компании Ernst & Young.
39
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ
ТОРМОЗНАЯ
СИСТЕМА
Компания Offshore Source, LLC. разработала
гидравлическую тормозную систему. В системе
используется группа фрикционных дисков, охлаждаемых циркулирующей в замкнутом цикле
трансмиссионной жидкостью. В
результате обеспечивается точное
регулирование нагрузки и увеличенный срок службы. Тормозная
система Drill Master Brake может
служить в качестве поглотителя
энергии в лебедках, устройствах
натяжения и применяться в бурении, где требуется высокий
вращающий момент, небольшая
частота вращения и точное ре- Рис. 1
гулирование нагрузки на долото.
Гидравлическая система плавного
действия предотвращает прихват,
проскальзывание и вибрацию
бурильных труб, широко распространенные при вращении
барабана лебедки с небольшой
частотой вращения при бурении
в пластах, сложенных твердыми
породами. Кроме того, за счет
применения жидкости в целях
смазки и охлаждения намного
удлиняется срок службы при
нагрузках, что дает возможность
неделями и месяцами вести непрерывное бурение без изме- Рис. 2
нения характеристик системы.
Чувствительный поршень и малоинерционность
системы также положительно сказываются при
бурении с изменяющимися условиями нагрузки,
например, при переходе с песчаника на глину без
остановки бурения. Система имеет полностью закрытую конструкцию для защиты оборудования от
неблагоприятных погодных условий (рис. 1).
Выбери 1 на сайте www.WorldOil.com/RS.html
САМОНАГРУЖАЮЩАЯСЯ
ПРОКЛАДКА
Компания Garlock Sealing Technologies приступила к выпуску Multi-Swell, новому материалу для
прокладок. Первая в отрасли самонагружающаяся
универсальная прокладка создает собственную
нагрузку при контакте с нефтью или водой, фактически устраняя самую распространенную причину
выхода прокладки из строя – недостаточную нагрузку. Новый материал одинаково хорошо ведет
себя в нефти и воде, не подвергается деструкции
при контакте с маслами и адаптирован ко всем типам фланцевых соединений. Поскольку материал
40
уплотняет фланцы в менее идеальных условиях, не
требуя скрупулезного обслуживания, он хорошо
подходит для применения в морских операциях.
Вдвое мягче традиционных прокладок, прокладки
из Multi-Swell легко режутся и без труда адаптируются к нестандартным фланцам,
обеспечивая герметичное уплотнение при меньших нагрузках.
Прокладка отличается высокой
прочностью на сдавливание и
может безопасно устанавливаться
в устройствах, которые обычно
сдавливают эластомерные прокладки (рис. 2).
Выбери 2 на сайте www.
WorldOil.com/RS.html
САМОРАСШИРЯЮЩИЙСЯ
ПЕСОЧНЫЙ
ФИЛЬТР
Саморасширение представляет собой процесс, происходящий
с высокой степенью упругого
сжатия и восстановления трубных изделий диаметром больше
номинального. В отличие от
обычных методов пластической
деформации, этот метод не требует применения инструментов
для расширения или связанной
с этим работы буровой установки. Саморасширение песочных
фильтров происходит за счет
воздействия на них определенных химреагентов или создания
других условий, которые освобождают сжатые элементы, охватывающие всю
конструкцию. Помимо этого, могут применяться
методы механического расширения. Компания
Dynamic Tubular Systems, Inc. заключила соглашение с Министерством энергетики США о разработке программы бурения скважин сверхмалого
диаметра, и, кроме того, сотрудничает с крупной
добывающей компанией, которая имеет богатый
опыт разработки расширяемых изделий и методов
борьбы с песком. Был сформулирован набор более
важных рабочих параметров чтобы выделить четыре идеальных условия: 1) критическое давление
смятия или обеспечение минимального диаметра
для проведения работ – 2000 фунт/дюйм2; 2) упругая деформация или «эффект сигаретной бумаги»
– более 200 фунт/дюйм2; 3) высокая пропускная
способность при минимальном диаметре и 4) задержание частиц размером от 50 до 250 мкм для всех
типов пластов. Конструкция и устройство однослойного спирального фильтра решетчатого типа
отвечали каждому этому требованию или превышали их. Устройство состоит из продольно ориентиро№1 • январь 2008
Н Е Ф Т Е ГА З О В Ы Е
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ванных профилированных
натяжных элементов, объединенных в единое целое
эластичными винтовыми
поверхностями-опорами.
Обычно ширина фильтра и
щелей одинакова, что означает 50%-ную зону притока;
средний диапазон составляет 35−60 %. Расстояние
между элементами фильтра
выдерживается за счет точной технологии послойного
выполнения, применяемой
во время изготовления.
Фильтры могут быть из- Рис. 3
готовлены любого размера,
с любой толщиной стенки и из люОбсадная
бого материала. Поскольку полотруба
вина трубной конструкции представляет собой воздушные зазоры
Газ
и реальные конструктивные элементы выполнены из недорогих
листовых пластин, в конструкции
фильтра могут экономно использоваться современные материалы.
Система имеет более высокую
прочность, коррозионностойкость и прочность на истирание
за счет применения нержавеюФлюиды
щих и инструментальных сталей,
вольфрамовых сплавов и других
материалов. Технология пригодна
Пакер
для использования материалов
с пределом текучести на 200−
300 % и выше, чем у материалов Рис. 4
по стандарту на трубы нефтяного
сортамента (OCTG). Почти любые механические
характеристики песочных фильтров могут быть
получены путем непрерывного улучшения свойств
материалов, увеличения толщины стенки конструкции или же регулирования упругости (рис. 3).
Выбери 3 на сайте www.WorldOil.com/RS.html
ОБНОВЛЕНИЕ
ПРОГРАММНОГО
ОБЕСПЕЧЕНИЯ
ДЛЯ ВИЗУАЛИЗАЦИИ
Компания Interactive Network Technologies, Inc.
объявила о выпуске программного средства J/Geo
Toolkit 3.0, которое позволяет разработчикам программного обеспечения быстро проводить визуализацию и анализ сложных данных в приложениях
для разведки и добычи, используя при этом простоту и портативность платформы на основе языка
Java в операционных системах Microsoft Windows,
Unix и Linux. Программное средство, разработанное для визуализации данных при добыче нефти и
газа, представляет собой пакет библиотек на языке
Java, включая поддержку для показа специализированных сейсмических данных, каротажных
Н Е Ф Т Е ГА З О В Ы Е
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2008
диаграмм, контуров залежи
и конструкции скважины.
J/Geo Toolkit также предоставляет новые возможности, например, обработку векторных объектов,
веб-поддержку и сводные
полномасштабные копии
для предварительного просмотра печати (включая
вывод файлов формата PDF
и CGM). Компоненты программы ускоряют повторное использование кода и
обеспечивают единообразие во всех приложениях.
Новая версия включает
расширенные возможности для
текста формата RTF в метках, дополнительные возможности при
показе каротажных диаграмм,
поддержку языка Java 6 и новые
демонстрационные и обучающие
программы.
Выбери 4 на сайте www.
WorldOil.com/RS.html
БЫСТРОСОЕДИНЯЕМАЯ
МУФТА
Компания Micromold Products,
Inc. включила единственную с
кулачковым замком быстросоединяемую муфту, изготовляемую из
политетрафторэтилена, в свою серию резьбовых трубных изделий
FLUOR-O-FLO PTFE (FEP). Эта
муфта ускоряет монтаж за счет
наличия в ней точек, которые имеют равномерно
распределенные углы затяжки резьбы. В ней также
имеется место для легкого подсоединения к таким
установкам, как резервуары, которые необходимо
периодически демонтировать или заменять. Заключенные в FEP внутренние силиконовые уплотнительные кольца гарантируют, что все смачиваемые
детали выполнены из фторполимера, обеспечивая
чистоту технологического процесса и коррозионностойкость при всех условиях эксплуатации.
Муфты выпускаются согласно Спецификации 80 на
трубные размеры диаметром от 1/2 до 4" с наружной и внутренней трубной конической резьбой по
выбору. Рукоятки кулачкового замка выполнены
из нержавеющей стали и при необходимости могут
быть заменены (рис. 4).
Выбери 5 на сайте www.WorldOil.com/RS.html
УЛЬТРАЗВУКОВЫЕ
РАСХОДОМЕРЫ
ДЛЯ ЖИДКОСТИ
Ультразвуковые расходомеры Daniel 3800 для
жидкости компании Emerson Process Management
представляют собой первую в отрасли технологию,
41
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
в которой для передачи данных
диагностики применяются цифровые логические функции,
которые позволяет пользователям обнаруживать и выявлять неполадки при эксплуатации. Начиная с ультразвукового расходомера Daniel 3804, эти системы
предназначены для использования в трубопроводах при транспортировке нефти с промысла
потребителю, замерах на распределительных узлах и контрольных замерах в таких местах, как
морские платформы, трубопроводы для перекачки сырой нефти
Рис. 4
и продуктов нефтепереработки
и товарные терминалы. Ультразвуковой расходомер точно замеряет расход большого ассортимента жидкостей, включая сырую нефть, дистиллятные топлива и продукты нефтехимии с точностью ± 0,15% при изменении расхода в пределах
10:1. Он отличается конструкцией измерительного
преобразователя, которая включает стеклянный
слой согласования для точного акустического
связывания и обнаружения формы волнового
импульса, что позволяет выполнить более точные
замеры. В расходомере используется измерение времени прохождения по четырем хордам.
Четыре пары преобразователей, установленных
как неотъемлемая часть расходомера, позволяют
ему поддерживать высокую точность в широко
меняющихся условиях, включая смену жидкостей.
Несмачивающиеся безопасные, по сути, преобразователи можно заменить за считанные минуты во время работы, даже в опасных условиях,
не прибегая к опорожнению или снижению
давления в расходомере. Во всем ассортименте
расходомеров серии 3800 – диаметром от 4 до
12" в классах ANSI от 150 до 900 – применяются
одинаковые детали.
Выбери 6 на сайте www.WorldOil.com/RS.html
СКВАЖИННАЯ
НАСОСНАЯ
УСТАНОВКА
Скважинный насос Tex-Jet представляет собой
уникальную установку механизированной добычи
двухфазной жидкости, в которой для движения добываемых флюидов вверх по колонне НКТ используется забойное давление и давление нагнетаемого газа без применения подвижных деталей. Насос
и пакер устанавливаются ниже верхнего уровня
жидкости. Газ закачивается в обсадную колонну
и попадает во впускные отверстия насоса, проталкивая добываемые флюиды в эксплуатационную
колонну. Газлифтные клапаны устанавливать не
требуется. Насос Tex-Jet, установленный вместе
с пакером, при правильно подобранном газовом
компрессоре служит законченной установкой
механизированной добычи. Не имея подвижных
42
деталей, установка предусматривает непрерывную эксплуатацию и сокращает необходимость
ремонтных работ. Она является
энергосберегающей, исключает
чрезмерный износ оборудования
и сокращает время простоев. Не
нуждаясь в станке-качалке, насосных штангах, скважинном
насосе или связанном с этим поверхностном оборудовании, она
снижает капитальные затраты и
является безопасной с экологической точки зрения.
Выбери 7 на сайте www.
WorldOil.com/RS.html
БОЛТЫ
С РЕГУЛИРОВАНИЕМ
НАТЯЖЕНИЯ
Крепления RotaBolt с регулированием натяжения были выбраны для новых лубрикаторных затворов, применяемых на морских буровых установках
в качестве предохранительного испытательного
устройства в системах водоотделяющих колонн
в открытом море. Новые затворы изготовлены
международной нефтяной сервисной компанией
Expro. Затвор является относительно недавней
разработкой, применяемой при монтаже и ремонте подводной фонтанной арматуры. Он обычно
устанавливается в 50−200 м ниже пола буровой
установки и позволяет вводить и опрессовывать
внешним давлением забойную колонну с буровым
инструментом, гарантируя, что все ее секции функционируют правильно и до своей установки могут
выдержать давление в стволе скважины. Система
RotaBolt 2 была выбрана потому, что она обеспечивает широкий диапазон регулирования натяжения
при монтаже, затяжке соединений и проверке во
время эксплуатации. В ней имеется две настройки натяжения в одном чувствительном элементе,
она отличается наличием сдвоенного колпачкаиндикатора нагрузки – наружного колпачка для
высокого натяжения и внутреннего колпачка для
низкого натяжения – позволяя выбрать диапазон
натяжения для регулирования чрезмерной затяжки
или технического обслуживания. Лубрикаторный
затвор также позволяет проводить опрессовку
водоотделяющей колонны и расположенной выше
нее поверхностной фонтанной арматуры и обеспечивает дополнительный барьер безопасности между
подводным устьем и буровой установкой. Длина
каждого затвора составляет около 132", наружный
диаметр 24,2", а проходной диаметр до 7,375". Десять
креплений RotaBolt 2 устанавливаются на фланцах
с обоих торцов затвора.
Выбери 8 на сайте www.WorldOil.com/RS.html
Перевел С. Сорокин
№1 • январь 2008
Н Е Ф Т Е ГА З О В Ы Е
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATERTECHNOLOGY
ОСВОЕНИЕ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ САН ДЖАСИНТО
И СПАЙДЕРМЕН
C. M. Vercher, Eni, D. Blakeley, Anadarko Petroleum Corp.
Многие компании рассматривают варианты освоения морских месторождений на очень больших
глубинах и получения взаимных выгод путем привязки их к проекту Independence Hub
Для облегчения освоения нескольких открытых морских малодебитных месторождений природного газа, находящихся на очень больших глубинах в восточной части
Мексиканского залива, названное проектом Independence
Hub было образовано уникальное партнерство между разведочными и добывающими компаниями и компаниями,
обеспечивающими промежуточный транспорт добываемого продукта. Два из месторождений, привязанных
к этому проекту, совершенно естественно подходят для
совместного освоения. Через пять месяцев после открытия
компанией Anadarko месторождения Спайдермен в ноябре
2003 г. компания Eni объявила об открытии месторождения Сан Джасинто. Близость этих месторождений друг к
другу, а также незначительное удаление их от центральной
полупогружной платформы Independence Hub позволило
принять выгодное коммерческое решение. В настоящей
статье сделан краткий обзор проектов освоения этих месторождений от момента их открытия, запланированных
этапов разработки и до утверждения проекта.
Группа Arwater Valley Producers Group, включающая
компании: Anadarko Petroleum Corp., Devon Energy
Corp., Eni и Hydro Gulf of Mexico вместе с двумя компаниями, обеспечивающими промежуточный транспорт
добываемой продукции: Enterprise Products Partners и
Helix Energy Sоlutions Group, совместно разработали
глубоководную центральную платформу и систему
трубопроводов для транспортировки газа, добываемого на месторождениях в юго-восточной части Каньон
Миссисипи, в юго-западной части Каньон Де Сото, в
северо-восточной части Этвотер Вэлли и в северо-западной части Ллойда Ридж. Independence Hub включает
центральную плавучую платформу с возможностями обработки около 1 млрд фут3/сут газа и газопровод диаметром 24" протяженностью 134 мили (1 миля = 1,609 км)
для транспорта добываемого газа на новую платформу,
построенную на мелководном участке 68 в районе Уэст
Дельта, которая соединена с системой газопроводов шт.
Теннеси. В настоящее время центральная платформа
соединена подводными газопроводами с 10 месторождениями (15 скважин), входящими в проект.
Открытие северных месторождений Спайдермен и
Сан Джасинто в значительной степени повлияло на выбор
местоположения центральной платформы и в результате
ее переместили дальше на север (рис. 1). Из-за небольшого
удаления месторождений Спайдермен и Сан Джасинто
до платформы и близости их друг к другу они естественно
подходили для совместного подводного освоения. Однако
из-за различных операторов и владельцев с различными
Н Е Ф Т Е ГА З О В Ы Е
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2008
долями собственности на этих месторождениях совместное
освоение оказалось проблематичным.
МECТОРОЖДЕНИЕ СПАЙДЕРМЕН
Месторождение Спайдермен находится на участках 620 и 621 в Каньон Де Сото в восточной части
Мексиканского залива на расстоянии приблизительно
200 миль от Нового Орлеана. Месторождение находится в образовавшихся ранее солевых пластах на глубине
около 8100 фут (1 фут = 0,3048 м). Это опирающееся на
амплитуду поднятия складки месторождение залегает в
направленном на юг взбросе главной куполообразной
складки, образованной сбросами в трех направлениях,
которая простирается с запада на восток через участки 620 и 621 Каньон Де Сото (DC). Месторождением
совместно владеют компании Anadarko, Eni и Hydro.
Во время разведочного и оценочного бурения были
обнаружены промышленные запасы углеводородов
в четырех пластах песчаника: в MM9 верхнем, ММ9
среднем, ММ7 главном и ММ7 южном.
На этом глубоководном месторождении были открыты газоносные пласты среднего миоцена при бурении
скважины DC 621-1 оператором- компанией Аnadarco в
ноябре 2003 г. Скважина-открывательница месторождеСан Джасинто
Спайдермен
Каньон Миссисипи
Каньон Де Сото
Центральная платформа
Independence Hud
Мондо НВ
Атлас НВ
Атлас
Мердшенсер
Этвотер Вэлли
Вортекс
Ллойд Ридж
Юбили
Чейенн
Рис. 1. Месторождения Спайдермен и Сан Джасинто повлияли на
выбор местоположения центральной платформы Independence Hud
и в результате ее переместили дальше на север
43
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATERTECHNOLOGY
ния была пробурена на измеренную глубину (measurement depth − MD) 15 829 фут. Был выполнен каротаж
участка скважины длиной 36 фут из суммарной фактической вертикальной толщины (true vertical thickness −
TVT) газового продуктивного пласта последовательно
для пластов MM9 и ММ7. В течение декабря 2003 г.
были последовательно зарезаны боковые стволы вверх
по восстанию пласта. В марте 2004 г. в DC 620 была
пробурена вторая оконтуривающая скважина. Она подтвердила границы простирания пластов ММ9 среднего
и ММ7 главного в поперечном направлении на западной
границе месторождения. В декабре 2005 г. была пробурена скважина DC 621-2BP3 для определения контакта
воды с газом в песчаниках MM9 среднего пласта и для
тестирования ММ7 южного пласта. Как и ожидалось,
при бурении скважины контакт воды с газом был обнаружен в песчаниках MM9 пласта на глубине TVDSS
14 473 фут. При бурении этой скважины на глубине TVD
52 фут также обнаружен продуктивный горизонт в виде
отдельной залежи в ММ7 южного пласта.
Углеводороды в продуктивных пластах представляют собой очень тощий газ, содержащий более 95 %
(мольных) метана и связанный конденсат в количестве
1−3 брл/млн фут3. Давления и температуры в пластах
изменяются от 7500 фут/дюйм2 и 129 °F в пласте MM9 до
8360 фут/дюйм2 и 155 °F в более глубоком пласте MM7.
План освоения месторождения включает использование трех эксплуатационных скважин: DC 620-1, DC
620-1 ST1 и DC 620-2 ВР3, бурение которых было закончено на начальном этапе освоения месторождения. В
скважине DC 620-1 был использован узел заканчивания
SMART для совместной эксплуатации двух продуктивных пластов MM7 главный и ММ9 верхний. Последняя
скважина DC 621-2 BP3 была закончена как скважина,
предназначенная только для эксплуатации пласта ММ7
южный. Все законченные в продуктивных горизонтах
скважины были тестированы на приток при расходах
больше 60 млн фут3/сут.
МЕСТОРОЖДЕНИЕ САН ДЖАСИНТО
Месторождение San Jacinto находится в блоках
DC 618 и 619 на расстоянии около 200 миль на юго-восток от Нового Орлеан на глубине 7850 фут. Оно залегает
над солевыми пластами в северной части Каньон Де
Сото, где глубоководные отложения среднего и позднего миоцена покрывают ранее существующие мезозойские складки с солевым ядром. Месторождением
совместно владеют компании Anadarko, Eni и Hydro.
Особенностью геологической структуры этого
месторождения, является то, что оно опирается на амплитуду поднятия куполообразной складки с низким
рельефом (< 150 м) с солевым ядром, которая образована сбросами в четырех направлениях, с направлением главного сброса почти по нормали снизу на север
(подъем 0–200 фут). Эта складка простирается с востока на запад через южную границу месторождения.
Стратиграфия месторождения отражает имеющуюся
в этой области взаимную связь с неровным морским
дном отложений мутьевых потоков, содержащих много
песка, осадочных отложений, переноса комплексов
осадочных пород, отложений мутьевых потоков малой
плотности и отложений в каналах или протоках, образовавшихся на дне.
44
Глубоководные пласты турбидитовых песчаников
среднего и позднего миоцена были открыты в мае 2004 г.
при бурении скважины DC 618-1 оператором Eni. Скважина была пробурена на глубину MD 15 829 фут, был
выполнен каротаж участка скважины длиной 86 фут из
суммарной ТVT толщины продуктивных пластов песчаника на отметках 4924, 5200 и 5300 фут и тестирование
предела падения продуктивных пластов Ни в одной из
скважин, пробуренных в этих пластах, при каротаже не
было обнаружено воды. Данные по давлениям и сейсмическим амплитудам говорят о том, что между скважинами
нет разрывов в пластах.
Данные по притокам из каждого продуктивного
пласта показывают, что в скважины поступает сухой
газ с содержанием метана больше 95 мольных % и связанный конденсат в количестве 1−4 брл/млн футов3.
Давления и температуры в пластах изменяются от
7590 фут/дюйм2 и 127 °F на отметке 4924 фут в газоносном
пласте до 7708 фут/дюйм2 и 149 °F на отметке 5300 фут в
газоносном пласте. План освоения месторождения включает использование двух эксплуатационных скважин
DС 618-1 и DC 618-2, которые были закончены бурением
в течение первоначального этапа освоения. В скважине
DC 618-1 был использован узел заканчивания SMART для
совместной эксплуатации двух продуктивных пластов
на отметках 5200 и 5300 фут. В скважине DC 618-2 был
использован узел заканчивания SMART для совместной
эксплуатации двух продуктивных пластов на отметках
4924 и 5200 фут. В будущей скважине DС 618-3 будет
выполнено тестирование амплитуд поднятия глыб, образовавшихся в результате сбросов, на южной границе
месторождения.
АНАЛИЗ СОВМЕСТНОГО ОСВОЕНИЯ
После утверждения проекта Independence Hud и
выбора местоположения центральной платформы в
блоке 920 в Каньон Миссисипи приступили к разработке планов освоения этих двух подводных месторождений. Из-за сложности проекта Independence Hud на
этапе проектирования нужно было разработать модель
для оптимизации подводных систем и сооружений
для индивидуальных месторождений. Была создана
интегрированная модель их разработки, динамически
связывающая три части систем эксплуатации этих
двух месторождений в одной интерактивной модели
общей системы их эксплуатации. Эта модель позволила
выполнить анализ чувствительности комбинаций аналитических моделей − моделей материального баланса
для газоносных пластов, моделей кривых подъема и
притока для определения характеристик скважин и
отдачи пласта и моделей прокладываемых на дне моря
сетей для анализа подводных систем транспорта продукции, водоотделяющих колонн и находящегося на
дне эксплуатационного оборудования. В результате
была разработана оптимизированная модель освоения всех этих месторождений в составе проекта Independence Hud от газоносных пластов до линии сбыта
продукции.
Один из важных элементов был связан с оценкой
вариантов подводных систем транспорта газа для месторождений Сан Джасинто и Спайдермен, поскольку
скважины Спайдермен находились на расстоянии
25 миль от центральной платформы, а скважины
№1 • январь 2008
Н Е Ф Т Е ГА З О В Ы Е
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATERTECHNOLOGY
Базовые проекты автономного освоения
Месторождение
Сан Джасинто
Месторождение Сан Джасинто
Месторождение
Спайдермен
Один трубопровод, 8"
Месторождение Спайдермен
Два трубопровода, 8"
6,1 мили
3 водоотделяющих колонны
Центральная платформа Independence Hud
Рис. 2. Расстояние между меcторождениями Спайдермен−Сан Джасинто равно 6 миль, в то время как расстояние их от центральной
платформы равно примерно 20 миль
Сан Джасинто на расстоянии 22 мили. Однако расстояние между этими месторождениями было только
около 6 миль (рис. 2). Важным аспектом, влияющим на
принятие решения об освоении этих месторождений,
является большое удаление их от центральной платформы и их близость друг к другу.
В качестве исходного варианта был выбран традиционный вариант автономного освоения с использованием
линий транспорта газа на центральную платформу,
которые каждый партнер строит исключительно на
свои средства (рис. 3). Для месторождения Спайдермен
рекомендуется использовать систему транспорта добываемого газа от скважин на платформу, включающую
два трубопровода, чтобы гарантировать бесперебойный
транспорт газа и эксплуатационную гибкость за счет
возможности использования одной или обеих линий.
Для автономного освоения месторождения Сан Джасинто l рекомендована система транспорта газа с одним
трубопроводом. Хотя более предпочтительна система
транспорта с двумя трубопроводами, поскольку она гарантирует бесперебойный транспорт газа и эксплуатационную гибкость, однако, это месторождение еще недостаточно исследовано и оконтурено и это не позволяет
гарантировать, что его запасы смогут окупить капиталовложения. Использование автономных подводных систем
трубопроводов для каждого месторождения также упрощает процедуры измерений и распределения.
Из-за неопределенности запасов месторождения
Сан Джасинто проект не был утвержден. На этом этапе
переговоров с партнерами по проекту Independence
Hub, для гарантии того, что это месторождение можно
будет осваивать с использованием центральной платформы, нужно уменьшить тарифы за транспорт газа
приблизительно до 0,06 долл/1000 фут3 для всех операторов, входящих в Arwater Valley Producers Group. Партнеры-операторы месторождения Спайдермен имели
экономический стимул для привлечения операторов
месторождения Сан Джасинто в проект Independence
Hud и проявили желание исследовать варианты совместного освоения для получения максимальной прибыли.
Поскольку оба месторождения находятся на расстоянии около 20 миль от центральной платформы, а между
ними расстояние только шесть миль, поэтому владель-
Н Е Ф Т Е ГА З О В Ы Е
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2008
Рис. 3. В исходном варианте используются традиционные автономные трубопроводы, которые строятся каждым партнером исключительно на свои средства, для гарантии бесперебойной работы и
обеспечения эксплуатационной гибкости
цы были заинтересованы в исследовании совместного
их освоения. Интегрированная модель эксплуатации
месторождений помогла оценить базовый традиционный вариант автономного освоения месторождений, а
также другие варианты совместного освоения.
ВАРИАНТ 1
В качестве первого варианта совместного освоения
был принят вариант с одной линией газопровода между
каждым месторождением и центральной платформой
и с одним газопроводом между месторождениями
(рис. 4). Хотя этот вариант не обеспечивает такой эксплуатационной гибкости, как вариант автономного
освоения, тем не менее, наличие такого газопровода
между месторождениями позволяет непосредственно
транспортировать некоторую часть или весь газ, добываемый на одном месторождении, по любой из линий,
связанных с центральной платформой, для оптимизации их загрузки в зависимости от дебита скважин. С
тремя запланированными эксплуатационными скважинами и с первоначально более высокими пластовыми
давлениями темпы добычи газа на месторождении
Спайдермен первоначально могут быть более высокими. Поэтому выгодно использовать трубы большего
сечения и за счет этого иметь меньшее падение давление из-за трения. Приемлемым по цене решением для
этого варианта является использование 10-дюймовых
труб. Однако опыт показывает, что газовые пласты на
обоих месторождениях будут иметь более высокие
коэффициенты газоотдачи при транспорте газа по
трубам меньшего проходного сечения, потому что
при использовании таких газопроводов допускаются
меньшие расходы жидкости, удерживаемой в водоотделяющих колоннах.
По сравнению с базовым вариантом, в котором
Спайдермен скважины имеют сразу же доступ к любой
линии газопровода, можно ожидать, что при прокладке
линии меньшего диаметра через Сан Джасинто, будет
в конечном счете более высокое давление из-за трения
и связанные с этим потери запасов газа на месторождении Спайдермен из-за более высокого пластового
давления к моменту истощения пласта. Важным пре-
45
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATERTECHNOLOGY
Вариант 1 совместного освоения с отдельными линиями
транспорта газа
Месторождение
Сан Джасинто
Месторождение
Спайдермен
Один трубопровод, 8"
Месторождение
Сан Джасинто
Месторождение
Спайдермен
Отвод, 8"
Совместно используемый
трубопровод, 8"
Два трубопровода, 10"
2 водоотделяющих колонны
Центральная платформа Independence Hud
Рис. 4. Вариант 1 с отдельными линиями транспорта газа с каждого
месторождения на центральную платформу и с линией, соединяющей оба месторождения
имуществом этого варианта являются меньшие капиталовложения, хотя экономия от уменьшения длины
линий, числа водоотделяющих колонн и сепарационного оборудования частично компенсируется за счет
использования линий большего диаметра, приспособленных для более высоких начальных темпов добычи
газа на месторождении Спайдермен.
ВАРИАНТ 2
При оценке второго варианта совместного освоения месторождении обратили особое внимание на
нерешенные в Варианте 1 задачи, касающиеся эксплуатационной гибкости и потерь запасов. В Варианте 2
используется одна предназначенная для совместного
использования система транспорта, состоящая из двух
линий газопроводов, прокладываемых от центральной
платформы проекта Independence Hud до меcторождения Спайдермен, и отвод, включающий одну линии газопровода, который присоединяет San Jacinto к системе
газопроводов совместного использования (рис. 5).
Наличие отвода между Сан Джасинто и Спайдермен
обеспечивает гарантированный транспорт продукции с
меньшим риском из-за сравнительно небольшой длины
этого трубопровода. Такая система позволяет оптимизировать добычу газа из нескольких скважин при
сильно изменяющихся гидродинамических давлениях
в газопроводах за счет эксплуатации их при различных
рабочих давлениях. При более высоких начальных
давлениях и более высоких начальных суммарных
расходах первоначально скважины Спайдермен могут
быть присоединены к 10-дюймовому газопроводу, а
скважины Сан Джасинто могут быть отдельно присоединены к 8-дюймовому газопроводу.
К концу срока эксплуатации оба месторождения
будут получать доступ к 8 -дюймовой линии для уменьшения расхода жидкости, удерживаемой в водоотделяющих колоннах, и пластовых давлений к моменту истощения месторождений. Хотя увеличение суммарной
длины газопроводов для San Jacinto приведет в итоге к
увеличению трения и, как ожидается, к уменьшению
газоотдачи, тем не менее, предполагается, что будут
лучшие экономические показатели за счет уменьшения
капиталовложений. Уменьшение длины газопроводов,
46
Вариант 2 совместного освоения с отдельными линиями
транспорта газа
Совместно используемый
трубопровод, 10"
2 водоотделяющих колонны
Центральная платформа Independence Hud
Рис. 5. Вариант 2 с совместно используемой системой транспорта
газа из двух трубопроводов между центральной платформой и
месторождением Спайдермен с отдельным отводом, соединяющим
месторождение Сан Джасинто с совместно используемой системой
транспорта газа
числа водоотделяющих колонн, сепарационного оборудования и длины шлангокабелей частично компенсируется увеличением диаметра трубы в одной линии.
С помощью модели интегрированной эксплуатации
месторождений было доказано, что оба варианта совместного освоения месторождений являются жизнеспособными. Базовый традиционный вариант автономного
освоения месторождений обеспечивает возможность
максимальной добычи газа, но также является самым
капиталоемким. По оценкам стоимость автономного
газопровода с месторождения Сан Джасинто приблизительно равна 64 млн долл., а стоимость автономного
газопровода с месторождения Спайдермен равна 103 млн
долл. и суммарная стоимость равна 167 млн долл.
Прогнозы, полученные при моделировании варианта Варианта 1, показали 5%-ное уменьшение предельной добычи газа на двух месторождениях, однако
суммарная стоимость проекта значительно уменьшилась. Для Варианта 2 получили уменьшение добычи
газа приблизительно на 4 %, но при этом было самое
большое уменьшение капиталовложений, на 31 млн
долл. меньше по сравнению с базовым вариантом. Несмотря на потерю запасов, был выбран Вариант 2, так
как он имеет самые высокие суммарные показатели,
из трех вариантов, которые можно получить для этих
месторождений в настоящее время.
СОГЛАШЕНИЕ О СОВМЕСТНОМ ОСВОЕНИИ
После выбора варианта совместного освоения
месторождений между двумя операторами и владельцами различных долей начались переговоры с целью
заключения соглашения. Прогнозируемую экономию
в 31 млн долл по сравнению с базовым вариантом нужно было разделить между двумя месторождениями.
Соглашение о совместном освоении будет определять
капиталовложения и распределение мощностей подводных систем и сооружений.
В ходе переговоров выполнили оценку нескольких
вариантов распределения затрат, включая запасы и
число скважин. Однако, партнеры согласились, что
самый приемлемый способ распределения затрат дол№1 • январь 2008
Н Е Ф Т Е ГА З О В Ы Е
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATERTECHNOLOGY
жен базироваться на расчетной суммарной стоимости
двух автономных систем. По оценкам полные капиталовложения в базовый вариант равны 167 млн долл.
Стоимость автономной системы для Spiderman равна
103 млн. долл или 62 % от суммарных затрат, в то врем
как стоимость автономной системы для San Jacinto будет равна 64 млн долл или 38 % от суммарных затрат.
Следовательно расходы партнеров, осваивающих
месторождение Спайдермен, должны быть равны
62 % от стоимости подводных систем для совместного
освоения месторождений, а партнеров, осваивающих
месторождение Сан Джасинто, 38 %. Однако, поскольку еще не закончена оценка запасов месторождения
Сан Джасинто, поэтому в соглашении дополнительно
ввели различное распределение затрат партнеров в
процентах с учетом того будет ли на Сан Джасинто одна
или две эксплуатационных скважины. В случае одной
скважины доля затрат в процентах будет изменена, так
что месторождение с одной скважиной может стать
рентабельным. С учетом этого можно было утвердить
освоение Сан Джасинто, несмотря на исход предстоящего бурения оценочной скважины.
По оценкам пропускная способность совместно
используемой подводной системы транспорта газа для
выбранного варианта равна 394 млн фут3/сут газа. Хотя
распределение этой пропускной способности системы
транспорта между двумя месторождениями может
базироваться на теоретических значениях пропускной
способности автономных систем транспорта, тем не
менее, достижение соглашения, базирующемся на таком подходе, могло быть трудным. Партнеры достигли
консенсуса, что самое правильное решение должно
базироваться на распределении капиталовложений в
процентах, определенных для каждого месторождения.
Поэтому в соглашении распределение пропускной
способности системы подводного транспорта газа было
таким: 62 % для месторождения Спайдермен и 32 % для
месторождения Сан Джасинто.
Первоначально предполагалось, что весь газ, добываемый на месторождении Спайдермен , будет транспортироваться по 10-дюймовому трубопроводу совместного
использования, а весь газ, добываемый на месторождении Сан Джасинто, по 8-дюймовому трубопроводу
совместного использования. В течение срока действия
проекта выбранный вариант совместного освоения проекта обладает высоким потенциалом для объединения
объемов добываемого газа на этих месторождениях.
Суммарный расход газа в каждой линии рассчитывается ежедневно с использованием расходов газа поступающих в отдельные сепараторы, присоединенные
к этим линиям. Для распределения добываемого газа
в индивидуальной скважине из объединенной линии,
каждая подводная скважина оборудована подводным
расходомером жирного газа, используемым для тестирования скважин, регулирования добычи из газового
коллектора, измерений и распределения.
Поскольку партнеры в проектах освоения каждого
месторождения проводят дополнительную разведку
в этом районе, поэтому в соглашении также учтена
возможность присоединения подводных систем месторождений, которые могут быть открыты в будущем в
этом районе. Для поощрения использования подводных
систем транспорта соглашение дает право каждой учас-
Н Е Ф Т Е ГА З О В Ы Е
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2008
твующей в нем стороне присоединять месторождения,
в которых они имеют доли собственности, к Совместно
используемой системе сбора и транспорта продукции
без других затрат, помимо тех, которые связаны с монтажом и присоединением реального оборудования.
Пропускная способность присоединяемых линий транспорта газа будет определяться на основе фактических
расстояний будущих месторождений от этой Совместно
используемой системы сбора и транспорта продукции.
Соглашение также позволяет участвующим в нем сторонам покупать долю пропускной способности Совместно
используемой системы сбора и транспорта продукции,
которой владеют другие партнеры.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Проект совместного освоения месторождений
Спайдермен−Сан Джасинто иллюстрирует, как множество компаний, путем рассмотрения диапазона потенциальных вариантов освоения этих месторождений
и оценки каждого варианта с использованием хорошего технического и экономического анализа, могут
получить взаимовыгодное коммерческое решение.
Компании-партнеры, владеющие и разрабатывающие эти два месторождения в неисследованной глубоководной области, объединились для их совместного
освоения с целью получения максимальной выгоды.
Суммарные капиталовложения в этом проекте были
уменьшены на 31млн долл. (19 %) по сравнению с автономным освоением этих месторождений. Проект
совместного освоения позволил раньше санкционировать проект Сан Джасинто (до проведения оценочного
бурения) и уменьшить плату за транспорт газа для
компаний, входящих в Arwater Valley Producers Group
приблизительно до 0,06 долл/1 тыс. фут3.
Проект совместного освоения месторождений
Спайдермен−Сан Джасинто не только позволил улучшить экономические показатели обоих месторождений
и гарантировал освоение месторождения San Jacinto,
но также позволил одновременно сэкономить ценные
ресурсы, когда сроки подготовки проекта для его реализации промышленностью сдвинули даты запуска проекта.
В результате такого сотрудничества были сокращены
времена поставки многих реальных единиц оборудования и конструкций – шлангокабелей, трубопроводов и
водоотделяющих колонн, что очень важно для многих
промышленных проектов. Уменьшение числа таких
единиц оборудования также укорачивает эти сроки
подготовки. Нематериальные активы, подобные транспортно-монтажным судам, которые могут работать в этом
неисследованном глубоководном районе, также пользуются высоким спросом, поэтому сокращение времени
монтажных работ, которое может быть за счет такого
проекта совместного освоения, может оказать влияние не
только на этот проект, но также и на другие проекты.
Перевел В Клепинин
C. M. Vercher (C. M. Верчер), Руководитель подразделения освоения
глубоководных месторождений в компании Eni
D. Blakeley (Д. Блейкли), получил степени бакалавра и магистра по специальности “монтаж и обслуживание технологического оборудования”
в Техасском университете и 25 лет работает в отрасли. Он осуществляет
руководство при бурении нижних горизонтов в восточной части Мексиканского залива, выполняемых Anadarco Petroleum Corp.
47
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATERTECHNOLOGY
МЕТОДЫ
ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
R. F. Vargo, J. F. Heathman, Halliburton, D. S. Kellingray, M. D. Ward, J. M. Lummis, BP Exploration
Уменьшение подачи насоса перед запуском нижней пробки снижает скорость штока
За четыре года, в течение которых компания ВР пробурила
примерно 42 скважины, были разработаны методики оптимизации
расчета цементного раствора и
снижения непроизводительных затрат времени при цементировании
глубоководных скважин.
Самые передовые методы цементирования использовались в
течение многих лет, однако не все
они применимы в глубоководных
скважинах, особенно в тех, где отсутствует водоотделяющая колонна. В данной статье рассмотрены
результаты разработки методов
расчета цементных растворов, расчет температуры, моделирования
вытеснения бурового раствора и
применение скважиных разделительных пробок (subsurface release
plug – SRP).
Применяемая цементная смесь
может в значительной степени
повлиять на стоимость как расчета,
так и транспортного обеспечения
поставок. По мере того, как глубоководные операции удаляются от
береговых баз, следует учитывать
применение системного подхода,
чтобы предусмотреть все потребности для расчета цементного раствора. Встречающиеся трудности
варьируют от фильтрацинного
потенциала на мелководье до высоких температур и давлений. При
правильно выполненном расчете
и схеме подачи цемента могут успешно применяться растворы как
из обычного, так и вспененного
цемента. Расчет подачи цемента
должен включать выяснение характеристик поведения статического напряжения сдвига буровых
растворов.
Хотя общеизвестно, что традиционные методы расчета температуры при циркуляции неправомерно применять в глубоких водах,
использование альтернативных
методов практикуется не всегда.
48
В ходе выполнения этого проекта
компания-оператор осознала важность улучшения характеристик
цементных растворов и снижения
затрат на него на основе грамотного применения моделей теплового
поля в стволе скважины. Внимание
к деталям привело к снижению
затрат на цементный раствор и
получению улучшенных характеристик, о чем можно судить по
герметичности башмака обсадных
колонн.
Для организации операций цементирования и правильного применения пробок SRP проводился
мониторинг в режиме реального
времени и детальный анализ давления. Отклики компаний-операторов
и обслуживающего персонала позволили улучшить производственные показатели, что выразилось
в снижении непроизводительных
затрат времени и затрат на строительство скважин. Это привело
к 100%-ной успешности операций
по сравнению с ранее достигнутой
74%-ной успешностью.
При цементировании глубоководных скважин всегда есть
желание улучшить транспортное
обеспечение поставок с целью снижения потерь цемента и транспортных расходов [1]. Расстояние от береговой базы повышает важность
планирования операций. Дефицит
цемента в некоторых регионах требует принимать в расчет материалы, которые присущи определенным районам. Последние усилия в
области исследований и разработок
улучшили транспортное обеспечение поставок при цементировании
обсадных колонн в отсутствии водоотделяющих колонн [2]. Однако
в своих глубоководных операциях в
Мексиканском заливе компания ВР
еще более улучшила использование
насыпного цемента для обеспечения гибкости при расчете цементного раствора в ходе бурения.
Буримые в настоящее время
глубоководные скважины спроектированы так, чтобы основное
внимание уделялось долгосрочной
зональной изоляции [3]. Буримые в
более глубоких водах скважины могут иметь на устье фонтанирующих
скважин температуры, которые
при расчете цементного раствора
требуют учитывать ухудшение прочности цемента. Хотя этот аспект
учитывается при планировании,
компания ВР по-прежнему в состоянии максимально использовать
преимущества транспортного обеспечения поставок при максимальном снижении затрат.
В операциях без водоотделяющей колонны, когда направляющие и кондукторные колонны цементируются до уровня дна моря,
применяются самые последние
методики и усовершенствования
[3, 4]. Для приготовления цемента
с низкой плотностью применяется цемент класса А (по стандарту
API) в сочетании либо с азотом,
либо полыми микрошариками.
При этом достигается продолжительное время загустевания и
достаточная прочность цемента
на сжатие. И та и другая технология приготовления позволяет
разместить на буровой установке
достаточное количество насыпного цемента для проведения как
первичного, так и исправительного цементирования. Остаток
насыпного цемента после проведения каждой операции включали
в расчет головной порции цементного раствора в последующих
операциях, используя без потерь
весь цемент на буровой установке. Цемент класса А в качестве
дополнительного преимущества
позволяет достигнуть досрочного
развития прочности на сжатие в
головной части цемента. Когда это
возможно, смесь цемента класса А
закачивают в качестве головной
№1 • январь 2008
Н Е Ф Т Е ГА З О В Ы Е
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATERTECHNOLOGY
Таблица 1. Результаты добавки ускорителя течения насыпного цемента
Показатель уплотнения (мера материала к уплотнению)
Ускоритель течения
насыпного цемента, %**
Смесь 1
Смесь 2
Смесь 3
Смесь 4
Смесь 5
Смесь 6
0,000
0,050
0,060
0,070
0,075
0,080
0,100
0,125
0,150
0,175
33,0
15,6
NT*
NT
15,0
NT
NT
NT
NT
NT
27,6
10,8
NT
NT*
9,0
NT
7,8
5,0
6,0
NT
30,0
26,6
NT
NT
20,4
NT
11,6
9,2
6,6
4,2
39,4
36,0
NT
NT
38,0
NT
30,0
14,8
2,6
NT
32,8
23,2
NT
NT
NT
NT
6,1
NT
NT
NT
20,9
15,1
11,3
10,9
NT
11,5
NT
NT
NT
NT
* NT — испытание не проводилось.
** Процентное содержание ускорителя течения насыпного цемента определялось исходя из
весовых процентов каждой смеси.
Статическое напряжение сдвига, фунт/100 фут2
фунт/100 фут2
Время
Рис. 1. Результаты 24-часового испытания, проведенного на образце бурового раствора,
подвергшегося воздействию температуры и давления, показали, что статическое напряжение сдвига начинает возрастать через восемь часов
и хвостовой порции цементного
раствора. Также пригоден цемент
по классификации ASTM, но его
никогда не применяли.
После установки направляющей и кондукторной колонн готовили единую смесь для спуска до
проектных глубин всех остальных
обсадных колонн. Такая смесь
должна готовиться с учетом следующих моментов: наличие кристаллического диоксида кремния для
предотвращения ухудшения прочности цемента, смешиваемость
раствора (применение только жидких добавок для регулирования
плотности) и добавки к цементу
для предотвращения ухудшения
свойств химически активных пластов или для тех районов, для которых характерна неустойчивость
ствола скважин.
Н Е Ф Т Е ГА З О В Ы Е
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Большинство глубоководных
скважин бурится с использованием
буровых растворов на синтетической основе, чтобы разбуриваемые
пласты не встречались с жидкостями, в которых вода является внешней фазой. Однако после подачи
буферной жидкости и цемента в
ствол скважины некоторые глины
могут разбухать или терять устойчивость. Избирательное применение солей в жидкостях, применяемых при цементировании, может
подавить нарушение устойчивости
глин.
И, наконец, применение ускорителей течения насыпного
цемента способствует максимальному опорожнению цистерны и
плавному смешиванию цементного раствора, (табл. 1). Показатель
уплотнения является показателем
№1 • январь 2008
возможности цементной смеси
уплотняться при выгрузке с судна. Более высокие показатели
свидетельствуют о более высокой
склонности к уплотнению. Внося
изменения с помощью жидких
добавок, эту смесь использовали
для первичного цементирования,
исправительного цементирования,
установки пробок для забуривания
нового ствола, исправительного
тампонажа в открытом стволе и
установки пробок при ликвидации
скважин. На буровой установке
хранятся большие объемы одной
цементной смеси, что дает большую маневренность при доставке
материалов и сокращает морские
транспортные перевозки.
ВЫТЕСНЕНИЕ
БУРОВОГО РАСТВОРА
Для определения как статическое напряжение сдвига бурового
раствора при низкой температуре
и высоком давлении влияет на его
вытеснение во время цементирования при отсутствии водоотделяющей колонны был выполнен
подробный анализ операций. Для
выработки инженерного решения
образец бурового раствора подвергли 24-часовому испытанию по
определению статического напряжения сдвига при температуре и
давлении, наблюдаемых во время
спуска-подъема КНБК и спуска
обсадной колонны. Указанное статическое время было достаточно
постоянными. Анализ показал,
для данного конкретного бурового
раствора значения температуры,
давления и статического времени,
используемые при моделировании
трех различных глубин скважины,
оказывают значительное влияние
на моделирование процесса вытеснения бурового раствора. Смоделированные глубины находились
поблизости от уровня дна моря,
на половине расстояния между
уровнем дна моря и проектной глубиной и на средней глубине спуска
обсадной колонны. Результаты
испытания показали, что существенное увеличение статического
напряжения сдвига начинает проявляться примерно через восемь
часов (рис. 1).
Для определения момента возврата цемента и подтверждения
результатов моделирования вытес49
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATERTECHNOLOGY
нения применяли два визуальных
индикатора: ярко окрашенные полимерные шарики, которые можно
разглядеть в свете дистанционно
управляемого аппарата (ROV), и
флуоресцентную краску, которую
видно в ультрафиолетовых лучах.
Индикаторы вводили в потоки
жидкости для определения момента возврата цемента на уровне дна
моря и уменьшения разлива цемента в этом месте.
Хотя потери цемента были сведены к минимуму, главную проблему представлял излишек цемента
вокруг устьев скважин. Данная
установка предусматривала размещение свай в районе опорной
плиты для эксплуатационного манифольда и возникло опасение, что
разлив излишков цемента мог бы
помешать установке свай.
Перед началом операций проводился расчет объема замещения
колонны, предназначенной для
спуска и внутренней колонны, а
индикатор подавали таким образом, что после его распознавания
и подтверждения приемлемого
выхода цемента, можно было бы
приступать к вытеснению с незначительным или полным отсутствием выхода цемента на уровень дна
моря, исключив тем самым разлив
цемента. На практике закачивали
дополнительный объем цементного
раствора в объеме 50 брл для обеспечения хорошего качества сцепления цемента с фильтрационной
коркой на стенках скважины на
уровне дна моря. При сравнении
двух индикаторов предпочтение
было отдано флуоресцентной краске, поскольку шарики-индикаторы
задерживались в месте проведения
работ. В последующих операциях
цементирования шарики выводили из состояния покоя размывом с
помощью аппарата ROV. В отсутствии течения, которое отбрасывало
шарики от места расположения
скважины, фиксирование выхода
цемента становилось проблематичным. Иногда задерживался и
краситель, но новую его порцию
легко было обнаружить.
После фиксирования выхода
цемента можно было расчитать эрозионную способность бурового раствора для выявления эрозии ствола
скважины (табл. 2). Были получены
следующие результаты.
50
Таблица 2. Анализ данных по исследуемым
скважинам
Диаметр
обсадной
колонны,
дюйм
Номер
скважины
Время
SGS*, ч
Излишек
цемента, %
26
20
26
26
26
26
26
26
20
26
26
20
26
26
20
20
20
26
26
26
26
143
142
121
141
123
112
114
111
132
131
113
143
132
134
123
144
113
133
142
144
122
8,0
8,0
10,0
10,0
10,5
12,0
12,5
12,5
12,5
13,0
13,0
13,5
14,0
16,0
19,0
19,5
22,0
25,5
26,0
28,0
31,0
143
140
43
162
198
115
37
51
56
85
36
73
80
81
56
56
63
98
57
57
107
* Время с момента подъема бурильной компоновки до
спуска обсадной колонны на проектную глубину.
• Если статическое время не превышало 12 ч, подвижность бурового
раствора считалась удовлетворительной, а заполнение цементом
превышало расчетные значения.
• Если статическое время превышало 12 ч, страдала подвижность
бурового раствора, а выход цемента
был меньше, чем из скважины с
неразмытыми стенками.
Было зарегистрировано несколько случаев, когда выход цемента не
фиксировали или не отслежтвали
из-за сбоя системы мониторинга,
такие случаи из таблицы были
исключены. Эти результаты очень
хорошо коррелируются с данными лабораторных определений о
том, что для конкретных условий
возврат колонны на проектную
глубину менее чем за 12 ч является
весьма целесообразным для качественного вытеснения бурового
раствора. Время, превышающее
12 ч, свидетельствует о пониженной степени вытеснения бурового
раствора, поскольку выход цемента
был получен преждевременно. В
данном конкретном проекте обсадную колону спускали до того,
как интервал был пробурен и бурильная компоновка, поднималась.
Эта идеальная ситуация давала
возможность пробурить скважину,
поднять бурильную компоновку, а
затем спустить и зацементировать
обсадную колонну.
МОДЕЛИРОВАНИЕ
ТЕПЛОВОГО ПОЛЯ
При расчете цементного раствора для наземных операций и
операций на мелководье температурный градиент обычно подчиняется нормальной зависимости
и позволяет легко рассчитывать
температуру циркуляции и скорость восстановления температуры. В операциях цементирования
данные по соседним скважинам
определяют невозмущенную температуру. Ввиду отсутствия точных данных по соседним скважинам разведочные скважины всегда
представляли собой высокие риски
с точки зрения определения температуры. Однако, располагая
даже вполне точными данными,
определение температуры при
циркуляции без соответствующего моделирования может быть
трудной задачей. Наличие различных градиентов, связанных
с глубоководными операциями,
осложняет моделирование теплового поля и делает бесполезным
использование простых линейных
зависимостей увеличения температуры с глубиной. Непостоянная
глубина воды, морские течения,
тип водоотделяющей колонны и
свойства ее изоляции еще больше
осложняют расчеты температуры
при циркуляции. Ниже уровня дна
моря скважины могут встретить
массивные отложения галита,
имеющие другие характеристики
теплообмена, которые создают
местные и региональные изменения температуры.
Используются различные методики расчета, например, линейные
градиенты ниже уровня дна моря,
начинающиеся с температуры у
дна, и данные измерения температуры, полученные в ходе бурения. Расчеты таких методов часто
являются отступлением от правил
цементирования обсадных колонн
согласно API RP 10B [6]. Данные
методики не учитывают вышеуказанные факторы или их влияние на
теплообмен и температуру флюидов. Модель теплового поля позволяет пользователю моделировать
№1 • январь 2008
Н Е Ф Т Е ГА З О В Ы Е
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATERTECHNOLOGY
Температура, °F
Глубина, фут
скважинные операции,
СКВАЖИННЫЕ
которые приводят к изРАЗДЕЛИТЕЛЬНЫЕ
Невозмущенная t°
Расчет на модели
менениям температуры и
ПРОБКИ
Температура по данным измерений в процессе бурения
улучшить расчет операций
Использование в глубоПрогноз градиента
цементирования. Такие
ководных скважинах пробок
модели могут учесть мноSRP является широко распрогие переменные, напристраненной практикой. По
мер, размеры водоотделясуществу, каждая обсадная
ющей колонны, океанские
колонна представляет собой
течения, скорость и время
хвостовик, подвешенный на
циркуляции, время буреуровне дна моря или внутри
ния и проведения спусранее спущенной обсадной
ко-подъемных операций,
колонны. Чтобы освободить
изменение конфигурации,
установленные в подвеске
теплоту гидратации цепробки, в колонну для спусмента и другие моменты,
ка закачивают шток (стеркоторые могут повлиять
жень). За четырехлетний
на температуру в стволе
рассматриваемый период
скважины.
цементирование обсадных
Данные о температуре
колонн большого диаметра
по глубоководным развес использованием указандочным скважинам проных пробок было связано
анализировали и сравнили
Температура, °F
со значительными непрос различными методами
изводительными затратами
расчета, а затем с моделью Рис. 2. Значения температуры в глубоководной скважине сравни- времени. В данном анализе
теплового поля. Это срав- ли со значениями, полученными согласно методам оценки и мо- обсадными колоннами больдели теплового поля, что выявило расхождение между данными
нение выявило расхож- измерений, полученных в процессе бурения и предполагаемым шого диаметра называются
дения между данными, профилем температуры при циркуляции
промежуточные колонны
полученными в результате
диаметром 13" и 13 5/8".
замера в процессе буреПрежде чем рассмотПервый мешок
ния, и предполагаемым
реть
работу пробок SRP и
Последний мешок
профилем температуры
связанный
с этим порядок
Данные изм. в пр. бур.
при циркуляции ниже
Прогноз градиента
действий, проанализировауровня дна моря (рис. 2).
ли все обычные не внушаДля операции цементироющие доверия результаты
вания модель рассчитала
неудачных или неудовлетпрофиль температуры
ворительных испытаний
или динамику первого и
башмаков. Изучили расчеты
последнего мешка цеменцементного раствора, темта по стволу скважины
пературы и развитие про(рис. 3). Эти данные мочности цемента на сжатие.
гут быть использованы в
Проверили все особенности
процессе лабораторных
лабораторных испытаний
Время, ч
испытаний цементного
и расчета растворов. Прораствора, позволяя гото- Рис. 3. Значения забойной температуры при циркуляции для ведение цементировочных
вить на заказ в нужных хвостовика диаметром 11" показывают, что для одной и той же операций и поставки не
концентрациях замедли- операции и расчете цементного раствора пользователь может значились в списке прители схватывания цемен- сильно завысить значения указанной температуры
чин возникновения неудач.
тного раствора для масштабных при подаче цемента и определение Проанализировали совместимость
операций и улучшить расчет срока срока начала схватывания цемента. буферных жидкостей и применеожидания затвердевания цемента Если башмак обсадной колонны ние ПАВ, а также выяснили, что
перед возобновлением бурения. Не разбуривать слишком рано, то они тоже не были отнесены к прирасполагая такими данными, спе- последствиями этого может стать чинам. Центрирование обсадных
циалист по расчету приступит к ис- «мокрый» башмак, неудовлетвори- колонн проводилось в соответспытанию цементного раствора при тельные результаты испытания на твии с установленным порядком;
температуре окружающего воздуха утечку и развинчивание нижней башмаки с обратным клапаном и
или в охлаждаемой установке и на- муфты обсадной колонны. Может переходные муфты работали норчнет нагревать цементный раствор потребоваться проведение испра- мально. Изучили все технические
до достижения расчетной забойной вительного цементирования, что условия поставщика оборудования
температуры при циркуляции. Это приведет к значительным непро- для работы с обсадными трубами,
повлияет на количество замедли- изводительным затратам времени чтобы убедиться в том, что оно
теля схватывания, применяемого и расходам.
пригодно для совместного испольН Е Ф Т Е ГА З О В Ы Е
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2008
51
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATERTECHNOLOGY
Таблица 3. Сравнение операций цементирования на обсадных колоннах 13″и 13 5/8″
КомпанияQ
оператор
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
А
А
А
А
С
С
В
В
В
В
В
В
С
В
Отклонение
скважины,
градус
ИсправиQ
тельное
цементиQ
рование
Твердый
цемент в
башмаке
СвидетельQ
ство посадки
нижней пробки
Столкновение
пробок
Повышение
давления
после посадки
нижнего штока
35
Нет
Да
Да
Да
Нет
0
Нет
Нет
Да
Нет
Нет
21
Да
Нет
Нет
Нет
Нет
47
Нет
Нет
Нет
Нет
Нет
52
Нет
Да
Да
Да
Нет
15
Да
Нет
Нет
Да
Да
37
Нет
Да
Н/д∗
Да
Н/д
0
Нет
Да
Н/д
Да
Н/д
65
Нет
Да
Н/д
Да
Н/д
28
Да
Нет
Н/д
Да
Н/д
50
Нет
Да
Н/д
Да
Н/д
53
Да
Нет
Н/д
Да
Н/д
45
Нет
Да
Да
Да
Нет
45
Нет
Да
Да
Да
Нет
0
Да
Нет
Да
Нет
Да
48
Нет
Да
Да
Да
Нет
37
Нет
Да
Да
Да
Нет
7
Нет
Нет
Н/д
Да
Н/д
20
Нет
Да
Да
Да
Нет
0
Нет
Да
Да
Да
Нет
0
Нет
Нет
Да
Нет
Нет
33
Нет
Нет
Нет
Нет
Да
45
Да
Нет
Нет
Да
Да
23
Нет
Да
Да
Нет
Нет
2
Да
Нет
Нет
Да
Да
0
Да
Да
Да
Да
Нет
0
Нет
Нет
Нет
Нет
Нет
0
Да
Нет
Нет
Нет
Нет
Изменение методики спуска комплекта пробок в обсадных колоннах 13″ и 13 5/8″
0
Нет
Да
Да
Да
Нет
0
Нет
Да
Да
Нет
Нет
0
Нет
Да
Да
Да
Нет
18
Нет
Да
Да
Да
Нет
43
Нет
Да
Да
Да
Нет
30
Нет
Да
Да
Да
Нет
0
Нет
Да
Да
Да
Нет
0
Нет
Да
Да
Да
Нет
Н/д – нет данных
зования и правильно установлено.
В некоторых случаях невыход цемента отмечался из-за специфики
скважинных условий или малого
просвета между обсадной колонной и стенкой скважины, поэтому
кондиционирование бурового раствора проводили не всегда. Однако
нельзя убедительно связать явные
неудачи с некачественным кондиционированием бурового раствора. По мере проведения анализа
операции, связанные с пробками
SRP, подвергли сомнению.
Во всех случаях применялись
комплекты из двух пробок. Хорошо известно, что неспособность
комплекта пробок качественно разобщать жидкости может ухудшить
действие цементного раствора, что
приводит к неудовлетворительной
гидроизоляции пластов и башма52
ков обсадных колонн. Основная
проблема заключалась в том, освободилась ли в нужное время
пробка или нет и было ли правильно или неправильно установлено
намеченное время освобождения
при последовательном движении
жидкостей.
Точное определение объема замещения стало важным не только
для общего успеха операции, но
и правильного расчета времени
работы пробок. За два года были
собраны данные по 28 операциям
цементирования обсадных колонн
большого диаметра (табл. 3). Из
всех операций 68 % оказались успешными. Из неудачных операций,
о чем свидетельствовали результаты испытания на утечку, 56 %
показали на отклонение от нормы.
Не было зафиксировано изменение
давления, которое бы указывало
на посадку пробки на обратный
клапан. Эта закономерность подтвердила результаты тщательного
изучения инструментов и действий,
связанных с этими пробками.
Проанализировали и сравнили
записи давления нагнетания на
устье скважин. Во всех случаях
можно было зафиксировать показания давления нагнетания при
посадке штока для запуска пробок.
Кроме того, также можно было зафиксировать показания давления
нагнетания при запуске и посадке
пробок. Там, где не были отмечены
посадки нижних пробок, в башмаке все время фиксировали незатвердевший цемент или невыход
цемента. Из всех операций в 83 %
случаях потребовалось исправительное цементирование башмака.
И наоборот, в случаях, когда исправительный тампонаж не потребовался, в 83 % операций отмечалось
положительные признаки посадки
нижней пробки. Также в 68 % таких
операций в башмаке отмечался
твердый цемент.
Там, где применялся комплект
из двух пробок, во время запуска
нижней пробки цементный раствор закачивали при подаче насоса
4–8 брл/мин. Во всех без исключения случаях при запуске нижней
пробки подачу насоса никогда не
снижали. Рекомендаций по снижению подачи насоса на этом этапе не
существует. Теоретически считалось, что применяемый для запуска
нижней пробки шток ударяется об
нее с высокой скоростью, вслед
за ним следует столб цементного
раствора, который может обойти нижнюю пробку. Кроме того,
считалось, что при этом нижняя
пробка либо останавливается, так
что цементный раствор проходит
через нее, либо дает возможность
цементному раствору проходить
через нее, но при этом сама движется вниз по обсадной колонне с
меньшей скоростью.
Из всех операций следовало, что
верхний шток запускает верхнюю
пробку. С учетом этого полагали,
что верхняя пробка входила в зацепление с нижней выше обратного клапана и обе пробки двигались
вниз по обсадной колонне как
единое целое. Такая ситуация приводила к образованию загрязнен-
№1 • январь 2008
Н Е Ф Т Е ГА З О В Ы Е
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATERTECHNOLOGY
ной смеси бурового и цементного
раствора.
Поскольку при этом цементный раствор больше не отделен
от бурового, весьма вероятно его
сильное загрязнение вблизи пробок. Кроме того, передний фронт
цементного раствора, вероятно,
загрязнялся буферной жидкостью
и буровым раствором. Во всех
операциях объем использованного цемента был сравнительно
небольшим – обычно менее
150 брл. Поскольку пробки двигались вниз по скважине как единой
целое, это объясняло причину
отсутствия каких-либо признаков
посадки нижней пробки на обратный клапан. После этого, если
верхняя пробка не столкнулась с
нижней, как запланировано, находящаяся непосредственно под
пробками жидкость также будет
загрязнена. Такое загрязнение
может повлиять на герметичность
цемента внутри башмака и кольцевого пространства. Отклонение
таких скважин превышает 20°, что
осложняет движение жидкостей
в 60 % рассмотренных скважин
(до изменения методики). Поскольку отсутствует барьер, разделяющий цемент, буферную
жидкость и буровой раствор при
их движении, загрязнению переднего фронта цементного раствора
также мог способствовать эффект
бойкота [7].
По завершении анализа была
разработана методика предотвращения загрязнения цементного
раствора, которая включает следующее.
• Точное определение объема
труб.
• Регулирование подачи насоса в
момент ожидаемой посадки штоков
и пробок.
• Мониторинг в режиме реального времени.
• Планы действий в непредвиденных обстоятельствах.
Точное определение объемов
замещения используется для гарантии того, что при использовании
комплекта пробок было известно
положение штоков на протяжении
всей операции. Чтобы добиться
этого, необходимо было выполнить
следующее.
1. Компанию-оператор попросили измерить объем колонн для
Н Е Ф Т Е ГА З О В Ы Е
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
спуска. На конце колонны разместили задерживающее устройство
и запустили шар. Показания давления позволяли точно измерить
объем замещения колонны.
2. Все обсадные трубы, которые
предполагалось использовать, были
измерены на площадке хранения
с помощью ультразвукового нутромера, что позволило определить
средний диаметр обсадной колонны для каждой свечи. Эти данные
затем использовали в расчетах объемного коэффициента для данной
конкретной колонны. В крайнем
случае, когда не было возможности использовать ультразвуковой
нутромер, использовали ручной
инструмент. При сравнении журнальных данных о номинальном
диаметре с данными измерений
ручного и ультразвукового нутромера выявили расхождение в
размере ±0,00151 брл/пог. фут
(ошибка более 1%). При длине обсадной колонны более 10 тыс. фут
разница в объеме превысила бы
15 брл. Это может в значительной
степени повлиять на расчет объема
замещения.
Анализ методов оценки работы
пробок на месте проведения работ
был признан принципиально важным. Признавая, что цементный
раствор должен быть разделен
пробками, было подчеркнуто, что
буферную жидкость следует закачивать до запуска нижней пробки
в отличие от широко распространенной практики запуска пробки
до или во время закачки буферной жидкости. Поскольку объем
замещения колонны для спуска в
интервале от поверхности до дна
моря относительно небольшой,
цементный раствор обычно закачивают во время запуска нижней
пробки.
Учитывая, что это приводит к
превышению гидростатического
давления, для снижения силы удара
штока о нижнюю пробку подачу
насоса при запуске пробки уменьшили до менее 2 брл/мин. Этот же
порядок действий повторили при
запуске верхней пробки.
Теперь, когда была определена
методика повышения эффективности работы пробок, было принято
дополнительное усовершенствование: определение окончательного объема замещения исходя из
№1 • январь 2008
известного находящегося между
пробками объема цементного раствора и характеристики давления
при посадке нижней пробки.
Регулярный мониторинг операции цементирования в режиме
реального времени [8] может не
потребоваться, но для имеющих
важное значение глубоководных
операций истинное значение
объема замещения получили по
результатам инженерного расчета
в ходе проведения операций. Располагая данными, получаемыми в
режиме реального времени, специалисты контролировали кривую
давления и сразу же вносили корректировки или же реализовывали
план действий в непредвиденной
ситуации. Если не отмечалось посадки нижней пробки на обратный
клапан, наихудшее предположение
заключалось в том, что комплекту
пробок не удалось разобщить
цементный раствор с буровом
раствором.
Немедленным действием было
уменьшение вдвое объема замещения от объема башмака. Такой
шаг привел к тому, что любой значительный объем загрязненного
раствора оказался перед двойными
пробками (исходя из того, что они
перемещаются вместе как единое
целое). Загрязненный объем раствора удерживался в башмаке или
выше башмака обсадной колонны, снижая тем самым опасность
нахождения этого объема вблизи
соединений башмака, что приводит
к неудачному испытанию башмака
после разбуривания.
Для обеспечения безопасной
и эффективной работы верхней
пробки необходимы следующие
действия:
• измернение нутромером обсадной колонны;
• точное определение объема замещения колонны для спуска
обсадной колонны, не полагаясь на журнальные данные
для определения объемных
коэффициентов;
• сброс нижней пробки после
закачки буферной жидкости;
• снижение подачи насоса при
запуске каждой пробки;
• контроль в режиме реального
времени данных для фиксирования посадки нижней
пробки;
53
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATERTECHNOLOGY
• повторное определение объема
замещения, опираясь на факт
посадки нижней пробки;
• закачка оставшегося объема
замещения исходя из объема
цементного раствора между
пробками;
• сокращение объема замещения в два раза от объема башмака, если не фиксируются показания давления при посадке
нижней пробки.
С использованием этой методики было успешно выполнено цементирование восьми обсадных колонн
большого диаметра (см. табл. 3). Во
всех операциях зафиксированы
показания давления при посадке
нижней пробки и определено, что
во всех башмаках находится твердый цемент. И наконец, ни в одной
из обсадных колонн не потребовалось проведение исправительного
цементирования.
ВЫВОДЫ
Самые передовые методы цементирования глубоководных
скважин, разработанные и/или
усовершенствованные за данный
четырехлетний период, обеспечили
поэтапное изменение эффективности производственных работ и
существенное снижение непризводительных затрат времени. Ни
одно из этих изменений не было
сложным или существенно сказалось на стоимости операций, но
внимательность при проведении
этих процедурных изменений
имела решающее значение для
успеха.
Планирование перед проведением операций должно включать в
себя анализ поведения статического напряжения сдвига намечаемых
к применению буровых растворов
для каждого интервала. Изменения
в составе бурового раствора и/или
методике цементирования должны предлагаться на этом этапе с
целью обеспечения достаточной
подвижности бурового раствора.
Применение визуальных индикаторов оказалось эффективным
для определения момента начала
вытеснения, сводя к минимуму
разливы цемента на дне моря и его
потери. Однако при использовании
индикаторов следует тщательно
оценивать ожидаемые условия на
дне моря.
54
Расчеты температуры при циркуляции в глубоких водах не описываются ни одним набором известных
градиентов или эмпирическими правилами. Различная глубина вод и наличие массивных соляных тел может
сильно повлиять как на статическую
температуру, так и на температуру
при циркуляции, используемые
при расчете цементных растворов.
Грамотное моделирование, которое
учитывает все аспекты бурения,
скважинные условия и условия в
толще воды (например, кольцевые
течения), может обеспечить более
точные расчеты температуры при
циркуляции и, тем самым, улучшить
расчет цементных растворов.
Пробки SRP при правильном
применении могут эффективно
разобщать жидкости для гарантии
того, что буферная жидкость и цемент поступают в ствол скважины
согласно расчетам. Был определен
метод надлежащего отслеживания
этого процесса и показана его эффективность.
Перевел С. Сорокин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Gill, C., G. A. Fuller and R. Faul: «Deepwater
cementing best practices for the riserless sections», AADE-05-NTCE-70 presented at the
AADE National Technical Conference and
Exhibition, Houston, Texas, April 5-7, 2005.
2. Faul, R., B. Reddy, J. E. Griffith, R. Fitzgerald
and B. Waugh, «Next-generation cementing
systems to control shallow water flow», OTC
11977 presented at the Offshore Technology
Conference, Houston, Texas, May 1-4, 2000.
3. Ravi, K., E. Biezen, S. Lightford, A. Hibbert and C. Greaves: «Deepwater cementing
challenges», SPE 56534 presented at the SPE
Annual Technical Conference and Exhibition,
Houston, Texas, October 3-6, 1999.
4. API Recommended Practice 65, «Cementing Shallow Water Flow Zones in Deep Water
Wells», First edition, September 2002.
5. Heathman, J. F., U. Tare and K. Ravi, «Understanding formation (in) stability during cementing», SPE/IADC 79913 presented at the
SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam,
the Netherlands, February 22-25, 1995.
6. API Recommended Practice 10B, «Recommended Practice for Testing Well Cement»,
22nd edition, December 1997.
7. Calvert D. G., J. F. Heathman and J. E.
Griffith, «Plug cementing: horizontal to vertical conditions», SPE 30514 presented at the
Annual Technical Conference and Exhibition,
Dallas, Texas, October 22-25, 1995.
8. Fleming, J., J. F. Heathman and V. Yeager, «Advancements in cementing design and real-time
monitoring software», presented at the Drilling
Engineering Association Workshop on HTHP
Gas Wells, Galveston, Texas, May 24-25, 2005.
Richard F. Vargo Jr (Р. Ф. Варго-мл.)
получил степень бакалавра в области
механики в Западно-Виргинском университете. Поступил на работу в компанию
Halliburton в 1993 г. и работал на различных производственно-технических
должностях в период 1993-1999 гг. при
цементировании, моделировании и проведении геофизических исследований в
скважинах. Г-н Варго работал в качестве
представителя и технического консультанта в Южном Техасе и Мексиканском
заливе, в настоящее время является
руководителем разработки технологиим
в Южном Техасе в Хьюстоне. Является
членом Общества инженеров-нефтяников (SPE) и Американской ассоциации
инженеров-буровиков (AADE).
James F. Heathman (Д. Ф. Хитман)
получил степени бакалавра и магистра
в области разработки нефтяных месторождений в Луизианском технологическом университете и степень магистра
делового администирования в Университете штата Оклахома, специализируясь
в цементировании использовании инновационных технологий. В течение
20-летней карьеры в компании Halliburton занимал различные должности в
проектировании, исследованиях и разработках и управлении. В настоящее время
работает техническим консультантом и
является членом Общества инженеровнефтяников (SPE), Американской ассоциации инженеров-буровиков (AADE),
принимая участие в работе нескольких
рабочих групп Американского нефтяного
института (API).
Daryl S. Keellingray (Д. С. Келлингрей)
получил почетную степень бакалавра технических наук и степень магистра в области
промышленной химии. Начал свою карьеру
в нефтяной промышленности в 1984 г.,
занимаясь научными исследованиями в области цементирования, а последние 22 года
занимался цементированием нефтяных
скважин в компании ВР. Г-н Келлингрей
является специалистом по бурению в подразделении буровых технологий компании
BP Exploration и группы производственных
технологий. В настоящее время является
международным специалистом по цементированию скважин компании ВР. Является
членом Общества инженеров-нефтяников
(SPE) и был почетным лектором SPE в 20062007 гг.
Martin D. Ward (М. Уорд) получил степень
бакалавра в области разработки нефтяных
месторождений в Нью-Мексиканском
технологическом университете. Начал
работать в компании ARCO в 1989 г., а затем, после слияния в 2000 г. компаний ВР
и ARCO, в 1989-2007 гг. в компании ВР на
различных производственно-технических
должностях в бурении. В настоящее время
г-н Уорд работает в Анголе руководителем
группы проектирования в группе глубоководной разведки и оценки.
J. M. Lummus (Д. М. Ламмус) является
руководителем работ по разведочным
скважинам в компании BP Exploration в
Тринидаде.
№1 • январь 2008
Н Е Ф Т Е ГА З О В Ы Е
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ОТРАСЛЕВАЯ СТАТИСТИКА
К июлю 2007 г. добыча сырой нефти в мире в целом
увеличилась с 85,3 млн до 1,1 млн брл/сут, но повышение
доходов отрасли в странах, не входящих в ОПЕК, будет
нестабильным, если в августе и сентябре добыча не будет
также увеличиваться. В июле цена на западнотехасскую
нефть достигла рекордной величины в 78 долл/брл, но
затем быстро снизилась в связи с беспокойством относительно растущей добычи и недостаточной мощности
перерабатывающих предприятий.
Аналитики ОПЕК увеличили прогнозируемый
показатель мирового спроса на сырую нефть до
130 тыс. брл/сут в 2008 г. и 120 тыс. брл/сут в 2009 г.
Однако этот прогноз в дальнейшем может корректироваться в связи с различными ситуациями.
Также могут корректироваться данные по добыче
сырой нефти и объемам получения СПГ в таких регионах как Африка и Африка/Ближний Восток. В дальнейшем данные по буровым установкам, использующимся
для выполнения капитального ремонта скважин, будут
предоставляться компанией Weatherford и включены в
информацию по насосной эксплуатации и скважинам
глубиной менее 1500 фут.
Добыча нефти в США****, тыс. брл/сут
Добыча нефти и конденсата в мире, млн брл/сут
Штат, регион
Июль 2007 г.*
Алабама
Аляска
Арканзас
Калифорния
Колорадо
Флорида
Иллинойс
Канзас
Кентукки
Луизиана
Мичиган
Миссисипи
Монтана
Небраска
Нью Мексико
Северная Дакота
Огайо
Оклахома
Техас
Юта
Вайоминг
Другие***
Всего
48 нижних штатов
Средняя дневная добыча за месяц
Июль 2006 г.**
Разница, %
19,0
741,0
17,0
667,0
42,0
6,1
27,0
94,0
7,0
1433,0
15,0
50,0
80,0
6,0
160,0
124,0
14,0
170,0
1258,0
50,0
140,0
24,0
5144,0
4403,0
21,0
681,0
16,0
677,0
61,0
7,0
27,0
96,0
7,0
1373,0
14,0
49,0
99,0
6,0
157,0
110,0
15,0
173,0
1356,0
49,0
136,0
26,0
5157,0
4476,0
Страна, регион
Июнь 2007 г.*
-9,5
8,8,
6,3
-1,5
-31,1
-14,3
0,0
-2,1
0,0
4,3
7,1
2,0
-19,2
0,0
1,9
12,7
-6,7
-1,7
-7,2
2,0
2,9
-7,7
-0,3
-1,6
19,0
745,0
17,0
671,0
46,0
6,0
28,0
96,0
7,0
1417,0
15,0
52,0
86,0
6,0
162,0
113,0
15,0
171,0
1249,0
50,0
143,0
24,0
5138,0
4393,0
* 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*
2007 г.
Июль
Июнь
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
194
175
79
49
446
749
327
339
2358
610
203
168
73
52
442
759
327
351
2391
669
Май
2006 г.
Июль
198
169
79
53
441
765
330
352
352
2387
Изменение, %
По месяцам
По годам
204
150
77
45
399
765
372
330
2342
862
-4,4
4,2
0,0
-5,8
0,9
-1,3
0,0
0,3
-1,0
-8,8
-4,9
16,7
2,6
8,9
11,8
-2,1
-12,1
2,7
0,7
-29,2
Источник: Baker Hughes Inc.
* Включая работы по извлечению труб из скважин, за исключением скважин глубиной менее 1500 фут
Июль 2007 г.
Июнь 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
8,35
3,85
2,20
2,58
2,07
0,55
0,83
1,64
2,21
1,70
1,35
2,34
0,83
4,82
35,32
8,35
3,90
1,93
2,59
2,07
0,55
0,81
1,60
2,05
1,70
1,37
2,37
0,83
4,80
34,92
Август 2006 г.
Август 2005 г.
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
Страны, входящие в организацию экономического содружества**
США
Мексика
Канада
Великобритания
Норвегия
Европа – другие
Австралия
Страны тихоокеанского бассейна
Всего
7,52
3,57
3,12
1,53
2,48
0,74
0,57
0,07
19,60
7,43
3,66
2,90
1,60
2,17
0,73
0,60
0,06
19,18
7,37
3,68
3,19
1,66
2,78
0,74
0,53
0,05
20,00
7,32
2,76
3,06
1,84
2,97
0,80
0,54
0,05
20,34
12,10
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
27,29
1,90
84,89
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 S другие
Оман
Сирия
Йемен
Египет
Габон
Африка/Ближний Восток – другие
Всего
Прирост***
Итого
12,64
3,91
0,72
0,81
1,14
0,13
2,20
0,77
0,55
0,50
0,45
0,71
0,39
0,38
0,63
0,23
1,88
28,04
1,92
84,88
12,51
3,83
0,75
0,82
1,12
0,13
2,19
0,77
0,54
0,50
0,44
0,71
0,39
0,36
0,63
0,23
1,86
27,78
1,92
83,80
Источник: International Energy Agency
* Данные по Анголе должны быть в странах 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
12 месяцев
Действительные данные
Источник: Gas Price Report
Западно-техасская
Смесь Брент
Арабская Легкая
Цены на природный газ, долл/тыс. фут3
Н Е Ф Т Е ГА З О В Ы Е
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№1 • январь 2008
Цены на сырую нефть, долл/брл
55
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Число буровых установок
для капитального ремонта
Число буровых установок
вращательного бурения в мире в целом
Число буровых установок
вращательного бурения в США
Источник: Baker Hughes Inc. и M-I-SWACO
Число буровых установок вращательного бурения в мире в целом
Страна, регион
Канада
Европа
Германия
Италия
Нидерланды
Норвегия
Польша
Великобритания
Другие
Ближний Восток*
АбуSДаби
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
Июль 2007 г.
Наземные
Морские
347
20
4
4
1
0
2
0
9
242
10
52
49
69
21
5
36
104
24
34
13
0
24
9
285
73
15
1
67
63
26
147
12
0
57
39
0
7
10
2
0
11
1145
Июнь 2007 г.
Наземные
Морские
2
54
0
1
3
18
0
27
5
31
4
6
0
9
0
0
12
26
0
12
1
5
0
8
75
0
22
0
30
18
5
116
12
18
25
20
19
1
0
8
7
6
304
208
20
4
2
1
0
2
1
10
238
10
52
46
67
21
5
37
109
28
37
12
2
24
6
293
86
18
38
62
63
26
146
10
0
59
38
0
7
17
2
0
13
1014
2
41
0
0
3
13
0
22
3
31
4
6
0
9
0
0
12
26
0
39
1
5
0
11
73
0
23
0
28
19
3
120
12
19
27
22
18
1
9
6
9
6
293
550
18
3
3
1
0
1
1
9
207
9
41
40
55
22
4
36
97
27
30
9
1
24
6
261
84
13
21
48
71
24
134
9
0
54
30
0
8
18
1
0
14
1267
3
45
1
2
5
15
0
24
2
33
5
11
0
8
0
0
9
26
0
10
1
8
0
7
62
0
15
0
24
17
6
110
11
17
29
15
15
1
0
8
10
4
281
Источник: Baker Hughes Inc.
* Нет данных по Ираку
Морские буровые установки в мире в целом
Платформы*
Мобильные
Платформы*
55
55
24
30
43,6
103
101
103
99
100,0
107
109
107
107
100,0
667
651
603
598
90,4
290
288
241
230
83,1
Источник: Baker Hughes Inc.
85,28
54,5
98,0
98,2
91,8
79,9
Геофизическая активность в мире в целом
Регионы
Геофизическая активность в США
Скалистые горы
Центральный район
ЮгоSзапад
Мексиканский залив
Морские участки
Другие
Всего
Источник: IHS Energy
56
Август 2007 г.
Июль 2007 г.
Август 2006 г.
6
20
12
12
12
8
70
7
21
10
13
10
8
69
9
13
13
8
8
11
62
Африка
Канада
Страны бывшего СССР
Европа
Дальний Восток*
Ближний Восток
Латинская Америка
США
Всего
Август 2007 г.
Разница
2007/2006 гг., %
Июнь 2007 г.
5
4
0
1
8
8
0
25
32
29
4
92
0
15
6
188
57
17
34
80
4
10
22
0
2
92
0
31
6
188
17
1
0
757
10
4
21
25
65
74
135
109
45
40
96
29
36
70
42
27
104
2
95
1681
133
148
109
126
81,6
Источник: ODC-Petrodata Weekly Mobile Offshore Rig Count
* Корректированные данные
Регионы
5
5
0
1
8
8
0
50
37
36
1
107
1
13
10
182
59
24
32
68
2
15
20
0
4
84
5
37
13
189
13
4
5
831
8
0
24
29
68
88
176
121
35
56
109
25
34
60
38
30
70
7
78
1777
Мобильные
Всего буровых установок
2006 г.
Аренда по контракту
2006 г.
Коэффициент использования
буровых установок, %
2006 г.
В мире в целом
Июль
2007 г.
2006 г.
Платформы
Июль 2007 г.
Европа/
Средиземное море
Штат, регион
Алабама, всего
Наземные
Внутренние
Морские
Аляска, всего
Наземные
Морские
Арканзас
Калифорния, всего
Наземные
Морские
Колорадо
Флорида
Канзас
Кентукки
Луизиана, всего
Наземные S север
Внутренние воды S юг
Наземные S 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
Мобильные
Мексиканский
залив
Число буровых установок вращательного бурения в США
Июль 2006 г.
Наземные
Морские
6
6
0
0
8
8
0
45
33
32
1
108
1
13
8
175
55
22
31
66
1
14
18
0
3
81
0
35
13
193
13
4
3
834
11
0
20
28
61
92
176
123
35
55
110
27
35
62
39
35
77
6
78
1771
0,0
25,0
…
0,0
0,0
0,0
…
100,0
15,6
24,1
-75,0
16,3
…
-13,3
66,7
-3,2
3,5
41,2
-5,9
-15,0
-50,0
50,0
-9,1
…
100,0
-8,7
…
19,4
116,7
0,5
-23,5
300,0
…
9,8
-20,0
-100,0
14,3
16,0
4,6
18,9
30,4
11,0
-20,0
40,0
13,5
-13,8
-5,6
-14,3
-9,5
11,1
-32,7
250,0
-17,9
5,7
Июль 2007 г.
58
9
41
26
40
14
30
70
288
Август 2006 г.
58
6
41
20
40
15
28
69
277
36
15
44
23
39
14
22
62
256
Источник: IHS Energy
* Включая Китай
№1 • январь 2008
Н Е Ф Т Е ГА З О В Ы Е
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING, Vol. 86, № 9 – 2007
PublisherMarkPetersmark.peters@gulfpub.com
J. McGinnis, E. Confrotte,
Ministry of Alberta Employment, Immigration & Industry,
Edmonton, Alberta, Canada
OIL SANDS: VISION RESOURCE FOR ENERGY INDUSTRY
EDITORIAL
EditorLesA.Kane
SeniorProcessEditorStephanyRomanow
ManagingEditorWendyWeirauch
ProcessEditorKimM.Jackson
Reliability/EquipmentEditorHeinzP.Bloch
NewsEditorBillyThinnes
EuropeanEditorTimLloydWright
ContributingEditorLoraineA.Huchler
ContributingEditorWilliamM.Goble
ContributingEditorY.ZakFriedman
ContributingEditorARCAdvisoryGroup(various)
ContributingEditorSaeidMokhatab
ContributingEditorDavidWood
ContributingEditorSanjeevSaraf
G. M. Sieli, A. Faegh, S. Shimoda, ABB Lummus Global,
Huston, Texas
FINE-TUNING COKER OPERATING CONDITIONS IMPROVES
DOWNSTREAM PROCESS PERFORMANCE
J. Holgren, C. Glosling,
G. Marinangell, T. Marker,
UOP LLC, Des Plaines, Illinois;
G. Faraci, C. Perego, Eni S.p.A. Refining and Marketing
Division, Novara, Italy
NEW DEVELOPMENTS IN RENEWABLE FUELS OFFER MORE
CHOICES
R. Cascone, Nexant, White Plains, New York
BIOFUELS: WHAT IS BEYOND ETHANOL AND BIODIESEL?
A. Dahleberg, U. Mukherjee, Chevron Lumms Global,
Richmond, California;
C. W. Olsen, Advanced Refining Technologies,
Chicago Illinois
CONSIDER USING INTEGRATED HYDROPROCESSING
METHODS FOR PROCESSING CLEAN FUELS
K. M. Beirne, Sabin Metal Corp., East Hampton, New York
RECOVER PRECIOUS METALS FROM SPENT CATALYSTS
L. S. Robinson, Vector International, UK
RELIABLE SEALING TECHNOLOGIES REDUCE MAINTENANCE
DEMANDS
MAGAZINEPRODUCTION
Director—EditorialProductionSherylStone
Manager—EditorialProductionBethCunningham
Artist/IllustratorDavidWeeks
Manager—AdvertisingProductionCherylWillis
ADVERTISINGSALES
SeeSalesOfficespage124.
CIRCULATION+1(713)520-4440
Director—CirculationLindaK.Johnson
E-mail:circulation@gulfpub.com
SUBSCRIPTIONS
Subscriptionprice(includesbothprintandonline
versions):United
StatesandCanada,oneyear$130,twoyears$210,
threeyears$290.
OutsideUSAandCanada,oneyear$165,twoyears$275,
threeyears
$386.AirmailrateoutsideNorthAmerica$175additional
ayear.Single
copies$20,prepaid.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
HYDROCARBON PROCESSING
КОРОТКО О РАЗНОМ
W. Weirauch, главный редактор НР
ПРОГНОЗИРУЕМЫЙ РОСТ ИНВЕСТИЦИЙ
В ПРОМЫШЛЕННОСТЬ,
ПЕРЕРАБАТЫВАЮЩУЮ УГЛЕВОДОРОДНОЕ
СЫРЬЕ
В 2008 г. ожидается усиленный глобальный рост
капиталовложений в нефтеперерабатывающую
и нефтехимическую промышленность. По прогнозу,
опубликованному в Market Data Book, в 2008 г. затраты на капитальное строительство, ремонт и техническое обслуживание и эксплуатационные затраты превысят 208 млрд долл., что на 13,2 млрд долл.
выше суммы, прогнозированной на 2007 г.
Движущими силами этих капиталовложений являются озабоченность по поводу устойчивости энергоснабжения и энергетической безопасности, инициативы по улавливанию СО2 и расширение логистических возможностей. Несмотря на то, что компании
принимают меры по ограничению затрат, они тратят
больше денег на новые установки, реконструкцию
и значительное расширение существующих мощностей. Кроме того, приблизительно 50 и 60 % бюджета
на ремонт, техническое облуживание и эксплуатацию
соответственно расходуются на издержки производства, прибыль, рабочую силу, услуги. На эти цели будут
израсходованы более 55 млрд долл.
«Недостаточная активность в строительстве новых мощностей в первые годы нынешнего десятилетия теперь приводит к глубокой обеспокоенности по поводу способности удовлетворить растущий
спрос на нефтепродукты», − утверждают авторы
опубликованного прогноза. Поэтому в Перечне
строящихся объектов, опубликованном в июне
2007 г., появилась рекордная цифра − 4503 проекта, что на 596 проектов больше прошлогоднего и на
1570 объектов больше, чем было зарегистрировано
в 2005 г. Число нефтехимических проектов увеличилось на 6 %, в нефтепереработке − на 9 %, а в газопереработке − на 60 %.
Бурное экономическое развитие Китая подстегивает активное строительство новых и совершенствование существующих мощностей в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности для
удовлетворения неуклонно растущего потребления
нефтепродуктов. В Джамнагаре (Индия) строится самый крупный в мире НПЗ, с экспортом бензина на
рынок США. Между тем, страны Ближнего Востока
продолжают расширять нефтехимическое производство для удовлетворения растущего спроса в АТР
и конкуренции на Европейском рынке.
СНИЖЕНИЕ ДОХОДОВ КРУПНЕЙШИХ
НЕФТЯНЫХ КОМПАНИЙ В США
ВО ВТОРОМ КВАРТАЛЕ 2007 г.
ConocoPhillips, занимающая пятое место среди «мировых китов», сообщила о снижении своих
доходов на 4,5 млрд долл. По сравнению с соот58
ветствующим периодом 2006 г. (5,2 млрд долл.) изза вынужденного отказа от трех проектов в Венесуэле и изъятия своих активов из этой страны
в июне 2007 г. ExxonMobil Shell − вторая в мировом «табеле о рангах» компания − потеряла 2 %
в добыче нефти, но благодаря высоким прибылям
в нефтепереработке общие результаты по доходам оказались на 20 % выше соответствующего
показателя прошлого года. Hess Corp. − нефтяная компания, занимающая пятое место в США
по объему производства, сообщила о снижении
прибыли на 1,6 % из-за повышения цен на нефть
и простоя установки замедленного коксования
на принадлежащем ей НПЗ, расположенном на
Вирджинских островах.
УСКОРЕННЫЙ РОСТ ПОТРЕБЛЕНИЯ
ПРИРОДНОГО ГАЗА В КИТАЕ
По долгосрочным прогнозам Энергетического
института при Комиссии по национальному развитию и реформам КНР в стране будет ощущаться дефицит сжиженного нефтяного газа, который
достигнет 227,5−296,5 млрд м3/год к концу этого
периода. В настоящее время в Китае добыча природного газа составляет 120 млрд м3/год. По данным
Industrial Info Resources (IIR) 95 % сжиженного природного газа китайского производства поступают
с НПЗ и только незначительное количество − с нефтепромыслов. Дополнительные 60−70 млрд м3/год
природного газа импортируют по газопроводам из
России/Центральной Азии. «Остальной природный
газ для покрытия спроса импортируют в виде СПГ,
что открывает широкие возможности для международных игроков на рынке сжиженного природного
газа» − отмечает IIR.
ИНФРАСТРУКТУРА МОЧЕВИНЫ ДЛЯ СНИЖЕНИЯ
ВЫБРОСОВ NOX ДИЗЕЛЬНЫМИ ДВИГАТЕЛЯМИ
Ассоциация
производителей
двигателей
(Engine Manufacturers Association – EMA) США
провела исследование, показывающее, что проектируемая инфраструктура для мочевины − ключевого реагента в аппаратуре, снижающей выбросы
оксида азота − сможет обеспечить открытие дополнительного спроса в США в связи с использованием системы селективного каталитического
восстановления (selective catalytic reduction –
SCR) на внедорожном оборудовании с дизельными двигателями для удовлетворения жестким
требованиям стандартов ЕРА по программе Tier 4.
Авторы исследования пришли к заключению, что
производимой в США мочевины вполне достаточно для применения технологии SCR в целях снижения выбросов дизельными двигателями, установленных на внедорожной сельскохозяйственной, строительной и другой технике.
№1 январь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
УЧАСТИЕ В ИННОВАЦИОННЫХ
КАПИТАЛЬНЫХ ПРОЕКТАХ
Институт строительной индустрии (Construction
Industry Institute – CII) приглашает профессионалов в области руководства проектами, проектноконструкторских исследований, контроля качества
и управления рисками для разработки лучшей практики управления и инновационных решений при
разработке и осуществлении капитальных проектов
в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Исследовательские группы состоят
из владельцев предприятий, подрядчиков, поставщиков и представителей научно-исследовательских
и академических учреждений. Участие в совместных
с CII исследованиях окажет положительное влияние
на методологии проектирования как на уровне отдельных предприятий, так и на уровне промышленности в целом.
ВЛИЯНИЕ ПОЛИТИКИ США НА ИНВЕСТИЦИИ
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ КОМПАНИЙ
«Потребление моторных топлив в США неуклонно возрастало в последние 15 лет. Потребление
автомобильного бензина и дизельного топлива
увеличилось на 3 млн брл/сут, с 8,6 млн брл/сут до
11,7 млн брл/сут в период с 1990 по 2006 гг.», − сообщают авторы обзора, недавно опубликованного исследовательским фондом EPRINC (www.eprinc.org).
На фоне продолжающегося экономического подъема потребление моторных топлив, вероятно, будет
нарастать в ближайшем десятилетии, но рост цен на
топлива в последние годы будет сдерживать темпы
роста потребления.
«Мощности по переработке нефти и производству моторных топлив будет расширяться умеренными темпами для удовлетворения растущего спроса.
Творцы политики озабочены растущими прибылями нефтеперерабатывающих компаний, высокими
ценами на бензин и растущей зависимостью от импортируемой нефти. В противовес этим тенденциям
в обеих Палатах Конгресса на рассмотрении находятся множество законопроектов, направленных на
№1 январь 2008
законодательное ограничение роста цен наряду с установлением ряда новых налогов на энергию.
По мнению авторов исследования, это окажет
значительное влияние на рынок бензина и вряд ли
повлияет на рынок дизельных топлив. «Программа
Администрации Буша по снижению потребления
бензина на 20 % за 10 лет обречена на провал, но упор
на биотоплива и строгие стандарты Корпоративной
средней экономии топлива (Corporate Average Fuel
Economy – CAFE) могут значительно снизить исторически сложившиеся темпы роста потребления
бензина», − полагает EPRINC.
Продолжающийся экономический рост должен
стимулировать потребление дизельного топлива, но
ограничение выбросов СО2 может сдерживать рост
потребления. Вероятен общий рост потребления моторных топлив, главным образом за счет дизельного
топлива. Но нефтепереработчики рискуют, принимая решения об инвестициях в расширение производственных мощностей в ближайшие 10 лет.
Динамика развития топливных рынков. За последние 15 лет потребление моторных топлив неуклонно повышалось: по бензину в среднем на 1,5 % в
год, по дизельному топливу для дорожных транспортных средств − на 4 % в год.
На рис. 1 показано потребление бензина и дизельного топлива с 1990 по 2006 гг. (по дизельному
топливу до 2005 г.). Потребление бензина возросло
с 7,2 до 9,2 млн брл/сут, а по дизельному топливу −
с 1,4 до 2,5 млн брл/сут. Главными факторами, влияющими на потребление моторных топлив являются
национальных доход − сочетание численности населения и ВНП на душу населения − и цена.
За период с 1990 по 2004 гг. численность автомобильного парка изменилась незначительно, но сильно изменилась численность грузовых автомобилей
малой грузоподъемности и автомобилей, обслуживающих спорт (sport utility vehicles – SUV). В 1990 г.
численность малогрузных автомобилей и SUV составляла около одной трети всех легковых автомобилей, проданных в США. Но с 2000 г. эти категории
автомобилей составляют 50−55 % общей численности
легковых автомобилей, продаваемых в стране ежегодно. Следовательно, их численность нарастала как
в абсолютных цифрах, так и в процентном отношении общего автомобильного парка.
10
9
8
7
Потребление бензина
6
Потребление дизтоплива
5
4
3
2
1
0
1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004
Источник: EIA, Monthly Energy Review
Млн брл/сут
УВЕЛИЧЕНИЕ ПОСТАВОК НЕФТИ
СТРАНАМИ ОПЕК
Поставки нефти со стороны ОПЕК в июле 2007 г.
достигли 30,5 млн брл/сут после восстановления нарушенных систем снабжения в Ираке и Нигерии. По
данным Международного энергетического агентства
(International Energy Agency – IEA) глобальное потребление нефтепродуктов в 2007 г. составило 86 млн
брл/сут (+1,8 % по сравнению с 2006 г.), а в 2008 г.
составит 88,2 млн брл/сут (+ 2,5 %). Накопленные
в июне товарные запасы нефти в странах ОЭСР
позволили увеличить потребление на 67 млн брл/
сут в 2007 г., что на 0,73 млн брл/сут ниже среднего
прироста за пять лет IEA пересмотрела свой августовский прогноз в сторону понижения до 75,1 млн
брл/сут, что отражает экономическую ситуацию, политику ОПЕК и высокую активность стран, не входящих в ОЭСР, главным образом Китая и бывшего
Советского Союза.
2006
Рис. 1. Потребление бензина и дизельного топлива в США,
1990–2006 гг.
59
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
250
Цент/галл.
200
150
100
50
Реальная цена на бензин
Реальная цена на дизтопливо
0
1990 1992 1994 1996 1998
Источник: EIA, Monthly Energy Review
2000
2002
2004
2006
Рис. 2. Реальные цены на бензин и дизельное топливо (в долл.
2006 г.)
На рис. 2 показаны реальные цены с 1990 по
2006 гг. (с поправкой на инфляцию) на бензин и дизельное топливо. С 1990 до 2002 гг. реальные цены не
росли, но с 2002 г. цены увеличились почти на 50 %
как на бензин, так и на дизельное топливо. А в 2007 г.
рост реальных цен продолжался. Эти повышения реальных цен со временем отразятся на потреблении
моторных топлив − потребители изменят свой выбор
в пользу автомобилей более экономичного типа.
«Тем не менее, абсолютно ясно, что до тех пор,
пока ВНП США продолжает расти, позиции рынка
дизельных топлив, вероятно, будут укрепляться», −
полагают авторы из EPRINC.
CAFE. Автомобилестроители откликнулись на
программу CAFE и поставляют на рынок автомобили, способные работать на альтернативных топливах:
этаноле или метаноле, а также на бензине.
Однако большинство этих гибких по топливу автомобилей эксплуатируются на бензине, поэтому
их появление в автомобильном парке почти не отражается на потреблении бензина. Другие факторы
также снижают эффективность стандартов CAFE.
Меньший расход топлива означает более дешевое
путешествие на автомобиле, и это побуждает владельцев автомобилей к удлинению маршрутов своих
путешествий.
Дизелизация. Еще одним способом снижения
расхода моторных топлив в США был бы перевод
легкового автотранспорта с бензиновых на дизельные автомобили. Меньше галлонов топлива потребовалось бы для равного пробега в сравнении с дизельным автомобилем, потому что дизельное топливо
имеет на 14 % БТЕ/галл. большую теплоту сгорания
благодаря более эффективному сгоранию дизельного топлива.
Эти два эффекта, вместе взятые, означают, что
автомобили заданного размера и веса на дизельном
топливе способны на 30 % больший пробег, чем на
бензине. Следовательно, при суммарном пробеге
автомобилей потребовалось бы приблизительно на
23 % меньше галлонов топлива, чем для бензиновых
автомобилей.
Новая политика стимулирования использования
дизельных автомобилей в США потребовала бы перестройки схем нефтепереработки. В настоящее
60
время топливный фонд, вырабатываемый на НПЗ
в США, ориентирован главным образом на бензин,
составляющий более 50 % общего объема производства, тогда как на долю дизельного топлива приходится немногим более 20 %. «Крупномасштабный сдвиг
с бензина в сторону дизельного топлива обесценили
бы прошлые инвестиции в каталитический крекинг
и потребовал бы новых крупных капиталовложений
в гидроочистку и гидрокрекинг», − полагают авторы
этого анализа.
Однако творцы американской политики склоняются в пользу биотоплива и мер по экономии топлив
как панацею для снижения расхода моторных топлив. «Несмотря на то, что дизельное топливо таит
в себе значительный потенциал экономии, маловероятно, что эта альтернатива будет серьезно рассматриваться в настоящее время», − с сожалением отмечают авторы из EPRINC.
Прогноз. Потребление дизельного топлива наиболее чувствительно к экономическому росту.
Поэтому рынок дизельного топлива сохранит свои
прочные позиции, если с экономикой будет все в порядке. Прирост потребления на 15−20 % в следующем десятилетии прогнозируют более медленным,
чем в недавнем прошлом, но постоянные корректировки, связанные с повышением цен в прошлом, и
некоторое снижение темпов роста экономики могут обеспечить в ближайшие 10 лет базовый рост
потребления моторных топлив на 15−20 %. Однако
биотоплива, политика CAFE и изменения в автомобильном парке могут привести к снижению потребления бензина до 1,2 млн брл/сут. Иначе говоря, ограничения выбросов СО2 плюс замещение бензина
биотопливом могут снизить потребление моторных
топлив – в США на 1,3 млн брл/сут. В этом случае
бензиновый рынок в ближайшем десятилетии будет
увеличиваться только на 200 тыс. брл/сут, а рынок
дизельных топлив – на 400 тыс. брл/сут.
«Исходя из обоснованного предположения нормального роста экономики США в ближайшие горды, можно рассчитывать на последовательный рост
рынка моторных топлив. Требуются инвестиции в
новые мощности по производству дизельного топлива и бензина, и потребители выиграют, если наращивание мощностей будет удовлетворять растущий
спрос», − заключают авторы аналитического обзора.
СБАЛАНСИРОВАННОЕ ПРОИЗВОДСТВО
НЕФТЕПРОДУКТОВ НА НПЗ
«Рост поставок нефтепродуктов извне приведет к потенциальной ситуации перепроизводства
в 2010 г.», − прогнозируют авторы нового доклада о
состоянии нефтепереработки, недавно опубликованного Wood Mackenzie (www.woodmac.com). В период
2006–2010 гг. поставки продуктов, произведенных
вне НПЗ, увеличатся более чем на 80 млн т из-за усиленного производства продуктов сжижения природного газа и стремления к расширению потребления
биотоплив.
Растущие затраты на проекты начали сдерживать
эффект ввода новых мощностей в эксплуатацию, так
как многие проекты, рассчитанные на реализацию
№1 январь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Млн т
после 2010 г., отодвигаются на более поздние сроки.
ческих мощностей на базе этана в Саудовской Аравии
Но только этого недостаточно для противостояния
могут привести к дефициту этана. Поэтому произвоперепроизводству. «Большие объемы избыточных
дители нефтехимической продукции будут вынуждеэкологически чистых продуктов на Ближнем Востоке
ны частично перейти на сжиженный нефтяной газ и
и АТР будут влиять на коэффициент использования
нафту, которые в избытке имеются в этом регионе.
мощностей в регионе к востоку от Суэцкого канаНефтехимики Азии, возможно, перейдут с нафты на
ла», − полагают авторы доклада.
сжиженный нефтяной газ по мере нарастания дефиМежду тем, влияние этанола на развитие сектора в
цита нафты (с соответствующим повышением цен на
США и его потенциальное развитие в будущем заставнафту).
Нефтепереработчики Азиатско-Тихоокеанского
ляют нефтепереработчиков увеличить почти вдвое
региона будут направлять производство на макмощности предприятий, поскольку к 2010 г. дефицит
симальный выход нафты вместо бензина, так
бензина в Северной Америке будет увеличиваться.
как прогнозируется перепроизводство бензина
Этот аргумент противоречит прогнозам некоторых пропри одновременном большом дефиците нафты.
рицателей, предсказывающих снижение дефицита.
Нефтепереработчики этого региона могут пойти на
Гибкость по сырью будет на руку производителям
сокращение мощностей реформинга в пользу наранефтехимической продукции на Ближнем Востоке и
щивания производства нафты за счет бензина.
АТР, где существует самый больший дисбаланс межТакой сценарий наиболее вероятен в Китае,
ду сжиженным нефтяным газом и нафтой. Несмотря
Тайване и Южной Корее, где спрос на нефтехимина ожидаемые изменения в коэффициентах испольческие продукты растет самыми высокими темпами.
зования мощностей НПЗ и выходах нефтепродукВ некоторых местах это может негативно отразиться
тов, бензин в соответствии с прогнозом останется
на производстве водорода (из-за сокращения мощс нарастающим избытком в 16 млн т, тогда как коностей реформинга).
тельное топливо будет иметь нарастающий дефицит
В Азиатско-Тихоокеанском регионе нефтепев 16 млн т, что приведет к давлению на цены.
реработчики снижают загрузку мощностей по обПрогнозируется рост глобального потребления нелагораживанию сырья, потому что там прогнозифти на 420 млн т в период с 2005 по 2010 гг. с 3890 млн т
руется перепроизводство средних дистиллятов при
(83 млн брл/сут) в 2005 г. до 4310 млн т (92 млн брл/сут)
одновременном дефиците котельного топлива, и,
к 2010 г. В этот период прогнозируются аналогичные
следовательно, будут стремиться к увеличению выуровни поставок нефтепродуктов с НПЗ благодаря ввохода котельных топлив за счет средних дистиллятов.
ду в эксплуатацию дополнительных производственных
Этот сценарий вероятен в таких странах как Китай и
мощностей, ползучего нарастания мощностей НПЗ и
Сингапур, где растет потребление котельных топлив.
повышения коэффициентов использования мощносПравда, большинство нефтепереработчиков, огранитей. Поэтому в краткосрочной перспективе глобальчивающих загрузку мощностей гидроочистки в инный баланс поставок с НПЗ (за исключением других
тересах увеличения производства котельных топлив,
источников поставок) по отношению к спросу в основне заходят слишком далеко, так как комплексные
ном останется неизменным. Однако рост поставок неНПЗ всегда прибыльнее, чем НПЗ без установок втофтепродуктов извне системы нефтепереработки (т.е.
ричной переработки. Хотя некоторые простые НПЗ
биотоплива, газ-в-жидкость, нафта, дизельное топливо
нуждаются в стимулах для увеличения объема пери производство сжиженного нефтяного газа на провичной переработки нефти.
мыслах) приведет к перепроизводству к 2010 г.
На рис. 3 показано влияние изменений в схемах
Проблема усугубляется тем, что значительное
НПЗ на сбалансирование продуктов. Если сжиженчисло объявленных проектов реконструкции приведет к увеличению производства бензина.
60
Аналитики в Wood Mackenzie полагают,
Избыток
Глобальное
2010 г.*
2005 г.
2010 г.**
недостачто планируется слишком много новых
50
точное
объектов, что, в конечном счете, ведет к
40
производсусилению дисбаланса между предложеПереключение на
тво
нием и спросом на отдельные нефтепроальтернативное
30
нефтехимичесдукты.
Глобальное
20
кое сырье
перепроГлобальные балансы. Полагают, что
изводство
изменения в балансе нефтепродуктов
10
бензина
окажут влияние на операции произво0
дителей продуктов нефтепереработки и
Дефицит
нефтехимии, что будет способствовать
-10
смягчению глобального дисбаланса межМаксимальное
-20
ду продуктами. Прогнозируются следупроизводство нафты
ющие последствия этих изменений.
-30
Производители нефтехимической
СПГ
Нафта
Бензин Реакт. топливо/ Дизтопливо/ Котельное
керосин
газойль
топливо
продукции на Ближнем Востоке и в Азии
Источник: Wood Mackenzie
будут перерабатывать большие объемы
сжиженных нефтяных газов. Крупные
Рис. 3. Влияние операционных изменений в схемах НПЗ на программируеинвестиции в расширение нефтехимимые балансы нефтепродуктов
№1 январь 2008
61
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
ный нефтяной газ, нафта, реактивное топливо/керосин и дизельное топливо/газойль сбалансированы
на уровне 2005 г., то бензин остается в нарастающем
избытке 16 тыс. т, при нарастающем дефиците котельного топлива в таких же объемах.
Там, где возможно переключение с одного вида
топлива на другой, например, на некоторых электростанциях, следует ожидать перехода промышленности на альтернативное сырье, что приведет к снижению спроса на котельное топливо и восстановление
баланса на уровне сегодняшнего состояния.
ПРОБЛЕМА ЗАНЯТОСТИ В СТРОИТЕЛЬНОЙ
ИНДУСТРИИ
Строительная индустрия продолжает расти, а рабочая сила убывает. По данным Министерства труда
США, строительная индустрия занимает одно из первых мест по прогнозируемому росту рабочих мест.
Бюро по статистике в области занятости прогнозирует с 2004 по 2014 гг. прирост занятости в строительной индустрии в среднем на 11,4 % с миллионом
новых рабочих мест за этот период.
Несмотря на прогнозируемое увеличение численности рабочих мест и необходимости в дополнительной рабочей силе, предполагается снижение численности рабочих в самой активной возрастной группе
от 25 до 54 лет, в результате чего только в этой возрастной категории ожидается снижение приблизительно на три миллиона человек. В условиях нехватки рабочей силы на рынке труда и появления новых
высокооплачиваемых рабочих мест многие организации не только могут лишиться лучших, талантливых
рабочих, которых могут переманить конкуренты, но
также и оказаться в трудном положении в поисках
подобрать им подходящую замену.
FMI Corp. недавно провела обследование строительных фирм США с целью выявления проблем и
тенденций в практике обучения и повышения квалификации рабочих кадров, влияющей на состояние
промышленности. Многим организациям была разослана анкета с вопросами о рекрутировании рабочей
силы с учетом изменений на рынке труда. Почти три
четверти респондентов отмечают усиленную работу
среди выпускников школ, колледжей и университетов, обучение существующего персонала с целью
повышения квалификации и подготовки к замещению ключевых должностей на основе специальных
интернатурных программ.
Для рекрутирования подающих надежду «звезд»
часто требуется агрессивная тактика. Чем скорее
удастся идентифицировать кандидата и нанять его,
тем меньше компании придется тратить на рекламу,
интервьюирование и отбор кандидатов на замещение должностей.
Новые тенденции в обучении персонала. В результате интерактивного обследования идентифицированы некоторые новые электронные способы обучения персонала. К ним относятся следующие.
Мобильное обучение − распространение информации и обучение с помощью мобильных телефонов
и персональных компьютеров. Это очень популярный способ, потому что более 50 % рабочих мест не
62
связаны с физическим офисом, а в мире на руках
1,5 миллиарда сотовых телефонов, каждый следующий год еще полмиллиарда мобильных телефонов
и других многоцелевых электронных портативных
средств связи.
Электронное наставничество (E-tutoring). Это
специфический метод обучения, заключающийся в
использовании информационной и коммуникационной технологии для обучения, поддержки, наставничества, управления и оценки знаний. В сущности,
это менторская сессия, где потенциальный кандидат
на предлагаемую должность может получить дополнительное объяснение по трудовым вопросам, а наставник выступает не в роли преподавателя и экзаменатора, а, скорее, в роли сторонника и помощника
в учебном процессе.
К недостаткам E-tutoring относят отсутствие личного контакта и довольно частые сбои Интернет-связи, когда участникам приходится несколько раз повторять вопросы и ответы, не говоря уже о случаях
внезапного отключения компьютеров.
Wikis − производное от гавайского слова «wiki»,
означающее «быстро» или «спешно» − т.е. простой
вид сайта в Интернете с неограниченным доступом
пользователей, которые могут просто скачать содержание из любых источников и создать или отредактировать страничку на своем сайте. Одна из причин
популярности, которую завоевывают Wiki, заключается в простоте использования, во многом схожем с
e-mail.
Wiki могут служить в качестве средства документирования и управления проектами. Они доступны по стоимости и легко адаптируются, так как
питаются из открытых источников и базируются на
Интернете. Wiki позволяют группам людей и индивидуальным лица сотрудничать в компиляции и редактировании документов без обязательного знания
HTML или специальных кодов.
ВЫСОКИЕ ПРИБЫЛИ НЕМЕЦКОЙ
ХИМИЧЕСКОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
В первой половине 2007 г. немецкие химические
компании находились на подъеме и извлекали стабильные прибыли на внутренних и международных
рынках, что положительно отражалось на корпоративных доходах, рынке труда и инвестициях.
«По нашему мнению текущая ситуация более позитивна и более стабильна, чем на протяжении многих лет в недавнем прошлом. Компаниям удалось сохранить высокий уровень 2006 г. и нарастить производство на 4 % за первые шесть месяцев 2007 г.», − говорит Вернер Веннинг, президент VCI, Ассоциации
химической промышленности Германии.
Рост по отдельным секторам. С января по июнь
2007 г. производство полимеров увеличилось только
на 1 %, зато выпуск продукции тонкой и специальной
химической технологии возрос на 7,5 %.
Производство фармацевтических препаратов увеличилось на 7 % по сравнению с соответствующим
периодом прошлого года и рекордный 10%-ный прирост был достигнут в производстве моющих средств
и парфюмерии.
№1 январь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Цены. За первое полугодие цены на продукты нефтехимии умеренно повышались (в среднем на 2 %)
из-за повышения цен на сырье и энергию. В частности, повысились цены на первичные (базовые) нефтехимические продукты, неорганику, полимеры и продукты тонкой и специальной химической технологии.
Инвестиции. В целом 2007 г. оказался благоприятным для инвестиций. Уровень доходов и использования производственных мощностей высоки ( 87 %),
а спрос на продукты продолжает расти.
«По этим причинам компании стремятся усиленно
инвестировать в 2007 г. Общие инвестиции составят
5,8 млрд евро, что на 3 % превысит уровень 2006 г.», −
заключает г-н Веннинг и подчеркивает, что по прогнозам ведущих экономических исследовательских институтов Германии подъем будет продолжаться в 2008 г.
ИСТОЧНИКИ ЭНЕРГИИ И ЕЕ РАСТУЩЕЕ
ПОТРЕБЛЕНИЕ
«Во избежание рисков для надежного снабжения
энергией по доступным ценам требуется интегрированная национальная стратегия», − говорится в докладе
Национального нефтяного совета (National Petroleum
Council – NPC) − Федерального консультативного комитета при Министерстве энергетики США.
«На протяжении ближайших 25 лет США и весь
мир окажутся перед лицом неопровержимой горькой правды о глобальном энергетическом хаосе,
выбраться из которого можно будет только путем
концентрации всех экономических экологически безопасных источников энергии для обеспечения адекватного, надежного энергоснабжения», − настойчиво
рекомендуют авторы 422-страничного доклада NPC.
Основные положения этого доклада заключаются
в следующем.
Уголь, нефть и природный газ необходимы
и практически незаменимы для покрытия прогнозируемого роста потребления энергии.
Запасы энергетического ископаемого сырья не
находятся на грани истощения, но накапливаются
риски для расширения добычи нефти и природного
газа из традиционных, исторически сложившихся
источников. Эти риски создают значительные проблемы для удовлетворения прогнозируемого спроса.
Для ослабления этих рисков требуется сосредоточение всех экономически оправданных источников энергии, включая уголь, атомную энергию,
возобновляемые источники и нестандартные «заброшенные» месторождения по добыче нефти и природного газа. Каждый из этих источников таит в себе
проблемы − экологические, политические, экономические препятствия, упирающиеся в инфраструктуру для обустройства источников и поставки энергоносителей потребителям.
«Энергетическую независимость» не следует
путать с усилением энергетической безопасности.
Концепция энергетической независимости нереалистична в обозримом будущем, тогда как энергетическая безопасность США может быть усилена
путем умеренного потребления, расширения и диверсификации внутренних источников энергоснабжения, а также путем усиления глобальной торговли
№1 январь 2008
энергией и увеличения инвестиций в развитие мировой энергетики.
Большая часть рабочей силы в энергетическом
секторе США, включая высококвалифицированных
ученых и инженеров, находится на рубеже выхода
на пенсию в ближайшие 10 лет. Кадры необходимо
восполнять и обучать.
Политика, направленная на сокращение выбросов СО2, изменит энергетическую смесь, увеличит
энергозатраты и потребует снижения темпов роста
потребления энергии.
В аналитическом исследовании NPC содержится
широкий обзор энергетических технологий, доступный на сайте: www.npc.org.
НОВЫЕ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЕ
ЦЕНТРЫ ПО БИОЭНЕРГЕТИКЕ
Министерство энергетики США (Department
of Energy – DOE) планирует инвестировать 375 млн
долл. в три новых исследовательских центра, которые
будут созданы в Ок-Ридж (шт. Теннеси), Мадисон
(шт. Висконсин) и недалеко от Беркли (шт. Калифорния). Цель этих центров заключается в ускорении
базовых исследований, направленных на разработку
технологий получения этанола и других биотоплив
из целлюлозы.
Послание президента Буша «Двадцать за десять»
призывает к сокращению потребления бензина на
20 % за 10 лет путем повышения эффективности автомобилей и диверсифицирования источников экологически чистой энергии. DOE планирует финансировать эти исследовательские центры в первые пять
лет их активного существования.
Для внедрения новейших достижений в биотехнологической революции к работе в центрах будут
привлечены лучшие научные кадры по многим дисциплинам для фокусирования усилий, направленных
на совершенствование биологических процессов для
разработки новых, более эффективных способов
превращения целлюлозы в этанол и другие биотоплива. К новым целлюлозным материалам для получения
биотоплива относятся сельскохозяйственные отходы,
травы, полярная растительность, несъедобные растения и несъедобная часть урожаев зерновых культур.
В эти центры будут приглашены ведущие ученые
из 18 крупнейших университетов, семи национальных лабораторий DOE, не менее одной некоммерческой организации и ряд частных компаний.
«Цель этих центров заключается в выявлении реальных шагов, ведущих к практическим решениям
проблемы производства возобновляемых источников энергии, нейтральных с точки зрения выбросов
парниковых газов. Одновременно с этим центры будут заниматься базовыми исследованиями в поисках
альтернативных решений и связанных с крупным
риском, высокоприбыльных подходов к решению
этих проблем», − заключает DOE.
Полагают, что эти центры начнут функционировать в 2008 г.
Связаться с главным редактором НР Wendy Weirauch,
(В. Вейрах) можно по адресу: WW@HydrocarbonProcessing.com.
63
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
НОВОСТИ ИЗ ЕВРОПЫ
T. L. Wright, редактор европейского отдела НР
В ПОИСКАХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ
«БЕЗОПАСНОСТИ»
Я должен признаться, что у меня проблемы с понятием «безопасность спроса». Если Вы строите
крупное эффективное предприятие, Вы, вероятно,
можете рассчитывать на то, что рынок сможет свободно выбрать Ваши продукты. В действительности
же это не совсем так, особенно, если правительства
навязывают свой выбор, если чистый долгосрочный
результат угрожает общему благу. Мы ведь извлекли
урок из искоренения свинца из бензина, не так ли?
В наши дни некоторые умные поставщики в своей повседневной практике учитывают интересы
всех своих акционеров, привлекая их там, где это
возможно, к открытой игре с потребителями. Нечто
другое мы наблюдаем со стороны стран ОПЕК, скрывающих информацию о своих фактических запасах
нефти и одновременно впадающих в истерику по поводу стремления стран-потребителей диверсифицировать источники снабжения энергоресурсами.
Я знаю, кое-кому это покажется
Рынки.
спорным, но, по моему мнению, иногда нужно давать «щелчки по носу» свободному рынку.
Супериллюстрацией к этому могут служить супермаркеты в Великобритании, где несколько десятилетий строят супермаркеты на окраинах городов с тем,
чтобы покупатели могли удобно, без лишних затрат
времени и нервов (и денег) заполнить багажники
своих автомобилей. С другой стороны, это приводит
к стиранию характера, многообразия и социальных
функций сообществ, которые складывались на протяжении тысячи лет. И странным кажется выступление местных общин за возвращение торговцев рыбой и лавок скобяных товаров на главные улицы.
Призывы к безопасности и «надежности спроса».
Если бы владельцы гипермаркетов, расположенных
на магистральных улицах, потребовали бы ограничить
строительство супермаркетов на окраинах под лозунгом «безопасности потребления», их можно было бы
послать «ко всем чертям». Нечто похожее мы наблюдаем на глобальном энергетическом рынке. Очень немногие обладают такой силой или такой независимостью от нефти, чтобы послать ОПЕК или Россию «ко
всем чертям». Я думаю, что это было бы заветной, но
несбыточной фантазией для политических деятелей
Европы на фоне риторики из Москвы и Вены последних месяцев, вызывающей озлобление.
Сдвиги в политике. Генеральный секретарь картеля ОПЕК Абдалла Эль-Бадри предупредил, что сочетание ошибочной и непоследовательной политики
в пользу биотоплив и, как следствие, сокращение производства ископаемых топлив может поднять цены на
нефть до «заоблачных высот». В интервью Financial
Times в июне 2007 г. он заявил, что ОПЕК к 2012 г.
инвестирует 130 млрд долл., но эти и дальнейшие инвестиции в размере 500 млрд долл. до 2020 г. в новые
проекты могут быть пересмотрены в свете текущих
стратегий, направленных на диверсифицирование источников энергоснабжения в странах-потребителях.
Так что же делать? С одной стороны, хорошо бы,
если ОПЕК опубликовал данные о своих запасах нефти и газа. Вена могла бы стать более прозрачной
в смысле товарных запасов нефти и газа, которыми
располагают европейские страны-потребители для
выработки более последовательной политики в области энергетики.
Опубликование фактических данных о запасах нефти в странах ОПЕК в двухнедельный срок рассеяло
бы спекуляции (и опасения), и страны-потребители,
возможно, прекратили бы «дискриминацию против
нефти». Возможно, это обеспечило бы ОПЕК «безопасный спрос», к которому этот картель так стремится. Может быть, тогда страны-потребители могли бы
провозгласить политику ограничения выбросов парниковых газов, как это рекомендуют руководители
ОПЕК, «политику, которая не причиняет коренной
ломки существующей энергетической системы».
Но все это возможно, исходя из предположения,
что гигантские месторождения нефти ОПЕК еще не
перевалили через свой пик. В этом случае можно будет смело смотреть в непрозрачный мир ископаемых
топливных запасов.
Tim Lloyd Wright (Т. Л. Райт), руководитель европейского отдела журнала Hydrocarbon Processing. С 1997 г.
публикует репортажи и организует
международные конференции по проблемам нефтепереработки. До этого
работал репортером в средствах массовой информации Великобритании
и ВВС. Г-н Райт постоянно проживает
в Швеции и является основателем национального движения по борьбе за
снижение выбросов парниковых газов.
Связаться с г-ном T. Wright можно по адресу: tim.wright@
gulfpub.com.
НОВОСТИ СПГ
S. Mokhatab, внештатный редактор НР
БАЛАНС МЕЖДУ ВЗАИМОЗАМЕНЯЕМОСТЬЮ
И ТЕПЛОТВОРНОЙ СПОСОБНОСТЬЮ
Взаимозаменяемость газа является общей проблемой газораспределительных сетей природного газа. Эта проблема остра для крупных газовых
64
рынков, на которые поступает природный газ из
разных источников и разного качества. В США и в
Великобритании проблема взаимозаменяемости еще
нуждается в разрешении в соответствии с требованиями национальных спецификаций к качеству сжиженного природного газа, импортируемого и поставляемого из необычных источников.
№1 январь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Многие международные газовые рынки установили параметры взаимозаменяемости для обеспечения защиты конечного потребления, получающего
газ из многих источников снабжения. Практически
все глобальные газовые рынки (и даже некоторые
в США) включают параметры взаимозаменяемости
в условия заключаемых контрактов. Наиболее распространенным параметром является индекс Wobbe.
Этот индекс устанавливает зависимость между теплотворной способностью и относительной плотностью газа и учитывает эксплуатационные характеристики газовых горелок. Этот критерий взаимозаменяемости широко применяется в мировой практике.
Параметры СПГ. Особенно в Великобритании индекс Wobbe часто применяется как параметр для верхнего предела (важного ограничения) жирных импортируемых газов. Однако большинство спецификаций
США на газ основаны на теплотворной способности, а
не на индексе Wobbe. Исторически эта практика была
оправдана, потому что большая часть газоснабжения
в США осуществляется по газопроводам, проложенным между отдельными штатами Америки, и поставляемый газ был гомогенным по своему составу.
Поскольку поставщики газа из собственных источников недостаточны для удовлетворения потребностей США, в страну импортируют все большие
объемы сжиженного природного газа, и в газопроводную сеть поступает природный газ менее гомогенного состава. Многие участники американского
газового рынка выступают за уточнение стандартов
на газ, поставляемый по газопроводам, с учетом взаимозаменяемости для обеспечения безопасных и надежных источников снабжения.
Международные стандарты. Разные спецификации и стандарты на природный газ будут оказывать
большое влияние на неуклонно расширяющиеся рынки природного газа. Проблемы качества поставляемого сжиженного природного газа будут осложняться и
иметь критически важное значение, так как приемочным терминалам придется балансировать и приводить
регазифицированный природный газ из разных источников поставок к общему стандарту на природный
газ, поставляемый газопроводным транспортом.
Растущие объемы импорта высококалорийного
сжиженного природного газа создают проблемы для
приемочных терминалов, связанных с сетью газопроводов, рассчитанных на подачу газа с низкой теплотворной способностью. Эта проблема затрагивает
интересы как поставщиков СПГ, так и владельцев
приемочных терминалов.
Производители СПГ должны разработать несколько разных спецификаций на отгружаемый ими
газ с учетом требований потенциальных потребителей в Азии или Северной Америке. Для этого потребуются дополнительные капитальные и эксплуатационные затраты на производство СПГ-продуктов разного качества. Поставки на международные рынки
сжиженного природного газа только одного качества
потенциально ограничивают возможности сбыта его
на расширяющиеся товарные рынки.
Приемочные терминалы вынуждены снижать
теплотворную способность природного газа или экспортируемый сжиженный природный газ имеет теп№1 январь 2008
лотворную способность выше 1080 БТЕ/фут3, потому что многие газопроводы в США могут принимать
газ с СПГ-терминалов с теплотворной способностью
максимум 1050−1070 БТЕ/фут3, тогда как средняя
теплотворная способность смешанного СПГ на терминалах находится в пределах 1080−1160 БТЕ/фут3.
Варианты. Для снижения теплотворной способности
природного газа обычно применяют инертный газ (например азот) в концентрациях 2−3 %, считая на пропускную способность газопровода. Технически возможно
также нагнетание воздуха, но только в целях незначительной корректировки во избежание превышения предельно допустимого содержания кислорода (0,01−0,2 %).
Этого может быть достаточно для регулирования качества некоторых СПГ-потоков, но недостаточно для большинства потоков. В условиях США, с учетом тарифных
спецификаций, только немногие поставки сжиженного природного газа отвечают установленным ограничениям. В 2005 г. только газ, поставляемый в США из
Тринидада и Тобаго, можно было направлять непосредственно в газопроводы на Восточном Побережье США.
Конверсия с целью взаимозаменяемости. Однако
если перевести существующие в США спецификации на теплотворную способность в индекс Wobbe
(1330−1370 БТЕ/фут3), то большинство глобальных
поставок СПГ, при условии смешения с допустимыми концентрациями инертного газа, могут отвечать
требованиям тарифных спецификаций по взаимозаменяемости на основе индекса Wobbe.
Экстракция. В тех случаях, когда с помощью
инертных газов не удается преодолеть ограничения
по теплотворной способности, приемочный терминал вынужден удалять из газа С2 и более тяжелые
компоненты, что связано с дополнительными капитальными и эксплуатационными затратами. Кроме
того, решения, связанные с удалением С2+, создают
поток дорогостоящих ценных продуктов сжижений
природного газа на терминале, что может способствовать повышению прибыльности терминала.
Большинство заводов по сжижению природного
газа рассчитаны на обслуживание четко очерченных
рынков на основе долгосрочных контрактов, в которых оговариваются параметры качества. Внесение
ясности в спецификации на качество газа во всей
газораспределительной сети США и в контрактах на
поставку СПГ с указанием величин индекса Wobbe и
диапазонов по точке росы, облегчило бы жизнь владельцев терминалов. Такие изменения придали бы
им гибкость в оптимизации товарных запасов сжиженного природного газа и обеспечении надежного
газоснабжения конечным потребителям.
Saeid Mokhatab (С. Мохатаб), советник по исследовательским проектам
в области нефтегазовой технологии при Вайомингском университете. Специализируется на проектах,
связанных с газопроводной транспортировкой и переработкой природного газа и с СПГ-терминалами.
Опубликовал более 50 статей, докладов и книг по упомянутой тематике.
Связаться с S. Mokhatab можно по адресу: saeid.mokhatab@
gulfpub.com.
65
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
НР В АССОЦИАЦИЯХ
B. Thinnes, редактор новостей HP
В журнале Hydrocarbon Processing открывается
страничка «HPIn Associations». Добро пожаловать на
эту страничку! Каждый месяц Вы будете черпать информацию о деятельности профессиональных ассоциаций, связанных с нефтеперерабатывающей, газоперерабатывающей, нефтехимической/химической и проектно-конструкторскими отраслями промышленности. От крупных ежегодных конференций
больших групп по интересам до профессиональных
семинаров небольших проектно-конструкторских
фирм будут приглашаться на эту страничку.
Присылайте, пожалуйста, информацию о событиях, переживаемых Вашей ассоциацией. Делитесь
Вашими идеями и впечатлениями о форумах, в которых Вы участвовали. Cвязаться с B. Thinnes можно
по адресу: bt@HydrocarbonProcessing.com.
HPIn Associations будет регулярно помещать объявления о важнейших форумах на текущий и последующий месяц; брать интервью у руководящих деятелей ассоциации, задавая им «каверзные» вопросы о целях их организации, практике лоббирования,
стратегиях, успехах и неудачах.
В данном номере НР (№ 9, 2007 г. – Прим. ред.) на
этой страничке помещено интервью с Charles Drevna
(Ч. Древна), исполнительным вице-президентом
Национальной ассоциации нефтехимиков и нефтепереработчиков США (National Petrochemical and
Refiners Association – NPRA). Ниже приведены основные моменты этого интервью.
Hydrocarbon Processing (НР). Что собой представляет NPRA и каковы цели ее существования?
Charles Drevna. Мы представляем интересы отечественной (американской) нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности. Мы
существуем для промотирования жизнеспособного мощного нефтехимического и нефтеперерабатывающего бизнеса в
Америке. Члены нашей ассоциации удовлетворяют основные
Charles Drevna,
потребности страны в бензине,
NPRA
дизельном топливе и топливах
для отопления жилых домов. Мы
являемся фундаментом почти всего, что находится в
широком повседневном потреблении, если говорить
об изделиях нефтехимической промышленности.
НР. Какими преимуществами пользуются члены NPRA? Что бы Вы сказали тем, кто подумывает о
вступлении в эту ассоциацию?
Drevna. Мы представляем 99 % американских нефтеперерабатывающих мощностей. NPRA это организация, в которой каждый член, независимо от размера компании, имеет один полноправный голос. Мы
приветствуем голос каждого, участвующего в деба-
66
тах по любому вопросу. NPRA это открытый форум.
Мы полагаем, что ассоциация эффективно представляет промышленность в Соединенных Штатах. Мы
себе зарабатываем на пропитание, но не стремимся
к «архитектурным излишествам». Мы делаем свое
дело профессионально, с достоинством. Мы уважаем
организацию, уважаем промышленность и уважаем
тех, кого мы пытаемся убедить.
НР. В октябре в Остине (шт. Техас) состоялся форум «Вопросы и ответы по технологии». Каковы цели
этого форума?
Drevna. Одна из целей этого форума заключалась
в том, чтобы показать, как члены NPRA и какой ценой
смогли совершить все то, что сделано за минувшее десятилетие: реформулированный бензин в 90-х годах;
внедрение малосернистого бензина по программе
Tier 2 в последние четыре года; появление ультрамалосернистого дизельного топлива (ULSD); все, что связано с ограничением вредных выбросов стационарными источниками загрязнения атмосферы… и все
это при одновременном снабжении американских
потребителей достаточным количеством продуктов
по доступным ценам. Это нерассказанная история, не
говоря уже о том, что сегодня на НПЗ вырабатывают
нефтехимические продукты, которые почти бесперебойно поступают на рынок, несмотря на новые нормативные ограничения, которые больно ударили по
промышленности. Без технологического прогресса,
достигнутого членами нашей ассоциации, не смогли
бы оказаться там, где мы находимся сегодня.
НР. Назовите новейшие достижения и цели на
ближайшее будущее. Каковы они?
Drevna. Наши цели абсолютно прозрачны.
Сегодня нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность в буквальном смысле находится под микроскопом Капитолийского холма
(Конгресса США. – Прим. пер. ). Мы выдвигали свои
предложения в Конгресс по некоторым законопроектам в области энергетики, в частности, по массированному использованию возобновляемых источников топлива для автотранспортного сектора. Мы
вмешиваемся в законодательные акты по проблемам
глобального потепления, если они недостаточно продуманы и причиняют вред американской экономике
и привычному образу жизни американцев.
Мы обсуждаем законопроекты, которые запрещают или в значительной степени замедляют поисково-разведочные работы и освоение месторождений
природного газа, которые давно ждут своей очереди.
Мы осуждаем текущую или предлагаемую
Конгрессом политику, якобы направленную на ограничение нашей зависимости от иностранных источников энергии, которая может привести к противоположному эффекту.
Полный текст интервью на
новом сайте
HPInformer: http://www.hydrocarbonprocessing.com/
hpinformer.
Перевел Г. Липкин
№1 январь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
НЕФТЕНОСНЫЕ ПЕСКИ: ИСТОЧНИК
АМБИЦИОЗНЫХ ПЛАНОВ ДЛЯ ЭНЕРГЕТИКИ
J. McGinnis, E. Confrotte, Министерство занятости, иммиграции и промышленности, Эдмонтон, пров. Альберта, Канада
Правительство пров. Альберта сотрудничает с промышленностью для диферсифицирования рынков с целью увеличения добычи битуминозных песков и расширения экспорта бензина, дизельного топлива и нефтехимических
продуктов
Разработка запасов нефтеносных (битуминозных) песков пров. Альберта находится в центре
внимания международных средств массовой информации. И что еще важнее, нефтеперерабатывающая промышленность проводит серьезные исследования сценариев использования битуминозных
песков в качестве сырья для НПЗ (рис. 1). Высокие
цены на нефть и озабоченность по поводу надежности ее поставок создают больший импульс для
интеграции промышленности и инвестирования в
совершенствование инфраструктуры и технологии облагораживания битума с целью получения
Рис. 1. Завод по облагораживанию битуминозных песков компании Suncor в Форт МакМаррей, Альберта, Канада
80 % на месте залегания
Промежуточная
территория
Нагнетание
Добыча
пара
нефти
> 200 м
75–200 м
20 % в зоне выработки
Открытый разрез
> 90 % добычи с помощью экскаваторов
и гидротранспорта
Зона битуминозных
песков
Гравитационный дренаж с водяным паром –50–70 %
Добыча – циклическое стимулирование паром 20–30 %
добычи
Холодная добыча тяжелой нефти с песком
Паровая экстракция и нагнетание воздуха в штрек
Открытая
выработка
Известняк
Рис. 2. Технология экстракции битума с разных глубин
№1 январь 2008
топлив для автотранспортных средств и других нефтепродуктов.
Запасы битуминозных песков пров. Альберта
оцениваются в 174 млрд брл экономически обоснованных извлекаемых битумов. По этим запасам
Альберта уступает только Саудовской Аравии.
В условиях напряженного глобального баланса
предложения/спроса на нефть и экономические
экспансии Китая и Индии, повышенное потребление и растущие цены могут сохраниться как норма
надолго. Правительство пров. Альберта, владеющее
97 % запасов битуминозных песков, заинтересовано в разработке запасов и извлечении максимальных экономических выгод из этого источника углеводородного сырья. Определение оптимальных
способов освоения этих запасов является трудной и
неотложной задачей. Запасы битуминозных песков
превращаются из экономически проблемного сырья в желаемое сырье для нескольких НПЗ в США.
На рис. 2 показаны имеющиеся технологии и оптимальные объемы добычи битума из разных глубин,
начиная с близких от поверхности слоев до добычи
глубоко под землей посредством гравитационного
дренажа с применением водяного пара.
ПРАВИТЕЛЬСТВЕННЫЕ АМБИЦИИ
Правительство пров. Альберта делает ставку на
свои запасы битуминозных песков. Стремительный
рост активности в разработке этих запасов за последние пять лет инициировал борьбу за рабочую
силу и материалы, являющиеся суровым испытанием для населения провинции численностью 3,3 млн
чел. Для разрешения этой проблемы правительство
осуществляет программы, рассчитанные на приток
иммигрантов и временных рабочих, открытие новых путей снабжения материалами, совершенствование инфраструктуры, модернизацию режимов
арендования и налогообложения и разработку мер,
обеспечивающих возможность гражданам Альберты
участвовать в экономическом буме энергетической
индустрии.
На протяжении многих лет проекты, связанные
с освоением битуминозных песков, осуществлялись
в замедленном режиме. Первая небольшая установка была введена в эксплуатацию в 1967 г., вторая
в 1978 г., а третья − в 1985 г. В те же годы цены на
сырье были низкими, прибыль была скудной, и владельцам предприятий приходилось непрерывно со67
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Фактически
Прогноз
Суммарные капиталовложения
Неучтенная добыча
Неучтенная добыча нефти
Битум, млн брл/сут
Капитальные затраты, млрд долл.
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
Рис. 3. Прогноз капитальных затрат и объема добычи битума
вершенствовать технологию и оборудование, чтобы
остаться в бизнесе.
В настоящее время производство битума превышает 1 млн брл/сут. Существующие мощности находятся на разных стадиях модернизации, в стадии
проектирования находятся новые объекты. По планам правительства производство битума к 2020 г. достигнет 3,6 млн брл/сут, а к 2030 г. − 5 млн брл/сут,
как показано на рис. 3. Если проектный бум будет
продолжаться, то производство битума может значительно превысить прогнозируемые показатели.
РОЛЬ СПЕЦИАЛЬНОЙ РАБОЧЕЙ ГРУППЫ
ПО РАЗРАБОТКЕ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ
Реализация правительственной программы началась с 2001 г. и прогрессировала путем проведения
ряда исследований и конференций в партнерстве
промышленности и правительства. После периода
быстро растущих цен на добычу природного газа
в пров. Альберта была создана группа из трех энергетических компаний и трех правительственных департаментов для совместных поисков альтернативного сырья, которое могло бы обеспечить выживание местной нефтехимической промышленности.
Исследование сырья на базе битума, проведенное
в 2002 г., продемонстрировало техническую возможность и экономическую целесообразность интегрирования облагораживания битума, нефтепереработки и нефтехимического производства на одном комплексе в пров. Альберта. В результате исследования
было установлено, что для успешной интеграции
требуются «обязательства со стороны правительственных ведомств различных уровней и промышленности по разработке общего долгосрочного стратегического плана, обеспечивающего прибыльную
интеграцию различных комплексов и услуг в рамках
единой инфраструктуры.
Для реализации этого плана и мобилизации усилий в 2003 г. была создана специальная рабочая
группа по облагораживанию углеводородного сырья
(Hydrocarbon Upgrading Task Force − HUTF), которая
из небольшого коллектива исследователей превратилась в исследовательский центр, в котором сотрудничают 110 представителей из пяти компаний и 12 правительственных департаментов и агентств.
HUTF провозгласила план 2020 г. по созданию
конкурентоспособности промышленности, перера68
батывающей углеводородное сырье, с получением
бензина, дизельного топлива и нефтехимических
продуктов в дополнение к битуму и синтетической
нефти (synthetic crude oil − SCO). Тринадцать компаний спонсировали новое исследование по облагораживанию 200 тыс. брл/сут битума в синтетическую
нефть, которую затем перерабатывают в топлива и
нефтехимические продукты. В результате исследования, проведенного в июне 2004 г., было найдено, что
конверсия битума в нефтепродукты экономически
выгоднее, чем простое производство синтетической
нефти из битума.
Спонсора исследования наряду с еще восемью
компаниями провели второй этап исследования, заключавшегося в оценке потенциального рынка. В декабре 2004 г. был опубликован отчет, показавший заинтересованность рынков как Среднего Запада, так и
Калифорнии в импорте нефтепродуктов с канадских
НПЗ, которые будут построены в пров. Альберта.
В феврале 2005 г. были проведены семинары
в Калгари и Эдмонтоне для идентификации и анализа критически важных проблем, которые необходимо преодолеть для претворения в жизнь плана облагораживания битуминозных песков. Кроме HUFE
в этих семинарах участвовали избранные представители правительственных и федеральных органов
власти, научно-исследовательские организации,
академические учреждения и сервисные компании.
Участники семинара были разделены на четыре
подгруппы в соответствии с четырьмя «элементами
плана»: маркетинг, технология и интеграция провесов, логистика и инфраструктура, а также проблемы
конкуренции и нормативного регулирования. В результате семинаров были выкристаллизованы следующие цели.
Улучшение бизнес-условий для переработки
битума.
Разработка технологии и концепций процессов.
Обзор политических и нормативных документов.
Ориентирование на передовой опыт.
Планирование «дальнобойной» логистики.
Промотирование стратегии привлечения инвестиций.
Непосредственными результатами этих семинаров являются «Исследование по интегрированной
(комплексной) переработке битума месторождения
Альберта» и эко-индустриальные исследования на
местах строительства новых объектов, результатом
которых явились ключевые концепции для создания
конкурентоспособности экспортного центра в пров.
Альберта.
КОНЦЕПЦИЯ КОМПЛЕКСНОЙ ПЕРЕРАБОТКИ
БИТУМА
В сентябре 2005 г. два департамента правительства пров. Альберта, научно-исследовательский институт по энергетике пров. Альберта (Alberta Energy
Research Institute − AERI) и 19 энергетических компаний провели детальное концептуальное исследование по оценке экономической целесообразности
№1 январь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
комплексной переработки битума в бензин, дизельное топливо и нефтехимические продукты. Был
объявлен тендер на предложение оптимального ассортимента продуктов, конверсионных процессов
и масштабов производства, обеспечивающих максимальную прибыль на вложенный капитал.
Концептуальное исследование исходило из предположения строительства комплекса мощностью
300 тыс. брл/сут неразбавленного битума проектной
стоимостью 10 млрд долл. для последующего производства дизельного топлива, бензина, реактивного
топлива, этилена, пропилена, бутадиена, пиролизбензина, серы и удобрений (рис. 4). Проектная
мощность рассчитана на включение в комплекс установки этилена мирового класса производительностью 1 млн т/год с применением передовой технологии.
Концептуальный проект комплекса. Исходя
из предположения потенциального сбыта бензина и дизельного топлива на Средний Запад США,
авторы концепции полагали, что этилен, пропилен
и аммиак (синтез-газ) и другие нефтехимические
предшественники удобрений будут поступать на
химические предприятия пров. Альберта для последующей переработки с получением высококачественных продуктов. Комплекс будет иметь в
своей схеме следующие технологические установки и процессы.
− Атмосферной и вакуумной перегонки.
− Замедленного коксования.
− Гидрокрекинга.
−
−
−
−
Каталитического крекинга.
Реформинга и алкилирования для бензина.
Гидроочистки дизельного топлива.
Паровой конверсии для производства олефинов.
Комплекс состоит из семи крупных секций, включая резервуарный парк.
− Секцию облагораживания сырья и переработки.
− Установки разделения воздуха.
− Установки для синтезирования водорода путем
газификации кокса, получаемого в процессе замедленного коксования.
− Установки по производству олефинов паровой
конверсии.
− Установки экстракции бутадиена.
− Электростанции с котельными установками
с флюидизированным слоем сжигаемого угля/
кокса.
− Резервуарного парка для сырья, продуктов и полупродуктов.
В результате переработки 62,4 % битума превращаются в топлива, 11,3 % в нефтехимические
продукты и 47 % в элементарную серы. Остальные
17,5 % это нефтяной кокс, который подвергают
частичному окислению для снабжения водородом
установок гидрокрекинга, гидроочистки дизельного топлива и синтез-газа для получения аммиака. Энергозатраты, включая 3 % на установку
паровой конверсии плюс генерирование электроэнергии, составляют около 12 % энергосодержания битума.
В качестве энергоносителя на
комплексе используют топливСера, 2260 т/сут
ный газ, бросовый углерод и маВозврат разбалосернистое котельное топливителя, 100 тыс.
Бензин, 98 тыс.
Установка
во собственного производства,
Реформинг
брл/сут
брл/сут
облагоражиа также дешевый привозной
вания
уголь, котельное топливо и неАлкилиРазбавленный
рование
фтяной кокс. Крупная комбиНПЗ
FCC
АВТ
битум, 400 тыс.
нированная
электростанция,
брл/сут
вырабатывающая электроэнерГидроНефтехиКеросин,
очистки
гию и пар высокого давления,
мическая
20 тыс.
дизтопустаснабжена котлами с флюидибрл/сут
лива
новка
зированным слоем, гибкими
(олефины)
Дизпо возможности сжигания топГидротопливо,
крекинг
лив различного типа. «Важной
120 тыс.
брл/сут
особенностью проектируемого
комплекса является его самоЭлектроОтходящие газы
достаточность благодаря утилиЗамедл.
станция
и
остаточные
НС,
845
коксование
228 тыс. брл/сут
зации малоценных и бросовых
т/сут Н2
побочных материалов, наприКокс, 9000 т/сут
Этилен, 100 тыс. т/год
мер кокса, для производства
СинтезиКрекинг
Пропилен, 550 тыс. т/год
водорода и конверсии малоценНефтяной кокс, 900 т/сут
рование Н2 Углерод,
с водяным
Бутадиен, 95 тыс. т/год
ных отходящих газов и тяжелых
паром
Пиролиз-бензин,
900 т/сут
жидкостей с технологических
5610 брл/сут
9000 т/сут 98
установок в ценные нефтехиАммиачный синтез-газ (удобрение), 3000 т/сут
% О2
мические продукты на установке крекинга с водяным паром.
Разделение
Использование малосернистых
воздуха
305 т/сут Н2 Уголь,
или бросовых материалов так2000 т/сут
же позволяет эксплуатировать
Рис. 4. Интегрированный комплекс по облагораживанию битума
основные технологические ус№1 январь 2008
69
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
тановки в менее жестких режимах конверсии
сырья, что позволяет снижать капитальные и эксплуатационные затраты. Количественные данные
по сырью и продуктам, получаемым на интегрированном комплексе по переработке битуминозных
песков следующие.
Сырье, подаваемое в комплекс∗
Битум плотностью 8,5° API, тыс. брл/сут . . . 300
Разбавитель битума плотностью 52° API
с рециркуляцией на место добычи,
тыс. брл/сут . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100
Изобутан, брл/сут . . . . . . . . . . . . . . . . . 6230
Пропан, брл/сут . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2351
Этан, брл/сут . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4366
Полубитуминозный уголь теплотворной
способностью 8600 БТЕ/фунт и выше,
т/сут . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2000
Нефтяной кокс, поставляемый извне
пределов установки (OSBL), т/сут . . . . . . . 900
Низкосортное (высокосернистое)
котельное топливо, брл/сут . . . . . . . . . . . 700
Речная вода, т/ч . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3700
Нефтепродукты/выход
Моносезонное смешанное дизельное
топливо, 38° API, 5 млн-1 серы, цетановый
индекс 48, брл/сут . . . . . . . . . . . . . . . 118 570
Моносезонный смешанный
реформулированный бензин,
56° API, 93 RON, 85 MON, брл/сут . . . . . . 98 525
Моносезонный керосин (реактивное
топливо А), 42° API, температура вспышки
60 °С, высота некоптящего пламени 24 мм,
брл/сут . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 750
Водород, 99,9 об.% при 800 фунт/дюйм2,
млн/фут3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 128
Нефтехимические продукты
Этилен полимерного сорта, т/ч . . . . . . . . . 1000
Пропилен полимерного сорта, тыс. т/год . . . 553
Бутадиен рыночного сорта, тыс. т/год . . . . . . 95
Гидроочищенный пиролиз-бензин,
содержащий 72 мас. % бензола
(остальное толуол, ксилол и небольшое
количество гексана), тыс. т/год . . . . . . . . . 263
Удобрения
Аммиачный синтез-газ, 3H2/N2,
при 800 фунт/дюйм2, т/сут . . . . . . . . . . . . 3000
Сульфат аммония,
негранулированный: 40 мас. %
водный раствор;
номинал, т/сут . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 550
Элементарная сера, номинал, т/сут . . . . . 2260
Зола, т/сут . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 250
∗ Выходы всех продуктов приведены, считая на сырье (битум)
300 тыс. брл/сут, 350 дней/год
70
ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ПРОЕКТА
Ориентировочные капитальные затраты на интегрированный комплекс составляют 10 млрд долл.
и включают 5%-ное повышение капитальных затрат
в ходе реализации проекта (см. рис. 3). Основными
компонентами экономического анализа по различным оценкам издержек производство являются
капитальные, эксплуатационные затраты и применимые надбавки в связи с эскалацией цен и непредвиденные расходы. Стоимость битума и топливные
продукты оценивали по исторически сложившимся
отношениям к прогнозируемым ценам на нефть.
Аналогичным образом, стоимость нефтехимической
продукции оценивали по исторически сложившимся
отношениям к прогнозируемым ценам на природный
газ. Прогнозируемые цены как на природный газ, так
и на западно-техасскую среднюю нефть (West Texas
Intermediate − WTI) были опубликованы GLJ Petroleum
Ltd в Калгари. Приведенные чистые денежные поступления (Internal rate of return − IRR) в расчете на 24 года
вычисляли методом оценки экономической эффективности по сумме приведенных денежных поступлений
и норме самоокупаемости капиталовложений.
Потенциальные преимущества интегрированного
комплекса заключаются в следующем.
Значительная экономия капитальных и эксплуатационных затрат по сравнению с автономными установками благодаря синергизму между
отдельными технологическими ступенями.
Значительное снижение вредного воздействия
на окружающую среду, включая управление
выбросами и сточными водами.
Повышение общей экономической эффективности благодаря превращению дешевого битума в ряд ценных продуктов.
Снижение капитальных и эксплуатационных
затрат благодаря менее жестким условиям процессов и использование малоценных побочных
продуктов в качестве топлива для производства
пара и электроэнергии.
Это концептуальное исследование представляет
лишь одну возможную конфигурацию потенциально
интегрированного комплекса на территории пров.
Альберта. Для дальнейшего углубления подобного
концептуального исследования требуется дополнительная инженерная проработка с целью снижения
технических и экономических рисков и определения
оптимального ассортимента продуктов.
По сравнению с автономной установкой облагораживания битума равной мощности по превращению битума в синтетическую нефть интегрированный комплекс имеет на 50−60 % более высокие капитальные затраты. Примерно на столько же (60 %)
выше ценность топлива и нефтехимических продуктов, получаемых на комплексе, чем стоимость синтетической нефти с автономной установки. Поскольку
объем сырьевого битума остается неизменным, то
суммарные эксплуатационные затраты только на
25 % выше. Следовательно, интегрированный комплекс дает более чем в два раза большую условно чистую прибыль и значительно более высокий процент
на вложенный капитал.
№1 январь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
ПРЕИМУЩЕСТВА ЭКО-ИНДУСТРИАЛЬНОГО
ЦЕНТРА
Правительство пров. Альберта организовало дополнительные исследования для изучения географического размещения и организационных параметров
крупного интегрированного комплекса по переработке битуминозных песков, а также влияния этого
комплекса на ВВП, занятость и правительственные
доходы. В феврале 2006 г. был опубликован Отчет по
результатам исследований под названием «Лучшие
практики и преимущества в разработке эко-индустриальных нефтеперерабатывающих и нефтехимических комплексов», в котором дан анализ факторов успеха на примере семи международных эко-индустриальных комплексов: Chemsite и Value Park в г. Марле
и Лейпциг (Германия, Роттердам), Deer Park (Техас),
Teesside (Великобритания), Сарниа, Онтарио с индустриальным центром в пров. Альберта, расположенном к северо-востоку от Эдмонтона.
Эко-индустриальный центр по определению является «интегрированной сетью снабжения сырьем,
системы облагораживания, производственных мощностей, энергохозяйства и инфраструктуры (включая логистику), сотрудничающих на взаимовыгодных условиях в экологически приемлемом режиме».
В этом исследовании идентифицированы восемь
атрибутов, необходимых для успешного интегрирования индустриального центра.
Хорошие инфраструктура и службы снабжения.
Вертикально и горизонтально интегрированная
цепочка снабжения, приносящая добавленную
стоимость.
Превосходная система логистики − идеально с
конкурирующими поставщиками для обеспечения экономии средств.
Масштабная экономика производства, обеспечивающая конкурентоспособность.
Доступ к важным крупным рынкам.
Поставщики сырья и углеводородов, обеспечивающие относительную конкурентоспособность по затратам и надежность бесперебойного снабжения.
Четкая система структуры управления.
Поддержка со стороны правительства/общественности, позволяющая продолжать эксплуатацию объекта и придающая уверенность в создании нормальных условий для расширения
производственных мощностей в будущем.
Под эко-индустриальный центр в пров. Альберта
выделен участок площадью 75 миль. Как показывает опыт других эко-индустриальных центров, значительный синергизм может быть достигнут путем обмена сырьем, побочными продуктами и использования общих служб снабжения энергосредствами.
ВОЗМОЖНОСТИ РЫНКА СБЫТА
США в настоящее время потребляют около 21 млн
брл/сут нефти и нефтепродуктов. Добыча нефти в
стране снижается, и около 56 % потребностей покрываются за счет поставок из иностранных источников.
К 2030 г. EIA прогнозирует увеличение иностран№1 январь 2008
Расширение
мощностей
Форт МакМюррей
Восточная
Калифорния
Эдмонтон
Ванкувер
Портленд
Вайоминг
Солт-ЛейкСити Кушинг
Мидленд
Мехико
Сарния
Детройт
Портленд
Вуд Ривер
Восточное
побережье
Чикаго
ОПЕК
Рис. 5. Расширение сети трубопроводов из Альберты в Нижние
48 штатов
ной зависимости до 61 %. Канада является крупнейшим поставщиком углеводородного сырья в США,
причем доля канадского рынка в поставках в США
в ближайшие годы возрастет за счет переработки
битуминозных песков пров. Альберта. Потребуются
новые трубопроводные мощности для транспортировки экологически чистых бензина и дизельного
топлива в нижние 48 штатов США (рис. 5).
Несмотря на высокий интерес к битуминозным
пескам пров. Альберта, проявляемый во многих
странах мира, США будут доминирующим рынком
сбыта для канадских нефтепродуктов битумного
происхождения. Соответствующие инвестиции
в инфраструктуру (главным образом в нефтепроводы) с обеих сторон границы между США и Канадой
обеспечат надежные поставки нефти и нефтепродуктов в США.
РЕАЛИЗАЦИЯ АМБИЦИОЗНОГО ПЛАНА
Правительство пров. Альберта продолжает партнерство по созданию полностью интегрированного
глобально конкурентоспособного центра по облагораживанию углеводородов в провинции. В результате бурных разработок битуминозных песков были
выявлены серьезные недостатки в инфраструктуре,
укомплектованности рабочих и в системе снабжения, которые могут мешать дальнейшему развитию.
Этот дефицит усугубляется строительством инфраструктуры для возведения жилья, школ и больниц,
а также для транспортных и индустриальных услуг
строящемуся комплексу.
Для развития инфраструктуры правительство ассигновало 18 млрд долл. на строительство дорог, образование, здравоохранение. Однако эти программы конкурируют с проектами, связанными с битуминозными песками за ресурсы, рабочую силу, материалы, что приводило к росту цен на материалы и
рабочую силу. Многие разработчики проектов объявили о повышении сметных затрат более, чем на
100 %. Синергизм интеграции и преимущества экоиндустриальных центров, описанных выше, создают возможности снижения капитальных затрат на
71
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
будущие проекты. Крупные объекты, перерабатывающие битуминозные пески, загрязняют атмосферу и водные ресурсы. Правительство разрабатывает
программы, направленные на сдерживание роста
цен, по защите окружающей среды и на восстановление стабильного инвестиционного климата.
ПРИВЛЕЧЕНИЕ РАБОЧЕЙ СИЛЫ
Правительство осознает необходимость решения проблемы снабжения рабочей силой на фоне
бурного экономического роста. Дефицит рабочей
силы и материалов − типичное явление для мирового энергетического сектора. В начале 2007 г. правительство учредило Департамент занятости, иммиграции и индустрии (Employment, Immigration and
Industry − EII) для ликвидации дефицита рабочей
силы, повышения производительности и проведения политики иммиграции. Правительство пров.
Альберта подписало соглашение с федеральным
правительством Канады, что оно монопольно владеет конституционным правом на иммиграционную
политику, причем на разработку иммиграционной
политики типа «сделано в Альберте» для получения
большего контроля над отбором иммигрантов и увеличения финансирования строительства жилья для
иммигрантов.
Иммиграция. В 2006 г. Альберта приняла
57 000 иммигрантов из других регионов Канады,
20 500 иммигрантов и 20 000 временных иностранных рабочих. Для оказания помощи бизнесу в удержании рабочей силы правительство пров. Альберта
выдвинуло несколько инициатив.
Финансирование программы обучения, повышения квалификации, общего образования,
изучения английского языка как второго языка.
Работа с федеральным правительством для упрощения и рационализации программы привлечения иностранных рабочих.
Поддержка компаний пров. Альберта в доступе
к иностранным рабочим.
Расширение провинциальной программы предоставления временным рабочим прав иммигрантов-поселенцев.
Разработка системы прогнозирования спроса и
предложения рабочей силы по отдельным специальностям для определения типов приоритетных профессий и источников их пополнения.
Расширение целей материального снабжения.
Существующий в мире дефицит материального
снабжения проектов, связанных с энергетикой,
побудило правительство пров. Альберта к установлению непосредственного контакта с компаниямипоставщиками с целью разработки инновационного
подхода, включая:
детальное прогнозирование потребностей
в материалах и их поставках на строящиеся
объекты по облагораживанию битуминозных
песков на ближайшие 10 лет и промотирование возможностей привлечения инвестиций
со стороны иностранных производителей;
72
создание национального Интернет-портала
(www.icosmo.ca ), соединяющего поставщиков
битуминозных песков с производителями оборудования и материалов по всей Канаде с целью выявления свободных производственных
мощностей;
работу с проектно-конструкторскими, снабженческими, строительными и энергетическими компаниями по внедрению передового
опыта и повышению производительности для
сдерживания эскалации затрат.
Научные исследования и опытно-конструкторские разработки. Промышленность и правительство
финансируют программы НИОКР, направленные на
снижение энергозатрат и расхода воды для снижения нагрузки на окружающую среду. Правительство
выделило 100 млн долл. на демонстрационную программу по облагораживанию углеводородов для ускорения внедрения в промышленность ударных
технологий облагораживания путем строительства
крупномасштабных демонстрационных установок.
Проекты, связанные с интегрированными и совместными объектами, например, предложение по
поэтапному строительству (магистральной) трубопроводной сети для соединения существующих и будущих источников образования СО2 с проектами,
связанными с усиленной добычей нефти и секвестрированием СО2, могут переломить тенденцию вредоносного воздействия на окружающую среду при
одновременном снижении затрат индивидуальных
компаний. В связи с растущей озабоченностью по
поводу выбросов парниковых газов и изменения
климата предлагаемая коренная система может дать
пров. Альберта конкурентные преимущества в выбросе парниковых газов с самым коротким периодом распада при производстве нефтепродуктов для
американского рынка.
ПЛАНЫ ПО ОСВОЕНИЮ БИТУМИНОЗНЫХ
ПЕСКОВ
Для поддержания плана облагораживания битума с получением товарных нефтепродуктов и обеспечения экономической жизнедеятельности проектов освоения битуминозных песков и их глобальной
конкурентоспособности правительства выдвинуло
следующие инициативы.
Учредило независимый форум для публичной
консультации по правам на разработку полезных ископаемых.
Пересматривает существующие нормативные
акты с целью сокращения сроков получения
разрешений на проекты, связанные с разработкой битуминозных песков.
Оценивает новую политику стимулирования
инвестиций в нефтеперерабатывающую промышленность пров. Альберта.
Приняло законодательный акт по снижению
интенсивности выбросов парниковых газов, требующий снижения выбросов на 12 %
с 1 июля 2007 г. для предприятий, выбрасывающих более 100 тыс. т парниковых газов в год.
№1 январь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
Экономический эффект облагораживания битуминозных песков в товарные нефтепродукты (ВВП)
Показатель
ВВП, млрд
долл. (2004 г.)
Альберта
Остальная
Канада
В целом
Канада
За пределами
Канады
Общий итог
746
276
1022
179
93
272
925
369
1294
110
169
279
1035
538
1573
Битум/
синтетическая
нефть
Продукты
Суммарно
Экономический эффект облагораживания битуминозных песков в товарные нефтепродукты (правительственные
доходы)
Показатель
Правительственные
доходы, млрд
долл. (2004 г.)
Альберта
Федеральное
правительство
Прочие
Канада
в целом
За
пределами
Канады
Общий итог
46
10
56
66
39
105
32
17
49
144
66
210
15
24
39
159
90
249
Битум/
синтетическая
нефть
Продукты
Суммарно
Источник: Отчеты CERI − октябрь 2005 г. и август 2006 г.
Примечание. Инвестиции с 2000 по 2020 гг. составят 150 млн долл.
Компании, которые не удовлетворяют этому
требованию, будут выплачивать 15 долл/т в фонд
развития технологий. Правительство, в частности,
заинтересовано в интегрированном решении проблемы секвестрирования СО2 с помощью разветвленной системы газопроводов. Целью всех этих мер
является создание устойчивых условий для разработки битуминозных песков и использования богатств
недр для создания более здорового, более образованного и более производительного самодостаточного
общества.
Экономические преимущества облагораживания
битуминозных песков для пров. Альберта и остальной Канады показаны в таблице как с точки зрения
ВНП, так и правительственных доходов. Поставки
бензина, дизельного топлива и нефтехимических
продуктов увеличат прибыльность приблизительно
на 50 %, если на этом предприятии производить только битум и синтетическую нефть.
Перевел Г. Липкин
John McGinns (Дж. МакДжиннис), директор департамента переработки углеводородов Министерства занятости, иммиграции
и промышленности пров. Альберта с июля
2005 г. Ранее занимал руководящие должности в Министерстве энергетики, работал на фирме Exxon в Нью-Йорке, Aramco
в Саудовской Аравии по проблемам облагораживания
битуминозных песков. Изучал экономику и политические
науки в университете Торонто и в Лондонской школе экономики. Имеет ученую степень MBA от Harward Business
School. Автор многих статей и докладов на международных форумах.
Ed Confrotte (Э. Конфротт), Директор департамента нефтепереработки и нефтехимии Министерства занятости, иммиграции и промышленности пров. Альберта.
Более 20 лет проработал в промышленности. В 1969 г. окончил университет
пров. Альберта. Имеет ученые степени
бакалавра и магистра.
РЕГИОНАЛЬНЫЕ НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
ЕВРОПА
Компания ВР планирует строительство завода по производству биобутанола из различного
сырья в Халле (Великобритания).
Владельцами завода в равных долях
выступят компании ВР и DuPont.
Производительная мощность завода составит 200 тыс. л/год.
Компания Total в настоящее время строит два нефтеперерабатывающих
завода
в
Великобритании. На одном из заводов с производительной мощностью 1 млн т/год будет осуществляться обессеривание нефти. Завершение строительства
намечено на 2009 г.
Компания Lurgi Zimmer GmbH
из Франкфурта-на-Майне осуществляет
внедрение
своей
технологии на заводе по производству полиамидов (США).
Компания Lurgi Zimmer GmbH
№1 январь 2008
будет обеспечивать техническую
поддержку и поставку оборудования.
Компания SolVin планирует расширять производство на
своем заводе по производству
поливинилхлорида в Джемепе
(Бельгия). После реконструкции
производительная мощность завода повысится до 475 тыс. т/год,
завершение работ намечено на
2009 г.
73
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
ТОНКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ
РЕЖИМА КОКСОВАНИЯ
G. M. Sieli, A. Faegh, S. Shimoda, ABB Lummus Global, Хьюстон, Техас, США
Гибкие проектные решения увеличивают прибыли в нефтепереработке
Замедленное коксование это процесс, который
можно легко приспособить для переработки остаточных фракций самых разных нефтей. Обычно
проекты установок коксования нацелены на минимальный выход кокса и максимальную выработку жидких продуктов. Этих целей достигают,
работая с очень малым (даже нулевым) рециклом и/или снижая давление в коксовой камере.
Однако такие условия не всегда оптимальны для
последующих установок. Снижение кратности
циркуляции или давления коксования дает рост
выхода жидких продуктов, но, прежде всего,
за счет увеличения выработки высококипящих
компонентов тяжелого газойля коксования. Эти
компоненты, выкипающие при температуре выше
565 °С, могут быстро деактивировать катализаторы гидрокрекинга и/или гидроочистки, их присутствие в продуктах коксования, поступающих
на дальнейшую переработку, приводит к заметному сокращению длительности пробега установок
и росту расхода дорогих катализаторов, к снижению выработки ценных, более легких продуктов.
Нужно тщательно учитывать влияние режима на
качество продуктов и влияние этого качества на
работу установок, перерабатывающих продукты
коксования.
Цели процесса коксования, о которых говорилось
выше, относятся к установкам замедленного коксования, вырабатывающим топливные продукты. Они
меняются в случаях, когда важным продуктом коксования является кокс для изготовления анодов или
игольчатый кокс, но эти случаи в данной статье не
упомянуты.
Основными параметрами технологического
режима замедленного коксования являются давление в коксовой камере, кратность циркуляции,
температура на выходе из печи коксования, средство для регулирования скорости потока в трубах
печи (пар или котловая питательная вода), подача
пеногасителя, длительность цикла работы коксовых камер.
ДАВЛЕНИЕ В КОКСОВОЙ КАМЕРЕ
При увеличении давления растет выход кокса
и газов до С4, но суммарный выход жидких продуктов снижается. Это снижение обусловлено задержкой в коксовой камере высококипящих фракций, которые превращаются в ней в более легкие
продукты и кокс. Таким образом, с ростом давления в коксовой камере снижается выход тяжело74
го газойля коксования (heavy coker gasoil − HCGO)
и растет выход газов до С4, нафты коксования, легкого газойля коксования (light coker gasoil − LCGO)
и кокса. Что касается HCGO, то с ростом давления
в коксовой камере улучшается его качество: снижается температура конца кипения, уменьшается
содержание асфальтенов, металлов и коксуемость
по Конрадсону.
Большинство установок замедленного коксования, предназначенных для получения максимального выхода жидких продуктов, проектируется на
минимально возможное давление, для чего уделяют тщательное внимание компоновке и размерам
оборудования. Хотя работа при низком давлении
дает HCGO с высокой температурой конца кипения, эту температуру можно регулировать, меняя
кратность циркуляции. На многих НПЗ установки
замедленного коксования работают с нагрузкой
выше проектной производительности, и зачастую
на более тяжелом сырье, чем проектное. Установки
замедленного коксования с низким проектным рабочим давлением обладают гибкостью, достаточной для переработки разнообразного сырья на повышенных нагрузках при номинальном снижении
выхода жидких продуктов.
КРАТНОСТЬ ЦИРКУЛЯЦИИ
Кратность циркуляции определяется отношением суммарного сырья (свежее сырье плюс рецикл)
к свежему сырью, вводимому в ректификационную
колонну. На рис. 1 показана кубовая секция ректификационной колонны установки коксования. Для
повышения кратности циркуляции в кубе колонны нужно усилить конденсацию высококипящих
компонентов, поступающих из коксовой камеры
с парами продуктов коксования, и для этого увеличить подачу «холодного» HCGO в куб колонны.
Сконденсировавшиеся компоненты вместе со свежим сырьем подаются из куба колонны в печь коксования и из нее – в коксовую камеру. Таким образом,
часть высококипящих компонентов выводится из
HCGO, что улучшает его качество. На рис. 2 показана зависимость температуры конца кипения HCGO
от кратности циркуляции.
Снижение выхода жидких продуктов из-за повышения давления и/или кратности циркуляции
на деле сводится только к уменьшению выработки
HCGO, а выходы сжиженных углеводородных газов,
нафты коксования и LCGO фактически увеличиваются. Для некоторых НПЗ такой режим работы мо-
№1 январь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
Двухъярусный
коллектор разбрызгивания
Вход HCGO для
разбрызгивания
Брызги «холодного» HCGO
Капли возвратного
сырья
Вход паров из
верха коксовой
камеры
Восходящий поток
горячих паров из
коксовой камеры
Тепловой
экран
Вход свежего
сырья
Объединенная жидкость
в кубе колонны (свежее
сырье + рецикл)
Сырье в печь
Конец кипения HCGO по D-1160, °С
Рис. 1. Типовая кубовая секция ректификационной колонны
установки коксования. (Не показана система циркуляции кубового продукта для вывода кокса из куба. – Прим. пер.)
Рецикл 0 %
Рецикл 2,5 %
Рецикл 5 %
Рецикл 10 %
Рецикл 15 %
Рецикл 20 %
Рецикл 25 %
Объем жидкости, %
Рис. 2. Зависимость температуры конца кипения ТГК от кратности циркуляции
жет быть более предпочтительным, в зависимости от
цен на продукты.
ТЕМПЕРАТУРА НА ВЫХОДЕ ИЗ ПЕЧИ
Температура на выходе из печи коксования может
влиять на выходы и свойства продуктов коксования
так же сильно, как давление и кратность циркуляции,
но на практике ее влияние ограничено. С ростом температуры на выходе из печи снижается выход кокса и
растет суммарный выход жидких продуктов.
При повышении температуры на выходе из печи
увеличивается температура конца кипения HCGO,
увеличивается твердость кокса (снижается индекс
размалываемости кокса по Хардгроув), уменьшается
содержание горючих летучих компонентов в коксе,
ускоряется закоксовывание печных труб, растет выработка дробевидного кокса (shot coke), печь потребляет больше топлива. Увеличение твердости кокса
приводит к увеличению времени на его резку; это
может стать проблемой для установок, работающих
с короткими циклами. Повышение конца кипения
HCGO и соответствующее увеличение содержания
в нем многоядерной ароматики, асфальтенов, металлов, повышение его коксуемости по Конрадсону
может вызвать трудности при последующей переработке HCGO.
№1 январь 2008
Снижение температуры на выходе из печи дает
противоположный эффект. Более важно то, что для
инициирования реакций коксования необходима
сравнительно высокая температура. Ее величина
зависит от характеристик сырья. Если температура
ниже необходимой, коксование замедляется и в коксовой камере может собраться не кокс, а затвердевший пек. Это серьезная проблема, связанная с безопасностью процесса и известная как «горячая коксовая камера» (hot drum). Незакоксовавшийся пек
может воспламениться в камере после того, как сняли ее днище. Возникает большая угроза для операторов на тех установках, где нет полностью закрытой,
автоматизированной системы снятия днища камеры. Кроме проблем с безопасностью, незакоксовавшийся пек гораздо труднее режется, что может нарушить график переключения коксовых камер. Эти
эксплуатационные ограничения обычно заставляют
регулировать температуру на выходе из печи в узких
пределах.
СРЕДСТВО ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ СКОРОСТИ
ПОТОКА В ТРУБАХ ПЕЧИ
Такое регулирование необходимо для исключения преждевременного коксования в трубах печи.
Для регулирования в трубы подают пар или котловую
питательную воду. Количество пара (воды) может
влиять на выход и качество продуктов коксования.
При большой подаче пара снижается парциальное
давление углеводородов в печи и коксовой камере, в
результате чего растет выход HCGO и снижается выход кокса. Однако HCGO имеет более высокую температуру конца кипения. Кроме того, при увеличении подачи пара усиливается образование дробевидного кокса. Это может создать серьезные проблемы
на установках, на которых нет полностью закрытой
системы снятия крышек.
ПЕНОГАСИТЕЛЬ
Пеногаситель предотвращает заполнение коксовой камеры пеной. Его закачивают в коксовую камеру на заключительной стадии этапа коксования
для подавления вспенивания и минимизации уноса
пены и твердых частиц в ректификационную колонну. Наиболее эффективны пеногасители на базе силикона. Однако передозировка пеногасителя может
создать серьезные проблемы в последующих процессах.
ДЛИТЕЛЬНОСТЬ ЦИКЛА
Замедленное коксование является полунепрерывным процессом. Установка содержит пару или несколько пар коксовых камер, одна камера находится на стадии коксования, другая камера – на стадии
выгрузки кокса или на промежуточной стадии. До
1990-х гг. большинство установок коксования проектировалось в расчете на заполнение камеры коксом
в течение 24 ч, а время полного цикла работы камеры
составляло 48 ч. В последние 10 лет несколько установок спроектировано на промежутки времени соответственно 18 и 36 ч. Многие установки, спроектированные на 48-часовой цикл, теперь сокращают
75
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
длительность стадии коксования, так как НПЗ перерабатывают более тяжелые нефти, и возрастает поток остаточного сырья, подаваемого на коксование.
Установка замедленного коксования работает в
переменном режиме, но часть каждого цикла ее состояние псевдо-стабильное. Время, необходимое
для достижения стабильного состояния, зависит от
нескольких факторов, в числе которых тип сырья и
температура в слое кокса. На более коротких циклах
приходится сокращать время прогрева коксовой камеры после выгрузки кокса. Поэтому температура
пустой камеры в начале стадии коксования ниже,
чем в более длительных циклах, и требуется большее
время для достижения равновесия.
точной гидроочистки дополнительно ограничивает
количество этой суспензии, которую можно вернуть
на замедленное коксование. Чем выше температура
конца кипения HCGO, тем выше выход кокса и суспензии при его переработке на установке каталитического крекинга.
При гидроочистке HCGO его тяжелые компоненты дают кокс на катализаторе. Установки гидроочистки особенно чувствительны к изменениям качества
HCGO. Работа гидроочистки дополнительно усложнится в том случае, когда на НПЗ модернизируют вакуумную разгонку, углубляя на ней отбор вакуумного газойля, что приводит к увеличению в нем содержания примесей, вредных для катализатора гидроочистки. Если же говорить о HCGO, то оптимальная
ДАЛЬНЕЙШАЯ ПЕРЕРАБОТКА
истинная температура отсечки в кубе колонны межЖИДКИХ ПРОДУКТОВ КОКСОВАНИЯ
ду HCGO и фракцией, возвращаемой на коксование,
На рис. 3 приведена блок-схема, показывающая
равна приблизительно 510 °С. Повышение этой темвзаимодействие установки замедленного коксовапературы приводит к более быстрой деактивации кания с другими установками НПЗ. Не на всех заводах
тализатора при последующей переработке HCGO, а
жидкие продукты коксования направляют на гидроее понижение означает потерю ценных, сравнительочистку, но возможную схему их переработки нужно легких продуктов.
но определить еще на стадии проектирования устаИстинная температура отсечки 510 °С соответсновки коксования.
твует температуре конца кипения ТГК по ASTM DНа большинстве НПЗ HCGO вместе с прямогон1160 приблизительно 540−550 °С. Однако, если рекным вакуумным газойлем подают на гидрокрекинг
тификационная колона работает неэффективно, темили на гидроочистку, после которой следует устапература конца кипения ТГК может достигать 565 °С.
новка каталитического крекинга. Если же смесь этих
Четкость фракционирования зависит от нескольких
двух газойлей перерабатывают непосредственно на
факторов, среди которых состояние промывной секустановке каталитического крекинга, то высокое
ции в нижней части колонны, линейная скорость пасодержание ароматики HCGO и обогащенность ее
ров в кубе и количество газойля, подаваемого на «засоединениями, стойкими к крекингу, ограничивают
калку» в шлемовую трубу коксовой камеры.
степень превращения в процессе крекинга, ведут к
Для установки гидроочистки, спроектированной
повышению выходов кокса и масла с суспендированна переработку смеси, содержащей 70 об. % пряным катализатором, в сравнении с аналогичными помогонного вакуумного газойля и 30 об. % HCGO,
казателями для прямогонного или гидроочищенного
снижение кратности циркуляции на установке
вакуумного газойля.
коксования с 1,1 до 1,05 настолько изменит качесКроме того, в этой схеме может появиться возтво HCGO, что при прочих постоянных условиях
вратный поток (суспензия катализатора в масле) с
длительность пробега гидроочистки может уменьустановки каталитического крекинга на установку
шиться на 10 %.
замедленного коксования. Переработка HCGO на
Влияние качества HCGO на работу установки
установке каталитического крекинга без промежугидрокрекинга аналогично. Для установки гидрокрекинга мощностью 9540 м3/сут
уменьшение длительности проГидроочищенная
бега выражается в увеличении
нафта
H2S + ненасыщенГидроочистка
расходов на катализатор в сумный топливный
нафты
ме более 1,5 млн долл/год, плюс
газ
Гидроочищенная
затраты на более частую замену
Гидроочистка нафта + дистиллят
Сжиженный С3/С4
катализатора. Кроме того, сниЗамедленное
дистиллята
Гидроочищенный
Остаточная коксование Нафта коксования
жается выход дизельного топлива
дистиллят
фракция
при гидрокрекинге HCGO, выраБензин FCC
LCGO
ботанного в режиме коксования
Легкий циркулирующий
Гидроочистка
HCGO
Установка
с кратностью циркуляции 1,05.
газойля
газойль
FCC
Приблизительно половина матеКокс
Суспензия
риала фракции HCGO, выкипакатализатора
Гидрокрекинг
в масле
ющего выше 540 °С, остается не
превращенной в процессе гидроНафта + дискрекинга. Дизельное топливо, поСуспензия катализатора
тиллят
в масле
лученное из компонентов HCGO,
выкипающих выше 540 °С, имеет плохое качество, а расход воРис. 3. Блок-схема интеграции установки замедленного коксования в схему НПЗ
дорода на гидрокрекинг растет.
76
№1 январь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
Поэтому при рассмотрении процесса замедленного
коксования нужно тщательно оценить влияние на
выход и качество дизельного топлива. Это особенно
важно для НПЗ Европы, где дизельное топливо является очень ценным продуктом, спрос на который
велик.
Для HCGO, отобранного при истинной температуре отсечки 510 °С или ниже, можно увеличить
объемную скорость его подачи на гидрокрекинг, что
означает удешевление гидрокрекинга. Увеличение
на 5 процентных пунктов доли HCGO в смешанном
сырье гидрокрекинга (и соответствующее снижение
доли прямогонного вакуумного газойля) приведет к
снижению на 10 % длительности пробега установки,
а дальнейший рост доли HCGO в сырье гидрокрекинга даст еще большее сокращение пробега.
Итак, интеграция установки замедленного коксования в схему НПЗ требует очень тщательной оценки. Экономические показатели работы отдельной
установки замедленного коксования с очень малым
рециклом могут выглядеть привлекательно, но при
этом резко ухудшатся результаты работы установок
гидроочистки (гидрокрекинга) и НПЗ в целом.
Пеногаситель также может влиять на работу установок, перерабатывающих продукты коксования.
Это кремнийорганическое вещество разлагается при
высокой температуре в камере коксования с образованием производных кремния, которые концентрируются в легких продуктах, преимущественно в
нафте коксования и керосине, но небольшие их количества попадают в LCGO и HCGO. При гидроочистке этих продуктов соединения кремния оседают на
катализаторе, который из-за этого может потерять
активность после регенерации.
На самых современных установках гидроочистки предусматривают «сторожевой» слой для поглощения соединений кремния и защиты катализатора
гидроочистки. При переработке нафты коксования
этот сторожевой слой загружают в отдельный реактор, предшествующий реактору гидроочистки. При
переработке керосина коксования и ЛГК сторожевой слой включают в первый по ходу сырья слой катализатора в реакторе гидроочистки. Срок службы
этих слоев зависит от количества пеногасителя, вводимого в коксовую камеру.
При работе установки коксования с высокой нагрузкой и уменьшенной длительностью цикла приходится увеличивать дозировку пеногасителя, чтобы
подавить пену, образованию которой способствует повышенная скорость паров в коксовой камере.
Иногда тенденция к вспениванию усиливается при
переработке на НПЗ смеси нефтей. Все это приводит
к росту отложений кремния на катализаторах и сокращению пробега установок гидроочистки.
УПРЕЖДАЮЩЕЕ УПРАВЛЕНИЕ ПРОЦЕССОМ
Изменения в потоках и качестве продуктов, происходящие при переключении коксовых камер, усиливаются при уменьшении длительности цикла. Эти
пульсации прослеживаются по всему НПЗ, выражаясь в колебании объемных скоростей на установках
гидроочистки, в изменении жесткости режима в ре№1 январь 2008
акторе и заставляя регулировать температуру для их
компенсации. Применение упреждающего управления на установке замедленного коксования может
минимизировать эти изменения.
Пакеты программ упреждающего управления
включают проверенные методы прогнозирования, с
помощью которых поддерживают качество продуктов, управляют с учетом ограничений для поддержания минимального рецикла и оптимизации выходов.
Эти программы также содержат модель коксования,
которая предсказывает выходы дистиллятов и кокса
и дает информацию о времени заполнения коксовой камеры.
Осуществление упреждающего управления установкой замедленного коксования обеспечивает
управление качеством продуктов, позволяет увеличить производительность и минимизировать
энергозатраты. Например, на НПЗ, работающем в
условиях большой разницы цен тяжелой и легкой
нефти, общая экономическая эффективность завода может быть ограничена мощностью установок,
на которых осуществляется конверсия остаточных
фракций. В этой ситуации упреждающее управление установкой коксования поможет поднять ее
производительность. Затраты на осуществление упреждающего управления обычно окупаются менее
чем за один год.
Перевел М. Фалькович
Gary M. Sieli (Г. М. Сили), менеджер по планированию процессов и специалистом по
замедленному коксованию в ABB Lummus
Gloval. Раньше он работал в компании
Foster Wheeler менеджером по техническим услугам. У него более чем 25-летний
опыт в области замедленного коксования и заводского планирования. М-р Сили получил степень бакалавра химической технологии в институте технологии шт. Нью-Джерси,
г. Ньюарк, и степень магистра химической технологии
в университете Рутгерса.
Ahmad A. Faegh (А. А. Фаег), менеджер по
технологии замедленного коксования в отделе технологии процессов ABB Lummus
Gloval, Хьюстон, шт. Техас. У него более
чем 20-летний опыт работы в крупных нефтяных компаниях: Shell, Atlantic Richfield
Co. и Coastal Corp. Последние 11 лет он
участвовал в проектировании, эксплуатации, пуске установок замедленного коксования и устранении неполадок
в них. Он имеет степень магистра химической технологии. М-р Фаег является зарегистрированным профессиональным инженером-химиком в шт. Калифорния и членом
Американского института химической технологии.
Steven Shimoda (С. Шимода), старший специалист по проектированию процессов
в ABB Lummus Gloval. У него более чем
10-летний опыт проектирования в области переработки нефти. М-р Шимода
получил степень доктора философии по
химической технологии в университете Хьюстона и степень бакалавра химической технологии в университете
Оклахомы.
77
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
НОВЫЕ РАЗРАБОТКИ В ОБЛАСТИ
ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ТОПЛИВ
J. Holmgren, C. Gosling, G. Marinangell, T. Marker, UOP LLC, Де Плейнз, Иллинойс; G. Faraci, C. Perego, Eni S.p.A. Refining
and Marketing Division, Новара, Италия
Дизельное топливо на основе растительного масла может способствовать интеграции в пределах
НПЗ с целью компаундирования топлив
Расширяющееся во всем мире производство возобновленных топлив связано с растущими ценами на нефть, правительственными нормативными
документами и обязательствами по сокращению
объемов выбросов парниковых газов (greenhouse
gas – GHG). Несмотря на быстро растущее потребление возобновляемых топлив интеграция процессов производства возобновляемых топлив в пределах
НПЗ пока незначительная. Это обособленное производство способствует увеличению затрат, поскольку
остается неиспользованной существующая инфраструктура для распределения и производства топлив
на нефтяной основе.
Возобновляемые топлива могут иметь более широкое применение с целью удовлетворения растущего спроса на транспортные топлива, если могут быть
созданы благоприятные экономические условия для
их смешения или совместной переработки в пределах традиционных НПЗ. Новая технология позволяет
использовать возобновляемое сырье, полученное из
растительных масел, для производства высококачественного дизельного топлива. У этого нового процесса получения дизельного топлива есть возможные
преимущества перед другими технологиями производства возобновляемых топлив, в частности, сложного метилэфира жирных кислот (FAME), известного также как биодизель.
Предпосылки для производства возобновляемых топлив. Производство биотоплива расширяется
быстрыми темпами в результате роста цен на нефть,
разработка правительственных нормативных актов
и политики, направленной на сокращение выбросов
парниковых газов. Применение в будущем биотоплив будет зависеть от развития технологии производства высококачественных транспортных топлив
из высокооксигенированного сырья биологического происхождения. Эти новые биотоплива должны
быть совместимы с существующей топливной транспортной системой и инфраструктурой.
Существующая технология производства дизельного топлива из растительного масла сконцентрирована в основном на биодизеле FAME [1, 2]. Несмотря
на то, что FAME обладает многими положительными
качествами, например, высоким цетановым числом,
существуют другие сложности, связанные с его использованием, в частности, низкая стабильность и
высокая растворяющая способность, ведущие к проблемам забивки фильтров.
78
Для превращения растительных масел в высококачественное дизельное топливо или компонент смешения дизельного топлива, который полностью совместим с дизельным топливом нефтяного происхождения, требуется другое технологическое решение.
В результате совместных научно-исследовательских
работ дальнейшее развитие получила традиционная
технология гидропереработки, широко распространенная на НПЗ и использующая существующую инфраструктуру НПЗ и систему распределения топлив.
Эти новые технологические процессы открывают
широкие возможности для переработки сырья на основе растительного масла с целью производства высокоцетанового дизельного топлива низкой плотности, с низким содержанием ароматики и свободного
от серы. Для удовлетворения требований различных
спецификаций к температуре помутнения хладотекучесть биотоплива может быть отрегулирована
либо в чистом, либо компаундированном топливе.
Внедрение нового процесса в промышленность намечено к 2009 г.
ПЕРЕРАБОТКА БИОЛОГИЧЕСКОГО СЫРЬЯ
Переработка сырья биологического происхождения представляет собой достаточно сложный процесс, поскольку эти материалы содержат значительное количество кислорода. Основным сырьем для
возобновляемого дизеля являются такие растительные масла, как соевое, пальмовое, куркас или рапсовое. В качестве сырья могут быть использованы и
другие продукты, например, животные жиры и сало.
Растительные масла в основном состоят из триглицеридов с типичным содержанием свободных жирных кислот (1−2 %). Химическая структура молекулы
триглицерида показана на рис. 1.
Органические топлива. Триглицериды, а также свободные жирные кислоты, содержат длинные линейные цепи алифатических углеводородов.
Алифатический углеводород всегда содержит четное
число атомов углерода, обычно ненасыщен и соответствует диапазону числа атомов углерода, типичному для дизельных топлив. В молекуле триглицерида имеется также трехуглеродная «главная цепь».
В табл. 1 показаны свойства различных растительных масел, используемых в качестве сырья для получения дизельных топлив в сравнении с дизельным
топливом нефтяного происхождения. Объем выхода
дизельного топлива из растительных масел близок
№1 январь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
Сырье
Процесс
Метанол
Растительное масло
Продукты
Биодизель
Биодизель
Глицерин
H2
Растительное масло
Рис. 1. Химические структуры триглицеридов
Красный цвет – кислород; белый – водород; зеленый – атомы
углерода
к 100 %, тогда как при перегонке этот показатель составляет всего 20 % объема сырой нефти.
Таблица 1. Сравнение растительных масел и нефти,
используемых в качестве сырья для производства дизельных топлив [3–5]
Биосырье
Цена,
долл/
брл
Выход
Число
Олефины,
дизельного атомов
мол. %
топлива,
углерода
о. %
Нефть
ЗападноТехасская,
Средн/Брент
Рапсовое
масло
Соевое
масло
Пальмовое
масло
Масло куркас
68
20
11–22
0
89
99
16–22
94
75
99
16–18
84
62
99
16–18
77
44
99
16–18
77
На рис. 2 показаны два пути превращения растительного масла в дизельное топливо. Традиционным
способом переработки для получения дизельного
топлива является трансэтерификация метанолом в
присутствии щелочи для производства FAME и глицерина в качестве побочного продукта. Полученный
глицерин произведен из трехуглеродной «главной
цепи» и имеет ограниченный рынок, особенно в неочищенном виде.
В методе гидропереработки использован водород
для удаления кислорода из молекул триглицерида.
Это направление использовано в новом процессе для
производства зеленого дизеля. Кислород легко удаляют посредством двух конкурирующих реакций:
декарбоксимирование и гидродезоксигенирование.
Глубина каждой реакции зависит от катализатора
и условий процесса. Трехуглеродная главная цепь в
процессе производства «зеленого» дизеля дает пропан, который легко извлекаем и как таковой может
служить ценным возобновляемым продуктом − сжиженным нефтяным газом (СНГ). Кислород, содержащийся в сырье, удаляется либо в виде оксида (СО),
диоксида углерода (СО2) или воды (Н2О). Кроме того,
все олефиновые связи насыщаются и образуют стабильный чисто парафиновый продукт.
№1 январь 2008
Гидропереработка
«Зеленый» дизель
Рис. 2. Способы переработки растительных масел для получения транспортных топлив
Химизм процесса, использованный в методе биодизеля или FAME, трудно поддается обоснованию.
Стехиометрия реакции такова:
Триглицериды + Метанол ====> FAME + Глицерин
100 брл
13 брл
NaOH 99 брл
8 брл
Около 8 % объема продукта составляет глицерин −
малоценный продукт в неочищенном виде, имеющий
ограниченный рынок. Метанол необходим как совместное сырье. Основное сырье, содержащее высокие концентрации свободных жирных кислот, может
стать причиной возникновения производственных
проблем в результате реакций омыления с едким натром, присутствующим в качестве катализатора. По
этой причине на современных установках FAME использована дорогостоящая технология для удаления
или обработки свободных жирных кислот.
Как отмечено ранее, в новом процессе удаляется кислород в результате реакции с водородом,
при этом образуется чисто парафиновый продукт.
Объемный выход равен 99 %. Основным сопродуктом является пропан; побочными продуктами − Н2О
и оксиды углерода. Сырье, содержащее свободные
жирные кислоты, может быть переработано в процессе получения «зеленого» дизеля без проблем, возникающих при производстве FAME:
«Зеленый»
Триглицериды + Н2 ====>дизель + Н2О/СО2 + Пропан
100 брл
Катализатор 99 брл
9 брл
Новая технология производства дизельного топлива, интегрированная в пределах НПЗ, позволяет
получить ряд преимуществ по сравнению с производством FAME. Необходимый для реакции водород обычно легко доступен, и все продукты реакции
представляют собой соединения, присутствующие
в обычных продуктах НПЗ, и не требуют никакой
специальной обработки. Все углеводородные продукты могут быть легко смешаны с традиционными
продуктами НПЗ.
НОВЫЙ ДИЗЕЛЬНЫЙ ПРОЦЕСС
Несмотря на то, что гидропереработка с химической точки зрения была, несомненно, предпочтительнее для применения на НПЗ, пути реализации не
были столь очевидны. Могут быть рассмотрены два
варианта.
79
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
Предварительная
обработка и
совместная пере- H2
работка
Растительное
масло
Подпитка водородом
Растительное масло
Дизельное
топливо
Секция предварительной
обработки
Гидроочистка
дизельного
топлива
«Зеленый» дизель
Удаление кислых газов
Удаление
загрязняющих
примесей
CO2
Реактор
Пропан и легкие фракции
Отдельная
установка
H2
Установка производства «зеленого»
дизеля
Гидроочистка
дизельного
топлива
«Зеленый» дизель
Отдельная установка снимает
проблемы срока службы катализатора
и повышает гибкость
Сепаратор
Нафта или реактивные
топлива
Вода
Рис. 3. Альтернативные пути переработки растительных масел
в транспортные топлива
Совместная переработка на существующей установке гидропереработки дистиллята.
Строительство отдельной установки, как показано на рис. 3.
Сначала вариант совместной переработки был
оценен как оптимальный, поскольку позволял использовать существующее оборудование, что снижало затраты на внедрение. Совместная переработка,
после завершения некоторых первоначальных оценок, оказалась проблематичной. Растительные масла содержат следы загрязнений такими металлами,
как фосфор, натрий, калий и кальций. Для удаления
загрязняющих примесей мог потребоваться реактор
предварительной обработки, в противном случае у
существующего реактора, как правило, не будет достаточного объема для загрузки катализатора очистки. Реакции, протекающие при переработке растительных масел, фактически экзотермичны, и могут
потребоваться охлаждающие мощности, наличие которых не всегда гарантировано.
Для удаления продуктов дезоксинегирования (Н2О,
СО, СО2) потребуется модернизация системы рециркуляции газов или использование мощного продувочного потока. Хладотекучесть комбинированного дизельного продукта может ограничить количество растительного масла, которое может быть переработано
как н-парафин − основной продукт гидропереработки
растительного масла − и будет влиять на температуру
помутнения. Кроме того, было установлено, что реакции дезоксигенирования имели тенденцию конкурировать с реакциями обессеривания, происходящими
на установке гидроочистки. Это было слишком рискованно для топливной среды, в которой требуется
ультрамалосернистое дизельное топливо (ULSD), а
повторная очистка продуктов, не отвечающих требованиям спецификаций, обходится дорого.
После рассмотрения всех проблем построить специальную установку, оптимизированную для переработки растительного масла ввиду уникальности этого
сырья, оказалось экономически более эффективным
решением. На упрощенной технологической схеме
80
Дизельный продукт
Рис. 4. Новый процесс производства «зеленого» дизеля превращает растительное масло в топлива
(рис. 4) показаны принципиальные особенности нового процесса.
В процессе, представленном на рис. 4, растительное масло соединяют с водородом, доводят до температуры реакции и направляют в реактор, где растительное масло превращается в «зеленый» дизель.
Этот продукт отделяют в сепараторе от рециркулирующего газа и направляют в секцию фракционирования. Конструкция секции фракционирования
может меняться от одноколонной системы, производящей дизельное топливо, отвечающее требованиям спецификаций, и нестабилизированную
нафту, до трехколонной системы, производящей
пропан, нафту и дизельные продукты. Конструкция
большинства установок будет одноколонной, более
легкие продукты будут отбираться на других, установленных на НПЗ, технологических установках.
Рециркулирующий газ обрабатывается в аминной
системе для удаления СО2.
Работа пилотной установки. С целью определения оптимальных условий процесса, стабильности
катализатора и свойств продуктов были проведены
масштабные эксплуатационные испытания в. На пилотной установке был переработан широкий ассортимент сырья на основе растительных масел, включая соевое, рапсовое и пальмовое масло. По оценке
других потенциальных видов сырья, включая жир и
животное сало, осуществляется широкая программа.
Результаты испытаний для подтверждения стабильности примененной катализаторной системы относительно данных текущего испытания на стабильность с целью оценки рапсового масла показаны на
рис. 5. Испытания на пилотной установке показали
отсутствие какой-либо потери активности после более 2000 ч эксплуатации.
«Зеленый» дизель. Свойства продуктов одинаковы для всех переработанных растительных масел.
№1 январь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
В табл. 2 показаны типичные выходы продуктов.
Свойства текучести при низкой температуре могут
быть отрегулированы жесткостью условий процесса.
Так выход дизеля будет меняться от 99 до 88 об. %,
что необходимо для достижения температуры помутнения − 10 °С. Потеря выхода дизеля идет на керосин и нафту. Во всех случаях произведенный продукт имеет очень высокое цетановое число (более
80) и фактически не содержит серы или ароматики.
В табл. 2 показаны пределы потребления водорода
для разного сырья. Пальмовое масло требует значительно меньше водорода, чем рапсовое, благодаря
более низкому содержанию олефинов.
Таблица 2. Выходы продукта «зеленый» дизель
Сырье
Продукты
Растительное масло, %
Н2, %
Нафта, об. %
Дизель, об. %
Цетановое число
S, млн-1
100
1,5–3,8
1–10
88–98+
>80
<1
Свойства топлива. «Зеленый» дизель обладает
превосходными топливными свойствами и очень похож на дизельное топливо, получаемое при помощи
процесса Фишера-Тропша. Свойства «зеленого» дизеля в сравнении с минеральными (нефтяным) дизелем и биодизелем показаны в табл. 3. Свойства биодизеля FAME не идеальны для компаундирования дизельных топлив, поскольку температура помутнения
выше требования EN590, и плотность также может
стать проблемой при рассмотрении T95. Плотность
высока, и это может ограничить использование малоценных продуктов, включая гидроочищенный
легкий рецикловый газойль (LCO), как компонентов
смешения на НПЗ товарного дизельного топлива.
У него узкие пределы кипения, и могут возникнуть
проблемы с точки зрения удовлетворения требований
спецификаций к стабильности вследствие нестабильности, присущей сложным эфирам. Теплотворная
способность примерно на 12 % ниже, чем у типичного
минерального дизельного топлива, что снижает экономичность смесей FAME/дизельное топливо в сравнении со смесями минеральный дизель или «зеленый»
дизель/минеральное дизельное топливо.
Однако «зеленый» дизель является высококачественным компонентом смешения. Пределы кипения
сопоставимы с типичными для дизельных топлив при
значительно более высоком цетановом числе и более
низкой плотности. Это очень ценные свойства, которые позволяют использовать на НПЗ малоценный
гидроочищенный LCO в качестве компонента смешения и, тем не менее, удовлетворять требованиям
спецификаций Европейского Союза (EU) к дизельному топливу.
Пример показан в табл. 4 − возможность получения смеси прямогонного дизельного топлива и керосина, удовлетворяющей требованиям спецификации
на ULSD с цетановым числом 50. Никакой LCO не
может стать компонентом смешения без использо-
№1 январь 2008
Таблица 3. Топливные свойства «зеленого» дизеля
Свойства
Минеральное ULSD
Биодизель
FAME
«Зеленый»
дизель
О, %
Удельный вес
Содержание
серы, млн-1
Теплотворная
способность,
Дж/кг
Температура
помутнения, °С
Фракционный
состав, °С
Цетановое
число
Стабильность
0
0,84
<10
11
0,88
<1
0
0,78
<1
43
38
44
–5
От –10 до +20
200–500
От –5 до
+5
340–355
40
50–56
70–90
Хорошая
Маргинальная
Хорошая
265–320
Таблица 4. Преимущества «зеленого» дизеля как компонента смешения
Компоненты товарного
дизельного топлива
Баррелей
в готовом
продукте
Цетановое
число
Керосин
500
41
Гидроочищенное
прямогонное дизельное
топливо
7500
52
Гидроочищенный LCO
2000
20
«Зеленый» дизель
2346
74
Цетановое число
смешанного продукта
50
вания присадок, повышающих цетановое число. При
введении в товарное дизельное топливо «зеленого»
дизеля высокое цетановое число и низкая плотность
позволяют использовать в качестве компонента смешения почти эквивалентный объем гидроочищенного LCO в ULSD. Если допустить, что типичная разность стоимости котельного топлива и ULSD равна
4,60 долл/брл, то прибыль составит 9200 долл/сут
или 3 млн долл/год, которую можно получить за счет
компаундирования «зеленым» дизелем.
Экономика процесса производства «зеленого»
дизеля. В ходе разработки процесса были проведены
исследования технико-экономической выполнимости с целью подтверждения конкурентоспособности
новых технологий. Как и для всех нефтезаводских
процессов, основным фактором в экономике производства «зеленого» дизеля являются затраты на сырье. В табл. 5 показаны капитальные и переменные
эксплуатационные затраты для двух вариантов сырья.
В этой таблице переменные затраты включают расходы на энерготехнические средства, водород, катализаторы и химические вещества. Стоимость водорода
в этой оценке была принята равной 3 долл/тыс. фут3.
81
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
Пальмовое
масло
Соевое
масло
ISBL, в пределах установки, млн
долл.
33,9
33,9
OABL, за пределами установки,
млн долл.
6,8
6,8
Переменные, долл/брл
5,40
6,94
Выход «зеленого» дизеля, об. %
Поскольку цены на растительные масла не связаны с ценами на сырую нефть, анализ чувствительности был проведен для определения стоимости сырой
нефти, необходимой для реализации прибыльного
процесса получения «зеленого» дизеля. Проведена
оценка трех случаев.
Пальмовое масло при цене 420 долл/т или
52 долл/брл.
Соевое масло при цене 560 долл/т или 67 долл/брл.
Соевое масло с дотацией 1 долл/галл.
Результаты этой оценки показаны на рис. 6.
Пальмовое масло рентабельно без дотации при цене
нефти 52 долл/брл. Соевое масло рентабельно только при цене нефти 67 долл/брл и, чтобы сохранить
жизнеспособность в условиях прогнозируемых цен
на нефть, опубликованных в настоящее время, ему
потребуется дотация. Если допустить, что сущес-
Продолжительность эксплуатации, ч
Чистая приведенная стоимость
(NPV), млн долл.
Рис. 5. Испытание катализатора на стабильность при производстве «зеленого» дизеля из растительного масла
1,96 долл/галл (c/дотация)
1,96 долл/галл
1,47 долл/галл
Цена сырой нефти, долл/брл
Рис. 6. Экономический анализ зависимости затрат на производство «зеленого» дизеля от цены сырой нефти
82
кг СО2/кг топлива
Затраты
Факторы воздействия
Таблица 5. Оценка затрат
Нефт.
дизтопливо
Био- «Зелен.»
дизель дизель
Нефт.
дизтопливо
Био- «Зелен.»
дизель дизель
Рис. 7. Анализ жизненного цикла различных «зеленых» транспортных топлив – факторы воздействия и выбросы GHG
твующая дотация для FAME в размере 1 долл/галл
распространяется на «зеленый» дизель, то процесс
жизнеспособен при цене на нефть 38 долл/брл
и окупается менее чем за 1 год при цене на нефть
60 долл/брл.
«Зеленый» дизель представляет собой более устойчивый продукт. В этом параграфе приведен анализ жизненного цикла (LCA) различных способов
производства дизельных топлив. Программа оценки
LCA представляет собой метод определения и сравнения экологических воздействий альтернативных
продуктов или процессов, включая воздействие добычи исходных ресурсов на утилизацию отходов.
В настоящем исследовании был использован всеобъемлющий анализ, начиная с добычи сырой нефти
до сгорания товарных дизельных топлив в автомобиле. При этом допускалось, что эксплуатационные
характеристики топлив в автомобиле были одинаковы. Основное внимание было сосредоточено на
использовании ископаемых энергоносителей и выбросах GHG, хотя анализ охватывает также и другие категории воздействия.
На рис. 7 показаны результаты LCA. Как FAME,
так и «зеленый» дизель, оставляют значительно
меньше следов воздействия на окружающую среду,
чем минеральное дизельное топливо. Оба топлива
производят значительно меньше климатически активного СО2. Однако «зеленый» дизель отличается
как более низким экологическим воздействием, так
и более низким производством климатически активного СО2, чем FAME. Производство FAME оказывает более сильное воздействие на окружающую
среду, что обусловлено необходимостью применения метанольного сырья, которое получают из природного газа, используя чрезвычайно энергоемкий
процесс, чреватый тяжелыми экологическими последствиями.
Перспективы развития топлив. Нефтепереработчикам предоставлена замечательная возможность играть главную роль в производстве возобновляемых топлив в будущем. Новый процесс производства «зеленого» дизеля это устойчивый путь
для превращения растительного масла в высококачественное дизельное топливо, который, возможно, станет первым шагом в подготовке технологии,
позволяющей нефтепереработчикам участвовать
№1 январь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
в производстве возобновляемых топлив. Новый дизельный продукт это лучшая альтернатива FAME со
значительно лучшими свойствами и полностью совместимая с традиционными дизельными продуктами на минеральной основе.
Перевела Н. Иванова
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Alternative Fuels, National Renewable Energy
Laboratory Website, http://www.eere.energy.
gov/afdc/altfuel/whatis_biodiesel.html.
2. Radich, A. «Biodiesel Performance, Costs, and
Use», Energy Information Administration, 2004,
http://www.eia.doe.gov/oiaf/analysispaper/
biodiesel/ .
3. World Bank Commodity Price Data, http://www.
econ.worldbank.org, January – August 2006.
4. ICIS Chem Business, Chemical Market Reporter,
October 2006.
5. «Alternative Fuels Comparison Chart», National
Renewable Energy Laboratory website, http://
www.eere.energy.gov/afdc/altfuel/fuel_comp.
html .
Jennifer Holmgren (Дж. Холмгрен), директор бизнес-подразделения UOP, занимающегося вопросами возобновляемых энергоносителей и химических продуктов. Г-жа Холмгрен ответственна за разработку и внедрение в промыш-
№1 январь 2008
ленность новых технологий и продуктов для переработки
возобновляемых энергоисточников. Г-жа Холмгрен защитила докторскую степень в области синтеза неорганических материалов.
Chris Gosling (К. Гослинг), руководитель разработки конверсионных процессов для UOP и ответственный за разработку каталитического крекинга, гидропереработку и технологию возобновляемых энергоносителей. Г-н Гослинг
получила звание магистра и бакалавра в области разработки химических технологий.
Rich Marinangeli (Р. Маринангели), руководитель группы
по разработке конверсионных процессов для бизнес-подразделения UOP занимающегося вопросами возобновляемых энергоносителей и химических продуктов. Г-н Маринангели защитил степень доктора в области разработки
химических технологий.
Terry Marker (Т. Маркер), главный инженер UOP и руководитель группы, работающей над процессом экофайнинг
для производства «зеленого» дизеля. MS − химическая технология.
Giovanni Faraci (Г. Фараси), ответственный за оптимизацию технологических процессов для подразделения Eni.
Нефтепереработка и маркетинг.
Carlo Perego (Л. Перего), руководитель Исследовательского
центра ENI «Нефтепереработка и маркетинг», Новара,
Италия.
83
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
БИОТОПЛИВА : ЧТО ЕЩЕ КРОМЕ
ЭТАНОЛА И БИОДИЗЕЛЯ
R. Cascone, Nexant, Уайт-Плейнс, Нью-Йорк
Появление новых технологий производства бензина и дизельного топлива из возобновляемых биологических источников изменят облик сельского хозяйства, химической и нефтеперерабатывающей
промышленности
Этанол, полученный ферментацией сахара из сахарного тростника или зерновых культур, является
основным возобновляемым жидким топливом, используемым сегодня в качестве компонента смешения или в чистом виде (100 %). Биодизель (сложный
метиловый эфир растительного масла) − другое возобновляемое топливо, получаемое в меньшем объеме, также используется как компонент смешения
или в чистом виде. Следующим шагом в этом направлении является ферментация этанола (или бутанола)
из сахара на основе целлюлозы для гидрорасщепления природных масел и жиров в углеводороды с
пределами кипения дизельных топлив и для газификации биомассы и каталитического синтеза как дизельных топлив, так и бензинов (термохимическая
платформа).
СОЦИАЛЬНО-ПОЛИТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ
ПРОИЗВОДСТВА БИОТОПЛИВ
Во всем мире главными в разработках биотоплив
являются три фундаментальных политических направления:
сельскохозяйственное развитие;
энергетическая независимость;
сокращение углеродных выбросов.
В энергетике биотоплива развиваются с невиданной ранее динамикой:
спрос на биотоплива обусловлен не потребителями или экономикой, а социальными и политическими проблемами;
стоимостная цепочка биотоплив объединяет сектора с радикально противоположными
потребительскими, культурными, технологическими, макроэкономическими и бизнес-моделями.
Тем не менее конвергенция сельскохозяйственной, углеводородной, биотехнологической и химической отраслей и их динамика будут определять
глобальное и, что более важно, специфическое для
отдельных стран воздействия на традиционные источники энергии и рынки химической продукции,
а также на потенциальные возможности для инвестирования. Мировые инвестиции в возобновляемые топлива/биотоплива за последние 5 лет
составили приблизительно 12 млрд долл., и по
прогнозам потребуется (совокупно) еще 130 млрд
долл. к 2020 г.
84
КЛЮЧЕВОЕ ЗНАЧЕНИЕ БИОТЕХНОЛОГИИ
ДЛЯ РАЗВИТИЯ БИОТОПЛИВ
Биотоплива базируются на биотехнологии и являются одним из видов возобновляемой энергии.
В отличие от других форм возобновляемой энергии
биотоплива могут быть объединены с производством
химических продуктов в категории под названием
«белая биотехнология», как показано на рис. 1.
Биотоплива производят из органического материала, обычно из растительной биомассы, а по определению в Федеральном регистре США − «из любого
органического материала, доступного на возобновляемой или часто повторяющейся основе, включая
сельскохозяйственные и древесные культуры, лесоматериал, древесные отходы и остатки, растения
(в том числе водоросли), травы, волокнистые остатки, отходы животноводства и прочие отходы».
На химическом уровне различные источники
биомассы состоят в основном из углеводов (сахара,
крахмала и целлюлозы), связующего лигнита, масел, протеинов и, в меньшей степени, из животных
жиров. Крахмалы и целлюлоза представляют собой
сложные кристаллические и некристаллические полимеры углеводов, которые могут быть деполимеризованы для получения сахара. Это их отличает от
Возобновляемые источники энергии
Гидроэнергия
Биотоплива
Энергия
ветра
Биотехнология
«Белая биотехнология»
Энергия
солнца
Геотермальные
источники
Химические
вещества
Рис. 1. Биотоплива: вид возобновляемой энергии. Многие компоненты включают в себя определение источника «возобновляемой энергии»
№1 январь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
Сырье
Процесс
Крахмал и сахар
Сахарный тростник
Маниока
Пшеница/ячмень
Сахарная свекла
Ферментация
Биомасса
Энергетический
тростник
Просо
Древесная стружка
Остатки с/х культур
(рисовая солома,
кукуруза)
С/х отходы и MSW
Масла
Пальмовое масло
Кокосовое масло
Другие растительные
масла
Рапсовое масло
Липиды водорослей
Остатки пищевого
масла
Соевое масло
Куркас
Биотопливо
Этанол
Бутанол
ЭТБЭ/ТАЭЭ
Другие продукты
Другие химические
вещества
Torrefaction
Газификация
Химические
вещества,
глицерин и
производные
Возобновляемое
дизтопливо
Этанол
Бутанол
Метанол
Диметилэфир
Жидкие продукты FT
Другие химические
продукты
Трансэтерификация
Биодизель FAME
Сложный этилэфир
жирных кислот
Гидрогенизация
Возобновляемое
дизтопливо
Олеохимикаты
Рис. 2. Стоимостная цепочка биотоплив это многокомпонентная
схема производства. Многие виды органического сырья могут
быть конвертированы в топлива и компоненты смешения с использованием общепринятых и развивающихся технологий
более простых молекул алифатических и нафтеновых углеводородов в нефти и конденсатах природного газа. Стоимостная цепочка биотоплив показана
на рис. 2 − от полной переработки сырья (биотрансформация или термохимическая переработка) до
получения основных биотоплив. Более развернутая
стоимостная цепочка состоит из предшествующих
сельскохозяйственных сегментов (например, выращивание культур, сбор урожая, складирование,
транспортировка и поставка) и последующих компаундирования, транспортировки, распределения
и маркетинга.
РАЗНООБРАЗИЕ БИОТОПЛИВНОГО СЫРЬЯ
Сырьем для возобновляемых продуктов биотоплив могут служить:
культивированные для других целей кукуруза,
пшеница, сахарный тростник, соя и древесные
культуры. Ими могут быть специализированные энергетические культуры, например просо,
тростник, куркас, кипрей и т.д.;
сельскохозяйственные отходы, например пшеничная солома или навоз, промышленные или
бытовые отходы, например продукты полей
орошения, пищевые отходы или использованное для жарки растительное масло.
В настоящее время основными товарными биотопливами являются биоэтанол и биодизель − сложные метиловые эфиры жирных кислот (fatty acid
methyl esters − FAME). Разработаны также другие
№1 январь 2008
биотоплива, и на них в этой статье сделан главный
акцент.
Важнейшие технологические направления следующие.
Компоненты бензина:
ферментация крахмала, сахара и сахаров, полученных гидролизом биомассы;
возможно из биомассы посредством пиролиза
(torrefaction), газификации и каталитических реакций синтез-газа в высокооктановые топлива.
Биодизель:
традиционные химические реакции (т.е. трансэтерификация и гидрогенизация/изомеризация)
природных масел и жиров;
возможно из биомассы посредством torrefaction
(пиролиза), газификации и каталитических реакций синтез-газа с получением высокоцетановых топлив.
Пути производства различны, они зависят от типа
сырья, механической конструкции, качества продуктов и стоимости, и учитывают различные проблемы,
связанные с развитием.
СЛОЖНЫЕ ФАКТОРЫ РАЗВИТИЯ БИОТОПЛИВ
Динамика развития биотоплив отлична от динамики развития традиционной нефтегазовой и химической промышленности. Биопродукты имеют широкую политическую «поддержку», а не рыночное
«проталкивание», и движущие силы и проблемы меняются не только в зависимости от региона, но и от
страны, что является важным аспектом для понимания воздействия на нефтяные топлива, как показано
на рис. 3.
Стимулы
Окружающая среда
Энергетическая
безопасность
Выгоды для сельского хозяйства
Факторы
Цены
на энергию
Средства
осуществления
Технологические
разработки
Политика
правительства
Источник
сырья
Факторы успеха
вызовы/проблемы
Экономика
Совместимость
с двигателем
Одобрение
клиентами
Поставка
и логистика
Экологические
соображения
Рис. 3. Биотоплива предоставляют возможность сочетать контролируемые и независимые факторы, меняющиеся от страны к стране
85
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
86
Например, в производстве биотоплив сейчас используют наряду с кукурузой другие хлебные злаки,
сахарный тростник и природные масла. Для удовлетворения новых потребностей в поставках сельское
хозяйство отдельных стран или регионов часто нуждаются в реформировании или техническом переоснащении. Важнейшей социальной проблемой является динамика «продовольствие против топлива»
при существующем (первом) поколении биотоплив,
использующим в качестве сырья продовольственные,
сельскохозяйственные культуры (например, кукурузу, сахарный тростник, сою и т.д.). Некоторые страны
пытаются смягчить эту проблему, поддерживая сырье второго поколения и технологию биопревращения, основанную на использовании биомассы непродовольственных культур, таких как маниока, сорго,
куркас и, в конечном счете, целлюлозной биомассы.
Например, Китай объявил, что не позволит использование кукурузы в качестве сырья на будущих биоэтанольных установках, а предпочтительными будут ямс,
маниока и сахарный тростник.
Другим значимым вызовом является необходимость «конвергенции» сырьевой/логистической,
технической (биопревращение и применение продуктов) и коммерческой моделей для достижения
устойчивого роста и значительных объемов, а также
экономического успеха для частных акционеров.
Продолжается рост достижений во всех сегментах
стоимостной цепочки, включая формирование промышленных акционеров (например, разработчиков,
собственников и финансирующих организаций).
Установление перекрестного партнерства сельскохозяйственных и/или биотехнических компаний
Химические
вещества
Очищенные нефтехимические
продукты, газ
Процесс
Продукты
Электроэнергия
Химические
продукты С1
Синтез-газ
Биоконверсия
Биомасса
Химические в-ва
Животный жир
Газификация
Биомасла
Ферментация
На гидрокрекинг
Электроэнергия
Нефть и газ
Сырая нефть
Процесс
Продукты
Диметилэфир
Топлива
Окружающая среда. Необходимость снижения
выбросов диоксида углерода (СО2) транспортным
сектором, а также другими секторами, включая системы отопления и электроснабжения, является локомотивом продвижения биотопливной политики.
Биотоплива считаются более чисто сгорающими топливами, чем нефтяные, и дают значительно меньшие
нетто-вклады в СО2 (выращивание биомассы потребляет СО2 на фотосинтез, который при сжигании
просто высвобождается), чем энергия и выбросы,
связанные с их производством. Странами и регионами принят закон (часто в связи с Киотским протоколом) с целью увеличения потребления возобновляемой энергии.
Энергетическая безопасность. Ряд стран, в том
числе США, Бразилия и Китай, планируют сократить зависимость от импорта сырой нефти или продуктов ее переработки. Биотоплива являются частью
альтернативного решения. Бразилия достигла самодостаточности по автомобильным топливам в 2006 г.,
и США недавно заявили, что к 2017 г. фонд автомобильных топлив будет включать в себя 35 млрд галл/
год (104 млн т/год) возобновляемых топлив − эквивалентно 15 % общего потребления бензина.
Выгоды для сельского хозяйства. В АзиатскоТихоокеанском регионе движущими силами развития биотоплив являются выгоды для сельского хозяйства и/или энергетическая безопасность (независимость) в зависимости от страны. В государственных Ассоциациях Юго-Восточных азиатских стран
(Association off SouthEast Asian Nations − ASEAN), где
сельское хозяйство является ключевым фактором экономики, биотоплива привлекательны для фермеров в
качестве нового источника доходов и для промышленного оживления. Производство этанола в Бразилии,
Индии, Австралии и Таиланде основано на сахарном
тростнике − высокопродуктивной и привлекательной
для расширения площадей культуре.
Эта факторы в сочетании с высокими ценами на
энергоносители привели к значительному росту производства биотоплив в 2005 и 2006 гг. Такой рост был
поддержан политикой правительств, предоставляющей налоговые льготы или другие субсидии для поощрения развития. Правительства начинает скорее
вменять в обязанность употребление биотоплив, а не
предоставлять финансово-материальные стимулы.
Большинство стран начитает вовлекаться в какой-то
аспект биоэтанольных или биодизельных стоимостных цепочек, включающих государственную политику, сельскохозяйственные культуры, академические и другие НИР и ОКР, поставку технологий, производство биотоплив, использование биотоплив или
поставку двухтопливных автомобилей.
Ведущими странами в развитии биотоплив являются США, Бразилия, Китай, Европейский Союз
(особенно Германия, Франция, Испания и Швеция)
и Индия. На второй позиции находятся Россия,
Япония, Таиланд и Малайзия. Разработки биотоплив
оказывают влияние на экономику и планирование
в топливном и сельскохозяйственном секторах, но
с обязательным учетом этих проблем и их стратегического соответствия по всей стоимостной цепочке.
Продукты
Рис. 4. Взаимосвязь биотехнологии с нефтяной, газовой и химической промышленностью стирает грани между нефтеперерабатывающей, энергетической и химической отраслями.
Несомненно, интеграция может дать возможный синергизм
и прибыли
№1 январь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
с химическими или нефтяными и газовыми компаниями мотивировано взаимосвязанным развитием
производственных отраслей. Эти взаимосвязи относятся к замещению на рынках продуктов нефтеперерабатывающей и химической отраслей, но иногда
интеграция представляет собой почти имущественную (технологическую) интеграцию активов, как
показано на рис. 4. Технологическая интеграция возможна для энергопроизводства, переработки нефти,
компаундирования полученного топлива и химического производства (синтез-газ). Примерами стратегического партнерства, сформировавшегося между
промышленными секторами с целью разработки биотоплив/возобновляемых химических продуктов, могут служить Du Pout/BP/British Sugar, ADM/Metabolix
(Tellus), Cargill/Ashland, Shell/Choren/Volkswagen,
Shell/Iogen, Ceres/Rohm & Haas, Chevron/Tyson и т.д.
дывающих путь к превращению и производству биомассы. Однако, чтобы объем биотоплива имел «ударную силу», должна преобладать товарная экономика.
Поэтому курс на крупномасштабное производство
и малозатратное биосырье (рис. 5) будет иметь ключевое значение. Как и большинство других промышленных разработок, технологические инновации, которые будут помогать конкурентоспособной экономике, появятся в следующем десятилетии. Вероятно,
это будут технологии, которые сейчас считают слишком сложными или слишком дорогими, чтобы быть
доминирующими направлениями.
ТЕХНОЛОГИЯ ПЕРЕРАБОТКИ БИОМАССЫ
История перерабатывающих отраслей промышленности говорит о том, что главными движущими
силами, определяющими «эволюцию технологии»,
являются, в конечном счете:
сокращение капиталовложений;
сокращение производственных и энергетических затрат;
экономические характеристики, включая эффективность по выбросам углерода;
использование благоприятного сырья.
ГАЗИФИКАЦИЯ БИОМАССЫ
Газификация биомассы, вероятно, имеет самый
высокий потенциал в отношении гибкости по сырью
и улучшения экономики конверсии, а также расширения продуктовых возможностей. Такая «полигенерация» топлив, электроэнергии и химических
продуктов была оценена во многих развивающихся
странах в отношении угля и тяжелого нефтяного сырья. Термохимические методы переработки биомассы, сведенные воедино, могут стать опорой для других разработок.
Существует широкий и всеобъемлющий круг
технических и экономических разработок, проклаМалый Большой
H2
FAME МОЖЕТ БЫТЬ НЕДОЛГОВЕЧНЫМ
Сложный эфир жирных кислот − FAME или биодизель − вполне отвечает ключевым общественно-политическим целям: сельскохозяйственное развитие,
энергетическая независимость и ограничение углеродных выбросов. FAME сокращает различные типы
Известные
Пропан
Биодизель BTL и более простые
Глицерин
Биодизель (FAMW или FAEE)
Изомеризация
Природные
масла
Трансэтерификация
Метанол или этанол
Ферментизация
Сахара
Сахара С6
Крахмалы
Биобензин
Ферментная конверсия
Объем подачи сырья
Этанол
Биобутанол
Сахара С6
Сахара С6
Процесс/технология
Этилбензин
посредством
катализа
Размалывание, варка,
Зерно
гидролиз, осахаривание
Волокнистые
Этанол,
Осахаривание
Кислотный или ферментный гидролиз
Сахара С6, С5
остатки
NGL
Биомасса
Левулиновая
Кислотная
MTHF
Гидрирование
Целлюлоза
Топливо серии Р
дегидратация
кислота
Затраты
на сырье
Гемицеллюлоза
Кислотный или ферментный гидролиз
Лигнин
Сепарация
Осахаривание
Топливо
Ферментация синтез-газа
Высокие Низкие
Газификация
Ключ
Промышленная технология
Новая технология
Технология в стадии разработки
Синтез-газ
Катализ FT
Катализ FT и др.
1-е Поколение
Катализ на MoS2 и т.д.
2-е Поколение
Каталитическая
Этанол
Дизтопливо BTL
Бензин BTL
Смешанные высшие
спирты
Биобутанол
Более
сложные
3-е Поколение*
* Продукты 3-го Поколения — еще не выпускаются промышленностью
Рис. 5. Система превращения биомассы обладает повышенной гибкостью благодаря разнообразию сырья и технологий переработки
№1 январь 2008
87
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
загрязнений, связанных с транспортом и хранением
топлив и выбросами отработанного топлива автомобилей, он экологически благоприятен и привлекателен, учитывая текущие налоговые стимулы. В случае
получения из очищенного свежего растительного
масла FAME можно считать безубыточным в сравнении с нефтяным дизельным топливом при цене сырой
нефти 60 долл/брл. При использовании дешевого сырья, например «необработанных продуктов» − растительные масла с удаленной клейковиной и дезактивированные животные жиры − и отходов масел и жиров,
FAME по прогнозу будет иметь более низкую безубыточную цену. Однако при получении из пищевых масел, жировых отходов и других доступных природных
масел и жиров, FAME в конечном итоге не может в
значительной степени заменить на рынке нефтяное
дизельное топливо из-за ограничений по сырью.
Некоторые крупномасштабные разработки других
непищевых природных масел и жиров (в том числе
из экзотических масличных семян, например, куркас
или китайское сальное дерево, таловое масло, используемое в бумажной промышленности, водоросли или
личинки насекомых) находятся на разных стадиях развития. Вероятно, они более пригодны для переработки
в возобновляемые углеводороды на установках гидроочистки и изомеризации НПЗ, чем для производства
FAME. Наряду с конкуренцией с сельскохозяйственной кормовой базой и липидными продуктами FAME
имеет такие практические проблемы, как изменения
качества, связанные с использованным сырьем.
При жестко ограниченном сырье в сравнении с
общим глобальным спросом на дизельное топливо
следует иметь ввиду переход на газификацию биомассы для производства биомассы-в-жидкость (biomass-to-liquids − BTL). Поскольку технология BTL
внедрена в промышленность, существующее производство биодизеля не будет остановлено. Скорее,
более крупные и стратегически продвинутые предприятия будут и дальше служить рынками, которые
ценят биоразлагаемость биодизеля и его нетоксичность, в частности, при использовании в подвесных
лодочных двигателях, для выработки электроэнергии, в некоторых котельных и отопительных системах зданий, подземных и других системах, связанных с топливами, смазочными материалами и растворителями, проблемными с точки зрения безопасности и охраны здоровья и окружающей среды.
В среднесрочной перспективе Европа, вероятно, останется крупнейшим биодизельным рынком
благодаря своей высокой стартовой базе и планам
дальнейшего расширения. Производство биодизеля
на основе пальмового масла в юго-восточной Азии в
настоящее время самый дешевый способ.
Для масштабной экономии, более быстрого развития и придания биодизелю большей притягательности с целью вовлечения нефтепереработчиков,
широкое одобрение, вероятно, получат появляющиеся новые технологии, которые гидрогенезируют природные массы на НПЗ. В более отдаленной перспективе синтетическое дизельное топливо из биомассы,
полученное посредством интегрированной газификации биомассы (biomass integrated gasification −
88
BIG) c последующей каталитической конверсией
Фишера-Тропша, получившее название BTL, по-видимому, более экономично, чем обычное биотопливо. К преимуществам BTL относятся низкие затраты
на сырье, доходы за счет побочных продуктов и высокая экономическая эффективность. Однако продукт (высокопарафинистый с высоким цетановым
числом), по существу, не является биоразлагаемым
при токсичности, аналогичной для дизельного топлива на углеводородной основе. С другой стороны BTL
может стать рычагом (конвергенция) разработок
уголь-в-жидкость и газ-в-жидкость, хотя можно ожидать, что реализация процесса даст лучший эффект,
чем газификация угля в отношении безопасности,
выделения парниковых газов (greenhouse gas − GHG)
и других экологических проблем. BTL возобновляем.
Одной из проблем текущего и будущего производства FAME является экономическое размещение
его побочного продукта − глицерина. Потенциальные
решения этих проблем:
широкомасштабное применение неочищенного
глицерина в кормлении животных и для предотвращения обледенения;
получение производных, в частности, пропиленгликоля или эпихлоргидрина, − текущие разработки;
курс на вышеупомянутые процессы гидрогенезации природных масел и жиров, интегрированные с процессами нефтепереработки, которые
используют то же самое липидное сырье, что и
FAME (но эти методы решают технические проблемы с биодизелем и с производством пропана,
а не проблему глицерина);
курс на биодизель BIG-FT, который решает также
проблемы сырьевых ограничений и глицерина.
ЭТАНОЛ ЭТО НЕ ТОЛЬКО БИОБЕНЗИН
Этанол имеет длинную историю использования и
развития, главным образом в США и Бразилии. На
этих рынках бензин предпочитают дизельному топливу: относительно обильное кукурузное и сахарнотростниковое сырье и влиятельное фермерское
лобби. Производство биоэтанола из сахарного тростника в Бразилии это самый низкозатратный вариант
для производства биоэтанола (в денежном выражении), за которым идет производство из кукурузы в
Северной Америке, зависящее от стоимости сырья
и размера установок. Без экономической поддержки
оно в обоих случаях, вероятно, дешевле производства нефтяного бензина при ценах на сырую нефть
40 долл/брл. Тем не менее, в существующих направлениях ферментации (для многих стран) есть серьезные практические пределы, в том числе:
снабжение сырьевым зерном, другими источниками крахмала и сахарным тростником;
наличие пахотной земли и других сельскохозяйственных ресурсов;
ограниченные рынки для побочных продуктов;
конкуренция с продовольственными рынками.
Новая технология для расширяющегося производства посредством превращения бросовой биомассы, например кукурузной соломы, пшеничной или
№1 январь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
рисовой соломы и сахарнотростниковой биомассы
(остатки от уборки урожая и биогазы), в ферментируемые сахара, очевидно, со временем станет коммерчески жизнеспособной. Производство этанола
ферментацией сахаров, полученных из проса или из
высокопроизводительного «энергетического тростника», может стать привлекательной нарождающейся технологией, реализация которой потребует экстенсивного разведения проса и развития сети снабжения, или модификации сельскохозяйственной
модели сахарного тростника. Эти культуры и технологии превращения будут также привлекательны в других регионах с умеренным и тропическим
климатом, которые могут значительно расширить
глобальную поставку и торговлю этанолом. В более
отдаленной перспективе, по мере приобретения этанолом статуса более значимой замены нефти, промышленность будет вынуждена превращать этанол
в углеводородные бензиновые фракции на интегрированных предприятиях или использовать спирты,
например бутанол, для ослабления напряжения в логистике связанного с транспортом этанола.
Несмотря на позитивные свойства этанола, он
имеет ряд недостатков, которые надо преодолеть.
К ним относятся высокое давление паров, проблемы
с обращением и распределением, а также ограниченные поставки зернового и сахарного сырья, конкурирующего с пищевым использованием. Для преодоления некоторых из этих недостатков есть несколько
следующих решений.
Дегидратация в бензин (используют существующий этанол)
Ферментация бутанола (может принять существующий объем этанола).
Топливо серии Р − смесь этанола, продуктов
сжижения, природного газа и метилтетрагидрофурана (methyl tetrahydrofuran − MTHF) − помогает облегчить использование текущего наличия
этанола вместо нефти.
Синтез-газ BIG − для каталитического производства высших спиртов или другого биобензина −
заменяет этанол альтернативными продуктами.
БИОБУТАНОЛ – СЛЕДУЮЩЕЕ
ПЕРСПЕКТИВНОЕ БИОТОПЛИВО?
Биобутанол может иметь лучшую возможность
непосредственно ферментировать непищевые субстраты и является более подходящим биотопливом
бензинового ряда, чем этанол. Курс на биобутанол
приведет к повышению октановых чисел, сопоставимому с этанолом для фонда бензина, но с аналогичной энергетической плотностью. Таким образом,
пробег в милях на галлон израсходованного топлива незначительно снизится для смесей. Ввиду более
низкого давления паров биобутанол не будет оказывать отрицательного действия на Rvp. Благодаря его
низкой растворимости в воде обращаться со смесями можно так же, как с бензином в пределах НПЗ, в
инфраструктуре транспорта и хранения топлив, на
АЗС и автотранспорте. Его использование позволит
избавить нефтепереработчиков от очередного изменения производственных стратегий.
№1 январь 2008
В ХХ веке процесс бактериальной ферментации
ацетон-бутанол-этатол (acetone-butanol-ethanol − ABE)
был доминирующим способом для производства бутанола-растворителя и химического бутанола, пока его
не вытеснили нефтехимическим синтезом. Он до сих
пор широко практикуется в Китае. Совместное предприятие BP/Du Pont в своих текущих разработках по
производству и маркетингу биобутанола намерено
импортировать биобутанол, полученный процессом
АВЕ, из Китая для использования в качестве «заправки перед пуском» во время работы над процессом получения биобутанола следующего поколения. Многие
организации заявляют о своей работе над перспективной технологией производства, включая использование в качестве сырья широкого разнообразия сахара,
крахмала, остатка биомассы, а также над целевыми
видами биомассового сырья.
ПРЕВРАЩЕНИЕ ЭТАНОЛА В БИОБУТАНОЛ
Существующие этанольные предприятия могут
быть адаптированы для производства биобутанола,
смягчая таким образом угрозу этой быстро расширяющейся отрасли. Сам этанол может быть, в конечном
счете, дегидрирован в углеводородные бензиновые
фракции для удобства использования. Работая в этом
направлении, общество должно сделать выбор между
существующими возобновляемыми устойчивыми биотопливами (которые являются биоразлагаемыми, малотоксичными, но неудобными в различных аспектах, и
ограниченными в возможности снабжения) и другими
ресурсами, которые не являются биоразлагаемыми
или имеют более неприятный запах, но они привлекательнее и создают ограничения в других областях.
НЕУВАЖИТЕЛЬНОЕ ОТНОШЕНИЕ
К БЫТОВЫМ ОТХОДАМ
Министерство энергетики (Departament of
Energy − DOE) и Министерство сельского хозяйства
США (US Departament of Agriculture − USDA) стали
тесно сотрудничать в области жидких топлив как
основе биомассы и в других энергетических разработках. Эти ведомства фокусируют внимание на
биомассе, полученной из органических остатков
сельского и лесного хозяйства, пищевой промышленности и многих других секторов. Однако этим ведомствам, по существу, ничего неизвестно о содержании биомассы (бумага, картон, пищевые отходы
и отходы переработки) в твердых муниципальных
отходах (municipal solid waste − MSW) и домашних
отходах. Федеральное финансирование для использования MSW с целью получения жидких биотоплив
очень незначительно по сравнению с финансированием использования сельскохозяйственных отходов.
По-видимому, сторонники использования MSW не
так сильны, организованны, богаты и целеустремленны, как сельскохозяйственное лобби в USDA и
DOE. Конечно, биотоплива на основе MSW отвечают
целям энергетической независимости и сокращения
углеродных выбросов, но они не согласуются с сельскохозяйственным развитием. Однако во многих
наших экономических неблагоприятных городских
зонах новые биотопливные установки приведут к
89
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
«развитию города», что также является важнейшей
задачей общества.
В таблице показана ориентировочная оценка ресурсов США и глобальных ресурсов разнообразной
бросовой биомассы (включая сельскохозяйственные,
лесные, промышленные и городские отходы) наряду
с заключенным в них потенциалом производства биоэтанола по типичным существующим технологиям
ферментации. Ресурсы сельскохозяйственной бросовой биомассы, несомненно, в совокупности превышают городские и промышленные ресурсы, но первые
оплачены и широко рассредоточены (тогда как последние сконцентрированы!), обременяют общество и
ищут полезного применения. Сельскохозяйственные
отходы часто включают «вмененные потери» − они
имеют некоторую стоимость культивации почвы или
питательных веществ, оставленных на земле. Для их
учета обычно существует конечная стоимость. В противоположность этому использование городских и
промышленных отходов почти всегда является формой решения проблемы.
Для MSW существует хорошо организованный «рынок». Например, г. Нью-Йорк тратит около 90 долл/т
(«оплата с чаевыми») за вывоз своих MSW из штата
на безопасную разрешенную свалку. Несмотря на то,
что органическая составляющая MSW легко отделима
ценой относительно небольших издержек с побочным
продуктом в виде металлов, пластмасс и стеклянного
боя, все показатели говорят о том, что поставка биомассы с места обработки на предприятие по производству
жидких биотоплив будет стоить от 30 до 50 долл/т. Эта
разность 100−140 долл. между оплатой с чаевыми и стоимостью для производства и логистики биомассы может быть очень значимой для конкурентоспособности
биотоплива на углеводной основе с нефтяным топливом. Другое преимущество использования органической части MSW заключается в том, что ее выработка
происходит в относительно постоянном режиме круглый год, тогда как сельскохозяйственная биомасса
вырабатывается в сезонном режиме, требуя особой
стратегии хранения. Кроме того, MSW образуется
вблизи центров потребления, а сельскохозяйственные угодья находятся вдали от населенных центров.
РАБОТА С СЫРЬЕМ И ПОБОЧНЫМИ
ПРОДУКТАМИ
Чтобы всерьез заняться биовозобновляемыми
материалами, нефтеперерабатывающая и химическая промышленность должна лучше ознакомиться с
сельскохозяйственным, лесным и продовольственными секторами, а также с биотехнологией сельскохозяйственных культур и микроорганизмов. Хотя
биотехнология сельскохозяйственных культур активно обеспечивает более продуктивную, разнообразную и стабильную платформу для биотопливной
промышленности, возможность близкого конфликта
с продовольственным сектором очевидна, а более отдаленные конфликты недооценены. Многие аналитики обычно не учитывают роль побочных продуктов, например, остатков зерновых при ферментации
этанола и, возможно, также биодизельного глицерина, в сбалансированности кормовой базы.
90
Тем не менее, простое восприятие конкуренции
биотоплив за сахар, зерно, семена масличных культур, используемых в пищевой и кормовых секторах,
кажется достаточным, чтобы внести хаос. Об этом
свидетельствует заметное повышение цен в минувшем 2006 г. и продолжающееся в 2007 г. на кукурузу
в США и Китае, бразильскую сою и сахарный тростник в Бразилии, а также на рапс в Европе − важнейшее биотопливное сырье в каждом из этих регионов.
ВОДОРОД НЕ ЯВЛЯЕТСЯ
ВОЗОБНОВЛЯЕМЫМ ТОПЛИВОМ
Водород часто относят к биотопливам в качестве
возобновляемого топлива, но он вообще не является источником энергии. Водород в естественном
виде существует на этой планете только в связанной
форме, требует большой затраты чистой энергии для
производства двухатомного водорода из воды, углеводородов и углеводов, после чего он может быть
энергопередающей средой. Как таковой он находится среди наименее эффективных сред по энергетической плотности, будь то компримированный газ,
жидкость или гидрат, по крайней мере, в современных и достаточно предсказуемых условиях. Водород
как передающая среда без выделения GHG на месте
использования, может быть отнесен к действительно возобновляемым источникам энергии (солнечная,
фотоэлектрическая, ветряная, зеленый растительный покров и т.д.), но таковыми могут быть и электросети, аккумуляторы, жидкие топлива, например
аммиак и углеводороды, полученные при реакции со
сбросом СО2.
БИОТОПЛИВА ОКАЗЫВАЮТ ВЛИЯНИЕ
НА ДРУГИЕ СЕКТОРА
Кроме того, что мы ощущаем давление на рынки
зерна, семян масличных культур, сахара, зерновой
муки и других углеводов, протеинов и липидов, мы
являемся свидетелями многих других прямых и косвенных воздействий биотопливных разработок на
широкий спектр секторов, включая:
повышение спроса на все удобрения в сельском
хозяйстве для выращивания биотопливного сырья;
повышение спроса на серную кислоту в производстве этанола и других биотоплив;
усиленная подача железнодорожных цистерн
для транспорта этанола;
сокращение планов по строительству новых или
расширению существующих установок алкилирования, поскольку этанол восполнит растущие
потребности в повышении октановых чисел;
напряженный рынок (высокооктановых) присадок к бензинам;
наводнение рынка побочным продуктом − глицерином, который, кроме его очистки и конкуренции непосредственно на целевых рынках
сорбитола и нефтехимического пропиленгликоля, привел к инициативам ADM, Cargill, Dow
и других использовать неочищенный глицерин
для получения химических производных, в частности пропиленгликоля и эпихлорагидрина.
№1 январь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
№1 январь 2008
Параллельное производство электроэнергии, тепла
и химических веществ из синтез-газа биомассы.
Во временной стратегии ферментации сахаров
из биомассы большое внимание можно уделять многим другим процессам предварительной обработки,
связанным с ферментативной деполимеризацией
целлюлозы и гемицеллюлозы посредством альтернативной деконструкции лигноцеллюлозы растворителями (как разработано в Бразилии) и на термическое
использование остаточных продуктов ферментационного комплекса. Для термохимической платформы большего внимания требуют приготовление биомассы низкокислородным пиролизом, газификация
и оптимизация системы.
ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТЬ
БИОТОПЛИВ
Бразилию считают производителем малозатратного этанола, что во многом обусловлено низкой стоимостью сырья, параллельным производством электроэнергии и тепла из остаточных биогазов и хорошо
развитой и в основном устоявшейся инфраструктурой. Вполне вероятно, что Бразилия станет доминирующим экспортером этанола. Преимущество
Бразилии по затратам на производство показано на
рис. 6. Чтобы добиться успеха, страна должна ре-
Относительные затраты на производство
2
Бензин при цене нефти 60 долл/брл
Бензин при цене нефти 30 долл/брл
1
0
Бразилия
(сахар)
США
(кукуруза)
Индия
(сахар)
Европа
(пшеница)
Китай
(кукуруза)
4
Относительные затраты на производство
ПУТЬ ВПЕРЕД
Для развития глобальной биотопливной индустрии может быть рассмотрена очень привлекательная
модель «последнего сопротивления», которая будет
иметь следующие элементы.
Непрерывное генетическое усовершенствование товарного крахмала, сахара и масличных
культур для платформ ферментации. Эти программы усовершенствования будут также включать пальму, маниоку и сорго, которым оказано
меньше внимания ввиду ограниченного интереса со стороны Североамериканских и Европейских биотехнических центров.
Разработка высокопродуктивного сырья из
биомассы, пригодного для разных климатов
и условий и используемого либо в ферментации, либо в термохимических процессах.
К биомассовому сырью относятся просо, энергетический тростник, кипрей и альтернативные масличные культуры − куркас и китайское
талловое дерево. Усилия могут охватить программы генетической модификации и разведения культур.
Разработка агрономических, технических и бизнес-моделей, способных оптимизировать практическое обеспечение источниками и устойчивость этих видов сырья. В эти модели будут
включены стратегии по конверсии и рекуперации калийных и фосфорных питательных веществ, которые в отличие от азота обычно получают из ограниченных запасов минеральных
ископаемых.
Ферментация сахаров из биомассы с использованием «однократного» метода. Эти приемы
скорее оптимизируют, чем углубляют превращение компонентов субстратов (например,
негидролизованной целлюлозы и сахаров С5)
и сжигают или газифицируют такие остатки
вместе с лигнином для производства тепла и
электроэнергии.
Интеграция газификации биомассы в пределах
топливопроизводящего объекта, что будет способствовать изучению существующего опыта
и достижений в газификации угля и нефтяных
остатков.
Приготовление биомассы низкокислородным
пиролизом (torrefaction) и получение хрупких
гранулированных, с высоким энергосодержанием, сухих твердых материалов и пиролиз-топлив
для более удобного обращения, транспортировки, хранения и загрузки, и для более эффективной, менее затратной и высокопроизводительной газификации.
Производство биобензина с использованием
других технологий переработки, которые включают этанол, бутанол, высшие спирты и углеводороды. Эти новые технологии будут основаны
на ферментации оксида углерода для получения
этанола и водорода (в качестве побочного продукта) с параллельным производством биодизеля, обычно методом Фишерав-Тропша или соответствующими каталитическими методами.
Дизтопливо при цене нефти 60 долл/брл
3
Дизтопливо при цене нефти 30 долл/брл
2
1
0
Азия
(пальма)
США
(соя)
Европа
(рапсовое
семя)
Рис. 6. Сравнение затрат на производство биотоплив для получения бензина и дизельного топлива в Северной и Южной
Америке, Европе и АТР
Китай
(соя)
91
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
Бросовая биомасса (в США и глобально) – потенциальное сырье для биотоплив
Тип отходов
Количество
в США, млн
т/год (на сухой
остаток)
Глобальное
количество,
млн т/год (на
сухой остаток)
Потенциал по
спирту в США,
млрд галл/год
Потенциал
по спирту в
США, млрд
т/год
Глобальный
потенциал по
спирту, млрд
галл/год
Глобальный
потенциал по
спирту, млрд
т/год
78
N/A*
10
30
NA**
NA
10,9
N/A
1,4
4
N/A
N/A
3
N/A
0,4
1
N/A
N/A
Рециркулированные
бумажные частицы
4,3
N/A
0,5
1
N/A
N/A
Остатки с/х
производства
400
806–3760
52
155
105–490
313–1460
Остатки лесной
промышленности
330
1610–8060
43
128
210–1050
627–3140
Навоз
220
270–2960
28
84
34,2–376
102–1120
Биоотходы, суммарно
1046
2690–14 800
135
403
349–1920
1040–5720
Твердые
муниципальные
отходы
Шлам полей орошения
Промышленный
биошлам
* N/A – нет данных.
** NA – неприменимо.
Источник: 1. Mark Holtzapple, Texas A&M.
2. A. Faaij, Assessing the Biofuels Option, IEA/UN, June, 2005. Utrecht Univerrsity, The Netherlands.
шать проблемы прибыльного и устойчивого производства биотоплив. В разработке программы биотоплив каждое государство должно сбалансировать
рентабельность с учетом оптимального сырья, технических достижений и правительственной поддержки
в ближайшей перспективе.
ПЕРСПЕКТИВА ДЛЯ БИОТОПЛИВ
Будущее биотоплив будет формироваться под
воздействием следующих факторов.
Правительства играют главные роли в разработках
биовозобновляемых энергоносителей, устанавливая политические рычаги НИР и ОКР и внедрение
в промышленность. Однако они могут быть медлительны в своих действиях и иметь приоритеты,
направляемые лоббирующими структурами, что,
возможно, не приведет к оптимальным разработкам в ближайшей перспективе.
Частное производство должно как можно раньше выступить инициатором промышленного
внедрения, идентификации и выбора лучших
новых разработок − биобутанол, использование MSW, интегрированные термохимические
предприятия, другие варианты биобензина
и биодизеля наряду с этанолом и FAME.
Между заинтересованными отраслями (биотехнологическая, сельскохозяйственная, химическая, энергетическая и автотранспортная) необходимы партнерские отношения для лучшего
развития биовозобновляемых энергоносителей.
92
Закончилось время «кустарных» биотопливных проектов для быстрого обогащения на счет
оборота авантюрного капитала. В перспективе
успешные разработки биотоплив должны обладать достаточно глубокими знаниями в области
сырья, целевых и побочных продуктов и стратегических преимуществ в технологических и/
или снабжающих цепочках.
Необходимы новые непродовольственные виды
сырья для смягчения дилеммы «продовольствие
или топлива» и фундаментальных сельскохозяйственных ограничений.
Интегрированные термохимические направления могут обеспечить производство как биобензина и биодизеля, так и химических продуктов и
электроэнергии.
Производство биобензина и биодизельных топлив догонит, но полностью не заменит лучшие из
существующих производств этанола и FAME.
Перевела Н. Иванова
Ron Cascone (Р. Касконе), руководитель
биотопливных разработок в Nexant, Inc/
ChemSystem, Уайт Плейнс, Нью-Йорк.
Инженер-химик с 40-летним опытом работы в промышленности широкого профиля:
энергетика, химические процессы и продукты. В последнее время его внимание сосредоточено на биовозобновляемых продуктах (топлива
и химикаты) в плане участия Nexant в мировой практике.
№1 январь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
ИНТЕГРИРОВАННЫЕ МЕТОДЫ
ГИДРОПЕРЕРАБОТКИ
A. Dahlberg, U. Mukherjee, Chevron Lummus Global, Ричмонд, Калифорния; C. W. Olsen, Advаnced Refining Technologies,
Чикаго, Иллинойс
Новые катализаторные системы позволяют получать сырье для установок каталитического крекинга
и гидрокрекинга из очень тяжелых труднокрекируемых видов остаточного сырья
ГИДРООЧИСТКА СЫРЬЯ
Новые высокоэффективные катализаторы и технологии рассчитаны на решение проблем, с которыми сталкиваются нефтепереработчики при переработке труднокрекируемого сырья экономически оправданными способами. Было разработано несколько новых технологий для предварительной очистки
тяжелого сырья для установок каталитического крекинга в псевдоожиженном слое катализатора.
Одна из новых технологий предназначена для
значительного совершенствования технологии гидрообессеривания (hydrodesulfurization − HDS) и значительного облагораживания сырья каталитического
крекинга (fluid catalytic cracking − FCC). Особенность
этой технологии заключается в применении ступенчатой двух-катализаторной системы, состоящей из
никеля-молибденового (NiMo) катализатора на высокоактивном кобальт-молибденовом (СоМо) катализаторе. Оба катализатора специально разработаны
для гидропереработки тяжелого сырья.
Предварительная обработка сырья каталитического крекинга преследует несколько важных целей.
Главная цель заключается в удалении большей части
серы, содержащейся в сырье, наряду с такими металлическими загрязнителями как никель (Ni) и ванадий (V), которые загрязняют катализатор крекинга
и увеличивают выход газа и кокса. Кроме того, в процессе гидроочистки сырья каталитического крекинга
из него удаляют азот, что повышает активность катализатора FCC и снижает выбросы NOx при регене№1 январь 2008
Низкое давление Н2
Высокое давление Н2
Дельта-выходы, мас. %*
Переработка тяжелых нефтей связана с применением новых и инновационных методов и катализаторных систем. Спрос на котельное топливо падает,
поэтому нефтепереработчики вынуждены переоснастить свое производство для облагораживания тяжелого и остаточного сырья в высококачественные
дизельные топлива и средние дистилляты. Теперь
имеются новые варианты переработки, основанные
на применении продвинутых катализаторов гидропереработки, и процессы, а также инновационные
катализаторы гидроочистки для дистиллятов, остатков и других видов трудно крекируемого сырья.
В данной статье описаны конкретные примеры
применения новых катализаторов и технологий для
облагораживания труднокрекируемого тяжелого сырья с целью получения высококачественных нефтепродуктов.
Бензин
Остатки
Конверсия
Легкий рецикловый газойль
Примечание: дельта-выходы это выходы на гидроочищенном сырье минус
выходы на негидроочищенном сырье
Рис. 1. Преимущества предварительной очистки сырья FCC –
сравнение гидроочищенного сырья с сырьем, не подвергнутом гидроочистке
рации катализатора. Дополнительные преимущества
предварительной очистки заключаются в снижении
содержания ароматики, особенно полициклической,
и обеспечении более глубокой конверсии и более
высокого выхода бензина.
На рис. 1 показаны преимущества предварительной очистки сырья FCC по результатам, полученным на пилотной демонстрационной установке. На
рисунке видна разница в выходах целевых продуктов
каталитического крекинга на гидроочищенном сырье
и сырье, не подвергнутом гидроочистке. В базовом варианте использована негидроочищенная смесь тяжелого газойля коксования (heavy-coker gasoil − HCGO).
Исследование проводилось как в условиях низкого
парциального давления Н2 (800−900 фунт/дюйм2),
так и в условиях высокого парциального давления
(1400−1500 фунт/дюйм2). И в первом, и во втором
случае видны значительные преимущества предварительной очистки. При низком давлении (light
pressure − LP) в процессе гидроочистки наблюдается
значительное увеличение конверсии и значительное
93
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
Продукт
Сера в сырье
FCC, мас. %
N в сырье FCC,
млн-1
PNA в сырье
FCC, %
Октановое число
продуктов FCC
Базовый
вариант
Вариант
низкого
давления
(LP)
Вариант
высокого
давления
(HP)
2,28
0,13
0,07
1890
860
320
19,6
10,9
5,4
83,8
84,1
84,2
Относительная активность
Выход бензина FCC, мас. %
увеличение выхода бензина при соответствующем
снижении выходов легкого рециклового газойля
(light-cycle oil − LCO) и остатков.
В варианте высокого давления достигаются еще более высокие уровни конверсии, выхода бензина и намного меньшие выходы LCO и остатков, чем в LP-случае. В табл. 1 приведены некоторые свойства сырья каталитического крекинга, используемого в этом исследовании, наряду с некоторыми свойствами продуктов
FCC. Эти данные наглядно показывают положительное
влияние гидроочистки сырья каталитического крекинга на выходы и качество целевых продуктов.
Важным аспектом оптимизации эксплуатационных характеристик установок предварительной
очистки является понимание механизма воздействия катализаторов гидроочистки на процесс FCC.
На рис. 2 приведены сравнительные данные по трем
катализаторным системам − NiMo, CoMo и комбинированной NiMo/CoMo системе − для гидроочистки
смеси газойлей коксования. Как показано на рисунке, три катализаторные системы различаются как по
относительной активности в процессах HDS, гидродиазотирования (hydrodenitrification − HDN) и активности в насыщении PNA (парафины, нафтены, аро-
матика − HDPNA), так и по выходам бензина из гидроочищенного сырья. NiMo-системы имеют в процессах HDS, HDN и HDPNA активность 100. Как и
следовало ожидать, СоМо-катализатор обладает более высокой активностью в HDS (на 35 %), чем NiMoсистема, однако в HDN и HDPNA активности CoMoкатализаторов имеют только 80 % от NiMo-системы,
что значительно снижает выход бензина в процессе
FCC. И наоборот, комбинированная NiMo/CoMo
система обладает приблизительно такой же HDS активностью и несколько более высокой HDN-активностью по сравнению с NiMo-системой. Выход бензина практически такой же на NiMo/CoMo-системе,
как и на NiMo-катализаторе, что подтверждает одинаковую степень облагораживания сырья FCC на катализаторах этих двух систем.
КОМБИНИРОВАННАЯ NiMo/CoMo-СИСТЕМА
ДЛЯ ГИДРООЧИСТКИ
Гибкость комбинированной NiMo/CoMo-системы может быть продемонстрирована при переработке смесей HCGO/вакуумного газойля (vacuumgasoil − VGO). Смесь HCGO/VGO-сырья была испытана на катализаторе каждого типа раздельно и затем
на двух комбинированных NiMo/CoMo-системах.
Соотношение NiMo/CoMo-катализатора изменяли
для определения влияния на HDS- и HDN-активности. Давление также изменяли для определения правильного соотношения этих катализаторов для различных условий переработки. Результаты этих исследований показаны на рис. 3 и 4.
При высоком давлении СоМо-катализатор обнаружил меньшую HDN-активность, чем NiMo-катализатор и комбинированные NiMo/CoMo-системы. Кроме того, данные показывают такую же тенденцию в HDS-активности (см. рис. 3). При низком
давлении (см. рис. 4) СоМо-катализатор обеспечил
лучшую активность, чем NiMo-катализатор, но более низкую HGS-активность, чем комбинированные
NiMo/CoMo-системы. Комбинированные NiMo/
Относительная активность
Таблица 1. Свойства сырья и продуктов каталитического
крекинга
Комбинированный NiMo/CoMo
HDS
HDN
HDPNA
Выход бензина
Сырье на установку предварительной очистки: плотность °API – 22,7;
S – 1,4 мас. %; Ni – 1500 млн-1
Рис. 2. Активность и выход бензина при применении комбинированной NiMo/CoMo-катализаторной системы для гидроочистки газойля коксования в процессе предварительной очистки
сырья FCC
94
Катализаторная система
Рис. 3. Активность комбинированных NiMo/CoMo-катализаторных систем в процессе гидроочистки смесей HCGO//VGO в условиях высокого давления
№1 январь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Относительная активность
Нормализованная температура, °F
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
Нормализ. до 0,2 мас. % S
Эталонный
катализатор
Нормализ. до 0,09 мас. % S
Продолжительность эксплуатации, сут
Рис. 4. Активность комбинированной NiMo/CoMo-катализаторной системы в процессе гидроочистки смесей HCGO/VGO в условиях низкого давления
CoMo-системы также обнаружили более высокую
HDN-активность, чем только СоМо-катализатор.
Типичные свойства сырья HCGO/VGO следующие.
Плотность, °API . . . . . . . . . . . . . . . . 14−16
S, мас. % . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2,0−2,5
N, млн-1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1700−2500
Пределы кипения, °С . . . . . . . . . . . 371−538
КОМБИНИРОВАННАЯ NIMO/COMO-СИСТЕМА
ДЛЯ ДЕАСФАЛЬТИЗАТА
Комбинированная NiMo/CoMo-система была успешно использована для переработки крекируемой
смеси деасфальтизата (deasphalted oil − DAO) с высокой концентрацией металлов и углеродистых частиц. Ниже перечислены типичные свойства для DAO
и смесей прямогонного (SR) VGO.
Плотность, °API . . . . . . . . . . . . . . . . 14−16
S, мас. % . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . > 2,0
N, млн-1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2200−2600
Кокс по Конрадсону, мас. % . . . . . . . . . 6−8
Ni + V, млн-1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . .> 20
Пределы кипения, °С (ASTM D2887) . 371−538
Приведены результаты, полученные на стандартном катализаторе гидроочистки в сравнении с комбинированной NiMo/CoMo-системой.
На рис. 5 показана нормализованная температура, необходимая для HDS-активности. Наглядно
видно преимущество комбинированной NiMo/
CoMo-системы перед чисто NiMo стандартным катализатором. На рис. 6 графически представлена нормализованная температура, которая требуется для
гидроденитрации (HDN). Комбинированная NiMo/
CoMo-система обладает практически такой же активностью, как чисто NiMo-катализатор.
Пример. Когда крупный НПЗ в США запланировал усовершенствовать свои системы переработки
DAO, были проведены аналогичные испытания имеющихся катализаторных систем. Владелец НПЗ избрал комбинированную NiMo/CoMo-систему, кото№1 январь 2008
Рис. 5. Активность NiMo/CoMo-катализаторной системы в процессе гидрообессеривания сырья, содержащего деасфальтизат
Нормализованная температура, °F
Катализаторная система
Эталонный
катализатор
Продолжительность эксплуатации, сут
Рис. 6. Гидроцентрирующая активность NiMo/CoMo-катализаторной системы при гидроочистке сырья, содержащего деасфальтизат
рая обладает большей стойкостью к металлам и высокой HDN- и HDS-активностью.
В результате комбинированная NiMo/CoMo-система оказалась более стабильной и долговечной, что
означает более высокую прибыльность для нефтепереработчика.
ИНТЕГРИРОВАННЫЙ ПРОЦЕСС ГИДРООЧИСТКИ
ОСТАТОЧНОГО СЫРЬЯ
Крупный нефтеперерабатывающий завод избрал технологию гидропереработки для облагораживания вакуумных остатков переработки битуминозных песков Атабаска с получением экологически чистых продуктов. Установка гидропереработки
интегрирована в систему гидроочистки (рис. 7).
Проектная конверсия вакуумного остатка составляет около 80 мас. %.
Интегрирование установки гидроочистки в систему гидропереработки позволяет перерабатывать как
дистилляты с установок гидропереработки, так и сырье, поставляемое извне. Оборудование интегрированной установки состоит из на половины меньших
позиций, чем на автономных установках. Реакторы
гидропереработки и гидроочистки питаются от общего контура НР, а установка гидроочистки использует избыточный водород потока, выходящего из
установки гидропереработки. Обе секции имеют
частично общее фракционирование, а установка об95
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
Газойль извне
и газойль из
битума
Битум,
вакуумный
остаток
Чистые
Установка
продукты
гидроочистки
Установка
гидропереработки
HVG/остатки с
получением сырья
FCC/топлив
Рис. 7. Интегрированная схема гидропереработки/гидроочистки для облагораживания битума месторождения Альберта
лагораживания − энергосберегающая благодаря усиленной интеграции тепловой энергии.
Сырье для интегрированной системы гидроочистки имеет широкий диапазон выкипания и содержит более 1000 млн-1 N и 1,0−1,5 мас. % S (табл. 2).
Катализаторы гидроочистки выдерживают двухлетний цикл и позволяют получать высококачественные топлива или промежуточные продукты
(табл. 3). Инновационный синергизм конструкции
позволил снизить капитальные и эксплуатационные затраты. В 2003 г. система облагораживания
была успешно введена в эксплуатацию и работает
с производительностью на 10 % выше проектной до
сих пор.
Таблица 2. Облагораживание смесей AGO/LVGO битумного происхождения на интегрированной установке
гидроочистки
Поток
LGO из
остаточного
сырья
Прямогонные
газойли извне
HDT-смесь
121–427
93–482
93–482
1600–2000
400–700
>1000
0,2–0,5
2,0–2,5
1,0–1,5
Пределы
кипения, °С
N, млн-1
S, мас. %
Таблица 3. Эксплуатационные характеристики интегрированной установки гидроочистки
Показатель
Плотность, °API
Дизельное
топливо
VGO-остатки
34
26
N, млн-1
< 10
< 100
S, млн-1
< 100
< 200
45
–
Цетановый индекс
Примечание. Продолжительность цикла – 2 года.
96
ГИДРОКРЕКИНГ БИТУМНОГО СЫРЬЯ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ HAMACA
В связи с продолжающейся популярностью замедленного коксования как недорогостоящего способа снижения выхода котельного топлива нефтепереработчикам приходится подвергать гидрокрекингу большие объемы газойлей коксования с высокими
уровнями азота и серы. Это было особенно очевидно
для нефтепереработчика, пожелавшего облагородить
битум месторождения Hamaca. Исследование было
проведено на пилотной установке с применением
смеси HCGO/HVGO из битума Hamaca. Результаты
этого исследования приведены в табл. 4. Как HCGO,
так и HVGO содержат много азота (> 3000 млн-1)
и серы (> 3 мас. %), к тому же HCGO крайне трудно
крекируем из-за высокой концентрации полициклической ароматики. По показателю полициклической ароматики HCG Hamaca занимает верхнее место
в базе данных для VGO нефтяного происхождения
без уноса остатка.
Таблица 4. Гидрокрекинг и передовые катализаторные
системы для облагораживания битума месторождения
Hamaca
Сырье
Типичные свойства
HCG/HVG
Плотность, °API
N, млн-1
S, мас. %
Показатели
полициклической
ароматики, млн-1
Ni + V, млн-1
12–14
3000–3500
3–4
6500–7500
–2
Комбинированная NiMo/CoMo-система и катализаторы гидрокрекинга нового поколения способны
облагораживать смеси HCGO/HVGO Hamaca, как
показано в табл. 5. Комбинированная NiMo/CoMo
в сочетании с передовыми катализаторами создает
инновационную катализаторную систему, которая
способна обеспечить 45%-ный уровень конверсии
в одноступенчатом, однопроходном процессе (singlestage, once-through − SSOT) при разумной температуре начала процесса. В результате получают высококачественные продукты − потоки газойлей со сверхнизким содержанием серы (ultra-low-s − ULS).
Таблица 5. Новое поколение катализаторов, способное обеспечить глубокую конверсию HCG/HVG сырья
Hamaca
Катализаторная система
Комбинированная NiMo/CoMoсистема в сочетании
с катализаторами крекинга
Свойства продуктов из синтетической нефти
Дизельное топливо
Цетановый индекс 44
Плотность °API
N, млн
34
-1
0,2
S, млн-1
7
№1 январь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
ВАРИАНТЫ ЛЕГКОГО ГИДРОКРЕКИНГА
В последнем десятилетии установки легкого гидрокрекинга (mild hydrocracking − MHC) стали предпочтительным вариантом улучшения качества сырья каталитического крекинга и расшивки узких
мест на НПЗ. Легкий гидрокрекинг конвертирует
избыточный VGO. Многие установки эксплуатируются при низких давлениях, в результате чего ограничивается степень облагораживания сырья и продолжительность рабочего цикла катализатора. Как
отмечено выше, в большинстве процессов, направленных на ограничение выхода котельных топлив,
нефтепереработчикам приходится также перерабатывать дополнительные объемы газойлей с высоким
содержанием азота и серы. Благодаря применению
двухступенчатой схемы процесса легкого гидрокрекинга нефтепереработчики могут облагораживать
средние дистилляты, сохраняя стимулы меньших
капитальных затрат на легкий гидрокрекинг при
более низком давлении. Одновременно на НПЗ облагораживанию могут быть подвергнуты дополнительные объемы дистиллятов, поступающих извне.
На рис. 8 показана технологическая схема двухступенчатого легкого гидрокрекинга. Это вариант
предполагает мгновенное (однократное) испарение
потока, выходящего из реактора установки легкого гидрокрекинга, в горячем сепараторе высокого
давления (hot HP separator − HHPS). Пары из горячего сепаратора охлаждают до условий гидроочистки путем введения холодного дистиллятного сырья,
например LCO с установки каталитического крекинга, и атмосферных газойлей (atmocpheric gasoils
− AGO), которые также нуждаются в обработке для
получения сверхмалосернистого дизельного топлива
(ULSD). Комбинированный поток сырья подают на
установку гидроочистки средних дистиллятов, где
достигается окончательное обессеривание и насыщение ароматики. Эта двухступенчатая схема легкого гидрокрекинга дает нефтепереработчику несколько значительных преимуществ благодаря возможности переработки широкого диапазона сырья.
В частности:
раздельная конфигурация сырья позволяет обрабатывать каждый сырьевой поток на самой
эффективной катализаторной системе;
снижается расход водорода, потому что непрореагировавшее сырье немедленно удаляется из
реакционной системы после ступени конверсии
в процессе легкого гидрокрекинга;
осуществляется независимый контроль на каждой реакционной ступени;
достигаются оптимальная конверсия и высокая
селективность при минимальной численности
единиц оборудования.
Пример. Владелец НПЗ с установками по экстракции смазочных масел и висбрекинга в схеме
завода пожелал перерабатывать промежуточные
VGO и комбинацию высокосернистых AGO и LGO
в двухступенчатой системе легкого гидрокрекинга.
Установка HCR будет перерабатывать смесь VGO,
содержащую приблизительно 2000 млн-1 азота и
около 2,5 мас. % серы при приблизительно 35%-ной
№1 январь 2008
Смесь VGO
Дистилляты
извне
Установка легкого
гидрокрекинга
На фракционирование
Горячий сепаратор
высокого давления
Установка
гидроочистки средних
дистиллятов
Рис. 8. Двухступенчатый процесс легкого гидрокрекинга и процесс гидроочистки средних дистиллятов
конверсии. Получаемый VGO легкого гидрокрекинга представляет собой превосходное сырье для установки каталитического крекинга, а продуктовые
дистилляты будут ультрамалосернистыми топливами
с превосходными свойствами сгорания.
Свойства GO/SRVGO-сырья с установок экстракции/висбрекинга для процесса двухступенчатого
легкого гидрокрекинга следующие.
Плотность °API. . . . . . . . . . . . . . . . . 18−20
N, млн-1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1800−2100
S, мас. % . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2,4−2,7
Показатель полициклической
ароматики, млн-1 . . . . . . . . . . . . . 2000−2500
В процессе MHC получают следующие высококачественные продукты из смеси GO/SRVGO с установок экстракции/висбрекинга.
Выходы МНС, об. % жидкости
Нафта . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Средние дистилляты . . . . . . . . . . .
Сырье каталитического крекинга.
Свойства продуктов
Керосин, высота некоптящего
пламени, мм . . . . . . . . . . . . . .
Дизельное топливо
S, млн-1 . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Цетановый индекс . . . . . . . . . .
Сырье каталитического крекинга
Плотность, °API . . . . . . . . . . . .
S, млн-1 . . . . . . . . . . . . . . . . . .
N, млн-1 . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . .8−10
. . . . 30−40
. . . . 60−70
. . . . . ≥ 20
. . . . . < 10
. . . . . ≥ 45
. . . . . ≥ 32
. . . . 10−20
. . . . . 1−2
ОПТИМИЗИРОВАННЫЙ ГИДРОКРЕКИНГ
С ЧАСТИЧНОЙ КОНВЕРСИЕЙ
Многие из существующих НПЗ с SSOT-(одноступенчатыми, однопроходными) установками гидрокрекинга подлежат реконструкции для удовлетворения более жестким требованиям спецификаций
на мопорные топлива, для повышения гибкости по
97
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
сырью или производительности. Здравый смысл показывает последовательное увеличение объема катализатора или добавление в схему еще одного реактора для насыщения продуктов, если требуется
повышение их качества. Но это дорогостоящее удовольствие.
Инновационное решение, предлагаемое авторами данной статьи, дешевле и более гибко, чем любой
из упомянутых выше вариантов. Устанавливают небольшой реактор перед существующим реактором,
превращая SSOT-установку в конфигурацию с частичной рециркуляцией или двухступенчатой рециркуляцией (two-stage recycle − TSREC). Поскольку
добавочный реактор работает в «чистой» среде второй ступени, требуется вдвое меньший объем дополнительного катализатора, чем для традиционных
решений (рис. 9). Этот новый подход был успешно
использован на НПЗ в США. Сырье для этой установки гидрокрекинга представляет собой смесь
HCGO, SRVGO и FCC LCO из мексиканской нефти,
HCGO очень трудно поддается гидрокрекингу из-за
высокого содержания азота и полициклической ароматики. По сравнению с обычной схемой TSRECконфигурация дает преимущества в требуемом
(меньшем) объеме катализатора, расхода водорода и
качества продуктов. Благодаря интеграции первой и
второй ступеней в один контур рециркуляции водорода была достигнута дополнительная экономия на
капитальных затратах. Этот подход удачно использует условия первой ступени переработки для получения превосходного сырья FCC при минимальном
дополнительном расходе водорода. В процессе гидрокрекинга с частичной конверсией также очень эффективно используется «чистая» вторая ступень при
низких температурах в реакторе и более высоких
скоростях подачи сырья с получением высококачественных топлив.
Свойства сырьевой смеси YCGO/HVGO/FCC
LCO из мексиканской нефти следующие.
Плотность, °API . . . . . . . . . . . . . . . 13−15
N, млн-1 . . . . . . . . . . . . . . . . . .2500−3000
S, мас. % . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3,0−35
Показатель полициклической
ароматики, млн-1 . . . . . . . . . . . . .7000−8000
Типичные выходы продуктов в двухступенчатом
процессе гидрокрекинга с частичной конверсией из
мексиканской смеси HCGO/SRVGO.
Нафта, об. % жидкости . . . . . . . . . . 25−35
Средние дистилляты, об. % жидкости . . 40−45
Остатки, об. % жидкости . . . . . . . . . 30−40
Типичные качества продуктов, получаемых в процессе гидрокрекинга с частичной конверсией из
мексиканской смеси HCGO/SRVGO следующие.
Риформинг нафты
N+2A, об. % жидкости . . . . . . . . . . 70−80
Остатки
N, млн-1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5−20
S, млн-1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50−100
98
Водород для подпитки
Продуктовый газ
Свежее сырье
Рециркулирующий
газ
Легкая
нафта
Тяжелая
нафта
Керосин
Дизтопливо
Сырье
FCC
Продукт второй ступени
Продукт первой
ступени
Рис. 9. Оптимизированный процесс гидрокрекинга с частичной
конверсией сырья – смесей HCGO/HVGO/FCC LCO
ДВУХСТУПЕНЧАТЫЙ ГИДРОКРЕКИНГ
ДЛЯ ВЕНЕСУЭЛЬСКОГО HCGO
Исследование было проведено для венесуэльского НПЗ, стремящегося к производству средних
дистиллятов из смесей газойлей коксования. На нескольких установках владелец НПЗ стремился к максимальному облагораживанию смеси HCGO с получением средних дистиллятов премиального качества.
Сырье состояло из трех разных HCGO-компонентов, включая смесь с высоким содержанием азота
и полициклической ароматики. Была разработана
двухступенчатая конфигурация гидрокрекинга с рециркуляцией, с применением катализаторов, содержащих неблагородные металлы на первой ступени и
цеолитсодержащих катализаторов с благородными
металлами на второй ступени.
Катализаторная система обеспечивала высокие
выходы средних дистиллятов превосходного качества из трудно крекируемого сырья. Общий выход дистиллятов, составляющих приблизительно
85 об. % жидкости, распределяется между керосином и дизельным топливом. Дистилляты обладают
превосходными характеристиками горения (высота
некоптящего пламени керосина 25 мм и цетановый
индекс дизельного топлива равный 52), а остатки
являются премиальным сырьем для каталитического крекинга.
Свойства венесуэльской смеси HCGO для двухступенчатого процесса гидрокрекинга следующие.
Плотность, °API . . . . . . . . . . . . . . . 15−18
N, млн-1 . . . . . . . . . . . . . . . . . .3400−3800
S, мас. % . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3,0−3,5
Показатель полициклической
ароматики, млн-1 . . . . . . . . . . . . .5000−6000
Свойства продуктов гидрокрекинга венесуэльской HCGO-смеси следующие.
Керосин
Высота некоптящего пламени, мм . . . . . .25
№1 январь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
Температура замерзания, °С . . . . . . . . . −67
Дизельное топливо
Цетановый индекс . . . . . . . . . . . . . . . .52
Температура помутнения, °С . . . . . . . . . −19
ОПТИМИЗАЦИЯ ВНУТРЕННИХ УСТРОЙСТВ
РЕАКТОРОВ
Учитывая бурное развитие технологических
схем и высокоактивных катализаторных систем,
начали активную разработку нового класса внутренних устройств для реакторов гидропереработки со стационарным слоем катализатора. Эти
новые внутренние устройства применимы как во
вновь конструируемых реакторах, так и в их модификациям.
Новые внутренние устройства позволяют новым
и модифицированным реакторам успешно применять высокоактивные катализаторы, не рискуя плохим распределением температур в реакторе и образованием участков перегрева, которые часто бывают
связаны с применением высокоактивных катализаторов. Внутренние устройства обеспечивают почти полное перемешивание и равновесие реагентов
между слоями катализатора, корректировку любых
отклонений в распределении температуры и концентрации с перепадом давления при использовании минимального объема реактора.
Одним из основных компонентов новых внутренних устройств является сборная тарелка с расположенным по центру колпачком. Специальные отбойные перегородки окружают колпачок. Холодный
квенч-газ вводят выше сборной тарелки и тщательно
перемешивают с горячим газом и жидкостной смесью поступающих в межслойную зону из вышележащего слоя. Все потоки проходят через отбойные
перегородки, индуцируя завихрение и перемешивание холодных и горячих газов и жидкости. Хорошо
перемешанные газ и жидкость поступают в расположенный в центре тарелки колпачок. Отбойные
перегородки внутри и снаружи райзера также способствуют лучшему перемешиванию. Специальные
отверстия вокруг колпачка служат для нарушения
и рассеяния углового момента завихряющейся
жидкости.
Вторым важным компонентом новой конструкции
являются смесительные расходомерные сопла. Эти
высокоэффективные распыляющие сопла обеспечивают равномерное распределение газов и жидкости
в слое катализатора в широком диапазоне скоростей
подачи газа и жидкости. Наряду с обеспечением равномерного распределения сырья в слое катализатора
они обеспечивают хорошее перемешивание газов с
жидкостью и теплообмен. Равномерное распределение потока через расходомерные сопла, кроме того,
намного более толерантны к нарушениям нивелирования распределительной тарелки.
Еще одно преимущество новой конструкции заключается в том, что смешение и перераспределение
практически достигается без увеличения перепада
давления и при меньшей длине кожуха реактора.
Поскольку расходомерные сопла обеспечивают ус№1 январь 2008
тойчивое распыление газожидкостной смеси, повышаются эффективность катализатора и коэффициент его использования.
Новые внутренние устройства реактора были
продемонстрированы на различных установках гидрокрекинга и гидроочистки. Элементы могут быть
усилены на действующих реакторах, даже для переработки остаточного сырья в реакторах со стационарным (неподвижным) слоем катализатора. На
установках наблюдаются значительные улучшения,
связанные с выходом и средними температурами катализатора.
Перевел Г. Липкин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Spieler, S., U. Mukherjee and A. J. Dahlberg, «Upgrading
residuum to finished products in integrated hydroprocessing platforms—Solutions and challenges», NPRA
Annual Meeting, March 20, 2006, pp. 3–5.
2. Mukherjee, U., A. J. Dahlberg, J. Mayer and A. Kemoun,
«Maximizing hydrocracker performance using ISOFLEX
technology», NPRA Annual Meeting, March 4, 2005, pp.
8–9.
3. Papon, J. M., J. Parekh, H. A. Yoon and A. J. Dahlberg,
«Premcor heavy oil upgrade project», NPRA Annual
Meeting, March 18, 2002, pp. 4–8.
4. Papon, J. M., J. Parekh, H. A. Yoon and A. J. Dahlberg,
«Premcor Heavy Oil Upgrade Project», NPRA Annual
Meeting, March 18, 2002, pp. 2–3.
Art Danlberg (А. Дальберг), менеджер
компании Chevron Lummus Global R&D,
Ричмонд, Калифорния. Более 30 лет работает в системе гидропереработки. Имеет
более 30 патентов по инновационным процессам и катализаторам. Д-р. Дальберг автор многочисленных статей и докладов по технологиям
нефтепереработки. Имеет несколько ученых степеней от
Мичиганского университета.
Ujjal Mukherjee (Ю. Макхераджи), вицепрезидент по технологии компании Chevron
Lummus Global R&D. 25 лет проработал в
нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности, последние 15 лет
занимается процессами гидропереработки под высоким давлением. Имеет несколько патентов в
этой области. Автор многочисленных научных статей и
докладов. Соавтор справочника по процессам нефтепереработки (глава по гидрокрекингу), изданного McGraw Hill.
Выступал с докладами на нефтяных конгрессах и многочисленных семинарах в России и на Ближнем Востоке.
Chuck Olsen (Ч. Олсен), менеджер компании Advanced Refining Technologies (ART)
по оказанию технических услуг во всех регионах мира. До ART более 20 лет занимался
процессами гидропереработки на ответственных должностях в компаниях Chevron и
Grace Davison. Имеет ученые степени бакалавра, магистра
и доктора.
99
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
ИЗВЛЕЧЕНИЕ ДРАГОЦЕННЫХ МЕТАЛЛОВ
ИЗ ОТРАБОТАВШИХ КАТАЛИЗАТОРОВ
K. M. Beirne, Sabin Metal Corp., Ист Гэмптон, Нью-Йорк
Инструкции по регенерации ценных побочных продуктов для обеспечения максимально возможных
процентов на вложенный капитал
Катализаторы, содержащие драгоценные металлы, особенно металлы платиновой группы (platinum
group metals − PGMs) − платину, палладий, родий и
рутений − играют жизненно важную роль в промышленности, перерабатывающей углеводородное сырье, как для ускорения химических реакций, так и
для снижения вредных выбросов с отработавшими
газами автомобилей (рис. 1).
Например, катализаторы, содержащие платину,
применяются в нефтепереработке для получения
различных ароматических соединений. В процессе
риформинга применяют палладиевый катализатор
на Al2O3-носителе для получения высокооктанового
бензина. В процессе гидрокрекинга применяются
пропитанные палладием и платиной катализаторы на
алюмосиликатной основе для расщепления крупных
молекул на более мелкие, тогда как в процессах гидроочистки применяются палладиевые катализаторы
на Al2O3-носителе для насыщения молекулы дополнительными атомами водорода. В процессе платформинга сырьевую нафту перерабатывают на платиновом катализаторе для производства риформата и водорода.
На конечной ступени процесса − выхлопе отработавших газов − применяют платину и палладий
(и в меньшей степени родий и/или золото) для снижения или исключения выбросов летучих органических
соединений и других загрязнителей в атмосферу.
Независимо от того, в какой форме они используются, большинство катализаторов со временем утра-
Рис. 1. Применение PGM-содержащих катализаторов на типовом НПЗ
100
чивают свои свойства под действием жестких условий процессов, и их приходится регенерировать или
полностью заменять. Поскольку эти катализаторы
очень дороги, драгоценные металлы из них обычно
извлекают после истечения полезного срока службы
катализаторов.
ВЫБОР ПРЕДПРИЯТИЯ ДЛЯ РЕГЕНЕРАЦИИ
БЛАГОРОДНЫХ МЕТАЛЛОВ
Любая отрасль ищет новые пути извлечения
прибыли. Практически каждый, кто связан с драгоценными металлами, хорошо информирован
о преимуществах их регенерации, однако некоторые области остаются без достаточного внимания. Контакт с предприятием, занимающимся регенерацией драгоценных металлов, и понимание
технологии и способов извлечения драгоценных
металлов из отработанных катализаторов может
способствовать повышению прибыльности нефтепереработки.
При выборе специального предприятия для регенерации драгоценных металлов следует учитывать
многие факторы. Важно, чтобы это предприятие:
было способно ценой небольших затрат извлечь все драгоценные металлы из отработавших катализаторов;
использовало современные оборудование
и технологии;
применяло соответствующую технологию,
предотвращающую загрязнение окружающей
среды и располагало документацией по обращению и утилизации твердых, жидких и газообразных побочных продуктов (рис. 2);
быстро производило бы регенерацию и не останавливало бы производство надолго на капитальный ремонт;
имело бы финансовые ресурсы для быстрой
оплаты;
имело длинный и успешный послужной список
и хорошую репутацию в промышленности;
обладало возможностями выполнения всех
операций внутри предприятия без найма сторонних субподрядчиков для выполнения отдельных работ − от передачи отработанных
катализаторов «из двери в дверь» и обработки
путем предварительного выжига, взятия проб
и анализа до быстрого возвращения регенерированных материалов.
№1 январь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
так же как взявший в банке
ЦЕНЫ НА ДРАГОЦЕННЫЕ
кредит выплачивает проценМЕТАЛЛЫ
ты за использование денег.
Металлы платиновой группы
Арендная плата изменяется в
очень дороги и цены на них из года
широких пределах в зависив год могут колебаться в широких
мости от предложения, спроса
пределах (см. табл.). Поэтому важи других рыночных факторов.
но извлечение PGM из отработавЛизинг срабатывает следуших катализаторов. Драгоценные
ющим образом: отработавший
металлы могут быть также извлекатализатор выгружают из речены из фильтровальных лепешек,
актора и направляют на регенефильтров доочистки, бумажных
рацию драгоценных металлов.
и тканых материалов, мусора посЕсли это происходит не во вреле подметания полов и защитной
мя остановки на капитальный
одежды.
ремонт, то в реактор загружаПользователи
катализаторов,
ют свежий катализатор для
как правило, не покупают драгопродолжения
непрерывного
ценные металлы, содержащиеся в
процесса. Пользователь платит
них, а скорее берут их в аренду «из
за аренду металла, содержаобщего пула» (pool account − PA).
щегося в катализаторе, до тех
PA account это физическое место,
пор, пока регенерированный
где многие владельцы и/или арениз отработавшего катализатодаторы смешивают и держат дорора металл не будет возвращен
гостоящие металлы. Пользователи
в пул потребителя для испольиспользуют этот материал по мере
необходимости, и могут запраши- Рис. 2. На предприятии для регенерации зования в изготовлении нового
вать поставку для включения в ка- благородных металлов должно приме- катализатора.
няться современное оборудование для
Аренда металла в катализатализаторы. Они, как правило, не предотвращения загрязнения окружаюрасходуют арендованный металл, щей среды, предотвращающего выбросы торе на смену отработавшего
может стоить дорого. Возьмем
но используют его только при изго- токсичных веществ и неприятных запахов
для примера отгрузку 50 тыс.
товлении катализаторов. Поскольку
фунт катализатора, содержащего 0,3 % платины при
большая часть драгоценного металла в катализаторе
цене платины 1250 долл/унция и арендной плате 3 %.
может быть регенерирована, пользователи получают
Аренда металла в этом катализаторе обошлась бы в
свой металл обратно после извлечения и очистки.
1600 долл/унцию.
Для снижения финансовых издержек важно поКолебание на благородные металлы, долл/унция
ручить регенерацию благородных металлов организации, способной выполнить эту работу в кратчайМеталл
2000 г.,
2000 г.,
2007 г.,
2007 г.,
нижний
верхний нижний
верхний
ший срок остановки на ремонт. Для примера, привепредел
предел
предел
предел*
денного выше, если у одного предприятия остановка
Платина
414
620
1118
1333
на капитальный ремонт продолжается шесть недель,
а у другого − 12 недель, то обращение к последнему
Палладий
433
970
329
382
стоило бы приблизительно на 10 тыс. долл. больше
Родий
1000
2500
5200
6350
в арендной плате.
Рутений
51
170
610
870
Золото
Серебро
Рений (долл/
фунт)
264
4,57
313
5,45
608
12,21
691
14,58
525
595
2182
2500
*Данные на 1 августа 2007 г.
Решение о покупке или аренде драгоценных металлов принимают, исходя из восприятия преимуществ арендования и долгосрочных тенденций.
Кроме того, многие пользователи предпочитают не
приобретать драгоценные металлы в собственность
для того, чтобы их стоимость не числилась в балансовом отчете компании как материальные запасы или
основные фонды.
Арендование PGMs можно рассматривать как
финансовую сделку, аналогичную взятию кредита в
банке. Пользователь арендует материал по мере необходимости и платит за это арендную плату, точно
№1 январь 2008
ВКЛЮЧАЯ ПЕРЕВОЗКУ
И ПОГРУЗОЧНО-РАЗГРУЗОЧНЫЕ ОПЕРАЦИИ
Владельцы предприятий, занимающихся регенерацией драгоценных металлов из отработавших
катализаторов, как правило, прибегают к третьесторонним логистическим компаниям, грузоперевозчикам, перевозчикам опасных отходов или специализированным брокерам для перевозки отработавшего
катализатора с НПЗ к месту регенерации драгоценных металлов и извлеченных металлов владельцам
НПЗ. Это приводит к усложнению и удорожанию
процесса регенерации катализаторов.
Ужесточаются нормативные акты, регламентирующие обращение с материалами и их транспортировку внутри страны, так и за пределами США.
Часто требуются специальные решения федеральных, штатных или международных организаций,
регулирующих перевозку опасных материалов.
101
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
В США Закон о патриотизме возлагает на перевозчиков опасных материалов ответственность за безопасность обращения и транспортировку. В конечном
счете, владелец катализатора ответствен за свой материал и обязан обеспечить безопасность всех сторон, участвующих в обращении с этим материалом.
В последнее время некоторые компании начали
сами совершать транспортные операции, не обращаясь к сторонним организациям. Такой подход не
только удобнее, но также снижает затраты и придает
владельцам катализаторов уверенность в том, что с
их материалом обращаются в соответствии с применимыми нормативными документами.
ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ СООБРАЖЕНИЯ
Наряду с жесткими требованиями по транспортировке отработавших катализаторов существуют
очень строгие экологические требования. В США
Закон о сохранении и добыче полезных ископаемых
и Закон и Всеобъемлющей ответственности за охрану окружающей среды, или Закон о суперфонде
(Superfund AcA) возлагают ответственность за будущее как тех, кто извлекает драгоценные металлы из
отработавших катализаторов, так и на пользователя
катализатора, являющегося источником извлекаемых драгоценных металлов. В европейских странах
существуют аналогичные законы, строгое законодательство, или даже еще строже.
В идеальном варианте, предприятие, занимающееся извлечением драгоценных металлов, должно
быть оснащено самыми современными средствами
защиты от загрязнения атмосферы и водной среды.
Пользователи катализаторов должны требовать
от предприятия, занимающегося регенерацией драгоценных металлов, подробного документирования
соответствия требованиям нормативных актов по
охране окружающей среды.
УДАЛЕНИЕ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ПРИМЕСЕЙ
ПЕРЕД ОТБОРОМ ПРОБ
Со временем катализаторы нефтепереработки
загрязняются серой, коксом, летучей органикой,
влагой и другими нежелательными элементами.
В результате при выгрузке отработавшего катализатора из реактора он бывает влажным и липким, трудно поддающимся автоматическому отбору проб из-за
плохой текучести.
В целях точного отбора проб и анализа остающихся драгоценных металлов, загрязняющие примеси
должны быть удалены из катализатора. Для этих целей часто применяют вращающуюся печь с косвенным огневым нагревом, многопудовую обжиговую
печь или печь для сжигания в псевдоожиженном слое
(рис. 3). Катализаторы, содержащие драгоценные
металлы, могут иметь большие потери на угар (LOI)
вследствие выжига загрязнителей. Следовательно,
требуются точные данные по LOI для учета изменений в весе во время доставки пробы в лабораторию.
Предварительный выжиг может быть произведен
на НПЗ или в другом месте. Если эту операцию выполняет третья сторона, то отработавший катализатор (скажем, 200 тыс. фунт или больше) должен быть
102
Рис. 3. Вращающаяся печь с косвенным огневым нагревом
удаляет загрязняющие примеси из отработавших катализаторов, как правило, до 25 % серы или 40 % кокса со скоростью
300–1000 фунт/ч
отгружен на установку для выжигания и выпаривания углеводородов, выжигания кокса, сухой катализаторной пыли и удаление влаги.
Предварительное выжигание вне НПЗ может
потребовать дополнительно несколько недель и дополнительных затрат на транспортировку и оформление аренды металла во время отсутствия PGM
в распоряжении владельца (пользователя) катализатора. Общие затраты на регенерацию снижаются,
если предварительное выжигание производится на
НПЗ.
Еще одно важное преимущество предварительного выжигания загрязнителей непосредственно на
НПЗ заключается в том, что владелец предприятия
полностью контролирует обрабатываемый катализатор, что исключает возможность его перемешивания с материалами от других организаций. Если это
имеет место, то трудно определить практическую
ценность материалов, полученных от той или иной
компании.
КРИТИЧЕСКОЕ ЗНАЧЕНИЕ
ТОЧНОГО ОТБОРА ПРОБ
Для определения количества драгоценных металлов, оставшегося в катализаторе, существуют
три способа отбора проб − в расплаве, растворе
или в сухом виде. Пробы некоторых материалов
могут быть взяты только одним из этих способов.
Определение оптимального способа отбора проб
для конкретной партии катализатора важно для извлечения максимальной выгоды. Это определение
базируется на таких факторах как тип катализатора и оценочное содержание драгоценных металлов
в нем.
Отбор проб предполагает распределение многотонной массы отработавшего катализатора на
мелкие партии (до нескольких граммов). Материал
по возможности превращают в гомогенную массу
для равномерного распределения молекул драгоценных металлов и других компонентов. Пробы
затем отбирают из различных фракций гомогенной массы для получения точного представитель№1 январь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
ного соотношения драгоценного металла во всей
матрице.
При отборе проб в расплаве металл-носитель,
например медь, расплавляют вместе с материалом,
содержащим драгоценный металл. Расплавленный
металл разливают в слитки, из которых отбирают
пробы в начале, середине и в конце разливки. Этот
способ имеет высокую степень точности, близкой к
±0,1 % от пробы к пробе. Этим способом можно отбирать пробы катализатора с металлической сеткой,
применяемой для борьбы с загрязнением окружающей среды.
Отбор проб в растворе является экономически
эффективным и экстремально точным методом определения состава растворов, содержащих драгоценный металл. Например, гомогенных катализаторов.
Этот метод также связан с получением гомогенной
дисперсии драгоценных металлов и других компонентов на молекулярном уровне и отборе многочисленных проб из разных частей раствора для последующего анализа. Точность сопоставима с методом
отбора проб в расплаве.
Учитывая состав и химизм большинства платиносодержащих катализаторов нефтепереработки,
их пробы отбирают сухим способом, который применяют к материалам, которые не могут быть растворены или трудно поддаются плавлению либо по
своей структуре, либо если затраты на плавление
превышают потенциальную выгоду. Отбор проб сухим способом более сложен и точен из-за трудности
достижения гомогенности. Для отбора проб этим
способом требуются знания и более высокая квалификация оператора.
Материалы, подлежащие отбору проб сухим
способом, гомогенизируют измельчением крупных
кусков в мельчайшие частицы. В гомогенной массе
содержание драгоценных металлов точно распределяется в матрице. Измельченный материал затем
свободно падает на поперечное сечение автоматического пробоотборника с таймером, откуда периодически отбирают представительные пробы с точностью ±2 %.
ОТБОР ПРОБ
Точная и сходимая методика анализа с применением сложных приборов используется для измерения содержания драгоценных металлов в регенерируемых материалах. Эти анализы должны давать
высокоточные результаты с умеренно высокой прецизионностью (± 1 %) при уровнях анализируемых
материалов (analyte levels) порядка 0,1 %.
Для осуществления такого анализа предприятие
должно иметь хорошо оснащенную аналитическую
лабораторию с прогрессивной рентгено-флюоресцентной, атомно-абсорбционной спектроскопией и
индуктивно связанную плазменную эмиссионную
спектроскопию (ICP), и также обычные объемные,
гравиметрические и сухие высокотемпературные
способы анализа (рис. 4). Специальный (конкретный) метод анализа определяют в зависимости от
типа анализируемого материала. Например, матрица пробы и конкретная смесь аналитов определяют
№1 январь 2008
Рис. 4. Рентгено-флюоресцентная спектроскопия позволяет
за несколько минут определить более 80 элементов в каждой
пробе
возможность применения того или иного способа,
коллекторный металл, применяемый в сухом высокотемпературном анализе, или длину волны в ICPанализе. Вместе взятые эти способы обеспечивают
наиболее тщательный и точный подход к определению содержания драгоценных металлов в отработавших катализаторах.
ИЗВЛЕЧЕНИЕ И ОЧИСТКА
После отбора проб и анализа отработавший катализатор смешивают с флюсом и металлом-носителем − медью или железом (рис. 5). Пропорции смеси
зависят от содержания драгоценных металлов в данной партии и от других параметров.
Эту смесь, которую называют «загрузочной
смесью», плавят в электродуговой печи или в индукционной печи (рис. 6). В печи образуется двухслойный расплавленный пул. Верхний слой образует шлак, продукты реакции носителя катализатора
и добавленные расплавы. Нижний слой образует
коллекторный металл, в котором растворены драгоценные металлы. После удаления шлаков остав-
Рис. 5. Партию отработавшего катализатора перемешивают со
смесью расплава и металла-носителя – меди или железа и загружают в верхний питатель электродуговой печи
103
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
шийся металл разливают в мульды для получения
слитков.
Слитки затем отправляют на гидрометаллургический или электролитический аффинаж для сепарации
и получения товарных благородных металлов. Шлак
подвергают дальнейшей обработке для извлечения
следов металлов.
Перевел Г. Липкин
Рис. 6. Загружаемую массу расплавляют, образуя два слоя
плавающим шлаком на слое расплавленного металла
Kevin M. Beirne (К. Берни), вице-президент Sabin Metal
Corp, Ист Гэмптон, Нью-Йорк. Более сорока лет проработал в области, связанной с благородными металлами,
занимается аналитическими и инструментальными исследованиями в области применения благородных металлов в катализаторах для нефтеперерабатывающей
и нефтехимической промышленности. В прошлом был
президентом Международного института благородных
металлов.
РЕГИОНАЛЬНЫЕ НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
СЕВЕРНАЯ АМЕРИКА
Компания BASF приступила
к строительству нового завода
по производству алкиолэтанаминов в Гейсмаре (Луизиана).
Производственные
мощности
нового завода включают в себя
линию по производству 20 различных аминов. Благодаря строительству этого завода объем производства аминов увеличится на
40 %.
Rentech, Inc. подписала соглашение с CB&I на совместное
строительство в Иллинойсе завода по производству ультрачистых синтетических топлив и
других продуктов из природного газа Rentech Energy Midwest
Corporation (REMC). CB&I отвечает за техническое обеспечение и
оказание сервисных услуг при реализации первого этапа проекта.
Завершение строительств завода
запланировано на 2010 г. В соответствии с проектом производительная мощность завода составит 1250 брл/сут топлива.
Jacobs Engineering Group Inc.
подписал контракт с Aux Sable
Canada LP и NOVA Chemicals
на оказание технической поддержки и управление строительством установки в Саскачеване
(Канада).
Производительная
мощность
новой
установки
составит 1,2 млрд фут3/сут.
Природный газ на установку
104
будет транспортироваться по
газопроводу Alliance. На установке будет производиться примерно 40 тыс. брл/сут этана.
Владельцем и оператором нового
завода выступит компания Aux
Sable Canada LP. Завод будет
введен в эксплуатацию в 2010 г.
ЮЖНАЯ АМЕРИКА
Компания Aker Kvaerner завершила
строительство
двух
морских мощностей в Бразилии.
Мощности будут расположены
на FRSO P50 с производительной мощностью 220 тыс. брл/сут.
Работы будут закончены в апреле
2007 г.
Компания GE Energy подписала
контракт с Eastman Chemical Co.
на строительство новой производственной мощности в Бьюмонте
(Техас).
Компания
Eastman
Chemical Co. будет обеспечивать
разработку технологии переработки. Завершение строительства завода намечено на 2011 г.
БЛИЖНИЙ ВОСТОК
Jacobs Engineering Group Inc.
подписала контракт с газоперерабатывающим заводом Khursaniyah
(Саудовская Аравия) на поставку
установки по извлечению серы
производительной
мощностью
900 т/год. Благодаря этой установке из газового сырья будет извлекаться до 99 % серы. В процессе
переработки газа будет извлекаться до 3600 т/год серны.
АЗИАТСКОТИХООКЕАНСКИЙ
РЕГИОН
Компания
BASF
JCIC
Neopentylglycol Col, Ltd., планирует модернизировать процесс
производства неопентилгликоля
(neopentylglycol – NPG) на заводе в Китае. После модернизации производительная мощность
завода увеличится до 10 тыс. т/
год. Если учесть, что такой же завод построен в Людвигсвафене
(Германия), то совместный объем
производства NPG на обоих предприятиях к концу 2007 г. составит
165 тыс. т/год.
Компания ExxonMobil Chemicals планирует провести модернизацию на перерабатывающем
заводе на о-ве Юронг (Сингапур).
После модернизации производительная мощность увеличится до
500 тыс. т/год, завершение модернизации намечено на конец
2008 г.
Компания Black & Veatch
подписала контракт с РТ TransPacific Petrochemical Indotama
(TPPI) на строительство нового
завода по сжижению природного газа в Тубане (Индонезия).
Производительная
мощность
нового завода составит 20 т/ч.
Завершение строительства намечено на середину 2008 г.
№1 январь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: НАДЕЖНОСТЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЛИНИЙ
ТЕХНОЛОГИИ НАДЕЖНОЙ ГЕРМЕТИЗАЦИИ
I. S. Robinson, Vector International, Великобритания
Выбор новейших технологий уплотнений и соединительных приспособлений способствует практически нулевым утечкам и минимальному техническому обслуживанию
Предотвращение утечек является высокоприоритетным для любых установок переработки углеводородов. Это связано с высокой стоимостью в обеспечении надежности системы, охраны окружающей
среды, в предотвращении потерь продукции, с энергетическими затратами, а также затратами на потенциально незапланированное время простоя установки.
Любая ситуация, в которой трубопроводная система,
аппараты высоко давления, теплообменники, клапаны и другие аппараты и приспособления, соединены
непрочно, может повлечь за собой утечки.
СТАНДАРТНЫЕ УПЛОТНЕНИЯ
Работа стандартных фланцевых соединений основана на болтовых скреплениях, расположенных на
двух половинах фланцев с прокладкой между ними.
Герметичность и целостность соединения во многом
зависит от крутящего момента болтов. На динамические соединения могут негативно воздействовать
такие факторы, как температурное расширение или
переменные циклические нагрузки, которые вызывают движение между поверхностями фланца, являясь причиной возникновения многочисленных
переменных напряжений на болты. Затяжка болтов
постепенно расслабляется и во избежание утечек
требуется их постоянное затягивание. Значительное
усилие при закреплении болтов требуется, в частности, при высоком давлении, чтобы «удержать» уплотнения и сохранить давление в напорной линии. Для
этого необходимы болты и гайки большого диаметра
и, соответственно, более толстые фланцы во избежание изгибания болтов. В результате получаются
тяжелые и громоздкие соединения, через которые
могут происходить утечки, а, кроме того, такие соединения требуют регулярного внимания и частого
технического обслуживания.
В этой статье рассматриваются компактные надежные соединения, не требующие частого технического обслуживания. Стандартные фланцевые
соединения (стандарты ANSI, API, BS и DIN) обычно имеют недостаточно надежные уплотнения.
Предлагаемые здесь компактные фланцы и зажимные соединители обеспечивают целостность уплотнений и сохраняют универсальность механических
соединений.
КОМПАКТНЫЕ ФЛАНЦЕВЫЕ СОЕДИНЕНИЯ
Компактное фланцевое соединение имеет на
внутренней стороне кольцевое уплотнение вместо
обычной прокладки. Принципиальными отличиями
конструкциями компактного фланца являются гео№1 январь 2008
Рис. 1. Вид фланца и конструкция тройного уплотнения
метрия фланцевой зоны и тройное уплотнение, которое обеспечивает исключительную целостность
соединения (рис. 1).
Геометрия поверхности фланца отличается незначительным выпуклым скосом, небольшим расклиниванием по наружному диаметру фланца. Внутреннее
уплотнительное кольцо располагается в кольцевой
канавке. Две половины фланцевого соединения
притянуты вместе с помощью болтов, осевое усилие воздействует на конус металлического кольца и
переходит в радиальное усилие уплотнения (рис. 2).
Когда первоначальная нагрузка возрастает, действие
заклинивания осуществляется за счет закрытого конуса. Контакт поверхности с поверхностью достигается, когда передается незначительное сжимающее
усилие, в то время как первоначальная нагрузка на
болты (90 %) действует как сжимающая сила между
поверхностями фланцев. Во избежание изгиба болтов поверхности фланцев должны быть строго параллельны. В результате создается статическое соединение, которое, в отличие от стандартного фланца, не
поддается воздействию внутреннего давления и ведет себя как жесткое соединение.
В соединении сжатое металлическое кольцо
(предварительно напряженное диаметрально и независимое от первоначального напряжения после
соединения фланцев) обеспечивает второе радиальное уплотнение. Дело в том, что металлические уплотнения, установленные различными способами,
обеспечивают максимальную защиту и высокую
надежность соединения. Чтобы избежать утечек через сопряженные поверхности фланцев, внутреннее
105
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: НАДЕЖНОСТЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЛИНИЙ
давление, действуя на уплотнительное кольцо, усиливает действие уплотнения, гарантируя при этом
целостность соединения. Третье уплотнение предусматривают со стороны наружной грани путем небольшого скоса по наружному диаметру (рис. 3).
Перед сборкой
Болт
Фланец
Гайка
ТЕХНОЛОГИЯ ЗАЖИМНОГО СОЕДИНИТЕЛЯ
Зажимной соединитель работает по другому, альтернативному способу соединения (рис. 4).
Прочность, достигаемая при использовании этой
технологии, заключается в «передаче» давления
Фланец и третье уплотнение металл в металле
(искаженное изображение конусного угла)
Гайка
Болт
Сопряженные грани
Уплотнительное кольцо
Готовая сборка
Обычная зажимная
сила болта
Небольшая
сжимающая сила
с наружной грани создает третье
уплотнение
Схема нагрузок
Давление жидкости
Болт сжимает уплотнительное кольцо (второе
уплотнение)
Скос между гранями
создает первое
уплотнение
Уплотнительное
кольцо
Фланец
Гидростатическая сила +
+ наружная нагрузка
Рис. 2. Осевые усилия передаются на конус металлического
уплотнительного кольца и переходят в радиальные силы
уплотнения
Рис. 3. Третье уплотнение со стороны наружной грани
с небольшим расклиниванием по наружному диаметру
Рис. 4. Зажимной соединитель обеспечивает соединение по
альтернативному способу
Рис. 5. Два зажимных сегмента обеспечивают соединение
втулок практически на 360
106
№1 январь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: НАДЕЖНОСТЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЛИНИЙ
на уплотнение металл в металле, которое непохоже на уплотнение обычного фланца. В данном случае внимание акцентируется на болтовых соединениях, чтобы обеспечить целостность уплотнения.
Сконструированные как зажимы, они предпочтительнее фланцев. Соединитель такого типа имеет две
втулки, уплотнительное кольцо, сегментный зажим
и болты (рис. 5). Два сегментных зажима практически на 360° закрепляют втулки, которые приставлены
вместе, и между ними уплотнительное кольцо. Две
половины зажимного соединителя смыкаются, сжимая втулки и уплотнительное кольцо. Это первый
этап зажимного уплотнения.
Для сравнения давление в линии «работает против»
стандартного фланца (которому необходима 50-процентная нагрузка: на болты, чтобы сжать прокладку,
и 50 % для того, чтобы поддерживать давление); в то
же время для зажимного соединителя, находящегося
в эксплуатации, внутреннее давление в линии «усиливает» уплотнение на всем его протяжении (рис. 6);
своим сопротивлением он может превысить давление
разрыва трубы и имеет способность противостоять
давлению более 300 тыс. psi (1 psi = 6,89 кПА).
Зажимной соединитель не опирается на прокладку и правильно зажимает болты, чтобы поддерживать целостным уплотнение. Прикладываемая на
болты нагрузка передается к зажимам, нагрузка через контакт с обхватом втулок практически на 360°.
соединение – высокопрочное на разрыв и изгибающую нагрузку, а также оно может быть использовано при максимальных температурах и подвергаться
переходным состояниям процесса в термических условиях при этом соединение полностью сохраняется
в первоначальном виде.
МИНИМАЛЬНЫЙ УХОД ЗА ПРИСПОСОБЛЕНИЕМ
Помимо значительных преимуществ зажимного
соединителя с точки зрения целостности уплотнении
при эксплуатации по сравнению с традиционными
методами соединения, выгода от этой новейшей технологии заключается также в необходимости минимального технического обслуживания. Непохожие
на стандартные фланцы, эти соединения не требуют периодического поджимания болтов, в то время
как по этой причине обычные фланцевые прокладки
подвергаются воздействию среды; внутренние уплотнительные кольца компактных фланцев и зажимных соединителей (а также поверхности компактных фланцев) защищены от коррозии. Кроме того,
динамическая нагрузка соединения не передается
болтам, уменьшая риск их повреждения вследствие
усталости.
В том случае, когда необходимо техническое обслуживание новых приспособлений, такое как, например, очистка от кокса, требуются минимальные
усилия, что доказывает дополнительные преимущества.
КОМПАКТНОСТЬ
Поскольку нагрузка на болты практически отсутствует, и требуются минимальные усилия для
поддержания целостности уплотнения, размеры и
№1 январь 2008
До сборки
Уплотнение
Сборка
Давление на уплотнение
Рис. 6. Зажимной соединитель при эксплуатации – внутреннее
давление в линии усиливает уплотнение
масса компактных фланцев и зажимных соединителей значительно снижены в сравнении с размерами
и массой стандартных фланцев. Обычно эти компактные приспособления на 70–80 % легче. Если стандартный фланец класса 2500, например, имеет массу
172 кг, то эквивалентный компактный фланец выпускается массой менее 32 кг; экономия составляет
82 % массы. Это выгодно при монтаже, когда дополнительный вес может привести к значительным нагрузкам, при текущем ремонте в ограниченном пространстве или «тесноте» (загруженности аппаратами
и оборудованием. – Прим. пер.) на установке, что
может быть проблемой.
Стандартные фланцы ANSI, применяемые на установке переработке углеводородов, практически
не совершенствуются, в то же время требования
к эксплуатации оборудования постоянно меняются. С другой стороны, что касается современных
компактных соединений и технологий уплотнения,
специалисты направляют свое внимание на выпуск
объединенных новых соединений со стандартными
фланцевыми, чтобы получить универсальные, надежные, свободные от утечек, номинальными требованиями к уходу и экономически эффективные.
Перевел А. Степанов
Ian Robinson (Я. Робинсон), вице-президент компании Vector International, занимающийся вопросами маркетинга и
продаж в области технологий уплотнений в соединениях различных приспособлений. С 28-летним стажем, имея огромный опыт во многих областях промышленности
и маркетинга, м-р Робинсон в 1994 г. стал работать в
компании Vector International, где занимается вопросами бизнеса в мировом масштабе.
107
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
ИННОВАЦИИ
НОВАЯ ТЕХНОЛОГИЯ
ПЕРЕРАБОТКИ
БИТУМА/ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ
TRU Oiltech Inc. разработала
и запатентовала новую технологию переработки тяжелой нефти
и битума, в которой используется
добавка, отгоняемая для возвращения на стадию термического
крекинга. Процесс получил название TRU, а получаемый продукт – TRULITE. Сырьем может
служить битум из битуминозных
песков Атабаски (Канада, пров.
Альберта) и тяжелые нефти других месторождений.
Схема
процесса
показана на рисунке. На 1-й ступени битум с добавкой (плотность 1000−1014 кг2/м3, вязкость
40 000 сП, высокое содержание
V, Ni, Fe, Na) подвергается термическому крекингу, после чего из
продукта отгоняют газойль и добавку. Далее следует разгонка газойля и добавки, которые возвращают на термический крекинг.
Газойль, выход которого составляет 57 % объема исходного битума, имеет плотность 910 кг/м3. Он
подается на смешение с продуктом
2-й ступени. Остаток после отгонки
газойля и добавки направляют на
2-ю стадию – деасфальтизацию
растворителем. Растворитель, отогнанный от деасфальтизата, возвращают в процесс, а деасфальтизат
(выход 29 % объема исходного битума, плотность 972 кг/м3) смешивают с газойлем из 1-й ступени,
получая «синтетическую нефть»
плотностью менее 940 кг/м3 и вязкостью менее 100 сП. Она пригодна для транспортировки по трубопроводу, характеризуется низким
содержанием металлов (никель,
ванадий, железо, натрий), низким
кислотным числом и содержанием
серы. Смесь асфальтенов с небольшим количеством кокса, оставшуюся после деафальтизации, подают
на газификацию (см. рис.).
ПОЛУЧЕНИЕ ГЛИКОЛЯ
ИЗ ГЛИЦЕРИНА –
ПОБОЧНОГО ПРОДУКТА
ПРОИЗВОДСТВА БИОДИЗЕЛЯ
Davy Process Technology Ltd.,
компания Johnson Matthey, объявила о продаже своей первой
лицензии на процесс переработки глицерина в пропиленгликоль.
108
Газ на газифика- Газойль + добавка
цию (выход менее
5 мас. % сырья)
Тяжелое
нефтяное сырье,
15 900 м3/сут
1
Газойль, 9060 м3/сут (плотность 910 кг/м3,
вязкость менее 20 сП)
Алкановый
растворитель
2
3
Возврат добавки
Деасфальтизат +
растворитель
4
TRULITE,
13 770 м3/сут
Асфальтены +
кокс на газифиДеасфальтизат
кацию
Остаток после
отгонки газойля
Схема переработки битума в «синтетическую нефть»:
1 – термический крекинг и отгонка газойля; 2 – отпарка добавки; 3 – деасфальтизация остатка после отгонки газойля; 4 – отгонка растворителя для деасфальтизации
Предполагается, что в начале
2009 г. первая установка, мощностью 65 тыс. т/год пропиленгликоля будет введена в эксплуатацию
в одной из европейских стран совместным предприятием компаний
Ashland и Cargill. Процесс заключается в парофазном гидрировании глицерина в пропиленгликоль1,2 на гетерогенном катализаторе.
Ресурсы глицерина быстро растут,
так как он является побочным продуктом производства биодизельного топлива. Если будут реализованы планы США и Европейского
Союза по биодизельному топливу,
то в 2010 г. избыток глицерина на
рынке может достигать 1,2 млн
т/год. Новая технология позволит
уменьшить зависимость производства пропиленгликоля от доступности пропилена.
Степень превращения глицерина за один проход через реактор гидрирования близка к 99 %.
Для разделения продуктов используют ректификацию, получая
пропиленгликоль высокой чистоты, в том числе для фармацевтических целей. Реакционная вода
может быть направлена на установку биоочистки без какой-либо
промежуточной обработки.
Описываемый процесс является третьим процессом, который
компания Davy Process Technology
разработала для переработки растительного сырья. В первом из
этих процессов пальмовое или
кокосовое масло превращают в
жирные спирты, из которых затем получают моющие средства,
во втором процессе биоэтанол ис-
пользуется в качестве единственного сырья для выработки этилацетата – важного промышленного растворителя.
ТВЕРДЫЙ КАТАЛИЗАТОР
АЛКИЛИРОВАНИЯ
Albemarle Corp., совместно
с ABB Lummus Global и Neste Oil,
разработала и испытала новый
высокоэффективный твердокислотный катализатор алкилирования. Он менее опасен, чем традиционные катализаторы – серная
или фтористоводородная кислота,
используемые для получения высокооктанового алкилата. Новый
катализатор, получивший название AlkyStar, предназначенный
для процесса AlkyClean, имеет
цеолитную природу, на 25 % активнее и содержит на 35 % меньше благородного металла, чем
предыдущий катализатор алкилирования. Алкилат получают взаимодействием изобутана с такими
легкими олефинами, как пропилен
или бутены. В процессе AlkyClean
не вырабатываются отработанные
кислоты или масло, растворимое в
кислоте, а алкилат не требует никакой очистки. Цеолитный катализатор этого процесса устойчив
к сбоям технологического режима
и примесям в сырье. Он легко регенерируется и после нескольких
регенераций сохраняет полную активность. Новый процесс успешно
прошел двухлетнюю проверку на
демонстрационной установке, на
которую поступало обычное заводское сырье алкилирования.
Перевел М. Фалькович
№1 январь 2008
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Hydrocarbon
Processing
и
Русская версия.
Журнал «Нефтегазовые технологии» содержит материалы 2-х известнейших во всем мире журналов: «World Oil» и
«Hydrocarbon Processing», которые издаются в США компанией Gulf Publishing Co., Part of Euromoney Institutional Investor PLC.
Журнал «Нефтегазовые технологии» выходит в России с 1979 г. и является информационным спонсором известных
международных и региональных нефтегазовых выставок России и СНГ, в том числе Московских международных выставок
«MIOGE»; «НЕФТЕГАЗ», международных конгрессов, конференций.
«НОВЕЙШИЕ МИРОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ в РОССИИ и СНГ»
– новая рубрика в журнале «Нефтегазовые технологии»!
Приглашаем к сотрудничеству в новую рубрику, где Вы можете разместить информационные и рекламные материалы о новейших
технологиях, инновациях, разработках Вашей компании с целью продвижения Вашей продукции и услуг на мировом рынке, включающем
Россию, СНГ, Балтию.
nº¾Ã·ÆÓúnºÃ¶Â¾ÇǾµ
sÅƶ¸Á»Ã¾»ÅÄÈÄÀÄÂÅÆĺÉÀ̾¾ÇÀ¸¶¼¾Ã
bǻǾÁÒÃÑ»ÇÈÄÆÄÃÑöξËÅÆľ½¸ÄºÇȸ»ÃÃÑË
Åĺƶ½º»Á»Ã¾¿Æ¶·ÄȶÔϾËξÆÄÀ¾ÂÊÆÄÃÈÄÂÅĸǻÂÉ
¾ÆÉǸ»º»ÃѸĻº¾ÃÄÅĺĺþÂÂÄÏÃÑ·ÆÓúÄÂ
jÄÂŶþµ©}ÀÇÅÆĪ¸ÇÈÉŶ»È¸ÃĸÉÔÓÆÉÅĽ¾Ì¾ÄþÆɵǻ·µÅĺÃĸÑ·ÆÓúľǻº¾ÃÄ¿
¾ÇǾ»¿§©8FMM'MPX.BOBHFNFOU§ÉÅƶ¸Á»Ã¾»ÅÄÈÄÀÄÂÅÆĺÉÀ̾¾ÇÀ¸¶¼¾Ãª
jÄÂŶþµ©}ÀÇÅÆĪÃɼöȶ¹º»Ã»Ä·Ëĺ¾ÂÄÄÇÉÏ»ÇȸÁµÈÒ¾½Â»Æ»Ã¾»ÉÁÉÍλþ»ÀÄÃÈÆÄÁÒ
¾Á¾Ä·Æ¶·ÄÈÀÉÅÄÈÄÀ¶ÅÆĺÉÀ̾¾¾½Ã»ÊȵÃÑ˾¹¶½Ä¸ÑËÇÀ¸¶¼¾Ãj¶¼ºÑ¿º»ÃÒöÀ¶½Í¾À¾
¸¾ºµÈÆ»½ÉÁÒȶÈÑöλ¹ÄÄÅÑȶƶ·ÄÈѾÇŻ̾¶ÁÒÃÑ˽öþ¿¸ÇʻƻÉÅƶ¸Á»Ã¾µÅÄÈÄÀÄÂ
ÅÆĺÉÀ̾¾ÇÀ¸¶¼¾ÃÅÄÁÉͶ»ÂÑ»ÇŻ̾¶Á¾Çȶ¾ö̻Á»ÃÃѾöķ»ÇŻͻþ»¸ÑÇÄÀĹÄÀ¶Í»Çȸ¶
Ä·ÇÁɼ¾¸¶Ã¾µÆ¶·ÄȶÔϾ¾öƻ½ÉÁÒȶȾÇÈƻµϾ¾ǵÀÈ»ËÃÄÁĹ¾Í»ÇÀÄÂÉÃĸ¶ÈÄÆÇȸÉ
qȶÈÒ¾ÄÃĸ»¿Î¾ËÈ»ËÃÄÁĹ¾µËÀÄÂŶþ¾Ÿ}ÀÇÅÆÄ bÑ
Âļ»È»ÅÆÄ;ȶÈÒ¸ÆÉÇÇÀĵ½ÑÍÃÄ¿¸»ÆǾ¾¼ÉÆöÁĸŸ8PSME
0JM ¾Ÿ)ZESPDBSCPO1SPDFTTJOH ÀÄÈÄÆÑ»¾½º¶ÔÈǵ¸qx`
ÀÄÂŶþ»¿(VMG1VCMJTIJOH$P1BSUPG&VSPNPOFZ*OTUJUVUJPOBM
*OWFTUPS1-$§¸¼ÉÆöÁ»Ÿm»ÊÈ»¹¶½Ä¸Ñ»È»ËÃÄÁĹ¾¾ XXXPHUQSPN[POFSV
Рубрика предлагает:
 Информацию о современных тенденциях, событиях и фактах
в мире технологий и инноваций, о проходящих международных
конгрессах, конференциях, выставках.
 При размещении рекламы в нашей новой рубрике по
нефтегазовой тематике Ваша компания будет внесена в списки
рекламодателей на веб.сайты: www.worldoil.com или
www.hydrocarbonprocessing.com, которые посещают специалисты
ТЭК всего мира!!!
Журнал “World Oil” / «Мировая нефть» – лидер по размещению
печатного рекламного материала на нефте-газовом мировом рынке!
Наши Партнеры:
 Материалы рубрики планируются для внесения в базы данных
основных НИИ нефтегазовой отрасли России, СНГ, ТорговоПромышленных Палат, посольств зарубежных стран и других
международных институтов.
 Печатные материалы рубрики также будут помещены на сайте
журнала «Нефтегазовые Технологии»: www.ogt.promzone.ru
 Партнерами нашей новой рубрики уже являются известнейшие в
мире компании, такие как Halliburton (США),
EXPRO GROUP (Великобритания – ЭКСПРО ЕВРАЗИЯ Лимитед
Московский филиал), SPIG (Италия).
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Документ
Категория
Наука и техника
Просмотров
1 163
Размер файла
16 692 Кб
Теги
2008, нефтегазовых, технология, 1143
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа