close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

1171.Нефтегазовые технологии №5 2010

код для вставкиСкачать
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
№ 5, Май 2010
Дополнительно на CD:
цветная версия журнала
добыча 2007-2008
подписной купон
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Безымянный-1.pdf 29.03.2010 16:07:03
C
M
Y
CM
MY
CY
CMY
K
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НЕФТЕ ГАЗОВЫЕ
®
С О Д Е Р Ж А Н И Е
Нефть мира
World Oil
World Oil
Что происходит в нефтяной
и газовой промышленности........................................ 3
Научно-технический журнал
Издается с 1979 г.
Рег. ПИ № 77-14588 от 07.02.03
СПГ
D. Wood, S. Mokhatab
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПЕРСПЕКТИВНЫХ
ПОСТАВОК СПГ.................................................................. 13
Аналитика
Обзор: перспективы отрасли 2010............................. 16
НАЦИОНАЛЬНЫЕ НЕФТЯНЫЕ КОМПАНИИ......................... 48
Учредитель:
Издательство «Топливо и энергетика»
В.Ю. Красик Генеральный директор
А.В. Миронова Директор
Редакция:
Л.В. Федотова
А.В. Романихин
Н.В. Кутасова
Л.С. Борисова
Е.М. Сапожников
В.И. Волгарева
Главный редактор издательства
Главный редактор журнала
Научный редактор
Редактор
Верстка
Верстка
Россия, 109 029, Москва, ул. Скотопрогонная, 29/1
Телефон (495) 670-7481
e-mail: art@ogt.su
e-mail: catalog_publ@mtu-net.ru
ngt.reklama@mail.ru
www.ogt.su
Технологии
K. M. Bartko, T. S. Mukherjee, C. I. Arocha,
L. Sierra, J. Terracina, P. Lord
СПЕЦИАЛЬНАЯ ЖИДКОСТЬ
ГИДРОРАЗРЫВА высокой ПЛОТНОСТИ.......................... 57
Новое оборудование ................................................... 61
ОТРАСЛЕВАЯ СТАТИСТИКА................................................ 63
Переработка углеводородов
Hydrocarbon Processing
Коротко о разном......................................................... 66
Оборудование
M. Lee, J. Shin, J. Lee
Оптимальная корректировка
стандартного регулятора уровня.
Часть 1.............................................................................. 71
A. Sasan-Amiri
УРАВНЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТа ТРЕНИЯ
ДЛЯ ТУРБУЛЕНТНЫХ ПОТОКОВ......................................... 76
Сточные воды
Gulf Publishing Company
Part of Euromoney Institutional Investor PLC.
Other energy group titles include:
World Oil®, Hydrocarbon Processing®
and Petroleum Economist
John T. Royall President/CEO
Ron Higgins Vice President
Pamela Harvey Business Finance Manager
Houston Office:
Mailing Address: P.O. Box 2608
Houston, Texas 77252-2608,U.S.A.
Phone: +1 (713) 529-4301
Fax: +1(713) 520-4433
www.worldoil.com London Office:
Nestor House
Playhouse Yard
London, EC4V 5EX
United Kingdom
Phone: +44 (0) 20 7779 8800
Fax: +44 (0) 20 7779 8996/8899
© 2010 by Gulf Publishing Co. All rights reserved.
© 2010 Издательство «Топливо и энергетика».
Перепечатка, все виды копирования и воспроизведения
публикуемых материалов возможны
только с письменного разрешения редакции.
Редакция оставляет за собой право
сокращения присылаемых материалов.
Мнение редакции не всегда совпадает
с мнением авторов материалов.
M. Shafique, Z. U. Kirmani, A. Khurshid,
N. Alam, N. Ahmed
ОЧИСТКА СТОЧНЫХ ВОД НА НПЗ....................................... 78
Переработка газа
N. Eckersley
Прогрессивные технологии
удаления ртути .............................................................. 82
Технологии
F.-F. Salimi
Разработка технических условий:
элементы, определяющие безопасность.
Часть 1.............................................................................. 89
Анализ
D. Nordstrom, T. Waters
Точность настройки
в аналитических измерениях.
Часть 3............................................................................. 96
Надежность
R. Ritchie
ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ
ВОЗГОРАНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ
ДЛЯ ХРАНЕНИЯ НЕФТЕПРОДУКТОВ................................. 101
Дополнительно на CD-диске
Цветная версия журнала
добыча–Архив 2007–2008
Содержание подборки статей 2008–2010
Подписной купон
На первой странице обложки
Буровая установка Pride Mexico, размещенная
в зал. Галвестон (Техас, США),
в рамках пятилетнего контракта с Petrobra.
Фото Gaylon для Wampler Pride International.
Подписано в печать 29.04.2010. Формат 60х90/8. Бумага мелованная. Печать офсетная. Печ. л. 13. Общий тираж 2000 экз. Зак.
Отпечатано в ФГУП «ПИК ВИНИТИ». 140010, Россия, Люберцы, 10, Октябрьский пр-кт, 403
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
®
World oil
Vol. 231, № 1–2010
D. Wood,
David Wood & Associates
S. Mokhatab,
Contributing Editor, LNG
Substantial future LNG supply secured
Working with National Oil Companies
OUTLOOK 2010:
M. R. Simmons,
Simmons & Company International, Houston
New decade, new challenges:
The harsh reality of unsustainable oil markets
R. H. Bezdek,
Contributing Editor, Washington
Despite legislative successes,
increased federal regulation threatens US oil and gas
J. D. Crandell, J. C. West, N. McLean, A. Walker,
Barclays Capital
Global E&P capital expenditures to increase 11 %
Signs of better times ahead
Rig count to see a slow, steady recovery
US oil output sees biggest jump
since Eisenhower administration
Few US oil wells gained in 2009
US gas wells see over 5% growth
L. Parent,
Contributing Editor
Increasing supply options and stagnant demand
spell low gas prices
Global E&P weathers the storm
R. Curran,
Contributing Editor, Canada
Canadian producers put dismal 2009 behind them
K. M. Bartko, T. S. Mukherjee, C. I. Arocha,
Saudi Aramco
L. Sierra, J. Terracina, P. Lord,
Halliburton
Custom high-density fracturing
fl uid design developed for tight gas wells
in Saudi Arabia
Publisher Ron Higgins
EDITORIAL
Editor Perry A. Fisher
Managing Editor David Michael Cohen
Associate Editor Nell L. Benton
Contributing News Editor Henry D. Terrell
Contributing Editor Arthur Berman
Contributing Editor Leonard V. Parent
Contributing Editor Jim Redden
Contributing Editor, Washington Dr. Roger Bezdek
Contributing Editor, Middle East Dr. A. F. Alhajji
Contributing Editor, North Sea Dr. ∅ystein Noreng
Contributing Editor, FSU Jacques Sapir
Contributing Editor, Latin America Dayse Abrantes
Contributing Editor, Asia-Pacific Jeffrey M. Moore
Contributing Editor, LNG Saeid Mokhatab
MAGAZINE PRODUCTION +1 (713) 525-4633
Director–Production and Operations Sheryl Stone
Manager–Advertising Production Cheryl Willis
Artist/Illustrator David Weeks
Contractor–Editorial Production Angela Bathe
ADVERTISING SALES
see Advertisers’ index
CIRCULATION +1 (713) 520-4440
Director–Circulation Suzanne McGehee
E-mail: circulation@gulfpub.com
EDITORIAL ADVISORY BOARD
Senior Editorial Advisor
Paul L. Kelly, Energy and Ocean Policy Consultant
Editorial Advisors
William Donald (Donnie) Harris III, CEO,
Forrest A. Garb & Associates, Inc.
Alexander G. Kemp, Schlumberger Professor,
Petroleum Economics, University of Aberdeen
Dr. D. Nathan Meehan, Vice President,
Reservoir Technology
and Consulting, Baker Hughes
Robert R. Workman, Group President,
Distribution Services, National Oilwell Varco,
and Chairman, Petroleum Equipment
Suppliers Association
Douglas C. Nester, COO, Prime Offshore LLC
David A. Pursell, Managing Director and Head
of Macro Research, Tudor, Pickering, Holt & Co.
T. Jay Collins, President and CEO,
Oceanearing International, Inc., and Chairman,
National Ocean Industries Association
Robert E. (Bob) Warren, Vice President,
Industry and Governmental Affairs,
Pride International
Tom Price, Jr., Senior Vice President,
Corporate Development, Chesapeake
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
ЧТО ПРОИСХОДИТ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
МОСКОВСКИЙ
МЕЖДУНАРОДНЫЙ
ХИМИЧЕСКИЙ САММИТ
В марте 2010 г. в Москве проводился VII Международный химический саммит, организованный Правительством Москвы и Российским союзом химиков
при поддержке Российского союза промышленников
и предпринимателей. Председателем оргкомитета традиционно стал мэр Москвы Ю. Лужков.
На саммите обсуждались вопросы повышения
энергоэффективности и производительности в химических отраслях и отраслях – потребителях химической продукции, необходимости крупномасштабной структурной перестройки существующего
промышленного производства путем углубленной
переработки нефти и газа при разумной экономии
природных и энергетических ресурсов. Важную
роль в этом вопросе играет тесное сотрудничество
с международными компаниями, работающими на
российском рынке.
Увеличение потребления продукции химической
промышленности, считают участники саммита, приведет к росту эффективности многих сегментов российского рынка — в сельском хозяйстве, пищевой
промышленности, жилищном и дорожном строительстве. Кроме того, обсуждались предложения в адрес
кабинета министров, направленного на увеличение
потребления химической продукции. Обращение
делегатов саммита было передано на рассмотрение
в органы законодательной и исполнительной власти.
Традиционно на саммите были анонсированы новые
проекты отрасли.
КАСПИЙСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ФОРУМ
В Москве завершил работу Третий Каспийский
энергетический форум (КЭФ-2010).
В работе главной сессии и деловой программе
форума приняли участие послы зарубежных стран
в РФ, представители госструктур, деятели науки и
бизнесмены из 19 стран.
Участники форума – эксперты и ученые прикаспийских стран провели широкий обмен мнениями
по вопросам расширения сотрудничества в освоении
энергетических ресурсов Каспия и других перспективных инновационных идей.
В частности, обсуждалась стратегия развития Каспийского региона, роль каспийского вектора в международной политике, вопросы развития торговоэкономического сотрудничества стран региона,
экспорта нефти и газа, развития инфраструктуры
транспортировки энергетических ресурсов.
Эксперты также обсудили вопросы международного
сотрудничества в подготовке специалистов, комплексного подхода к энергоэффективности и энергосбережению в прикаспийских государствах, взаимодействия
в исследовании углеводородного потенциала Каспия,
готовности к природным катаклизмам, комплексного
многоуровневого мониторинга морской среды, применения новых технологий и оборудования в сфере
геолого-геофизического изучения углеводородов, перспективы совместных исследований и организационных мер по возобновлению биоресурсов и сохранения
уникальной экосистемы Каспия и др.
По завершении форума был принят итоговый документ.
N. L. Benton, редактор WO
срока действия контракта окончательной договоренности относительно его продления достигнуто не было.
Аналитики считают, что проблема продления договора
неудивительна, поскольку существует ряд вопросов, в
том числе, где построить завод по переработке и возможно ли ввести его в эксплуатацию в начале 2013 г.
ЕГИПЕТ: ПЛАНЫ БУРЕНИЯ НА 2010 г.
Министр нефтяной промышленности Египта,
S. Fahmy, сказал, что в 2010 г. планируется пробурить
520 разведочных и эксплуатационных скважин на
нефть и 36 на природный газ. Затраты на бурение нефтяных скважин составят около 2 млрд долл., газовых
скважин – примерно 1 млрд долл. из-за своего географического положения в дельте Нила и Средиземноморье.
Концессия на бурение была выдана Египетской нефтяной корпорации (Egyptian General Petroleum Corporation). Египет также сообщил, что в связи с ростом внутреннего спроса на природный газ подписание экспортных
контрактов в обозримом будущем не планируется.
Woodside: ПОИСК НОВЫХ КОНТРАКТОВ
Австралийский поставщик газа Woodside занимается поиском новых азиатских покупателей, поскольку договор компании с PetroChina на поставку
СПГ на сумму 41 млрд долл. истек. Этот договор был
подписан в 2007 г. В рамках договора компания Woodside поставляла в Китай СПГ в объеме 2–3 млн т/год
с завода Browse (Западная Австралия). До истечения
№5 • май 2010
Smith International: контракт в Бразилии
Отделение Smith International приняло на себя
обязательства по трехлетнему контракту бразильской компании Petrobras с возможным доходом в
80 млн–100 млн долл. Smith International будет выполнять операции по контракту Petrobras посредством
Pathfinder Energy Services на новом объекте в Макаэ,
Бразилия. Pathfinder планирует также приобрести у
компании San Antonio International do Brasil все буровые активы проекта San Antonio International do Brasil.
«San Antonio International do Brasil был ранее ведущим
международным подрядчиком», – отметил представитель Smith в пресс-релизе.
США: новый газовый регион мира
В соответствии с данными информационного отдела (Energy Information Administration – EIA) мини3
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
стерства энергетики (Department of Energy – DOE)
по запасам сланцевого газа США опередили Россию,
до настоящего времени ведущую газовую державу
мира. По данным EIA, добыча газа в 2009 г. возросла
на 3,7 % до 22,04 трлн фут3, или 60,4 млрд фут3/сут,
это самый высокий показатель за последнее десятилетие. В то же время в России добыча природного газа снизилась на 12 % до 20,55 трлн фут3, или
56, 3 млрд фут3/сут. «Эта тенденция роста добычи газа
в США означает, что Россия не сможет проникнуть
на американский рынок, как это было запланировано
ранее», – отмечает руководитель консалтинговой
компании East European Gas Analysis. В соответствии
с ранними прогнозами Россия могла занять до 10 %
газового рынка США к 2020 г. путем продажи СПГ из
Арктики. Однако резкое падение цен на газ в США в
2008 г. повлекло охлаждение компаний и администраций к буму разработки сланцевых месторождений.
Удивительно, что запасы сланцевого газа обеспечили
США выход на многие рынки мира к крупнейшим
потребителям энергии. Мировым лидером по добыче
газа в период с 1986 по 1996 гг. и с 1999 г. была Россия,
имеющая крупнейшие в мире запасы и занимающая
четверть рынка в Европе. Несмотря на снижение добычи, Россия подписала соглашение с Китаем в 2009 г.
на 25-миллиардный кредит на инвестирование в разработку нефтяных и газовых месторождений газовых месторождений, а также начало экспорта СПГ
с Сахалина в тихоокеанский регион, в основном в
Японию и Южную Корею.
Niko Resources:
приобретение Black Gold Energy
Niko Resources объявила о приобретении Black Gold
Energy, сумма сделки оценивается в 295 млн долл. Сделка будет осуществляться за счет реализации на протяжении трех лет конвертируемых облигаций, принадлежащих дочерней компании Temasek Holdings,
это позволит сингапурскому фонду Sovereign Wealth
Fund стать одним из главных акционеров Niko в будущем. Niko будет управлять восемью блоками в индонезийской части архипелага, и выступать в качестве
партнера в разработке еще 12 блоков суммарной площадью 18 924 миль2. Эта сделка положила начало значительным исследованиям, в частности, бурению восьми
скважин в течение трех лет и реализации обширных
2D- и 3D-сейсмической программ. Black Gold – американская разведочная компания, сфокусировавшая
внимание на индонезийском регионе. Niko приобретет
активы в 11 блоках, расположенных недалеко от о-вов
Сулавеси, Малуку и Западный Папуа, общей площадью
более 22 008 миль2. Для завершения сделки необходимо
получить одобрение правительства Индонезии.
Chesapeake, Total:
создание совместной компании
Chesapeake Energy Corporation объявила о подписании договора (оцениваемого в 2,25 млрд долл.) с
целью создания совместного предприятия с Total E&P
USA Inc., полностью дочерней компанией Total SA.
По условиям договора Total получит 25 % активов
Барнетт Шейл, принадлежащих Chesapeake. Total
4
E&P USA Inc. выплатит 800 млн долл. наличными
при закрытии и дополнительно будет выплачивать
1,45 млрд долл. путем финансирования 60 % операций
Chesapeake по бурению и заканчиванию скважин
(до тех пор, пока 1,45 млрд долл. не будет выплачен
полностью). По расчетам Chesapeake, полное завершение сделки произойдет к концу 2012 г. Активы совместного предприятия Chesapeake-Total включают
около 270 000 акров арендуемых участков Кор и Тир 1
в регионе Барнетт, с добычей примерно 700 млн
фут3/сут газа. Всего доказанные запасы разведанных
участков региона оцениваются в 3 трлн фут3. Дуэт
также ведет переговоры о заключении партнерских
отношений, с целью разработки Игл Форд Шейл в
Южном Техасе. Chesapeake планирует продолжить
приобретение участков Барнетт Шейл. Компания Total также планирует приобрести (до конца 2015 г.) 25 %
активов новых территорий в рамках устава нового
совместного предприятия.
ExxonMobil, Transocean:
приобретение буровой установки
Как сообщило агентство Reuters, корпорация
Exxon mobil проводит переговоры с Transocean о
строительстве буровой установки, способной работать в экстремальных условиях арктики стоимостью
1 млрд долл. Ссылаясь на неизвестный источник,
Reuters сообщило, что ExxonMobil планирует размещать установки на шельфе гренландии, исландии или
аляски. Ставка суточной аренды такой буровой установки достигнет рекордного показателя примерно
650 000 долл/сут. Bob long, руководитель transocean,
заявил в сентябре 2009 г., Что его компания планировала подписать контракт на строительство этой
буровой установки еще в конце 2009 г. В настоящее
время крупные нефтяные компании делает ставку
на глубоководное бурение и разработку запасов
углеводородов арктики. Exxon уже давно проявляет
интерес к арктическим регионам, в частности, морю
Бофорта, где располагает несколькими участками.
В настоящее время компания находится на различных этапах планирования и оценки морских областей Западной Гренландии, восточной части Канады
и о-ва Ньюфаундленд.
Sonatrach: инцидент в компании
Mohamed Meziane, который с 2003 г. был генеральным директором компании Sonatrach, был отстранен от
своей должности и помещен под судебный контроль
после обнаружения нарушений в условиях контракта
государственной энергетической компанией Алжира.
Г-ну Meziane запрещено покидать Алжир, до завершения расследования. Временным руководителем Sonatrach был назван Abdelhafid Feghouli, вицепрезидент нефтегазового подразделения компании.
Судебный контроль был также установлен над Chawki
Rahal, вице-президентом по маркетингу. Boumediene
Belkacem, вице-президент отделения разработок и Benamar Zenasni, вице-президент отделения трубопроводного транспорта, были взяты под стражу и заключены
в тюрьму. По сообщениям законодательных органов,
всего под следствием оказались 10 руководящих лиц
№5• май 2010
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
компании Sonatrach, которым предъявлено обвинение
в коррупции. Sonatrach – крупнейшая нефтегазовая
компания Алжира и 11-й крупнейший в мире нефтяной консорциум, в мире, в котором работает 120 000
сотрудников. Компания производит примерно 30 %,
валового национального продукта Алжира.
Petrohawk Energy: увеличение запасов
Petrohawk Energy Corporation объявила, что ее
доказанные запасы нефти и газа в конце 2009 г. составили 2,75 трлн фут3, что представляет собой увеличение на более чем 1,5 трлн фут3 по сравнению с
данными на конец 2008 г. Примерно 1,96 трлн фут3
доказанных запасов были добавлены благодаря бурению в 2009 г., из них 1,5 трлн фут3 приходится
на регион Хейнесвилл Шейл, где было пробурено
176 скважин, 294 млрд фут3 приходится на регион
Игл Форд Шейл, где было пробурено 26 скважин,
178 трлн фут3 приходится на регион Фейетвилл
Шейл, где было пробурено 362 скважины и 18 трлн
фут3 приходится на другие участки, где пробурено
62 скважины. Доказанные запасы составляют 33 %
доказанных разрабатываемых запасов; в 2008 г. этот
показатель составлял 56 %.
Нигерия: лицензионный раунд
по наземным и морским участкам
Нигерия планирует провести очередной лицензионный раунд по морским и наземным участкам. Emmanuel Egbogah, советник по энергетике Президента
Нигерии Umaru Yar’Adua, сказал в своем интервью
Financial Times, на лицензионном раунде будут предложены участки, содержащие совокупные запасы
2 млрд брл (в нефтяном эквиваленте). Подробная информация о числе и местоположении участков еще
не представлена. Shell стала первой компанией, изложившей свои намерения, заявив, что планирует продать свои наземные активы в стране за 5 млрд долл.
На сегодняшний день компания продала 30 % активов
по лицензиям 4, 38 и 41 в консорциумах с нигерийскими и международными компаниями. Совокупная
площадь участков, расположенных в западной части
Дельты Нигер, составляет 1023 миль2.
BP: СНИЖЕНИЕ СТАВКИ
ПО МЕСТОРОЖДЕНИЮ ЮБИЛИ
Компания BP решила выйти из торгов по активам
компании Kosmos Energy, включающим морское месторождение Юбили (Гана). Источники сообщают,
что переговоры между BP и национальной нефтегазовой корпорацией Ганы (Ghana National Petroleum
Corporation – GNPC) относительно создания совместного предприятия не состоялись. Отказ ВР от
переговоров дает возможность продолжить их компании ExxonMobil, которая планирует приобрести активы Kosmos за 4 млрд долл. Месторождение Юбили,
содержащее 1,8 млрд брл потенциальных ресурсов
привлекает к себе внимание и китайских компаний.
Гана в перспективе планирует стать одним из ведущих экспортеров Африки. Эта западноафриканская
страна планирует к 2014 г. добывать 500 000 брл/сут
нефти. Компания Kosmos со штаб-квартирой в Дал№5 • май 2010
ласе при поддержке Blackstone Group и Warburg Pincus, заявила, что согласна продать ExxonMobil свои
активы в Гане, в том числе 23,49 % акций месторождения Юбили. Государственная корпорация GNPC
пригрозила приостановить, предъявляя тем самым
свои права и заявив, что может купить активы сама,
а затем заключить партнерские соглашения.
Tullow: риск прекращения операций
По сообщениям прессы, Государственный комитет
по охране дикой природы Уганды обвиняет рабочих,
сотрудничающих по контракту с компанией Tullow
Oil, в убийстве исчезающих видов животных и добивается выселения лагерей, расположенных недалеко
от заповедника Kabwoya Wildlife Reserve. Более половины площади участка, управляемого Tullow, находится в заповеднике. Как сообщил спикер комитета, по
подозрению в убийстве животных было арестовано
шесть рабочих, которые находятся под следствием в
тюрьме Hoima и предстанут перед судом.
проект Mariscal Sucre: претендентов нет
После того, как в середине января 2010 г. правительство Венесуэлы предложило компаниям принять
участие в разработке месторождения природного
газа Марискаль Сукре, запасы которого оцениваются в 14,7 трлн фут3, не поступило ни одной заявки.
По сообщениям Reuters ранее Каракас обнародовал
условия разработки проекта. В 2009 г. государственная компания PDVSA предложила группе компаний
из Японии, Норвегии, России и Италии рассмотреть
вопрос о принятии участия в проекте. Испанская
компания Repsol также проявила интерес к проекту,
но в настоящее время предложения от этой компании также не поступило.
Шельф Израиля: открыты запасы газа
Канадская компания АО Bontan Corporation объявила об открытии обширных ресурсов природного газа
на шельфе Израиля. В недавнем аналитическом докладе указывается на запасы примерно в 5,71 трлн фут3,
расположенные на участках Мира и Сара. Участки
прилегают к регионам Тамар и Далит, которые, как
полагают, содержат более 8,3 трлн фут3, достаточное
количество, чтобы удовлетворить потребности Израиля и отправлять газ на экспорт. Следующим шагом станет завершение обработки и интерпретации
геофизических 3D-данных. Это позволит определить
точки бурения обоих участков и обратиться к правительству Израиля за разрешением на начало реализации программы разведочного бурения. Добычу на
месторождениях планируется начать в 2012 г. Компания Bontan имеет долю активов 71,625 % на обоих
участках, посредством 75 %-ного долевого участия в
Israel Petroleum Company, которая приобрела 95,5 %
активов лицензии на бурение, а также разведки прилегающих районов при условии одобрения израильским правительством.
Range Resources: продажа активов
Range Resources Corp. объявила о продаже активов месторождения труднодоступного газа в Огайо
5
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
на сумму 330 млн долл. компаниям EnerVest Ltd. и EV
Energy Partners. Активы включают площади в 418 тыс.
акров, трубопроводы протяженностью 1600 миль и
3300 скважин с добычей примерно 25 млн фут3/сут. В
настоящее время добыча на месторождении составляет 70 % природного газа и 30 % нефти. По сообще-
ниям источников Техаса, в четвертом квартале 2009 г.
добыча достигла рекордных объемов. Ежедневная
добыча увеличилась на 13 % до 457 млн фут3/сут.
Компания также объявила, что в четвертом квартале
2009 г. реализация газа осуществлялась в среднем по
цене 6,59 долл/тыс. фут3.
КОММЕНТАРИЙ РЕДАКТОРА
D. M. Cohen, главный редактор WO
РАВНОДУШИЕ ОПЕРАТОРОВ США
К ПОЛИТИЧЕСКОЙ РИТОРИКЕ
Зовите меня сумасшедшим, но мне кажется, что
сейчас в США не такое уж плохое время для разведки
и добычи нефти и газа. Я знаю многих отраслевых
консультантов, которые будут возражать, говоря,
что текущая политическая обстановка негативна для
E&P-компаний, ищущих выход. Но вот в чем дело:
я не вижу дверь. Несмотря на все политические
факторы и пессимизм США, ошибка администрации Обамы в вопросе разрешения бурения на континентальном шельфе заключается в равнодушии
к общей враждебности по отношению к нефтяной
промышленности, государственным и федеральным
усилиям, направленным на ужесточение регулирования гидроразрыва пласта и повышение налоговых
ставок.
Конечно, основная шумиха разгорелась вокруг
сланцевого газа. Доказательством служат контракты
ExxonMobil по покупке в четвертом квартале 2009 г.
американских газовых компаний, занимающихся
разработкой нетрадиционных запасов. Договор о
приобретении активов, оцениваемый в 41 млрд долл.
стал крупнейшей сделкой с момента объединения в
2000 г. Chevron и Texaco. Эта сумма составляет две
трети суммы заключенных в 2009 г. контрактов. Эта
сделка стала неожиданностью даже для Wall Street.
Инвесторы считали, что ExxonMobil фокусирует внимание на крупных международных проектах и разработке традиционных ресурсов в США. Приобретение XTO сделало ExxonMobil ведущим владельцем
сланцевых месторождений США, труднодоступного
газа и метана из угольных пластов, таких как Баккен
Шейл.
В конце 2009 г. на рынок США вышла французская
компания Total, вложив 2,3 млрд долл. в совместное
соглашение, в котором Total получила 25 % активов
Барнетт Шейл (Техас), принадлежащих Chesapeake
Energy. Норвежская компания StatoilHydro (в настоящее время только Statoil) ведет операции в регионе
с 2008 г., когда был заключен стратегический альянс
с Chesapeake о приобретении 32,5 % активов, включающих площади в 1,8 млн акров в Маркеллус Шейл.
В соответствии с последними данными Министерства энергетики США (Department of Energy – DOE),
ускорение активности на сланцевых месторождениях очень важно для США, что сделает регион крупнейшим по добыче газа, опередив Россию.
Следует учесть растущий интерес к ресурсам
США международных компаний, который не огра6
ничивается нетрадиционными запасами. Компания
Statoil была очень активна в приобретении лицензий
на участки в Мексиканском заливе на протяжении
последних нескольких лет, и является одним из крупнейших владельцев глубоководных участков, располагая более чем 400 лицензиями. В октябре 2009 г.,
компания согласилась продать часть своей доли по
четырем лицензиям Китайской национальная корпорации (China National Offshore Oil Corporation –
CNOOC).
Одна из последних сделок в Мексиканском заливе
была заключена датским судоходным и нефтяным
конгломератом A. P. Moller-Maersk, который в декабре 2009 г. договорился с Devon Energy о приобретении активов трех нижнетретичных проектов. Сделка
оценивается в 1,3 млрд долл. Сделка стала первым
шагом запланированной Devon реструктуризации отделений по Мексиканскому заливу и фокусирование
внимания на разработке (догадались?) американских
газоносных сланцев.
Заглядывая вперед, перспективы США по крайней мере, оптимистичны. По данным ежегодного обзора Barclays Capital развития E&P-компаний, нефтегазовые компании планируют увеличить в 2010 г.
свои расходы в США на 12 %. В том же время прогноз
бурения на нефть 2010 г. говорит об увеличении в
США числа скважин на 14 % и более. Государственные агентства, которые предоставили данные для
нашего исследования, основывают свои прогнозы
на 2010 г. о числе разрешений на бурение. По их мнению, в 2010 г. будут разработаны более масштабные
планы бурения.
Между тем, опрос 164 ведущих и независимых нефтяных и газовых компаний США показал еще более
оптимистичные результаты. Компаний заявили, что
планируют повысить активность бурения в 2010 г. более чем на 40 %. Конечно, эти показатели могут быть
завышены, но они отражают уверенность компаний
в необходимости повышения активности в США.
Все E&P-инвестиции и планирование трудно сопоставить с утверждениями, некоторые из которых
были опубликованы и озвучены на заседании Конгресса. Доступ к основным запасам нефти и газа не
означает получение прибыли. Возможно, операторы
недооценивают возможность ограничения торговли и роста налогов, либо вообще не задумываются о
влиянии этих факторов. Учитывая суммы, которые
они планируют инвестировать в разработку месторождений США, делаю ставку на операторов. Это
не означает, что не существует серьезных политических проблем, стоящих перед нефтегазовой отраслью США. Приведу пример, Президент Обама был
№5• май 2010
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
неправ, когда сказал, что «государство не может себе
позволить сокращение налога для нефтяных компаний», как будто речь шла об отмене на 100 лет затрат
на бурение (включая заработную плату, топливо, ремонт, буровой раствор, химикаты, цемент).
Но все должно быть рассмотрено в контексте;
в этом случае контекст включает налоги и природоохранные нормативы. В связи с этим, США считается
одним из самых лучших регионов для разработки
нефтяных и газовых ресурсов, в основном благодаря
своей политической стабильности и относительной
открытости сектора нефти и газа для компании всех
мастей. И, как отмечает наш редактор в Вашингтоне,
Roger Bezdek, политический процесс в США является
способом смягчения наиболее яростных выступле-
ний политиков, настроенных против развития нефтяной отрасли и выступающих за строгий контроль
отраслевых операций.
Нефтяная отрасль США выступает против антинефтяных законодательств, но будет обидно, если мы
отпугнем будущие инвестиции в развитие нефтегазовой отрасли США.
Связаться с управляющим редактором D. Cohen (Д. Кохеном) можно по адресу: David.Cohen @ worldoil.com.
НОВОСТИ БУРЕНИЯ
J. Redden, редактор-консультант WO
Хорошо бы ПОЛИТИКАМ
НЕМНОГО отдохнуть
Наступило время для перемен. Совсем недавно
мы обнаружили, что министр внутренних дел США
Ken Salazar, опекун всех контролируемых федеральных земель, упрекал отрасль за неверный, по его
мнению, подход к бурению участков США. Хотя г-н
Salazar не вдавался в детали, операторы опасаются
более жестких экологических проверок и попытки запретить бурение на более чем 260 млн акров
земель, находящихся в ведении Американского
Бюро управлению земельными ресурсами (Bureau of
Land Management – BLM). Значительная часть этих
260 млн акров находится в богатом газом регионе
Скалистых гор.
Г-н Salazar нападал на отраслевые компании,
утверждая, что слишком долго они пользуются федеральными землями, как своей личной собственностью. Он представил операторам длинный перечень
нарушений, упрекая их, что «они приходят и делают,
что хотят» вразрез с мнением общественности, нарушая гармонию и пейзаж и создавая ряд неопределенностей для инвесторов и промышленности. Честно говоря, его высказывания, касающиеся того, что
буровые операции создают неопределенности для
инвесторов и промышленности покоробили меня.
Естественно, его речь представляла собой резкий упрек в адрес Американского института нефти
(American Petroleum Institute – API) и других организаций отрасли. API, например, отметила в его комментариях тревожные тенденции, которые могут
затормозить внутренние поставки энергии. Независимая нефтегазовая ассоциация (The Independent
Petroleum Association) «горных» штатов присоединилась к мнению отраслевых компаний, выразив
разочарование речью министра. Представители
ассоциации отметили установление господства системы бюрократического управления и контроля, в
которой работают не ученые и специалисты, имеющие опыт работы в нефтегазовой отрасли и газа, а
№5 • май 2010
чиновники, способные только диктовать, как надо
развивать энергетику. Я полностью согласен с этим.
Конечно, нефтяной и газовой отрасли необходимо
уравновешивать буровые работы с техническими и
санитарными требованиями и местными условиями.
В целом, репутация отрасли незапятнанна. С другой
стороны, в том случае, если нарушения имеют место,
они должны рассматриваться быстро и жестко.
Остается только удивляться, что осуждения отрасли неустанно высказываются на протяжении
многих лет и всеми средствами. Верить им или нет?
Есть страны, где перспективы столь же многообещающи, или, возможно, даже более, и операторы могут
бурить при реальной поддержке правительства. Неофициальный опрос подтвердил наличие регионов,
где поощряют операторов на разработку нефтяных и
газовых месторождений. К ним относятся и наиболее
экологически сознательные нации.
Возьмем, например, Манитобу. Официальный
сайт канадской провинции может похвастаться тем,
что она сочетает в себе все лучшие элементы – солнце на протяжении четырех сезонов и нетронутую
природу. Тем не менее, в этой провинции проводится политика поощрения инвестиций в разведку
и развитие нефтяной отрасли. В провинции недавно
продлена на пять лет принятая ранее программа стимулирования. В 2009 г. Аргентина, которая гордится
своими великолепными пейзажами, объявила о радикальных программах развития нефтегазовой отрасли
и разработке системы налоговых скидок PetroleumPlus, которая обеспечит преимущества компаниям,
ведущим поиск, разработку и добычу нефти.
Пожалуй, ни один регион на земле не заботится
о своих природных ресурсах и окружающей среде
больше, чем Западная Австралия, которая, тем не менее, заявила в апреле 2009 г., что будет предлагать государственное финансирование инновационного бурения для исследования области Западной Австралии,
чтобы обеспечить будущее процветание ресурсов.
Ближайший сосед Австралии, Новая Зеландия, широко известна как рай для туризма, рыбной ловли и
сельского хозяйства. Тем не менее, в стране не только
7
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
разрабатываются инициативы, привлекательные для
бурильщиков, и налоговые льготы, но даже целевые
программы в 20 млн долл. для финансирования всеобъемлющих сейсмических исследований и обеспечение этими данными операторов бесплатно.
Это всего лишь несколько стран, которые придерживаются бескомпромиссных решений в отношении
защиты окружающей среды, но, в то же время, принимают активное участие в содействие нефтяной и
газовой промышленности.
Что особенно удивляет в комментариях г-на Salazar – так это претензии. Эти претензии высказываются в отношении всего – падения цен на нефть,
сложностей разработки шельфового газа и, соответственно, сокращения числа операторов, желающих
осуществлять операции на шельфе, и многого другого. Ставился также вопрос о том, что стало причиной холодной зимы и выпадения снега не только в
Хьюстоне, но и в тропической Флориде. Также всех
беспокоит проблема резкого роста безработицы по
всей стране. И давайте не будем забывать, что ны-
нешняя администрация лишь продолжает содействие
экологически чистой энергии.
В период чрезвычайно суровой зимы, низких цен
на сырье и высокого уровня безработицы политики должны поощрять, а не препятствовать чистому
сжиганию природного газа. Может быть, они должны брать пример с их северного соседа? Признавая,
что экономический спад оказывает влияние на операторов и местных жителей, в провинции Альберта,
которой характерны леденящие зимы, в 2009 г. были
разработаны новые стимулы для бурения с целью обеспечения газа для отопления, а заодно и рабочих мест.
Кто-нибудь в Вашингтоне, принял это на заметку?
J. Redden (Дж. Редден), редактор-консультант и
журналист, выпускник Marshall University, меет
опыт более 37-летний опыт работы в отрасли в
качестве журналиста.
Связаться с редактором WO Дж. Редденом можно по
адресу: jimredden@sbcglobal.net.
НОВОСТИ ДОБЫЧИ
P. Kulkarni, редактор-консультант WO
БОЛЬШЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ, БОЛЬШЕ НЕФТИ
Электрическая стимуляция используется для лечения болей или предотвращения облысения. А как
насчет увеличения добычи нефти и снижения обводненности? Многие спросят, не шутка ли это? Тем не
менее, серьезные проблемы, которые возникают и в
России, и в США, и в Канаде, связанные с повышением отдачи пластов и снижением вязкости продукта,
решаются посредством электрической стимуляции.
В 2008–2009 гг., лабораторные и полевые испытания
дали успешные результаты.
Большинство методов повышения нефтеотдачи
пластов (enhanced oil recovery – EOR) основано на
гидравлическом подходе, при использовании которого добыча повышается в среднем на 15–20 %. Кроме
того, исследователи провели эксперименты, чтобы
проверить различные энергетические поля (тепловые, ультразвуковые, магнитные, высокочастотные
и электромагнитные) в зависимости от изменения
свойств нефти в пласте или остаточной воды.
Стимуляция с использованием электроосмоса. В
2008 г., Е. А. Ивлиев из Государственного морского технического университета г. Санкт-Петербург,
Россия, опубликовал метод повышения эффективности отдачи нефтяных скважин при помощи электроосмоса. В 1993 г. К. П. Тихомолова уже публиковала материалы по этому вопросу. Электроосмос
стимулирует протоны «перетаскивать» молекулы
воды от анода к катоду. По словам Ивлиева, можно
создать электроосмотический поток более эффективно путем создания в нижней части биполярного
электрода.
Ивлиев протестировал этот метод на лабораторной установке с током 100 мА (между электродами).
8
Он сообщил, что в течение 1,5 мин после начала электроосмотического воздействия начала появляться
нефть. Через 35 минут, поступление энергии было
прекращено, и в процессе фильтрация жидкости
уменьшилась примерно в 10 раз; добыча нефти полностью прекратилась. Существует, конечно, разница
между лабораторным моделированием и практическими результатами. Однако доклада о проведении
в России полевых испытаний электроосмотического
метода сделано не было.
Использование постоянного тока. В США исследования электроосмоса и связанных с ними процессов,
проводились в опытной лаборатории Университета
Южной Калифорнии G. V. Chilingar и его учениками
начиная с 1960-х годов. Ведущий геолог-нефтяник
G. V. Chilingar занимался разработкой геологических
методов открытия крупных месторождений в Иране,
Саудовской Аравии и на шельфе Таиланда.
Недавно компанией General Electric были предприняты усилия по коммерциализации применения
постоянного тока для повышения нефтеотдачи пластов тяжелой нефти. В настоящее время программа
возглавляется Electro-Petroleum Inc. (EPI). Директор
по технологиям J. K. Wittle, является автором ряда
работ SPE по этой теме и одним из соавторов Chilingar. Г-н Wittle внес значительный вклад в эту область.
EPI разработал собственный метод электрического
повышения нефтеотдачи (electrically enhanced oil
recovery – EEOR), в котором прямой ток проходит
между катодами в пласте и анодами на поверхности
или на глубине (см. рис.).
Метод EPI включает пять механизмов, стимулирующих процесс.
• Электрокинетика. При помощи разогрева поднимается температура в пласте и снижается вязкость
продукта.
№5• май 2010
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
Добыча низковязкой
нефти
Подача
энергии
Подача
электричества
через катод
Электрокинетический
механизм
Наземный
анод
Холодный
крекинг
EPI-процесс стимуляции
• Электромиграция. Обеспечивает миграцию заряженных частиц от анода к катоду.
• Электрофорез. Очищает поры и улучшает проницаемость.
• Электроосмос. Обезвоживает глины и увеличивает проницаемость пласта.
• Электрохимическое расширение. Способствует
холодному крекингу тяжелой нефти, в результате получения простых углеводородов с низкой вязкостью.
Применение EEOR. EPI демонстрировала метод
EEOR в басс. Санта Мария, Калифорния на протяжении шести лет. Метод применялся в пласте толщиной
100 фут (1 фут = 0,3048 м) рыхлого песка на глубине
2800 фут. Процесс EPI был повторен после неудачного
заводнения и циклических инъекций пара. Добыча
составляла 5 брл/сут нефти 8,1 °API с заводненностью
45 %. После применения метода добыча значительно
повысилась и заводненность уменьшилась на 12 %.
В октябре 2009 г., EPI сообщила о результатах экспериментальных испытаний на месторождении Делоро
Уикл в Саскачеване. EPI модернизировала существующие горизонтальные скважины и смогла улучшить показатель API и уменьшить вязкость нефти примерно
на 50 %. EPI-процесс имеет свои преимущества, такие
как: отсутствие ограничений глубины, не требуется
водоснабжения и рабочей жидкости, и меньше выбросов углекислого газа. Метод EEOR, безусловно,
является инновационной технологией, которая будет
совершенствоваться и в дальнейшем.
Перевел Д. Баранаев
P. Kulkarni (П. Кулкарни), редактор в области технологий. Г-н Кулкарни имеет степень бакалавра по электротехнике от Университета штата Юта, и степень
магистра в области журналистики от Университета
штата Айова и магистра от Университета Хьюстона,
он имеет более чем 25-летний опыт написания статей
по нефтегазовой тематике.
Связаться с г-ном Кулкарни можно по адресу: pramodk@aol.com.
НОВОСТИ РАЗВЕДКИ
C. Liner, проф., Хьюстонский университет
Анализ амплитуд сейсмических
отражений
При интерпретации сейсмических данных негласно подразумевается, что все амплитудные эффекты,
связанные с процессом прохождения волновой энергии через толщу осадочных отложений, компенсируются на этапе обработки и миграции данных, что
обеспечивает, в конечном итоге, пропорциональность максимальных амплитуд отраженного сигнала
и величин коэффициентов отражения. При анализе
мигрированных суммарных разрезов, коэффициент отражения R0, получаемый в предположении о
нормальном падении волны на границу, является отправной точкой в процессе интерпретации данных
сейсмических амплитуд. При этом первостепенное
значение на этапе интерпретации данных после суммирования имеет предположение о том, что наблюдаемые вариации пиковых амплитуд пропорциональны
изменениям R0 в подстилающей толще отложений. Но
насколько точно это предположение соответствует
действительности?
При проведении сейсморазведочных работ исходные данные получают для диапазона выносов и
относят к трассе с нулевым удалением, используя процедуру суммирования по ОСТ (common-midpoint –
№5 • май 2010
CMP). Если рассматривать изолированную, изотропную, упругую границу раздела в среде, то зависимость
амплитуды отражения от угла падения сейсмической
волны может быть аппроксимирована простой функцией. Используемые в настоящее время при проведении морских сейсмических съемок системы наблюдения, обеспечивают углы падения волны на глубинах
возможного залегания границ пластов-коллекторов в
диапазоне 0–30°. Результаты анализа данных, типичных для Мексиканского залива отложений газоносных песков, показывают, что около 50 %, полученных
после процедуры суммирования значений амплитуд,
могут быть соотнесены со значением R0, остальные
же – обусловлены влиянием каких-либо других факторов. Таким образом, предположение о том, что стандартным образом суммированные амплитуды пропорциональны R0, в рассматриваемом нами случае, несет в
себе значительную погрешность. В действительности,
газоносные пески характеризуются особенно ярко
выраженными свойствами, но, даже принимая это
обстоятельство во внимание, данный результат может
рассматриваться как поучительный пример.
Продолжим обсуждение проблемы интерпретации
данных после применения процедуры суммирования
и, с учетом всех сделанных оговорок, касающихся
анализа сейсмических амплитуд, попытаемся ответить на следующий вопрос, какие изменения свойств
9
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
коллектора могут наилучшим образом объяснить наблюдаемые в пределах отдельных горизонтов вариации сейсмических амплитуд, если рассматривается
случай сейсмических 3D-съемок? Одним из возможных подходов к решению данной проблемы является
использование физической модели, описывающей
коллектор как пористую, флюидонасыщенную среду.
Прежде всего, следует обратить внимание на параметры, характеризующие вмещающую среду, флюиды и
строение разреза, получаемые по данным каротажных
исследований и лабораторных измерений. В рамках
данного подхода необходимо также предусмотреть
включение в модель одного или нескольких свободных
параметров – для локализации модели и привязки ее
к конкретному изучаемому коллектору. Каротажные
данные и данные определений скоростей Р-волн, выполненных на образцах керна, взаимоувязываются,
используя процедуру апскейлинга, и используются
при калибровке модели. В дальнейшем, при калибровке модели, зачастую используют зависимость между
скоростью сейсмических волн, полученную по каротажным (или измерениям на образцах) данным и пористостью. Используя полученные данные, строится
регрессионная зависимость, и определяются свободные модельные параметры. Затем строится прогнозная модель, на основе которой могут быть рассчитаны
такие характеристики как скорость, плотность, акустический импеданс и коэффициенты отражения в
зависимости от изменений скелета породы, свойств
флюидов и параметров вмещающей среды. Наряду
с предположением о пропорциональности величин
сейсмических амплитуд и коэффициентов отражения,
построенная модель является ядром системы количественной интерпретации сейсмических данных.
Обычно при изучении взаимосвязи между изменениями сейсмических амплитуд и свойствами пород
используется (разработанная F. Gassmann в 50-х годах прошлого столетия) модель, которая достаточно
хорошо подходит для рассматриваемого нами случая
пород-коллекторов представленных песчаниками. Прогнозная модель используется для объяснения различного типа изменений амплитуд отражений для анализируемых сейсмических данных. Эти изменения могут
включать различного рода латеральные вариации, выявляемые в пределах отдельных горизонтов по данным
сейсмических 3 D-съемок, AVO-эффекта или даже динамические изменения, фиксируемые при проведении
повторных 3D-съемок в процессе разработки (или закачки вытесняющих флюидов) пласта-коллектора. Все
эти взаимосвязи составляют основу для интерпретации
сейсмических амплитуд, анализа сейсмических атрибутов и прогноза свойств коллектора.
Возможна ли интерпретация сейсмических данных
без использования калиброванной модели среды? Да,
это возможно. Можно получить полное представление
о строении исследуемого участка, а также картировать отдельные стратиграфические единицы на основе данных о геометрии отражателей, а также изучения
распределения амплитуд отражений. Однако использование модели среды становится крайне важным на
этапе интерпретации, связанном с прогнозированием
свойств коллектора.
10
В качестве примера рассмотрим толщу песчаников гленн в пределах месторождения Гленн-Пул в шт.
Оклахома. Это гигантское нефтяное месторождение
расположено на небольшой глубине и было открыто в
1905 г. Используя модель, разработанную F. Gassmann,
а также данные современных каротажных исследований с использованием цифровой аппаратуры, можно построить прогнозную модель среды. Описания
деталей, связанных с решением этой задачи, могут
увести нас в сторону, но выводы формулируются в
достаточно сжатой форме и представляются нам интересными.
Если бы в настоящее время были проведены сейсмические 3D-съемки на площади месторождения
Гленн-Пул (кстати, одна съемка была выполнена в
2008 г.), и нам удалось бы закартировать эффекты в
сейсмических данных, связанные с толщей песчаников гленн, то мы обнаружили бы площадные изменения сейсмических амплитуд. Возникает вопрос, как
объяснить эти изменения с точки зрения свойств коллектора? Рассмотрим поведение эталонного значения
R0, полученного с использованием имеющихся данных
об осредненных значениях свойств пород, содержащих солевые флюиды, для песчаников гленн.
Присутствие газа в отложениях оказывает весьма
сильный эффект (рост значения R0 может составить
220 % относительно эталонного значения), но для данного месторождения отсутствуют данные, свидетельствующие о существование газовой шапки или даже
сколько-нибудь значительной величины газового
фактора. Значения пористости пород варьируются в
диапазоне 15–30 %, при среднем значении 24 %. Влияние этого параметра на R0 является весьма впечатляющим. При величине пористости 15 % изменение
величины R0 составляет 100 %, а при пористости 30 % –
получаем 60 %-ный рост значения R0. Поэтому мы
будем придерживаться данного объяснения. Можно
также оценить эффект, связанный с присутствием
глинистой фракции в пределах данной формации,
что заметно отражается также и на проницаемости:
так 20 %-ная примесь глинистых частиц приводит к
увеличению R0 приблизительно на 6 %. Поскольку
известно, что содержание глин в пределах исследуемой толщи варьируется, этот фактор также можно
отнести к числу значимых в рассматриваемом нами
случае. И, в заключении, на данном месторождении,
даже после применения третичных методов добычи,
остаточная нефтенасыщенность все еще превышает
70 %. При падении величины нефтенасыщения со 100
до 70 %, величина R0 уменьшается приблизительно
на 3,5 % – эффект, конечно, небольшой, но потенциально обнаруживаемый и визуализируемый при
картировании.
Подведем итоги. Наиболее вероятными свойствами
пород-коллекторов – песчаников гленн, которые могут быть спрогнозированы по данным анализа амплитуд сейсмических отражений, являются пористость,
содержание глин и нефтенасыщенность – именно
в такой вышеперечисленной последовательности. С
учетом этих оценок весьма вероятно, что полученный
с использованием амплитудных данных сейсмический
атрибут будет хорошо коррелироваться с комплекс№5• май 2010
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
ной моделью коллектора, построенной на основе
обобщения данных об этих свойствах.
Результаты, полученные в описанном нами примере естественно, не могут быть применимы ко всему
существующему многообразию пород-коллекторов.
Песчаники гленн, имеющие пенсильванский возраст
и распространенные в центральной части континентальной области, отличаются высокой твердостью и
для них характерны высокие скорости распространения сейсмических волн. Для такой «жесткой» формации, которой является толща песчаников гленн,
изменения объема и свойств поровых флюидов не
оказывает столь значительного влияния на значения
акустического импеданса, как это имеет место в случае осадочных бассейнов, выполненных мягкими по-
родами, например распространенными в пределах
Мексиканского залива. Но, однако же, целью наших
заметок является лишь иллюстрация возможности
установления взаимосвязи свойств пород-коллекторов
с сейсмическими параметрами для данных сейсмических 3 D-съемок после процедуры суммирования.
C. L. Liner (К. Линер), профессор Хьюстонского
университета, занимается проблемами нефтяной
сейсморазведки и секвестрации CO2. Он является первым редактором журнала «Geophysics»,
автором вышедшего в 2004 г. учебника «Основы
3D-сейсморазведки», член SEG, AAPG,AGU и Европейской академии наук. Более полную версию
материала данной рубрики можно найти на сайте:
http://seismosblog.blogspot.com. Связаться с г-ном
Линером можно по адресу: cliner@uh.edu.
НЕФТЬ И ГАЗ В СТОЛИЦАХ
J. Moore, редактор WO
О чем приходится говорить экспертам,
когда обсуждаются проблемы сектора
В настоящее время в филиппинской нефтегазовой
отрасли происходит оживление в секторе E&P (разведка и добыча). В прошлых публикациях я уже упоминал
о буровых работах, проводимых здесь компанией Nido
Petroleum, а в последнее время, Exxon Mobil. Какие же
наиболее важные известия мы имеем с Филиппин? Я
взял интервью у некоторых хорошо осведомленных
людей и вот, что они мне рассказали.
Причины отсутствия интереса в прошлом. Почему объем буровых работ, проводившихся на территории Филиппин в прошлом, был таким незначительным? Говорит Jocot de Dios, бывший заместитель
министра в Министерстве энергетики Филиппин, а
в настоящее время один из управляющих компании
Nido Petroleum: «Я находил объяснение низкой активности в области буровых работ всякий раз, когда
совершал поездки по стране». Во-первых, «Филиппины – это развивающаяся страна, а затраты на
проведение разведочных работ здесь достаточно
велики, особенно, при проведении их в пределах
глубоководных участков морского дна, а таких на
Филиппинах достаточно много. Например, Сиамский
(Таиландский) залив гораздо более мелководный, по
сравнению с Палаванским бассейном, и обладает
значительными запасами газа, что упрощает работу
разведочных компаний.
Во-вторых, такие страны как Малайзия, Индонезия, Таиланд и Вьетнам – все они имеют систему
государственных предприятий, идущих активно на
расходование денежных средств и вкладывающие
значительные средства в ведение буровых работ.
Филиппинская государственная нефтяная компания
(PNOC), наряду с тем, что она участвовала в проведении разведочных работ и добычи, возглавляла
одновременно важные исследования в других направлениях, таких как геотермальная энергетика.
Филиппины являются вторым в мире производи№5 • май 2010
телем геотермальной энергии, а в секторе переработки и сбыта PNOC до недавнего времени была
главным партнером такого крупного игрока, как
компания Petron. По существу, разведочным работам приходилось конкурировать с другими видами
деятельности, осуществляемыми компанией.
В-третьих, в течение многих лет отечественное законодательство было сориентировано в первую очередь на нужды горнодобывающей промышленности,
и лишь по умолчанию – на буровые работы. Когда,
в 1995 г., Закон о разработке полезных ископаемых,
в разделе касающемся деятельности иностранных
компаний, встретил ряд возражений, многие крупные иностранные компании встали перед выбором
продолжать ли осуществлять им здесь в дальнейшем
бурение на нефть, даже если указанные осложнения
и не затрагивали напрямую разработку. В правительстве и в общественном мнении всегда имели место
разногласия в отношении иностранных инвестиций в
отечественную горнодобывающую промышленность,
но ситуация значительно усложнилась, когда в январе 2004 г. Верховный суд объявил, что деятельность
иностранных компаний в этой отрасли является незаконной.
По всей вероятности, предчувствую пагубные последствия таких безрассудных действий. Позднее
Верховный суд в этот же году отменил свое решение.
«Таким образом, после того как данный вопрос был
урегулирован, опасения и сомнения присутствующих
в стране иностранных компаний уменьшились, – говорит г-н Dios. Мы вышли на современный путь развития в этот же год и затем в 2005 г. для того чтобы
привлечь интерес иностранных компаний, работающих в области E&P, и это привело к стремительному
росту активности в этой сфере.
Современное положение дел. В настоящее время Филиппины пожинают плоды той маркетинговой
кампании, что была проведена в 2004–2005 гг. Нельзя
сказать, что сейчас объем буровых работ велик, но
активность в секторе E&P растет. После 2004 г. на
Филиппины пришла масса компаний, занимающихся поисками и разведкой нефти и газа, включая такие
11
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
как Sinopec, Petronas, Pearl, Nido, BHP, Japex и Mirra.
Американский посол на Филиппинах William C . Gaa
говорит, что «в начале 2009 г. правительство Филиппин заключило 28 сервисных контрактов».
В 2001 г. консорциум, возглавляемый Shell, приступил к работам в рамках глубоководного (глубина моря 3000 м) проекта Малампайа. Разведочная
площадь расположена в 80 км к северо-западу от
о-ва Палаван и содержит доказанные запасы газа в
размере 2,7 трлн фут3 и 85 млн брл конденсата. Компания Nido Petroleum ведет буровые работы в пределах
бассейна Палаван и добывает порядка 20 000 брл/сут
нефти на месторождении Галок – эта площадь принадлежала ранее компании Occidental Petroleum –
здесь компанией Nido Petroleum, в 2007 г., были проведен ряд восстановительных работ. По данным выполненных в этом регионе сейсморазведочных работ,
при общей протяженности сейсмопрофилей составляющей тысячи погонных километров, компания оценивает запасы Палаванского нефтегазового бассейна
в 11 млрд брл нефти. Крупным проектом компании
Exxon Mobil является бурение скважины Dabakan-1
на контрактной площади SC-56 в море Сулу. Предполагаемые запасы нефти могут составлять здесь
750 млн брл.
М-р Andrew Fang, работающий в компании Wood
Mackenzie, однако более осторожен в своих оценках.
«До бурения скважины, выполненного Exxon Mobil,
разведочные работы на Филиппинах велись довольно в ограниченном объеме. В 2008 г. наблюдался рост
спроса на лицензионном рынке, когда были утверждены заявки на приобретение 8 лицензионных блоков. Однако, лицензии были приобретены небольшими компаниями, имеющими очень незначительный
опыт работы, или, в ряде случаев, когда он вообще
отсутствовал. То обстоятельство, что глубины моря
почти на всех лицензионных блоках значительны,
требует от компаний, осуществляющих здесь работы,
значительных технических знаний и опыта, а также
сильной финансовой поддержки для проведения
поисково-разведочных работ, а такое случается далеко не всегда».
Однако он также считает, что если Exxon сыграет
по крупному и преуспеет в этом, то это будет значительным событием для Филиппин. «В зависимости от
результатов работ, это может стать первым значительным открытием, сделанным с тех пор, как в 1992 г.
было открыто месторождение Малампайя-Камаго.
В таком случае это неизбежно пробудит интерес других независимых компаний операторов (Independent
Operating Company – IOC) к блокам в водах моря
Сулу».
М-р Dios дополняет: «На Филиппинах было пробурено не так уж много скважин, однако, процент
успешных скважин оказался экстраординарным.
Однако, все эти скважины относятся к небольшим
месторождениям. Вот почему нужно искать такие
компании-тяжеловесы, которые могут и готовы
проводить работы на поиск крупных глубоководных
месторождений. Это как раз то, на что охотится и к
чему стремится такая компания как Exxon. Компания Nido Petroleum также имеет впечатляющий по12
служной список глубоководных объектов исследований».
Условия инвестирования. По мнению м-ра Dios
на Филиппинах действует наиболее благоприятный
во всем регионе налоговый режим, благодаря чему
мы многое можем предложить работающим здесь
иностранным компаниям. С его мнением согласен
также и м-р Fang: «Условия налогообложения для заключаемых в стране сервисных контрактов являются
наиболее привлекательными и не вызывающими затруднений для участвующих сторон, если сравнивать
их с действующими во всем регионе Юго-Восточной
Азии». Правительство целенаправленно выработало
такую форму для привлечения иностранных инвесторов в нефтегазовую отрасль. Из-за того, что число
иностранных компаний работающих на Филиппинах
невелико, не составляет труда приобрести большое
число поисковых участков – на основе прямых переговоров с Министерством энергетики, или же, взятия
в аренду уже выделенных блоков.
Посол США на Филиппинах м-р Gaa отмечает улучшения в процессах ведения бизнеса в стране, например, рост прозрачности и ослабление административного контроля. В качестве примера, можно отметить
создание правительством специального подразделения,
в которое входит группа специалистов, занимающихся
таможенными, иммиграционными и карантинными
проблемами и использовать принцип обслуживания известный как принцип «одного окна» – для того, чтобы
эффективно решать административно-хозяйственные
вопросы с компанией Exxon. Компания Exxon использует эту возможность для того, чтобы направлять потоки рабочей силы и материалов на Филиппины и из
страны, обходя, таким образом, труднопреодолимые
бюрократические препоны.
Что впереди? Предоставим снова слово м-ру Gaa:
«Для того чтобы снизить стоимость энергоносителей,
правительству необходимо уменьшить зависимость
страны от импорта; одна из поставленных целей –
обеспечить к 2010 г. 60%-ное покрытие потребностей
страны в энергоресурсах без привлечения импортных
поставок». Для решения этой задачи предполагается
использовать такие альтернативные виды ресурсов
как солнечная энергия и энергия ветра. Начиная с декабря 2008 г., уровень самообеспеченности страны
энергоресурсами возрос до 58,6 %, по сравнению с
57,7 % в 2007 г. Благодаря политике правительства и
упрощению вопросов связанных с инвестированием
в нефтегазовую отрасль, активность в секторе E&P
в ближайшие несколько лет, вероятно, сохранится,
заставляя Nido Petroleum и Exxon Mobil продолжать
пристально следить за ситуацией.
Перевел Л. Токарь
J. Moore (Дж. Мур), консультант по вопросам стратегии развития в компании Arlington, шт. Виргиния. Он
автор книги «Шпионы для Нимица: Объединенная
военная разведка в Тихоокеанской войне», в которой
описывается прообраз современной разведывательной службы США. Им опубликовано также множество статей, касающихся проблем энергетических
ресурсов, разработки недр и безопасности в Азиатском регионе в таких изданиях как World Refining,
Asia Times, Asia-Inc и Jane’s.
№5• май 2010
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: СПГ
ОБЕСПЕЧЕНИЕ
ПЕРСПЕКТИВНЫХ ПОСТАВОК СПГ
D. Wood, David Wood & Associates;
S. Mokhatab, Contributing Editor, LNG
Удачные проекты СПГ, реализованные в 2009 г., помогут СПГ-сектору преодолеть последствия
экономического кризиса
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
Объемы импорта по месяцам (2007–2009 гг.)
Первые 9 месяцев
2009 г.
Объем, млрд фут3
Как и следовало ожидать, в результате экономического спада,
2009 г. оказался достаточно трудным для сектора природного газа
во всем мире с резким снижением
спроса и избыточными поставками. Год был чрезвычайно напряженным для СПГ-сектора, однако
при этом некоторые основные
события, могли стать причиной
для оптимизма в среднесрочной
перспективе, в частности, в Азии.
В Северной Америке по сравнению с другими регионами мира ситуация в секторах СПГ и природного газа различна благодаря двум
факторам: газоносным сланцам и
независимости цен на газ от цен на
нефть. Эти факторы стали причиной значительного снижения цен
на природный газ в Северной Америке (по сравнению со стоимостью
в других регионах). В 2009 г. соотношение цен в Северной Америке
на сырую нефть и природный газ
существенно изменилось. В то время как соотношение цен на нефть
и газ в США снизилось до менее 10
(с 1996 по 2007 гг.) в первые девять
месяцев 2009 г. этот показатель заметно увеличился и превысил 20 (в
августе и сентябре 2009 г., что не
происходило в США с 1970-х годов).
С глобальной точки зрения цены
на газ и СПГ в США значительно
занижены по отношению к нефти.
На основании таких низких цен на
газ, можно ожидать, что импорт
СПГ в США снизится. С другой
стороны, избыточное предложение газа в других регионах мира и
ввод в эксплуатацию вновь построенных регазификационных терминалов в США и Канаде означает
увеличение импорта СПГ в течение первых девяти месяцев 2009 г.,
по сравнению с аналогичным периодом 2008 г., хотя совокупный
Янв.
Февр.
Март
Апр.
Май
Июнь
Июль
Авг.
Сент.
Окт.
Нояб.
Дек.
Источник: EIA Monthly Energy Review, December 2009
Динамика импорта СПГ в США
импорт СПГ в эти годы существенно меньше, чем в 2007 г. (см. рис.).
В действительности, импорт газа
в США из Канады, снижается из
года в год.
АЗИАТСКИЕ КОНТРАКТЫ
В Азии был подписан ряд
крупных долгосрочных СПГконтрактов с Китаем и Индией,
опережая Японию и Южную Корею по объему сделок. Многие
из этих сделок положили основу положительным финансовым
инвестиционным решениям (financial investment decisions –
FID), принятым в отношении СПГпроектов в Австралии (с участием компании ExxonMobil). Chevron и партнеры, включая Shell и
ExxonMobil, санкционировали
реализацию проекта Gorgon LNG
в сентябре 2009 г. Уже в декабре
2009 г. ExxonMobil и партнеры
объявили о положительном решении относительно FID-проектов в
Папуа-Новой Гвинее при условии
завершения подписания договора по купле-продаже газа (sales
and purchase agreements – SPA) с
Tepco (Япония) и Sinopec (Китай).
Этим заявлением ExxonMobil подтвердил прогноз повышения мирового спроса на СПГ в три раза,
с ростом в среднем на 4 % в год
до 2030 г. Партнеры проекта объявили об обязательствах по проекту в 10,25 млрд долл. (экспортными кредитными агентствами и
коммерческими банками) плюс
3,75 млрд долл. (кредит, предоставленный компанией ExxonMobil).
СПГ–ПРОЕКТЫ
В 2008 г. не было сдано в эксплуатацию ни одного крупного
СПГ-предприятия. Несколько
экспортных мощностей СПГ были
сданы в эксплуатацию в начале
2009 г. Крупнобюджетный проект
Sakhalin-2, в реализации которого принимали участие ООО «Газпром», Shell и японские партнеры,
был сдан в эксплуатацию в феврале 2009 г. Однако первый груз не
транспортировался до конца марта 2009 г. и завод достигнет полной
мощности (9,6 млн т/год) только в
2010 г. Примерно 65 % груза будет
отправляться в Японию, остальная
часть предназначена потребителям
Южной Кореи и Западного побе13
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: СПГ
режья США (через регазификационный терминал Costa Azul в
Мексике). Были завершены этапы
4 и 5 проекта Qatargas-2 (затраты
составили 13 млрд долл.). Мощности были введены в эксплуатацию в апреле и сентябре 2009 г.
СПГ будет поступать преимущественно в Европу. Партнерами
проекта являются компании Qatar Petroleum, ExxonMobil и Total.
Кроме того, в августе 2009 г. был
введен в эксплуатацию проект
RasGas III, этап 6 (с производительной мощностью 7,8 млн т/год).
Газ предназначен для азиатских
потребителей. В ноябре 2009 г.
владелец СПГ-танкеров, катарская
компания Nakilat, пополнила свой
парк еще четырьмя Q-Max-судами,
построенными на заказ, увеличив
численность парка до 54 единиц.
В настоящее время парк СПГсудов компании Nakilat составляет
25 новых СПГ-судов (14 судов
Q-Max и 11 судов Q-Flex). Большая часть этих судов активно
эксплуатировалась в 2009 г. В настоящее время Nakilat владеет
крупнейшим в мире СПГ-флотом.
Тридцать два судна предназначены для перевозки СПГ в рамках проектов Qatargas. Немного
задержалась по срокам сдача в
эксплуатацию двух этапов проекта Tangguh (строительства
завода СПГ производительной
мощностью 7,6 млн т/год). Проект был завершен к июню 2009 г.,
но после сдачи в эксплуатацию
имел место ряд проблем, связанных с утечкой в резервуарах, что
привело к приостановке контрактов по отгрузке газа.
Tangguh заключила долгосрочные контракты на поставку газа с
китайской компанией CNOOC для
транспортировки в пров. Фуцзянь
(2,6 млн т/год в течение 25 лет), с
Posco, Южная Корея (0,55 млн т/год
в течение 20 лет), с K-Power, Южная Корея (0,6 млн т/год в течение
20 лет) и гибкий контракт с Sempra
(3,7 млн т/год в течение 20 лет);
этот газ будет поставляться в Costa
Azul (Мексика). После нескольких
месяцев задержки в октябре 2009 г.
был завершен первый этап двухэтапного проекта СПГ в Йемене;
производственная мощность предприятия составляет 6,7 млн т/год.
Первый газ был отгружен в ноя14
бре 2009 г. Йемен заключил долгосрочные 20-летние контракты на
поставку СПГ с GDF Suez в объеме
2,5 млн т/год, и с Kogas в объеме
2,0 млн т/год. Газ будет поставляться в Европу и Южную Корею.
НОВЫЙ ПОТЕНЦИАЛ
РЕГАЗИФИКАЦИИ
В 2009 г. была завершена реализация крупного регазификационного проекта (в Китае), запланированного еще до экономического
кризиса и спада спроса на газ на
наиболее крупных рынках. Несмотря на кризис, спрос на газ в
Китае не снизился и потребители
с нетерпением ждали окончания
строительства терминала в пров.
Фуцзянь (с производительной
мощностью 2,6 млн т/год). Подрядчиком выступала компания
CNOOC; проект был сдан в эксплуатацию в мае 2009 г. К 2011 г.
с целью увеличения вдвое пропускной способности завода планируется построить еще два новых
резервуара для хранения СПГ.
Был введен в эксплуатацию завод в Шанхае, газ на который будет поступать из Малайзии. Проект был завершен в октябре 2009 г.
(с задержкой в шесть месяцев
из-за несчастного случая). Производительная мощность предприятия составит 1,1 млн т/год с
дальнейшим увеличением к 2012 г.
до 3 млн т/год.
В ноябре 2009 г. в восточной
провинции Чжэцзян CNOOC приступила к строительству четвертого терминала с такой же производительной мощностью.
В 2009 г. Великобритания сдала
в эксплуатацию два новых терминала. В июле 2009 г. был сдан в эксплуатацию СПГ-терминал Dragon
с производительной мощностью
4,4 млн т/год в Уэльсе. СПГ на
этот терминал будет поступать из
Тринидада. Партнерами проекта
выступают компании BG Group,
Petronas и 4Gas. В октябре 2009 г.
был сдан в эксплуатацию крупнейший в Европе терминал South Hook
с производительной мощностью
15 млн т/год. Терминал расположен недалеко от недалеко
Милфорд-Хейвен в Южном Уэльсе. Этот терминал был сдан в эксплуатацию с задержкой в два года.
Терминал уже принял груз с не-
скольких судов Qmax и Q-Flex (от
компании Qatargas). В четвертом
квартале 2009 г. Великобритания
приняла на эти терминалы значительные объемы импортного СПГ.
Также планируется модернизация
терминала СПГ Grain, что поможет
снизить в Великобритании цены
на газ до минимального уровня
(зимой).
В четвертом квартале 2009 г.
терминал СПГ Adriatic с производительной мощностью 6 млн т/год,
первый морской терминал в стране,
принял первый груз СПГ из Катара.
Этот проект был завершен в августе
2009 г. совместно Qatar Petroleum,
ExxonMobil и Edison – второй по
величине нефтегазовой компанией
Италии.
В южной части Франции планируется завершение проекта
строительства СПГ-терминала Fos
с производственной мощностью
6 млн т/год. Мощность принадлежит компании GDF Suez и Total.
Между тем, в Северной Европе разрабатывается проект первого этапа строительства СПГ-терминала
Gate (в совместной собственности
Gasunie и Vopak); работы ведутся
по графику и будут завершены в
2011 г. Эти терминалы помогут
некоторым Европейским потребителям ослабить зависимость от
поставок из России.
Менее масштабные, но стратегически важные проекты регазификации были введены в эксплуатацию в Чили и Кувейте в 2009 г.
Регазификационный терминал
Quintero вблизи Сантьяго принял первый газ в июле 2009 г. Это
первый береговой СПГ для приема импортного СПГ в южном полушарии. Второй СПГ-терминал,
строительство которого в северной
части Мехильонес (Чили) осуществляет компания GDF Suez, будет
сдан в эксплуатацию в 2010 г.
В 25 милях (1 миля = 1,609 км)
от г. Кувейта (Кувейт) в 2009 г.
был построен терминал Mina
Al-Ahmadi. Проект реализовался
для компании KNPC. Первый груз
СПГ с North West Shelf СПГ-завода
(Австралия) был получен в сентябре 2009 г. В 2009 г. было завершено строительство терминала СПГ
Dabhol, третьего регазификационного терминала на западном побережье Индии. Производственная
№5 • май 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: СПГ
мощность терминала составляет
5 млн т/год. Строительство этого
терминала (которое велось компанией Enron) в 2001 г. было приостановлено после того, как 75 % проекта было выполнено.
Ratnagiri Gas and Power, оператор соседней электростанции, планирует получать газ с этого терминала в объеме 1,2 млн т/год.
ПЛАВУЧИЕ СИСТЕМЫ
СЖИЖЕНИЯ ГАЗА
В 2009 г. было сдано в эксплуатацию несколько крупномасштабных проектов плавучих систем
сжижения для Австралии, Бразилии и Индонезии. Компании GDF
Suez (60 %) и Santos (40 %) объявили
о завершении проекта строительства плавучей системы сжижения
(floating LNG – FLNG) Bonaparte на
северо-западе Австралии с производительной мощностью 2 млн т/год.
В этом регионе компания GDF Suez
приобрела доли на месторождениях природного газа Петрел,
Терн и Фрегат. Компания Shell
разрабатывает проект строительства FLNG с целью ее использования на северо-западе Австралии,
на месторождениях Прелюдия
и Концерто, с производительной мощностью 3,6 млн т/год.
Компании Technip и Samsung также планируют начать в 2011 г. строительство системы FLNG. Затраты
на строительство составят более
5 млрд долл. Строительство будет
осуществляться на протяжении
пяти лет. Производительная мощность судна составит 3,6 млн т/год
СПГ, 1,3 млн т/год конденсата и
0.4 млн т/год СНГ (сжиженного нефтяного газа).
В декабре 2009 г. компания
Petrobras (совместно с BG, Repsol
и Galp) приступила к исследованию подсоляного месторождения
Чиода, расположенного в глубоководном регионе, и планирует
строительство FLNG с производительной мощностью 2,7 млн т/год.
В сентябре 2009 г. компания Inpex
получила одобрение правительства
Индонезии на строительство FLNG
для месторождения Абади, расположенного в Тиморском море,
производительной мощностью
4,5 млн т/год. Доказанные запасы месторождения по предварительным оценкам составляют
10 трлн фут3.
В 2008 г. компании Shell и SGC
Iraq создали совместное предприятие для сбора сжигаемого в
настоящее время попутного газа с
южных нефтяных месторождений
Ирака. Первоочередные планы
совместной компании включают
строительство FLNG-системы с
неизвестной пока производительной мощностью. Обеспокоенность
стран, входящих в число ведущих
экспортеров газа (Gas Exporting
Countries Forum – GECF) вызы-
вает надежность долгосрочных
поставок природного газа в ближайшие десятилетия. К проекту
привлечены компании Австралии
и Бразилии, которые планируют
принимать участие в реализации
и других проектов СПГ. Компании привлекают долгосрочные и
многообещающие перспективы
разработки больших запасов газа
в Ираке, а Ирак устраивает тот
факт, что эти две страны не находятся под влиянием GECF и могут
оказать существенную помощь.
Дополнительную информацию
по теме можно получить на сайте:
www.gulfpub.com.
Перевел Г. Кочетков
David Wood (Д. Вуд), международный специалист по энергетике, специализирующийся
на интеграции технических,
экономических, рисков и
стратегической информацией для получения оценки и
разработки решений. Он
имеет степень доктора от Imperial College (Лондон). Связаться с г-ном Вудом можно по адресу: dw@
dwasolutions.com.
Saeid Mokhatab (С. Мохатаб),
международный специалист
по технологиям СПГ, фокусирует внимание на системах
транспортировки и переработки СПГ. Он принимал
участие в качестве технического консультанта во многих
международных проектах.
Г-н Мохатаб опубликовал более 150 научных
работ по теме.
НОВЫЕ ОТКРЫТИЯ
Дочерняя компания Венгерского нефтегазового
концерна Magyar Olaj-es Gazipari (MOL) приступила
к бурению поисково-разведочной скважины на блоке
Акри-Биджель в северных районах Курдистана на территории Ирака. Планируется, что данная скважина,
которую намечается пробурить за 4–5 мес до проектной отметки 14 108 фут, пройдет через перспективные
на углеводороды интервалы в толще отложений мелового и юрского возраст. Доля компании Kalegran,
являющейся дочерним предприятием MOL, в данном
проекте составляет 80 %, а компании Gulf Keystone
принадлежат остальные 20 %.
Компания Circle Oil приступила к полномасштабной
пробной эксплуатации скважины KRS-8, пробуренной на
блоке Себу на территории Марокко. После завершения
работ по термообработке скважины и проведения профилактических мероприятий, на основании предоставленного компании разрешения, начнется нарастающая
добыча продукции, согласно установленному потреби-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
телем текущему графику, но не свыше 2,5 млн фут3/сут
природного газа. Компания Circle Oil выступает в роли
оператора проекта на данном блоке (доля 75 %) и осуществляет его в партнерстве с марокканской National
Office of Hydrocarbons and Mines (ON-HYM), которой
принадлежат остальные 25 %.
В скважине East Saiwan-2, пробуренной на блоке
№ 4 на территории Омана, были проведены работы
по испытанию пластов в пределах вскрытой данной
скважиной нефтеносных зон содержащих тяжелую
нефть. Для трех из четырех исследованных зон были
получены образцы, содержащие жидкие углеводороды, исследования которых показали необходимость
применения при разработке данных зон технологий
повышения нефтеотдачи пласта. Объединенная компания Contractors Energy Development Ltd., Оман, ведет работы на данном блоке (ее доля составляет 50 %)
совместно с компанией Tethys, которой принадлежат
остальные 50 %.
15
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
ОБЗОР:
ПЕРСПЕКТИВЫ ОТРАСЛИ 2010
НОВОЕ ДЕСЯТИЛЕТИЕ, НОВЫЕ ПРОБЛЕМЫ
M. R. Simmons, Simmons & Company International, Хьюстон
Почему внимание к вопросам прогнозирования и смягчения будущих ошибок так же важно, как и
извлечение уроков из наших прошлых ошибок
Цены, долл/брл
Прошлый 2009 г. оказался под сомнение пагубное воздей- выросли до 89 %, это был самый
ироничным и горьким концом ствие цен на нефть в 30 долл/брл интенсивный рост за всю истосамому важному десятилетию на осуществление поставок. Ин- рию отрасли. В первые месяцы
в мировой нефтегазовой отрас- тересно, каким образом низкие 2010 г., цены на нефть NYMEX
ли. В течение первых десяти лет цены стали «болезнью» для про- West Texas Intermediate в конце
21-го века, крупнейшая в мире мышленности: коррозии активов концов установились на уровне
отрасль сталкивалась с одним и старения рабочей силы. Эти 80 долл/брл благодаря некотосюрпризом за другим. Начиная размышления сформировались в рым изменениям в экономике, в
от незапланированного увели- один большой ключевой вопрос: частности из Китая, и холодной
чения глобального спроса на Как быстро восстановится спрос погоде, установившейся на больэнергию до постепенного сокра- на нефть и экономика стабили- шей части территории Северного
щения числа новых нефтяных зируется?
полушария (рис. 1).
месторождений. Эта тенденция
Казалось, наконец, настуК концу 2009 г. мы получили
отмечалась во всех регионах ответы на все эти вопросы. Цены пило затишье после бури. Почмира. Это снижение также ка- на нефть возросли быстрее, чем ти всеми серьезными эконосается сравнительно новых ме- до экономического кризиса. Кро- мистами было признано, что
сторождений, на которых была ме того, повышение цен оказалось это был наихудший экономизапланирована необоснованно гораздо более устойчивым, чем ческий спад со времен Веливысокая добыча. Однако этот по- предсказывали эксперты еще в се- кой депрессии. Однако 2009 г.
казатель, несмотря на ожидания, редине февраля 2009 г., когда цены подтверждает также один из саоставался неизменным на про- быстро взлетели, пробыв на уров- мых быстрых выходов из кризиса
тяжении нескольких лет. Кроме не 30 долл/брл всего три месяца. в новейшей истории, благодаря
того, все признаки указывают На уровне 50–60 долл/брл этот агрессивному правительственна то, что максимальная добыча показатель задержался не доль- ному финансированию в США,
сырой нефти пришлась на 2005 г. ше 4 месяцев, затем поднялся до Китае и многих других странах.
С течением времени сюрпри- 80 долл/брл – сценарий, который В конце 2009 г. были сделаны на
зы участились. Все это отраз- прогнозировали многие аналити- удивление положительные выилось на диких скачках цен на ки. В конце 2009 г. цены на нефть воды, основанные на прочности
нефть. В начале 2009 г.
наших финансовых и
цены на нефть упали до
энергетических рынков,
30 долл/брл после того,
что подтверждает больИзменение цен в период 1988–2010 гг.
как в середине 2008 г.
шинство экономистов из
поднялись до максимальразных стран.
ного в истории отрасли
Наиболее важным соуровня. В феврале 2009 г.
бытием 2009 г. стал растущий спрос на нефть
я задумался над тем,
с чем еще столкнется
в Китае. Это, конечно, не
наша отрасль. Но, самое
новая информация, но,
главное, я задавал себе
пожалуй, наиболее важвопрос, предвидится ли
ное изменение на мироеще раз такой непредвом нефтяном рынке с
сказуемый скачок цен,
окончания Второй мирокак в 2008 г. и на каком
вой войны и в истории Киуровне этот показатель
тая. За последние 15 лет
останется в следующие Рис. 1. Динамика изменения цен на сырую нефть West Texas Китай быстро стал одной
10 лет. Я также поставил Intermediate (WTI)
из крупнейших в мире и
16
№5 • май 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
Млн единиц
сильных экономик. ПриOECD. Через несколько лет спрос на нефть в
мечательно, что чудо
Легковые
странах, не являющихпревращения Китая в
Грузовые
ся членами OECD, начэкономическую сверхдержаву произошло не
нет превышать показатель стран, входящих в
в один день, но достаточно быстро, хотя многие
OECD.
известные в мире экоОчевидно, что аналиномисты отмахиваются
тики были слишком песи считают этот рост несимистичны в отношении
нормальным и бесперпрогноза падения спроса
спективным. Однако я
на нефть. В настоящее
время не до конца ясно
никогда не сомневался в
возможностях Китая.
влияние краткосрочного
Источник: Chinese National Bureau of Statistics
После возвращения
падения спроса. Предваиз 20-дневного визита в
рительные итоги по спроКитай в апреле 1997 г., Рис. 2. Изменение числа частных автомобилей в Китае в период су на нефть в 2009 г. мож1985–2007 гг.
я много времени посвяно будет подвести только
тил тщательному анализу разви- мобилей (рис. 2). Подобные новые месяцев через шесть.
тия экономики в этой стране. К экономические явления в истории
В любом случае, спрос на
осени 1997 г. я издал обширный не ограничиваются только Китаем; нефть упал значительно меньдоклад под названием China’s In- аналогичная тенденция наблюда- ше, чем по предварительному
satiable Energy Needs. Любой, кто ется и в Индии.
прогнозу, сделанному год назад.
посетил Китай в период между
Что является поистине оше- Гораздо более важный вопрос
1997 и 2006 гг. могут сказать, что ломляющей новостью – это рост заключается в том, как наши нетам происходит беспрецедентно мирового спроса на нефть, что со- фтяные рынки будут регулиробыстрое развитие экономики, что провождается появлением новых вать в будущем спрос и предломожно сравнить только с восста- сильных рынков, объединяющих жение. В прогнозе World Energy
новлением Америки после Второй по численности почти половину Outlook 2009, опубликованном
мировой войны. Меня нисколько населения земного шара, которая Международным энергетичене удивило, что китайская нефтя- может вырасти в ближайшее де- ским агентством (International
ная отрасль развилась быстрее, сятилетие до одного миллиарда Energy Agency – IEA), открочем за десятилетие. Я уже про- и более человек. Чтобы рассмо- венно обсуждаются проблемы,
гнозировал это.
треть это в историческом кон- связанные даже со скромным роВопрос заключается в том, тексте, когда я впервые в 1992 г. стом спроса на нефть. Прогноз,
сможет ли Китай поддерживать опубликовал в World Oil свой еже- изданный годом раньше, упомии в дальнейшем такие же темпы годный прогноз, на страны OECD, нал, что для сохранения баланса
развития отрасли с точки зрения с численностью населения менее предложения и спроса на нефть
достаточных запасов нефти и дру- чем одна шестая часть населения в период до 2030 г., миру необгих природных ресурсов. Хотя эта мира, приходилось почти две тре- ходимо будет добывать нефть в
тема активно обсуждается, никто ти мирового спроса на нефть. В объеме, эквивалентном четырем
еще не подготовил реальный про- 2010 г., спрос в странах, не являю- объемам поставок из Саудовгноз, не говоря уже об увеличении щихся членами OECD, показатель ской Аравии. Чтобы удовлетвоспроса на нефть, что отражается спроса на нефть приблизится к рить сегодняшний глобальный
на резком увеличении числа авто- показателю стран, входящих в спрос на нефть по сравнению с
предыдущим (взятым из долгосрочных прогнозов), нужно доФолс Ривер
Флетрок
Блекбед/Лафит Шенандоан
Татл/
Джек/
бавить еще два объема поставок
Деви Джонс
Каскида/Тайбер Мэддок Каскад
Прибрежный шельф
Глубоководный шельф
из Саудовской Аравии. Но руководство IEA не поясняет, что будет, даже если удастся добавить
Шельф
Плиоцен-плейстоцен
ПлиоценГлубоководные
такие объемы нефти, хотя в дейучастки
плейстоцен
ствительности это «практически
Верхний
Соль
Олигоцен
Плиоцен-плейстоцен
невозможно».
миоцен
Средний
Эоцен
Верхний
Наглядное представление о
миоцен
меловой
Нижний
Эоцен
35 000 фут
том,
как быстро сокращается домиоцен
Мезозой
быча нефти, можно получить из
Мезозой
Эоцен
графиков прогнозов IEA или в
табл. 1, представленной ниже.
Вернуть спрос на нефть к
Рис. 3. Схематическое изображение скважин в Мексиканском заливе с указанием глубин
и геологических образований
прежним показателям оказалось
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
17
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
Таблица 1. Добыча сырой нефти по регионам (данные IEA), брл/сут
Показатель
Страны, не входящие в ОПЕК
Сырая нефть**
OECD
Северная Америка
Канада
Мексика
США
Европа
Тихий океан
Восточная Европа/Евразия
Россия
Азия
Китай
Индия
ASEAN
Латинская Америка
Бразилия
Африка
Ближний Восток
Газоконденсат
Нетрадиционные запасы***
Из них Канада
Страны ОПЕК
Сырая нефть**
Ближний Восток
Иран
Ирак
Кувейт
Катар
Саудовская Аравия
ОАЭ
Другие страны
Алжир
Ангола
Ливия
Нигерия
Венесуэла
Газоконденсат
Нетрадиционные запасы***
Добыча в мире в целом
Переработка
Поставки
Сырая нефть
Газоконденсат
Нетрадиционная нефть***
Доля стран ОПЕК, %
1980
36,8
33,6
15,0
11,8
1,3
1,9
8,7
2,4
0,8
11,5
20,7
4,3
2,1
0,2
1,8
1,2
0,2
1,0
0,5
2,8
0,4
0,2
26,7
25,1
17,9
1,5
2,6
1,7
0,5
9,8
1,8
7,2
0,9
0,2
1,8
2,1
2,0
1,6
0,0
63,5
1,7
65,2
58,6
4,4
0,4
42
2000
44,3
38,2
17,2
10,2
1,4
3,0
5,8
6,2
0,8
7,7
6,3
6,5
3,2
0,7
2,4
3,0
1,2
1,8
2,0
5,0
1,1
0,6
30,8
27,8
19,5
3,7
2,6
2,0
0,7
8,3
2,2
8,3
0,8
0,7
1,4
2,0
2,9
2,8
0,2
75,0
1,7
76,8
76,8
7,8
7,8
41
2008
46,8
39,3
13,5
9,1
1,3
2,8
5,0
3,9
0,5
12,0
9,5
6,9
3,8
0,7
2,2
3,3
1,8
2,2
1,5
5,8
1,7
1,2
36,3
31,2
21,5
3,9
2,4
2,6
0,8
9,2
2,6
9,7
1,4
1,8
1,7
1,9
2,4
4,9
0,1
83,1
1,5
84,6
84,6
10,8
10,8
44
Год
2015
2030
46,3
49,2
36,6
35,3
10,5
9,5
7,7
7,9
1,0
0,8
2,0
2,6
4,7
4,5
2,4
1,5
0,4
0,1
12,4
14,9
9,2
9,0
6,3
4,6
3,8
3,2
0,6
0,3
1,8
1,0
4,3
3,9
3,1
3,4
2,0
1,6
1,1
0,8
6,6
7,6
3,2
6,3
2,1
3,9
40,3
53,8
32,6
41,4
22,6
29,2
3,3
4,0
3,0
6,7
2,3
3,1
0,6
0,5
10,9
12,0
2,5
3,0
10,0
12,2
1,2
1,6
2,1
2,5
1,7
2,3
2,3
2,3
2,4
3,2
7,3
11,3
0,3
1,1
86,6 103,0
1,8
2,2
86,6 103,0
88,4 105,2
13,9
18,9
13,9
18,9
47
52
2008–2030, %*
0,2
–0,5
–1,6
–0,6
–2,2
–0,4
–0,4
–4,2
–6,1
1,0
–0,3
–1,8
–0,8
–3,3
–3,7
0,7
2,3
–1,4
–2,6
1,2
6,2
5,4
1,8
1,3
1,4
0,1
4,8
0,8
–2,0
1,2
0,7
1,0
0,7
2,4
1,3
0,8
2,4
3,9
10,7
1,0
1,7
1,0
1,0
2,6
2,6
–
*Ежегодный средний прирост
**Включая конденсат
***Сверхтяжелая нефть (за исключением Венесуэлы), битуминозная нефть (нефтеносные песчаники), химические присадки, газ-в-жикость, уголь-в-жидкость (за исключением биотоплив)
Источник: IEA World Energy Outlook 2009
сложнее, чем сократить (что год
назад почти все считали реальной
задачей) поставки нефти на рынок
могут быть более ограничены, чем
я прогнозировал в феврале 2009 г.
Несмотря на ряд сообщений об
открытии ряда новых гигантских
месторождений в Бразилии в
басс. Сантус и в глубоководных
регионах Мексиканского залива в пластах нижнетретичного
возраста, ни на одном из них не
была проведена адекватная оценка, чтобы понять действительно
18
ли это коммерческие запасы. Что
касается новых регионов, потребуется слишком много времени и
значительные капиталовложения
для получения точных данных о
запасах нефти. Совсем недавно в
мелководном регионе Мексиканского залива был открыт гигантский участок Дэви Джонс. Запасы
газа на этом участке находятся на
вертикальной глубине более пяти
миль (рис. 3). Чтобы узнать реальные перспективы этой области
надо будет пробурить примерно
10 скважин стоимостью 150–
200 млн долл. каждая. Более того,
только проведя длительные тесты,
операторы смогут определить методы добычи газа.
Люди, не имеющие отношения
к отрасли, считают, что если объявлено об открытии месторождения нефти в миллиард баррелей,
то ее уже можно добывать. В
действительности между этими
двумя событиями (открытием месторождения и добычей) может
пройти несколько десятилетий.
Необходимо пробурить одну или
даже две разведочные скважины на неизвестную структуру и
оценить доказанные запасы углеводородов. Чтобы действительно
определить размеры извлекаемых
запасов нефти на новом месторождении бурится разведочная
скважина и несколько оценочных скважин по всей структуре,
берутся пробы керна, и проводится испытательная добыча. Только после проведения всех этих
тестов компания сможет точно
оценить общий потенциал нефтеносной структуры, не говоря
уже о качестве и согласованности
пород-коллекторов и качества потока нефти.
За последние десять лет было
сделано много экономических
ошибок при оценке новых глубоководных месторождений, заключающихся в значительном
превышении доказанных запасов, прогнозе пика добычи и т.д. В
большинстве случаев, пик длился
всего несколько месяцев, прежде
чем начался спад на 20–35 %. Все
эти ошибки связаны с тем, что не
были получены точные данные о
характеристиках продуктивных
пластов, производительности и
интенсивности добычи, а также
пике добычи, после которого наступает спад.
С наступлением нового финансового года проводится анализ
данных о пике добычи. На сегодняшний день существует убедительная информация, что глобальный пик добычи сырой нефти был
достигнут в 2005 г.
Явное и неявное снижение добычи в Мексике, Северном море
и многих других ключевых нефтедобывающих регионах подтверж№5 • май 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
дает информацию. Аналитики
считают, что пик добычи в зависимости от региона колеблется в
пределах с 2005 г. до настоящего
времени, но конкретизировать
даты достаточно трудно.
Тем не менее, вопрос о пике
добычи нефти остается весьма
спорным, и слишком многие, казалось бы, влиятельные аналитики по-прежнему считают, что
значение термина «пик добычи
нефти» связан с окончательным
истощением запасов нефти. Однако «пик добычи нефти» означает,
что добыча достигла максимальной интенсивности, после чего
начала сокращаться. Мир уже
столкнулся со значительным сокращением интенсивности добычи легкой малосернистой нефти.
Интенсивность добычи почти на
всех месторождениях углеводородов этого класса, снизилась с
изобильных потоков до незначительных струек.
По сравнению с высококачественной легкой малосернистой
нефтью, более тяжелая сырая
нефть имеет высокую концентрацию серы и часто содержит токсичные металлы и другие нежелательные примеси. Повышение
качества сырой нефти является
серьезной проблемой для НПЗ
всего мира и важной задачей, которую придется решать во второй
половине 21 века. Однако за последний год, сектор переработки
ни на дюйм не продвинулся вперед в решении этой задачи, решая
другие и, быть может, не менее
важные проблемы устойчивости
отрасли, старения мощностей и
дефицита квалифицированной
рабочей силы. Однако с течением времени проблемы усугубляются.
В настоящее время нефтяная
промышленность должна разработать стратегический план замены значительной части инфраструктуры и приступить к набору
и обучению новых работников.
Бездействие в 2008–2009 гг., падение цен на нефть могут стать
главными врагами нефтяной промышленности в его борьбе против
старения.
Время, время и еще раз время, которого у нас нет. Нефтя-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
ная промышленность является
самой крупной отраслью в мире,
и ее важность с точки зрения благополучия очевидна. Тем не менее, как получилось, что в такой
крупной и важной отрасли так
мало известно о реальной стоимости разработки месторождений нефти следующего поколения, даже при условии наличия
специалистов для разработки и
добычи запасов. Нефтяная промышленность не имеет ни одного
надежного проекта борьбы с коррозией, не говоря уже о точной
оценке затрат на решение этой
проблемы. Не разработано ни
одной прогнозной модели изменения численности парка новых
буровых установок и другого оборудования, необходимого, чтобы
просто взять образец керна и выполнить гораздо более тщательное тестирование и оценку продукции новой скважины.
Кроме того, никто не занимается вопросами водных ресурсов,
которые жизненно важны для
поддержания нефтяной промышленности. До настоящего времени
я не встречал каких-либо данных
о количестве запасов воды, которая необходима для НПЗ. Я примерно подсчитал, что НПЗ с производительностью 300 000 брл/сут
использует около 21 млн галл/сут
воды. Очень мало информации о
том, какие объемы воды необходимы для поддержания пластового давления на месторождениях в
таких регионах, как Саудовская
Аравия или для восстановления
нефтяной промышленности Ирака. Скудные данные представлены о рассолах, выносимых на
поверхность скважин США, не
говоря уже о расходах на энергию, необходимую для удаления
этого рассола (хотя некоторые из
надежных источников предполагают, что Америка может утилизировать до 130 млн брл/сут рассола). Ряд отраслевых экспертов
пытались узнать, сколько воды необходимо для поддержания потока углеводородов из скважин, не
говоря уже о переработке сырой
нефти в нефтепродукты.
Почти нет надежных данных о
количестве пресной воды, используемой для поддержания добычи
битуминозной нефти в Канаде и
Калифорнии (Керн Каунти), где
добыча осуществляется с использованием пара. Что еще хуже, на
протяжении многих лет, нефтяная
промышленность использовала эту
воду при незначительных или нулевых затратах. Растет беспокойство относительно нехватки воды;
стоимость использования воды в
нефтяной промышленности скоро
изменится. Как только операторы
нефтегазовой отрасли осознают
реальную стоимость использования воды и будут вынуждены выплачивать эти суммы, это окажет
потрясающее воздействие на повышение цен на нефть и газ.
С ростом числа ключевых организаций, которым необходима
вода, в крупных регионах мира,
где нет доступа к питьевой воде,
вероятно, возникнут претензии
и посыпятся новые обвинения в
адрес отрасли. Это может быть
повлечь за собой увеличение налогов. Рано или поздно, мир вынужден будет провести нефтяной
саммит на высшем уровне, аналогичный встрече в Копенгагене
по вопросам изменения климата,
чтобы начать решение проблем
нефти. Мы должны обсудить, как
мы будем сдерживать мировой
рост спроса на нефть и как начнем переход от использования
нефти в качестве единственного
жизнеспособного топлива для
транспорта и затраты даже в случае замедления спроса.
Если такие конференции проводились и вопросы, должным
образом решались, я полагаю,
на них обсуждалось, насколько
опасно повышение цен. Однако
возможно, при стоимости нефти в пределах 100–150 долл/брл
мы столкнемся с проблемами послепикового периода добычи. На
мой взгляд, цены на нефть следует
подняться гораздо выше и оставить на этом уровне, чтобы найти
способ сократить спрос на нефть.
Кроме того, в мире необходимо
сосредоточить внимание на создании реальной замены ископаемых видов топлива в необходимых
масштабах.
Оглядываясь назад можно сказать, что многие (или даже большинство) проницательных отрас19
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
левых экспертов беспокоятся не
о том, о чем нужно. За последние
десять лет, отраслевые эксперты констатировали, что спрос на
нефть постоянно растет, но это
тенденция не характеризует развитие. Длительное, и устойчивое
повышение цен на нефть было
также неверно истолковано и неправильно пояснено их периодическое снижение. Снижение цен
на нефть слишком радовало многих экспертов, которые объясняли
это стабильной ситуацией в отрасли и экономике в целом, а не рассматривали в качестве жестокой
мистификации и попытке убедить
потребителей, что снижение цен
на нефть отражает ситуацию на
рынках.
Нет надежных данных, полученных из достоверного источника, чтобы понять, что представляет
собой реальная стоимость нефти,
учитывая, что система поставок
должна быть модернизирована, но
следует учесть, что цена на нефть
является ключевым фактором
процветания во многих нефтедобывающих регионах. Нет никаких
данных, чтобы доказать, что более
высокая цена на нефть повлияет на переход к рынку с гораздо
меньшими поставками высококачественной нефти. Слишком
много нефтяных органов власти,
которые утверждают, что «нефть
должна оставаться дешевой, чтобы
быть доступной потребителям»; и
мы продолжаем охранять рынок
от альтернативных конкурентоспособных видов топлива, чтобы
оставить нишу для нефти.
Осенью 2009 г. отмечали 150-летие месторождения нефти Полковник Дрейк в Западной Пенсильвании. Можно утверждать,
что с этого началось величайшее
чудо в мировой истории. На рубеже нового тысячелетия, потребность в нефти увеличилась. Все
начиналось с лампадного масла и
вазелина, затем появилась тушь
Maybelline и на сегодняшний
день это единственный источник
энергии в мире, включая транспортное топливо. Сегодня, почти
один миллиард автомобилей ездит
по дорогам мира, используя почти
30 млн брл/сут готовых нефтепродуктов. Миллионы самолетов летают в небе, и военные полагаются на нефть, чтобы удержать мир
в безопасности.
Поскольку мы перешагнули
рубеж 21 века и уже находимся
на пороге второго десятилетия,
мы должны помнить, что прошли
долгий путь. Десятилетие назад
мир был обеспокоен возвращением азиатского гриппа, который
мог повлиять на снижение темпов
дальнейшего развития экономики в азиатских странах и других
регионах Мы были охвачены великим страхом при приближении Миллениума. Мы ожидали
отказа компьютерных систем,
готовились к падению самолетов,
но наступило 31 декабря 1999 г.
и затем 1 января 2000 г. Мы проделали долгий путь и теперь далеки от всех страхов, от поставок из
стран, не входящих в ОПЕК, ежеквартальных отчетов, проблем и
много другого.
Если бы я мог сделать что-то
во благо наших глобальных нефтяных рынков, я бы потребовал
от всех ключевых игроков нефтегазовой отрасли полной прозрачности в отношении добычи нефти
в 2010 г. Если мир по-прежнему
беспокоят благодушные словесные заверения нефтяных министров основных добывающих
стран, а не реальные данные о
запасах, мы повышаем риск. Мы
аналогично рискуем (что может
привести к трагическим экономическим последствиям) из-за
отсутствия прозрачности таких
ключевых финансовых игроков,
как AIG, Lehman Brothers, Freddie
Mac и Fannie Mae. Если мы не потребуем 100 %-ной прозрачности
о нефтяных месторождениях, то
рискуем, что оставшаяся нефть не
будет извлечена. Настало время
«доверять, но проверять».
Я надеюсь, что наши нефтяные
лидеры решили перевернуть страницу и начать решать реальные и
трудные проблемы, с которыми
еще могут столкнуться наши нефтяные рынки в 2010 г. было бы
здорово начать обзор 2011 г. с анализа прозрачных данных.
M. R. Simmons (М. Симмонс), почетный председатель Simmons & Company
International. Г-н Симмонс
закончил с отличием Университет шт. Юта и получил степень магистра Harvard Business School в 1967 г.
М-р Симмонс является членом нескольких советов и общественных
организаций и культурных учреждений.
В 2007 г. он основал Ocean Energy Institute
в Рокпорте (шт. Мэн). Он также является членом совета Harvard Business School.
УГРОЗА УЖЕСТОЧЕНИЯ
ФЕДЕРАЛЬНОГО УРЕГУЛИРОВАНИЯ
R. H. Bezdek, Contributing Editor, Washington
Последние решения по охране окружающей среды и управления внутренних дел (Interior Department)
могут максимально усложнить 2010 г. для E&P-отрасли
За прошедший год администрация Обамы пересмотрела
целый ряд направлений с целью
ужесточения регулирования и
надзора за нефтегазовой отрас20
лью США, в том числе финансовыми реформами, законодательным климатом, регулированием
СО2 и лицензированием разработок углеводородных ресур-
сов. Хотя не все эти инициативы
будут успешными, увеличение
числа судебных разбирательств
может привести к успеху. Следовательно, потребление нефти
№5 • май 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
в США и добыча и распределение газа будут сложными и дорогими.
УРЕГУЛИРОВАНИЕ
В декабре 2009 г. Палата представителей США приняла законопроект по пересмотру государственного регулирования
финансового сектора, который
включает положения, чтобы разрешить Товарной фьючерсной
комиссии по торговле (Commodity Futures Trading Commission –
CFTC) и Комиссии по ценным
бумагам и биржам (Securities and
Exchange Commission – SEC) регулировать внебиржевые (overthe-counter – OTC) операции.
В результате после нескольких
месяцев переговоров и в период
самого серьезного финансового
кризиса со времен Великой депрессии были приняты всеобъемлющая Реформа Wall Street и Закон о защите прав потребителей
(HR 4173).
Помимо прочего было создано Финансовое агентство прав
потребителей (Consumer Financial Protection Agency – CFPA) в
функции которого войдет пересмотр ипотечного кредитования
и обеспечение упорядоченной
ликвидации финансовых учреждений при банкротстве. Законопроект охватывает практически
все сделки, проводимые на рынках OTC и на бирже.
В функции CFTC войдет установка ограничений на различных
рынка; Комиссия будет решать
вопросы финансовых игроков и
аудита, а также требовать от иностранных торговых организаций
соответствия нормативам США.
Для нефтяной и газовой промышленности, этот законопроект является наиболее важным. В ответ на
обеспокоенность предпринимателей законодатели согласились
освободить соглашения ОТС от
вышеуказанных требований, если
ни одна из сторон не является
основным финансовым учреждением. Номер стандартизированной сделки будет сообщаться в
центральную базу. По сообщению
главы Financial Services Committee Barney Frank (D-Mass.), Белый
дом отверг спорные поправки,
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
связанные с конечными пользователями.
Существует мнение, что добывающие компании и дистрибьюторы против, утверждая, что
этот законопроект приведет к
увеличению расходов. В Сенате,
Комитете сельского хозяйства,
Комитете городского жилищного
строительства готовят собственное ОТС-законодательство, которое в конечном итоге должно быть
согласовано с законопроектом Белого Дома. Итак, если нефтяной и
газовой промышленности удастся
избежать законопроекта Белого
Дома, это не означает, что она уже
выиграла.
ЗАТРАТЫ И ТОРГОВЛЯ
В июне 2009 г. Палата представителей приняла законы об
Экологически чистой энергетике и о безопасности (American
Clean Energy and Security Act –
ACESA), предназначенные для
резкого сокращения выбросов
парниковых газов (greenhouse
gas – GHG) в США в следующие
четыре десятилетия, что может
разрушительно воздействовать
на добычу нефти и газа. Несмотря на большое число демократов
в Парламенте, законопроект, также называемое Waxman-Markey
bill, было принято практически
граничным числом голосов. Тем
не менее, оно было одобрено Конгрессом, призывавшим сократить
выбросы парниковых газов. Президент Барак Обама воздействовал на Сенат, чтобы тот одобрил
законопроект к переговорам в
Копенгагене. Сенатский комитет
по окружающей среде и общественной деятельности утвердил
законопроект по ограничению и
торговли в ноябре 2009 г., что потребует 20 %-ного сокращения выбросов GHG к 2020 г., это на 17 %
ниже уровня 2005 г. требуемого
ACESA. Однако законопроект
еще не вступил в силу из-за результатов голосования в Сенате
в 2009 г. и перспективы пересмотра результатов голосования в
2010 г. достаточно туманны. Обеспокоенные дебатами медиков
и выборами 2010 г., умеренные
демократы Сената призывают
Белый Дом отказаться от любых
усилий в продвижении в 2010 г.
законопроекта ограничения и
торговли. По крайней мере, полдюжины демократов, в том числе
сенаторы Mary Landrieu (демократ от шт. Лос-Анжелес), Evan
Bayh (демократа от шт. Индиана),
Ben Nelson (демократ от шт. Небраска), Kent Conrad (демократ от
шт. Нью-Джерси), Dick Durbin (демократ от шт. Иллинойс) и Mark
Pryor (демократ от шт. Арканзас)
обратились к руководству Белого
Дома с просьбой забыть об этом
законопроекте в 2010 г.
Отсюда можно сделать вывод,
что если какой-то энергетический
законопроект и будет принят в
2010 г., это будет не закон об ограничении и торговле.
УГРОЗА ВЫБРОСОВ CO2
В день начала Конференции
в Копенгагене, 7 декабря 2009 г.
Агентство США по охране окружающей среды (US Environmental
Protection Agency – ЕРА) объявило о публикации материалов по поиску потенциальной
угрозы«endangerment finding».
Определено шесть видов парниковых газов, которые, как считается, представляют потенциальную
угрозу: двуокись углерода, метан,
закись азота, гидрофторуглероды,
перфторуглероды и гексафторид
серы.
В своем заявлении, администратор EPA Lisa Jackson сказала, что «определение парникового эффекта является серьезной
проблемой в настоящее время
и для будущих поколений». EPA
утверждает, что изменение климата может привести к повышению концентрации приземного
озона и дополнительные последствия могут включать усиление
засухи, более сильные ливни и
наводнения, более частые и интенсивные тепловые волны и лесные пожары, повышение уровня
моря, более интенсивные штормы, а также катаклизмы, связанные с водными ресурсами,
сельским хозяйством, животным
миром и экосистемой. Агентство
также заявило, что изменение
климата в значительной степени
влияет на национальную безопасность.
21
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
В настоящее время опублико- 100 т/год или не входит ни в одну того, может ли оно определять
ванные материалы активно об- из 28 категорий и имеет потенци- нормы национального качества
суждаются; общественные ком- ал выбросов до 250 т/год.
атмосферного воздуха (national
ментарии – это следующий шаг в
Миллионы построенных в на- ambient air quality standards –
процессе обсуждения. ЕРА долж- стоящее время неконтролируе- NAAQS) для CO2, которые могли
но проанализировать все фак- мых сооружений и мощностей, бы нанести серьезный ущерб
торы, прежде чем предпринять зданий, жилых домов, коммерче- экономике США. Материалы
какие-либо шаги по сокращению ских центров и мест розничной «endangerment finding» утвержвыбросов парниковых газов в со- торговли, магазинов, торговых дают, что содержание СО2 в атответствии с Clean Air Act (CAA). центров, сельскохозяйственных мосфере представляет угрозу для
В опубликованные материалы не предприятий, предприятий мало- здоровья и благосостояния насевключены какие-либо предлагае- го производства, кухонь и других ления. Экологические организамые правила и EPA должно прове- выбрасывают достаточно CO2.
ции уже обращались с просьбой
сти соответствующую процедуру
EPA считает, что если PSD в ЕРА установить NAAQS для
и рассмотреть мнение заинтере- должны применяться, как напи- CO2 на уровне 350 млн–1. В насованных сторон.
сано, число заявок на получение стоящее время концентрация
Разработка таких материалов PSD-разрешений в год увеличится CO 2 в атмосфере составляет
была долгожданным актом, поэто- с 300 до более чем 41 000, а число 390 млн–1.
му в апреле 2007 г. было оглашено раздела V-заявок на получение
Даже если весь мир начнет
решение Верховного суда (Мас- разрешений увеличится с 15 000 решать проблему сокращения
сачусетс В. EPA), которое под- до 6,1 млн. Это явно ни техниче- выбросов в соответствии с затвердило, что Конгресс разре- ски, ни политически невозмож- конопроектом Waxman-Markey,
шил EPA регулировать выбросы но, поэтому EPA предлагает огра- в котором говорится о 83 %-ном
парниковых газов с целью пре- ничить число PSD-разрешений снижении выбросов по сравнедотвращения изменения климата и требования Title V для любых нию с уровнем 2005 г., то к 2050 г.
и в соответствии с САА 1970. Это источников с потенциальными будет достигнута стабилизация
решение было окончательным, выбросами менее 25 тыс. т/год концентрации СО2 примерно на
но с оговоркой, что EPA контро- (в эквиваленте CO2).
450 млн–1.
лирует «endangerment finding»
Тем не менее, непонятно, буПромышленные группы пладля парниковых газов. Это за- дет ли правило ЕРА подлежать нируют также и правовые проставит EPA разработать первые судебному обжалованию. Кроме блемы, и их перспективы могут
быть благоприятными.
в мире стандарты выброEPA получает полномосов парниковых газов
чия по регулированию
для новых автомобилей.
загрязнителей в соотОднако существует
ветствии с САА, но и
норма Catch 22, которая
использовать этот загласит, что «когда EPA
кон для регулирования
разработает стандарты
выбросов парниковых
для автотранспортных
средств, CO2 автоматигазов; агентство должно
чески становится загряздоказать, что эти газы
нителем, который регувредны для здоровья челируется в соответствии
ловека. Иными словами,
с САА (Prevention of Sigагентство должно докаnificant Deterioration –
зать, что незначительное
PSD) до начала разработпотепление климата стаки разрешающей пронет причиной тяжелых
граммы Title V.
заболеваний или смерти
В соответствии с САА,
американцев. Однако,
учитывая, что многие
компании должны получить разрешение PSD,
ученые утверждают, что
чтобы построить или мопотепление климата модифицировать «объекты
жет обеспечить чистую
прибыль для США, это
с потенциальными выбросами», и разрешение
может быть трудно. Такна эксплуатацию такого
же просочились сообщеобъекта. Объект являния от климатических
ется основным при PSD,
исследовательских групп
если он включен в одну
Англии (Climategate), на
из 28 категорий и имекоторые нападают те,
ет потенциал выбросов Рис. 4. Карта неразведанных участков нефти и газа в шт. Юта
кто хочет обогатиться и
22
№5 • май 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
оспорить научные доказательства
антропогенного глобального потепления.
Наконец, промышленные группы могут присоединиться к экологическим судебным процессам,
в попытке заставить EPA регулировать действия компаний в соответствии с САА. Промышленные
группы считают, что такое регулирование вызовет достаточную
политическую реакцию с целью
помешать EPA осуществлять любое регулирование СО2.
ЛИЦЕНЗИРОВАНИЕ
В феврале 2009 г. я писал, что
администрация Обамы по всей
вероятности, осуществлять переход от энергетической политики
Джорджа Буша к экологической
политике в различных областях.
Это не займет много времени. В
начале февраля, министр внутренних дел Ken Salazar отменил
лицензии на аренду 77 федеральных участков под предлогом, что
они находятся в живописной юговосточной части шт. Юта (рис. 4).
Действие м-ра Salazar отменило
разрешение на бурение примерно
130 000 акров в шт. Юта, принятое
Бушем незадолго до того, как ушел
в отставку. Одновременно с этим
решением, Salazar также отменил
разработку восьми сланцевых
участков в шт. Вайоминг. Экологи
дали положительную оценку этим
изменениям, однако нефтяные и
газовые компании предупредили,
что это может отрицательно сказаться на возможностях страны
развивать внутренние поставки
энергии в ближайшие десятилетия.
Кроме того, в феврале, Salazar объявил о разработке новой
стратегии развития внешнего
континентального шельфа США
(outer continental shelf – OCS).
М-р Salazar назвал этот план «новым путем к морским энергетическим ресурсам», направленным
на восстановление нарушенного
процесса, поэтому мы можем принимать обоснованные решения по
OCS, основываясь на достоверной
информации.
На комментарии было выделено 180 дней плюс 30-дневный период, в который г-н Salazar провел
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
Таблица 2. Лицензионные раунды в 2008–
2009 гг.
Штат
Колорадо
Монтана
Нью Мексико
Юта
Вайоминг
Раунд
2008 г.
2009 г.
Изменение,
%
211 001
235 354
178 760
94 569
807 846
80 850
91 221
104 442
151 297
548 163
62
61
42
(60)
32
Источник: IPAMS
четыре региональных совещания
по всей стране. За этот период было собрано более 350 тыс.
комментариев, многие из них поступили из регионов (шт. НьюДжерси, Луизиана, Аляска и
Калифорния), где г-н Salazar поводил совещания. После обзора
и анализа, проведенных управлением по природным ресурсам
(Minerals Management Service –
MMS), следующим шагом в этом
процессе будет анализ окружающей среды и исследование общественного мнения о пятилетнем
плане добычи нефти и газа на
OCS. Промышленность также
отреагировала на эти события.
В ноябре, Independent Petroleum
Association of Mountain States (IPAMS) опубликовала документ с
изложением серьезной критики
г-на Salazar и лизинговой программы. IPAMS обвиняет министерство внутренних дел в том,
что оно неправильно управляет
федеральной программой разработки природного газа и нефти,
ссылаясь на невостребованные
лицензии на аренду в шт. Колорадо, Юта и Вайоминг (на сумму
100 млн долл.), снижение продаж
аренды, отказы в выдаче разрешения и нарушение Energy Policy
Act от 2005 г. (табл. 2).
American Petroleum Institute
также подверг критике решение г-на Salazar относительно
отмены лицензий в шт. Юта и
приостановки развития дополнительных 52 участков. Сегодняшнее объявление г-на Salazar
об отмене 60 лицензий на аренду
федеральных участков является
еще одним из серии мероприятий нынешней администрации,
чтобы отложить или помешать
разведке на нефть и природный
газ в районах, где это было запланировано и необходимо. В
своем интервью г-н Salazar резко
ответил на критику, что «считает
программы лизинга надежными,
восстанавливающими баланс.
Г-н Salazar также считает, что нефтяным и газовым компаниям
необходимо понять, что они не
владеют общественными землями». По мнению г-на Salazar, в настоящее время начато слишком
много судебных разбирательств
по поводу аренды федеральных
земель, которые стоят налогоплательщикам и компаниям много
денег. Министерство внутренних дел проводит комплексное
исследование программы разработки наземных участков, чтобы
сделать ее более эффективной и
рациональной.
Даже со стороны видно, что
ожесточенные дебаты между
г-ном Salazar и отраслью затянулись, и процесс лизинга становится все более сложным,
длительным, дорогим и неопределенным. Сомнительно, что
при новой администрации будут
реализованы какие-либо новые
значительные проекты разведки
OCS, по крайней мере, еще три
года. Даже, несмотря на неожиданные для данной кампании
Обамы и экологов назначения
на руководящие посты многочисленных политиков, ситуация
выглядит удручающе. Лицензирование морских и наземных
участков, вероятно, ждут несколько лет тяжелой и утомительной борьбы.
С расширенной версией этой
статьи можно ознакомиться на
сайте: www.gulfpub.com.
Dr. R. Bezdek (д-р Р. Бездек)
международный эксперт
в области анализа рынка,
R&D-оценки и энергетических прогнозов, президент
управления Information
Services, Inc, в Вашингтоне.
Г-н Бездек имеет 30-летний
опыт в области исследований и анализа. Он работал
специальным советником по энергетике в
офисе секретаря Казначейства, и консультантом в Белом Доме.
23
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
УВЕЛИЧЕНИЕ НА 11 % E&P-ЗАТРАТ
J. D. Crandell, J. C. West, N. McLean, A. Walker, Barclays Capital
По прогнозам E&P-затраты должны были возрасти на 12 %, что несколько удивительно из-за ситуации
в газовом секторе
В середине декабря 2009 г.
служба Oil Service and Drilling
Barclays Capital издала выходящий раз в полгода обзор затрат
на проведение разведочных работ. В докладе содержатся ответы представителей 387 компаний,
на основании которых был проведен анализ расходов в 2009 г. и
планируемых расходов на 2010 г.
Доклад фокусирует внимание
на США, Канаде и других регионах Северной Америки. Данные
включают в себя таблицы и рисунки, результаты исследований
и результатов. Original E&P Spending Survey опросила каждого значимого оператора, осуществляющего разведку и добычу во всем
мире, включая интегрированные
нефтяные компании, независимые и национальные нефтяные
компании. Исследование показало, что E&P-бюджеты вырастут на
11 % в 2010 г. до 439 млрд долл. по
сравнению с 395 млрд долл., затраченными в 2009 г.
Североамериканские бюджеты растут из года в год, а расходы
удвоились. В 2009 г. по причине
сложной экономической ситуации E&P-расходы снизились на
31 % в США, 33 % в Канаде и 6 %
за пределами Северной Америки.
Согласно опросу 197 компаний,
капитальные расходы в США, по
прогнозам, в 2010 г. увеличатся
на 12 до 79 млрд долл. по сравнению с 71 млрд долл. в 2009 г. Согласно опросу 126 компаний, капитальные расходы в Канаде по
прогнозам на 2010 г. увеличатся
на 23 % до 23 млрд долл. (по сравнению с 19 млрд долл. в 2009 г.).
Это подтверждает снижение
расходов в 2009 г., когда этот показатель снизился в результате
падения цен на сырьевые товары
и проблем на кредитных рынках.
Североамериканские независимые компании весьма чувстви24
тельны к ценам и денежным потокам; корректировка бюджетов
происходит быстро в зависимости от отраслевых условий. Расходы за пределами Северной
Америки, по оценкам, возрастут
на 10 % в 2010 г., тенденция роста,
отмечавшаяся последние 10–11 лет
подряд, продолжится. Согласно
опросу 134 компаний, расходы
увеличатся с 305 млрд долл. в
2009 г. до 337 млрд долл. В основном увеличение капитальных расходов придется на национальные
нефтяные компании.
ПРОГНОЗ НА 2010 г.
БЮДЖЕТОВ В США
В связи со снижением капитальных затрат в США в 2009 г.
(что было вызвано падением цен
на сырье и ужесточением кредитного рынка), бюджеты расходов
в 2010 г., как ожидается, возрастут на 11,7 % до 79,5 млрд долл. с
71,2 млрд долл. в 2009 г. Большая
часть дополнительных расходов
будет направлена на разведку
сланцев. Затраты на традиционное
вертикальное бурение (например,
в мелководных регионах Мексиканского залива и на побережье)
не планируется увеличить.
Мы удивлены таким увеличением бюджетов в США и считаем,
что дополнительные операции, которые планируются в результате
этого, могут оказать давление на
цены на природный газ и это может привести к еще одному спаду бурения, может быть, в начале
второго полугодия 2010 г. Из 197
компаний, планирующих расходы
в США, 80 (или 41 %) планируют
увеличить расходы более чем на
50 % в 2010 г. Тридцать семь компаний (19 %) планируют увеличение расходов в пределах от 10–
30 %. Пятьдесят две компании (26 %)
планируют сохранить расходы
такими, как и в предыдущем году
(в пределах ± 10 %). Тринадцать
компаний (7 %), планируют сократить расходы на 10–30 %, и 15 компаний (8 %) планируют сократить
расходы более чем на 30 %.
Среди крупных компаний, которые мы опросили, существенный рост бюджетных ассигнований в 2010 г. по сравнению с 2009 г.
планируют Chesapeake Energy
(более 40 %), Devon Energy (более
45 %), EOG Resources (более 21 %),
Hess Corp. (более 55 %), Noble Energy (более 36 %), Range Resources
(27 %) и SandRidge Energy (более
54 %) – все эти компании планируют потратить более 600 млн долл.
Таблица. 3. Бюджеты ведущих мировых
компаний на реализацию международных
E&P-проектов в 2009–2010 гг., млн долл.
Компания
2010
BP
Chevron
ConocoPhillips
Eni
ExxonMobil
Petrobras
Royal Dutch Shell
Total
Всего
Год
8500
12 900
5600
10 000
18 000
20 000
16 000
12 350
103 350 (+4,9 %)
2009
8500
13 600
4900
10 000
16 200
16 000
17 000
12 350
98 550
Источник: Barclays Capital
Таблица. 4. Бюджеты независимых компаний
Северной Америки на реализацию
международных E&P-проектов в 2009–2010 гг.,
млн долл.
Компания
2010
Год
2009
Anadarko Petroleum
1350
1200
Apache
1900
1750
Canadian Natural
440
626
Resources
Devon Energy
550
440
Hess Corp.
2150
2000
Marathon Oil
1035
816
Murphy Oil
950
1200
Nexen
1401
1100
Noble Energy
1070
420
Occidental
2200
1900
Petroleum
Suncor Energy
760
500
Talisman Energy
2000
2000
Всего
15 806 (+13,3 %) 13 952
Источник: Barclays Capital
№5 • май 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
К крупным компаниям, которые
планируют снизить расходы в
2010 г. относятся ConocoPhillips
(менее 23 %), Royal Dutch Shell (менее 9 %), Plains Exploration and Production Company (менее 40 %) and
Williams Companies (менее 8 %).
РОСТ ЗАТРАТ В КАНАДЕ
В последние годы, канадские
E&P-расходы Канады сокращаются в США и за пределами Северной Америки. Согласно опросу
126 компаний, в 2010 г. планируется увеличить затраты на 23 %
до 23 млрд долл. (по сравнению
с 19 млрд долл. в 2009 г.). Однако,
поскольку наше исследование
основано на расходах в долларах
США, может быть небольшая погрешность в расчетах из-за повышения курса канадского доллара
по сравнению с долларом США.
По нашим расчетам примерно
половина показателя расходов Канады (в долл. США) объясняется
колебанием курса, за исключением увеличения капитальных расходов в США и Канаде, которые
составляют по 12 %.
Среди крупных компаний, которые мы исследовали, наибольшее увеличение бюджета в 2010 г.
показали Imperial Oil (более 50 %),
Canadian Natural Resources (более 64 %), Cenovus Energy (более 33 %), Penn West Energy Trust
(более 38 %), Murphy Oil (более
71 %), ARC Energy Trust (более
75 %) и Petrobank Energy and Resources (более 67 %). С другой стороны, крупные компании, которые запланировали сокращение
своих бюджетов в 2010 г. Royal
Dutch Shell (менее 10 %), ConocoPhillips (менее 29 %) and Nexen
(менее 27 %).
УВЕЛИЧЕНИЕ ЗАТРАТ
НА МЕЖДУНАРОДНЫЕ
ПРОЕКТЫ
По данным 134 опрошенных
компаний затраты на международные проекты в 2010 г. увеличатся на 10 % до 337 млрд долл.
(по сравнению с 305 млрд долл. в
2009 г.). Крупные компании Азии,
Ближнего Востока, России и Африки в 2010 г. планируют некоторое увеличение бюджета, в то
время как расходы европейских
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
компаний практически не изменятся. Мы считаем, что расходы на
международные проекты в 2010 г.
будут выше прогнозируемых.
Ведущие компании. В целом,
в 2010 г. мы ожидаем незначительное увеличение расходов со
стороны ведущих отраслевых
компаний. В среднем расходы
увеличатся на 1 %. Мы ожидаем,
что BP и Total сохранят свои расходы почти на прежнем уровне,
а ConocoPhillips и ExxonMobil
увеличат затраты на 14 и 11% соответственно. С другой стороны,
Chevron и Royal Dutch Shell планируют сократить расходы на международные проекты на 5 и 6 %
соответственно.
Ближний Восток/Африка. Мы
считаем, что капитальные затраты компаний Ближнего Востока и
Африки в 2010 г. могут увеличатся до 15 % ежегодно. На Ближнем
Востоке, Abu Dhabi National Oil
Company (ADNOC) и Kuwait Oil
Company планируют увеличить
капитальные затраты в 2010 г.
вдвое. В тоже время Saudi Aramco
и Qatar Petroleum Company планируют сократить расходы на 7 и 6 %
соответственно.
В Африке в 2010 г. затраты нигерийской Nigerian National Petroleum Corp. (NNPC), ангольской
Sonangol и ливийской National Oil
Corporation (NOC) значительно
возрастут. Три национальные нефтяные компании Ирака North
Oil Company, South Oil Company и
Missan Oil Company также планируют значительное увеличение затрат. Эти компании впервые принимают участие в нашем опросе.
Многие крупные национальные и
международные нефтяные компании, которые планировали реализацию проектов в Ираке, не включают расходы на E&P-операции в
Ираке в бюджеты на 2010 г. Эти
расходы будут включены в категорию «дополнительные». Мы
считаем, что Ирак может стать
одним из быстро развивающихся
рынков для нефтяных компаний в
ближайшие несколько лет.
Россия. Российские компании
показали самое значительное сокращение E&P-затрат в 2009 г., но
в 2010 г. этот показатель может повыситься. Gazprom, Gazprom Neft,
Lukoil, Rosneft, Surgutneftegaz и
TNK-BP планируют почти вдвое
увеличить затраты в 2010 г. в то же
время компания Novatek затраты
не увеличит. В среднем, затраты
российских компаний увеличатся
на 20 % это сопоставимо с их резким падением (на 30 %) в 2009 г.
Азия и Австралия. Тенденции
капитальных затрат государственных и международных нефтяных
компаний в Азии и Австралии несколько смешанные, но в целом
мы прогнозируем значительное увеличение этого показателя. В 2010 г. прогнозировалось
18 %-ное увеличение затрат для
этих компаний. Хотя некоторые
компании, такие, как индийская
ONGC, вьетнамская PetroVietnam
и PTT E&P планируют сокращение
затрат. Значительное повышение
E&P-затрат планируют китайские
компании CNOOC, PetroChina и
Sinopec. Кроме того, значительно
возрастут расходы Petronas (Малайзия) и Pertamina (Индонезия).
Ожидается, что возрастут расходы крупных нефтяных компаний
Австралии.
Латинская Америка. Значительное увеличение расходов в
Латинской Америке, руководствуясь амбициозными планами,
запланировала компания Petrobras
(до 25 %). Кроме того, Petrotrin и
Ecopetrol также ожидают большие
выгоды. Ни PDVSA (Венесуэла),
ни Pemex (Мексика) не планируют повысить свои затраты по
сравнению с 2009 г.
Более того, расходы Pemex могут сократиться на 6 % по сравнению с 2009 г.
Европа. Большинство европейских компаний, незначительно повысят свои расходы в 2010 г.
Только венгерская MOL Group и
Premier Oil повысят свои затраты.
Сокращение расходов запланировано такими компаниями как Repsol и Dana Petroleum.
МЕЖДУНАРОДНЫЕ
ИНВЕСТИЦИИ В ПРОЕКТЫ
СЕВЕРНОЙ АМЕРИКИ
Независимые компании с
представительствами в последнее время переводят часть своих
капиталов на международные
операции. Мы прогнозируем
25
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
Таблица. 5. E&P-затраты отраслевых компаний США в 2009–2010 гг.
Компания
Год
Компания
2010
2009
Abraxas Petroleum Corp.
Algonquin Oil & Gas
All Aboard Development Corp.
Alpine Drilling
Anadarko Petroleum Corp.
Antero Resources
Apache Corp.
Approach Resources Inc.
Arena Resources
Armstrong Energy Corp.
Arsenal Energy
Artex Oil Company
ATP Oil & Gas Corp.
B&R Energy
Ballantyne Oil & Gas
Barger Engineering
Baseline Oil & Gas
Bass Enterprises Production Co.
Bean Resources
Berry Petroleum Co.
BG Group
BHP Billiton
Bill Barrett Corp
Black Diamond Energy
Black Hills Corp.
BlueStone Natural Resources
BoMar Oil & Gas
BP
Brayton Operating
BreitBurn Energy Co. LLC
Brigham Exploration Co.
Buccaneer Energy
C. H. C. Gerard & Associates
Cabot Oil & Gas Corp
Callon Petroleum Co
Canan Mowrey Operating LLC
Carrizo Oil & Gas
Castex Energy
Chalker Energy Partners
Chaparral Energy
Chesapeake Energy Corp.
Chevron Corp.
Cimarex
Cirrus Production
Clayton Williams Energy
Clean Gas Inc.
CNX Gas
Colt Energy Inc.
30
1
4,5
4,5
2700
300
2100
53
150
4
14,5
20
400
5
0,4
2,6
4
200
14
240
50
657
380
0,3
38,3
9
0,3
6000
6
50
169,4
17,5
0,5
585
60
5
121
50
10
347
4550
4100
700
0,6
78,5
3,5
210
7,5
20
0,3
3,5
4,0
2700
195
1750
30
107
4
8,7
20
400
5
0,4
2,0
4
100
7
132
50
657
350
0,3
25,0
7,5
0,3
6000
0
32
52
1,8
0,5
580
35
5
107
10
5
122
3250
3600
525
0,4
78,5
6,5
325
9
Comstock Resources
Concho Resources
ConocoPhillips
Constellation Energy Partners
Continental Resources
Crawford Energy
Crimson Exploration
D.E. Limited
Dana Petroleum plc
Delta Petroleum
Denali Oil & Gas
Derek Oil & Gas Corp.
Devon Energy
Dugan Production
Dune Energy
Dynamic Offshore
Resources LLC
Eagle Oil and Gas
385
355
480 382,5
3100 4000
25
25
570
365
8
8
55
18
1,2
1,2
0
0,5
40
56
20
5
3
1
3850 2650
4
2,9
15 14,5
100
80
26
8
3
Год
2010
2009
Production Company
Kirkpatrick Oil Company
6
10
NM EXCO Resources
329,1
352
Kriti Exploration
11
1,5
Lamamco Drilling Co.
3
1,5
Lario Oil & Gas
37
37
Legacy Reserves
25
15
Lenapa Resources
0,7
1
Linn Energy
100
150
Lotus Operating Co. LLC
7,5
3
Magnum Hunter Resources
32,5
8
Makoil
2
1,5
Marathon Oil Corp.
1800 1632
Mariner Energy
609 587,5
Maritek Resources
50
40
Mark V Petroleum
0,2
0,2
McCombs Energy
20
20
McMoran Exploration Co.
155
155
Meade Energy Corp.
5
5
Melrose Resources
10
23
Meridian Resource Corp.
0
12
Merit Energy
75
70
Merrion Oil & Gas
12
15
Miesen Development Corp.
1
0,8
MKJ Xploration Inc.
1,5
0,8
Murex Petroleum Corp.
60
15
Murphy Oil Co.
450
350
NCL Natural Resources
100
20
Nelson Energy
4,5
4,5
Newfi eld Exploration Co.
1200 1334
Nexen
213,8
300
Noble Energy
1330
980
NuLoch Resources
15
0
Occidental Petroleum Corp. 00
1400 1100
Odyssey Petroleum Corp.
6
5,2
Osage Resources
16,3 12,4
Panhandle Oil & Gas
28
40
Paramount Resources Ltd.
9,5
7,8
Pearl Exploration and Production Ltd.
1
1,8
Penn Virginia Oil & Gas Corp. 325
195
Petrohawk Energy
1450 1100
Petroleo Brasileiro SA (Petrobras)
500
500
PetroQuest Energy
80
70
Petsec Energy
28
10
Pine Cliff Energy Ltd.
1,4
0,9
Pinnacle Gas Resources, Inc.
9
2,9
Pioneer Natural Resources
800
255
Plains Exploration and Production
900 1500
Company
Price Energy
2
1
Puckett Land Co.
10
11
Quicksilver Resources
338
300
Ram Energy Resources
50 32,5
Ramshorn International
30 47,5
Range Resources
950
750
Repsol YPF
700 1053
Rex Energy Corp.
80 42,5
Rio Petroleum
3
1,8
Rosetta Resources
225
125
Royal Dutch/Shell
3200 3500
Royal Offshore
30
20
S.L. Evans Operating Co.
2,5
3
Sandridge Energy
645
420
Saxet Petroleum
3,5
0,3
Saxon Oil Company
0,3
0,8
Sefton Resources Inc.
2,2
2,4
Seneca Resources
269 188
увеличение расходов по этой категории затрат. Ожидается, что
совокупный объем инвестиций
повысится на13 % по сравнению
с предыдущим годом.
ВЫВОДЫ
Мы задали представителям
компаний несколько вопросов о
своих бюджетов. Результаты ответов следующие.
• 45 % респондентов прогнозируют увеличить расходы на
разведку в 2010 г. по сравнению
с 2009 г. В этот период компании
тратили в среднем 16 % совокупных капитальных затрат на исследования. Это четкая позитивная
тенденция для сейсмических и
крупных компаний.
• Совокупные E&P-расходы
в 2009 г. сократились в соответствии с нашими прогнозами. Мы
считаем, что сокращение расходов
этой категории в 2009 г. составило
15 %.
• Компании составили свои
E&P-бюджеты на 2010 г. на основании цена на сырую нефть (WTI)
примерно 70,13 долл/брл. Средние
предположение цены на нефть
в середине года 50,18 долл/брл
было выше прогнозного выше
58,30 долл/брл. Наиболее часто упоминаемая цена на нефть, которая
приведет к сокращению E&P-бюджетов, составляет 50 долл/брл
нефти марки WTI.
• В среднем цены на природный
газ связанные в 2010 г. с E&P-бюджетами, составляют 5,21 долл/тыс.
фут3 (Henry Hub). Для сравнения:
в среднем естественное предположение, цена на газ, указанное в
нашем обзоре 2009 г., составляло
4,68–6,35 долл/тыс. фут3. Цены
на природный газ, при которых
многие респонденты начинают
сокращать бюджеты, составляют
4,00 долл/тыс. фут3. Подавляющее
большинство опрошенных нами
компаний (74 %) планируют потратить свои денежные средства в
2010 г. Это больше по сравнению с
предыдущим годом; когда этот показатель составлял 63 %.
• Примерно 42 % компаний
отметили сложность кредитного
рынка в 2009 г. Меньший процент
респондентов (32 %) ожидают
трудности с кредитными рынка№5 • май 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
Окончание таблицы 5
Компания
Год
2010
Edge Petroleum
Edmiston Oil Company
El Paso Corporation
EnCana
Encore Energy Partners
Energen Corporation
Energy XXI
EnerPlus Resources
Eni
Enterra Energy Trust
EOG Resources
Epsilon Energy Ltd.
EQT Corp.
ExxonMobil
Flash Gas & Oil Southwest
Forest Oil Corp.
Gasco Energy
Gastar Exploration Ltd.
GeoMet Operating Co.
GMX Resources
Goodrich Petroleum Corp.
Grand Mesa Operating Co
Gulfport Energy Corp
Hess
HighMount E&P LLC
Holmes Western Oil
Houston American Energy
Howard Energy Corp.
IDC Energy Corp
Inland Ocean Inc.
Jasper Oil Producers
JW Operating
Kinder Morgan
Компания
2009
Год
2010
0
3 Slawson Exploration
37,5
0,8
0,5 South Texas Oil Company
0
900
750 Southport Exploration
0,1
1,950 2,000 Southwestern Energy Co.
1300
10
8 St. Mary Land and Exploration Co.
375
310
267 Statoil
1800
80
104 Stone Energy Corp.
350
100 65,3 Strat Land Exploration
24
1200 1200 Sue Ann Operating
5
9
8,5 Swift Energy Corp.
200
3,375 2,800 Talisman Energy
900
22,5 20,5 Tammany Oil & Gas
2
565
650 Te-Pe Oil & Gas
4
2200 2000 Teton Energy Corporation
3
1
1 The Cumming Company
8,5
600
468 Tilford Pinson Exploration
4,5
10
10 Toce Energy
3,1
53,7 45,4 Total
1000
12,5
9,3 Trans Pacifi c Oil
25
192
121 Trendwell Energy Corp.
5
190
200 Ultra Petroleum
1000
6
3 US Operating
5
59
43 Vanguard Natural Resources
5
1700 1100 Venoco Inc.
180
200,2 145,3 Vision Exploration LLC
1
9
10 W & T Offshore
400
18
5 Warren Resources, Inc. 45 9
45
0,3
0,3 Whiting Petroleum Corp. 600 470
600
0,5
0,5 WhitMar Exploration Company
25
2,5
1,3 Williams Cos 1,008 1,101
1008
0,8
0,5 Woodside Petroleum 146 185
146
128,3
220 Zone Energy LLC 5.5 0
5,5
79 494,6 (+11,7 %)
260
246 Всего, долл.
2009
30
1,1
0,1
1250
302
1800
300
12
5
164
525
0,5
4
3
7,5
1
1,3
850
25
4
735
0
4,3
160
1
290
9
470
10
1101
185
0
71 184,9
Источник: Barclays Capital
Таблица 6. E&P-затраты отраслевых компаний Канады в 2009–2010 гг.
Компания
Год
2010
Компания
2009
Год
2010
Action Energy
0
0,6 Iteration Energy
90
Advantage Oil & Gas
86
95 Kallisto Energy
20
Altima Resources Ltd.
30,4
0 Lario Oil & Gas
3
Amidon Creative Enterprises, Ltd.
0,3
0,3 Merit Energy
10
Anderson Energy Ltd.
71,3 28,7 Midnight Oil Exploration
34
Angle Energy Inc.
90,3 47,3 Midway Energy Ltd.
30,4
Anterra Energy Inc.
14
1,3 Monterey Exploration
4,4
Apache Corp.
500 500 Murphy Oil Co.
600
ARC Energy Trust
540 308 Nexen
190
Arcan Resources Ltd.
14,3 12,2 Nordic Oil & Gas
4,3
Arsenal Energy
14,5
8,7 North Peace Energy Corp.
0
ATP Oil & Gas Corp.
100
50 NuLoch Resources
14
Barnwell of Canada, Ltd.
9,5
6 Open Range Energy Corp.
43
Base Oil & Gas
3,8
0 Orleans Energy
41,8
Baytex Energy Ltd.
223 144 Painted Pony Petroleum Ltd.
86
Bellamont Exploration
13
12 Paramount Energy
77
Bellatrix Exploration Ltd.
38
17 Paramount Resources Ltd.
118,8
Berens Energy Ltd.
36,1 23,5 Paris Energy
0
BG Group
100 100 Pearl Exploration and Production Ltd. 46,6
Birchcliff Energy Ltd.
123,5
91 Penn West Energy Trust
807,5
Bonavista Energy Trust
299,3 195,8 Petrex Energ
1,7
Bonterra Oil & Gas Ltd.
40
26 Petrobank Energy and Resources
500
BP
500 500 Petro-reef Resources Ltd.
4,4
Canadian Natural Resources Ltd. 2445 1492 Peyto Energy Trust
178
Canadian Spirit Resources Inc.
10
1 Polaris Resources
4
Canext Energy
11,4
7 ProspEx Resources
21,4
Celtic Exploration
119 104 Provident Energy
53
Cenovus Energy
800 600 Quicksilver Resources
52
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
2009
56
1,3
3
10
34
15
14.3
350
261
4,4
5,2
4
22
38,3
48
56,5
69,5
0,1
28,7
587
1,3
300
4,4
78
0,5
13
77
100
ми и соответствующим влиянием
на расходы в 2010 г.
• Пятый год подряд, цены на
природный газ были выделены в
качестве наиболее важных факторов, определяющих E&P-расходы
в следующем году. Примечательно, что доля респондентов, ссылающихся как на ключевой фактор
на наличие капитала, увеличивается второй год подряд (до 35 % с
29 % в 2009 г. и до 23 % в 2008 г.). В
то же время число компаний, увеличивающих расходы на бурение
и открывающие перспективные
запасы, снижается второй год
подряд.
• Разведка по-прежнему рассматривается как лучшие операции за пределами Северной Америки, а перспективы разведки в
Северной Америке по-прежнему
не радуют.
• Второй год подряд гидроразрыв пласта/стимуляция и горизонтальное бурение чаще всего
упоминаются операторами, имеющими наибольшее влияние в отрасли. Учитывая, что технологии
интенсификации и горизонтального бурения – основные технологии, используемые в разработке сланцев, это не удивительно.
Третье место в рейтинге в 2009 г.
заняли 3D/4D-сейсмические исследования.
Это исследование не является статистическим сравнением с
оценками за предыдущие годы,
потому что компании, принимающие участие в опросе каждый год
меняются.
ПРИЗНАКИ УЛУЧШЕНИЯ
Ослабление воздействия финансового кризиса предыдущего
2009 г. на нефтяную и газовую
отрасль можно четко проследить. Уже в феврале 2009 г. стало очевидным, что наш прогноз
20 %-ного сокращения активности бурения в США был слишком
оптимистичным. После пересмотра в обзоре в середине года мы
были гораздо ближе к истине, с
прогнозом бурения 37966 скважин. По данным государственных
организаций и других, в 2009 г. в
действительности было пробурено 37 204 скважины, это на 32 %
чем в 2008 г.
27
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
Окончание таблицы 6
Компания
Century Energy Ltd.
Chevron Corp.
Cinch Energy Corp.
Compton Petroleum Corp.
Connacher Oil & Gas Ltd.
ConocoPhillips
Corridor Resources Inc.
Crescent Point Energy
Crew Energy Inc.
Cygam Energy Inc.
Daylight Resources Trust
Deethree Exploration
Delphi Energy Corp.
Devon Energy
Diaz Resources Ltd.
EMM Energy Inc.
EnCana
EnerPlus Resources
Enterra Energy Trust
EOG Resources
Epsilon Energy Ltd.
Exall Energy Corp.
ExxonMobil
Fairborne Energy
Forest Oil Corp.
Freehold Royalty Trust
Galleon Energy Inc.
GeoMet Operating Co.
Great Plains Exploration Inc.
Greentree Gas & Oil Ltd.
Hawk Exploration
Hemisphere Energy Corp.
Imperial Oil
Insignia Energy Ltd.
International Sovereign Energy
Ironhorse Oil & Gas Inc.
2010
Год
1
300
24
48
242
1000
38
385
114
0,1
190
15
61,8
600
8
0,6
1700
300
11
325
2,5
7,1
350
111
0
23
160
0,5
12,3
1
14,3
1
2850
20
6
12,8
2009
1
300
8
35
245
1400
35
283
104,4
0,1
139
6,3
33,5
500
2,6
0,5
1800
221,9
6
250
2,5
5,2
300
102
77
12
107
0,3
6,2
0,9
3
0,4
1900
6
7
9,2
Компания
Ramshorn International Ltd.
Result Energy Inc.
Ripper Oil & Gas
Rock Energy Inc.
Royal Dutch/Shell
Ryland Oil Corp.
Second Wave Petroleum Ltd.
Sentinel Rock Oil
Sharon Energy Ltd.
Spartan Exploration
Spitfi re Energy Ltd.
Stealth Ventures
Storm Exploration Inc.
Suncor Energy
Sure Energy
Talisman Energy
Taylor Hill Exploration Ltd.
Terra Energy Corp.
Texalta Petroleum
Total
TRAFINA Energy Ltd.
Triangle Petroleum
Triton Energy
Tuscany Energy
Twin Suite Energy Ltd.
Vecta Energy Corporation
West Energy Ltd.
West Isle Energy
WesternZagros Resources Ltd.
WestFire Energy Ltd.
Yangarra Resources Ltd.
Yoho Resources
Zapata Energy Corp.
Zargon Energy
Всего
2010
95
47,5
1,5
41
1800
0
23,7
2
2,3
33,3
2,4
1
80
570
9,5
800
0,3
47,5
4
800
2,9
7,6
3,6
19
35,6
0
57
0,2
40,9
35,2
1,4
13,8
11
55
Год
2009
47,5
0
0
16,5
2000
17,5
16,5
0,5
1,3
2,6
2,2
1
34
200
3
700
0,3
23,5
2
800
1,7
7,8
2,2
2,6
9,6
0,2
40
0,2
37,4
15,2
0,4
11,3
11
42
22 846,8 (+23,4 %) 18 513,7
Источник: Barclays Capital
Тем не менее, прогнозы, связанные со второй «Великой депрессией», так и не материализовались, и восстановление цен на
нефть и, в меньшей степени, на
газ позволило операторам составить более оптимистичные планы
на 2010 г.
Наше исследование американских нефтяных и газовых
компаний дало удивительно положительные результаты в 2010 г.
Основные операторы планируют
увеличить свои программы бурения на 30 % в 2010 г., независимые
компании рассчитывают пробурить примерно на 79 % больше
скважин, чем это было в 2009 г.
Этот энтузиазм операторов
не совсем сочетается с E&P-бюджетами в США, согласно исследованиям Barclays Capital. Исследование 197 компаний показывает,
менее значительное восстановле28
ние расходов; рост составит всего
12 % в 2010 г.
На основании данных государственных органов и других,
мы прогнозируем 15%-ное увеличение активности бурения. Этот
прогноз отражает напряженность на кредитных рынках и неопределенность перспектив цен
на природный газ, который попрежнему составляет основную
часть активности бурения США.
Тем не менее, в 2009 г. произошло
значительное увеличение численности парка буровых установок на
нефть. Прогноз World Oil на 2010 г.
включает следующие данные:
• активность бурения в США увеличится на 15 % до 42 749 скважин;
• число буровых установок
США установки составит в
среднем 1463 единицы, это на
28 % по сравнению с 2009 г.
• после падения в 2008 г. активности бурения в Канаде более
чем на 50 %, этот показатель
увеличится на 19 % до 9510 скважин.
Цены в США. Поскольку в декабре 2008 г. цены на нефть упали
до 30 долл/брл ОПЕК занял жесткую позицию снижения добычи,
Иран и Венесуэла также поддержали это решение. Но так как во
второй половине 2009 г. цены на
нефть восстановились, картель
столкнулся с проблемой поддержания дисциплины, и соблюдения решения вплоть до декабря
2009 г. Повышение цен на сырую
нефть началось позднее, чем прогнозировали большинство специалистов, но стоимость West Texas
Intermediate сделала свою работу и
к концу декабря 2009 г. цены возросли до79 долл/брл. В среднем в
конце 2009 г. цены на нефть колебались в пределах 61,95 долл/брл.
Добыча в странах ОПЕК увеличилась и появились первые признаки
восстановления спроса на нефть в
США. Хьюстонская группа Long
& Littell (GL&L) прогнозирует повышение цен на нефть в 2010 г.
в среднем до 80,50 долл/брл, что
гораздо выше, чем в предыдущих
прогнозах.
GL и L прогнозирует также значительный рост цен на
природный газ, в среднем до
7,15 долл/тыс. фут3 (Henry Hub).
Эта цена на 76 % больше, чем в
2009 г., когда этот показатель составлял 4,06 долл/тыс. фут3, это
может зависеть от продолжительной холодной погоды в США и
большего потребления природного газа. Тем не менее, большие
объемы природного газа готовы добывать на месторождении
Маркеллус и других сланцевых
участках, это может отразиться
и на ценах, которые снизятся до
6,50 долл/тыс. фут3. Energy Information Administration (EIA) более
осторожно прогнозирует в 2010 г.
цены на газ и определяет их в диапазоне 5,36 долл/тыс. фут3.
Опрос операторов США. Исследования WO 14 ведущих буровых
компаний США (интегрированных компаний и независимых с
масштабными программами бурения), и 150 независимых опе№5 • май 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
Таблица 7. E&P-затраты ведущих отраслевых компаний на проекты вне Северной Америки
в 2009–2010 гг.
Компания
Год
2010
Abu Dhabi National Oil Co. (ADNOC)
3800
Aladdin Middle East Ltd. 25 12.3
447
Anadarko Petroleum Corp. 1,350 1,200
Apache Corp. 1,900 1,750
Argenta Oil & Gas Inc. 6 3
25
87,5
1350
1900
6
Arelian Oil & Gas 16 8
Bankers Petroleum 93 56
BG Group 4,700 4,500
16
93
4700
BHP Billiton 1,333 1,333
BP 8,500 8,500
1333
8500
BPZ Resources, Inc. 187.5 86
Bridge Energy AS 31.4 12.7
Brisbane Petroleum Inc. 1.5 0
Cairn Energy plc 850 920
Calvalley Petroleum 23 18
Canacol Energy 25 14
Canadian Natural Resources Ltd.
Candax Energy Inc. 7.6 5
187,5
31,4
1,5
850
23
25
440
7,6
Carrizo Oil & Gas 4 3
Centric Energy 15 0
4
15
CEPSA 305.1 279.2
305,1
CGX Energy 70 7
70
Chariot Oil & Gas Ltd. 5 25
5
Chevron Corp. 12,900 13,600
CNOOC 7,820 6,600
Coastal Energy Company 85 65
ConocoPhillips 5,600 4,900
Cue Energy Resources NL 15.6 19.5
Cygam Energy Inc. 9 1.2
Dana Petroleum plc 300 400
Devon Energy 550 440
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
12 900
7820
85
5600
15,6
9
300
550
Dominion Petroleum Ltd. 37.5 13.5
Drillsearch Energy Ltd. 13 10.5
Ecopetrol SA 4,509 3,764
Egyptian General Petroleum Corp.
El Paso Corporation 200 250
Eni 10,000 10,000
EOG Resources 200 50
Epsilon Energy Ltd. 5 7
ExxonMobil
Forest Oil Corp. 0 5
Frontera Resources 20 8
Gastar Exploration Ltd. 0 16.8
Gazprom 13,410 11,803
Gazprom Neft 2,595 1,990
Gran Tierra Energy 105 95
Hardy Oil and Gas 40 20
Hellenic Petroleum SA 14 16
Hess 2,150 2,000
Holloman Energy Corp. 10 0
Intl. Frontier Resources 0 5.2
InterOil E&P 47.9 37.9
JKX Oil & Gas PLC 120 110
KazMunaiGas 604 300
И
Компания
2009
37,5
13
4509
2235
2-10 000
200
5
18 000
0
20
0
13 410
2595
105
40
14
2150
10
0
47,9
120
604
Год
2010
2750 Nigerian National
11 500
Petroleum Corp. (NNPC)
12,3 Niko Resources 255 447
255
0 Noble Energy 1,070 420
1070
1200 Noreco 300 300
300
1750 North Oil Company 150 120 150
3 Northern Petroleum Plc
27
27 25
8 Novatek 900 900
900
56 Nunaoil A/S 1 3.2
1
4500 Occidental Petroleum
2200
Corp. 2,200 1,900
1333 OGDCL (Pakistan) 950 880 950
8500 Oil & Natural Gas Corp.
3600
Limited (ONGC)
86 OMV AG 2,000 1,800
2000
12,7 Orca Exploration 7 11
7
0 Pacifi c Rubiales
356,3
920 Pan Orient Energy Corp.
50
18 Pertamina
2782
14 PetroSA
600
626 Petro Vista Energy
24
5 Petrobank Energy and
250
Resources
3 PetroChina
20 000
0 Petroleo Brasiliero SA
20 000
(Petrobras)
279,2 Petroleos de Venezuela, SA 5271
(PDVSA)
7 Petroleos Mexicanos
15 200
(Pemex)
25 Petroleum Development of 2350
Oman (PDO)
13 600 Petrolifera
53
6600 Petronas
6500
65 Petrotrin
469
4900 PetroVietnam
2900
19,5 Pioneer Natural Resources
50
1,2 Plains Exploration and
0
Production Company
400 Premier Oil
650
440 PTT Exploration and
1816,4
Production
13,5 Qatar Petroleum Company 3400
10,5 Repsol YPF
3300
3764 ROC Oil
153
2055 Rosneft
6180
250 Royal Dutch/Shell
16 000
10 000 Santos, Ltd.
2576
50 Saudi Aramco
7900
7 Saxon Oil Company
0
16 200 Sea Dragon Energy
6
5 ShaMaran Petroleum
53
8 Sinopec
9000
16,8 Sonangol
15 000
11 803 Sonatrach
5500
1990 South Oil Company
640
95 Statoil
10 350
20 Stealth Ventures
15
16 Stone Energy Corp.
0
2000 Stream Oil & Gas
14,3
0 Stuart Petroleum Limited
6
5,2 Suncor Energy
760
37,9 Surgutneftegaz
4080
110 Talisman Energy
2000
300 Tethys Petroleum
30
№5 • май 2010
2009
9600
420
300
120
25
900
3,2
1900
880
3960
1800
11
152
49
1569
250
6
230
14 000
16 000
5271
16 200
2275
65
5800
331
3200
45
50
350
3004,8
3600
3510
105
5075
17 000
1248
8500
3,3
16,5
0
6800
12 000
5400
310
10 350
0
0
2,6
26
500
3070
2000
30
раторов показали меньшее число
скважин, чем указано в первоначальном прогнозе.
Ведущие компании пробурили
5090 скважин, на 382 меньше, чем
прогнозировалось в 2009 г., в то
время как независимые операторы пробурили 1565 скважин, значительно меньше по сравнению с
прогнозом 2009 г., составляющим
3087 скважин. Следует помнить,
что респонденты из года в год
меняются, это ограничивает точность данных для сравнения. Но
поскольку мы получили данные
от большего числа компаний в
2010 г., чем в 2009 г., то считаем,
что операторы действительно сократили планируемые программы
бурения.
В 2010 г. ведущие буровые компании ожидают, что их программы
сократятся на 30 % до 6603 скважин. Только 3,3 % из этих скважин
будут разведочными. Ведущие
компании по-прежнему сосредоточены на эксплуатационном
бурении.
Ведущие компании сосредоточат внимание на разведочном бурении в Техасе, месторождении
Маркеллус, Пенсильвании и Западной Виргинии.
Независимые компании США,
будучи более зависимыми от денежных средств, чем ведущие операторы планируют более быстрое
восстановление активности и в
2010 г. пробурят на 79 % больше,
чем в 2009 г. или 2795 единиц. Независимые компании продолжают
быть более активными в разведке,
чем ведущие операторы, и планируют увеличить активность разведочного бурения на 13 % в 2010 г.,
особенно, в шт. Техас и Канзас. В
совокупности, ведущие и независимые компании планируют пробурить 9398 скважин в 2010 г., что
составит около 22 % повышения.
Число буровых установок. По
данным Baker Hughes число буровых установок в 2009 г. в среднем
сократилось на 39 % до 1143 единиц по сравнению с 1878 единицами в 2008 г. Это сокращение было
большим, чем сокращение числа
скважин, пробуренных в США,
что отражает повышение эффективности использования буровых
установок.
29
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
Окончание таблицы 7
Компания
Key Petroleum 3.3 0.8
Kuwait Oil Company 5,500 4,850
Lukoil 6,000 4,800
Marathon Oil Corp. 1,035 816
Melrose Resources 133 142
Missan Oil Company 400 25
MOL Group 731 402
Murphy Oil Co. 950 1,200
National Oil Corporation (NOC)
Nautical Petroleum 17 16
Newfi eld Exploration Co. 100 116
Newton Energy 4 0
Nexen 1,401.3 1,100
2010
Год
3,3
5500
6000
1035
133
400
731
950
4610
17
100
4
1401,3
2009
0,8
4850
4800
816
142
25
402
1200
3500
16
116
0
1100
Компания
TNK-BP
Toreador Resources
Total
TransAtlantic Petroleum
TransGlobe Energy Corp.
Tullow Oil
Vaalco Energy
Valiant Petroleum plc
Williams Cos
Wintershall Holding AG
Woodside Petroleum
2010
Год
3900
10
12 350
105
46,1
1150
60
202,9
36
900
2779
2009
3300
8
12 350
70
35.2
1175
60
132
26
900
4451
Всего, долл. 37 039,0 (+10,5 %) 305 072,0
Источник: Barclays Capital
Таблица 8. Прогноз на 2010 г. активности бурения скважин
Штат, регион
Алабама
Аляска
Аляска-шельф2
Арканзас
Калифорния
Калифорния-шельф2
Колорадо
Мексиканский залив2
Иллинойс
Индиана
Канзас
Кентукки
Луизиана1
Север
Юг
Мичиган
Миссисипи1
Монтана
Небраска
Нью-Мексико
Нью-Йорк
Северная Дакота
Огайо
Оклахома
Пенсильвания
Южная Дакота
Теннеси
Техас1
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
Виргиния
Западная Виргиния
Вайоминг
Другие3
Всего
1
Всего скважин
2010 г.
2009 г.4
200
145
14
883
1895
22
2905
392
525
215
3390
1950
1326
1034
292
295
330
270
175
1815
515
650
670
2298
4570
66
190
10 967
432
379
605
689
1910
825
672
1020
2251
614
950
620
735
695
1200
3300
146
42 749
185
140
9
833
1805
14
2502
397
550
208
3125
1633
1275
995
280
185
275
220
125
1580
217
450
650
1695
4315
22
172
9843
400
355
540
695
1530
1029
610
850
1719
585
925
605
680
675
607
2621
196
37 204
Разница, %
8,1
3,6
55,6
6,0
5,0
57,1
16,1
–1,3
–4,5
4,4
8,5
19,4
4,0
3,9
4,3
59,5
20,0
22,7
40,0
14,9
137,3
44,4
3,1
35,6
5,9
200.0
10,5
11,4
8,0
6,8
12,0
–0,9
24,8
–19,8
10,2
20,0
30,9
5,0
2,7
2,5
8,1
3,0
97,7
25,9
–25,5
14,9
Протяженность, фут
2010 г.
2009 г.4
3750
1740
184
6980
5032
149
20 335
5788
1365
516
10 509
3250
12 587
9565
3022
590
2934
952
613
12 655
1287
10 433
2613
18 075
21 479
330
599
90 508
2171
2918
4920
6683
21 870
8745
3830
7523
15 757
3131
5985
6975
5586
1946
5940
24 750
127
273 602
3541
1695
109
6520
4785
123
17 390
5762
1430
497
9450
2970
12 048
9164
2884
389
2448
780
475
11 014
499
7200
2470
13 340
20 117
110
516
81 968
1998
2663
4381
6721
17 426
10 861
3428
6205
12 239
3036
6059
6951
5163
1890
2848
21 432
132
239 111
За исключением федерального шельфа и шельфа штатов включая Мексиканский залив
Включая скважины на федеральном шельфе и шельфе штатов
Включая Аризону, Флориду, Миссури, Неваду, Орегон и Вашингтон
4
Оценка 2009 г., основанная на данных, предоставленных федеральными агентствами и API
1
2
3
30
Разница, %
5,9
2,7
68,8
7,1
5,2
21,1
16,9
0,5
–4,5
3,8
11,2
9,4
4,5
4,4
4,8
51,7
19,9
22,1
29,1
14,9
157,9
44,9
5,8
35,5
6,8
200,0
16,1
10,4
8,7
9,6
12,3
–0,6
25,5
–19,5
11,7
21,2
28,7
3,1
–1,2
0,3
8,2
3,0
108,6
15,5
–3,8
14,4
Самый большой перепад показателя в Техасе, который потерял
в среднем 359 буровых установок,
затем в Оклахоме и Колорадо.
Пенсильвания, Канзас и Северный округ Луизианы нарушили
тенденцию, увеличив число буровых установок на 87, 82 и 34 %
соответственно.
В сумме в июне 2009 г. число
буровых установок в США составляло 876 единиц, но к декабрю
2009 г. увеличилось до 1282 установок. Мы считаем, что численность
парка будет по-прежнему увеличиваться и в 2010 г. достигнет в
среднем 1463 единиц, что на 28 %
больше по сравнению с 2009 г.
Эта тенденция объясняется повышением активности сланцев в
басс. Сан – Хуан, Маркеллус и
Хейнсвилл.
Бурение в деталях. Поскольку
цены на нефть восстановились
гораздо быстрее, чем цены на газ
активность бурения на природный газ бурения восстанавливается медленнее (по сравнению с
бурением нефтяных скважин).
Число буровых установок на газ
и на нефть, традиционно составляющее соотношение 80:20, к концу 2009 г. изменилось – буровые
установки на нефть составили
35 % парка. В 2010 г., опять прогнозируется сдвиг в сторону повышения активности бурения на
газ, что объясняется сланцевым
месторождением Маркеллус, где
аренда на бурение составляет от
шести месяцев до двух лет. Это
подтверждается полученными
недавно от энергетического инвестиционного банка Tudor Pickering
и RigData данными, которые указывают, что число буровых установок в басс. Аппалачи неуклонно
растет, примерно до 120 единиц
в начале января 2010 г., это около
10 % всех установок, работающих
в стране.
С учетом падения в 2009 г. цен
на газ, это не удивительно, что Западная Виргиния, в которой преобладают газовые месторождения,
а также часть басс. Маркеллус показала самый большой процент
спада активности бурения – свыше 70 % до 607 скважин с 2062 в
2008 г. Пенсильвания, на территории которой также расположен
№5 • май 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
Таблица 9. Планы на 2010 г. активности бурения скважин 14 ведущих операторов США
Штат, регион
Всего
Алабама3
Аляска
Арканзас
Калифорния
Калифорния-шельф
Колорадо
Мексиканский залив
Флорида
Луизиана
Техас
Индиана
Канзас
Кентукки
Луизиана3
Север
Юг
Мичиган
Миссисипи3
Монтана
Нью-Мексико
Северо-запад
Юго-восток
Нью-Йорк
Северная Дакота
Оклахома
Пенсильвания
Теннеси
Техас3
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
Виргиния
Западная Виргиния
Вайоминг
Всего
0
40
769
1348
1348
421
82
0
74
8
0
0
3
340
331
9
0
0
0
124
41
83
1
83
233
139
0
1167
26
1
8
26
470
239
10
19
139
16
169
44
3
0
48
289
5090
2009 г.
Разведочные Эксплуатационные Всего
0
4
13
0
0
0
20
0
18
2
0
0
0
55
51
4
0
0
0
5
1
4
1
4
18
23
0
33
1
0
0
1
3
22
0
0
4
0
1
1
0
0
7
1
184
0
36
756
1348
1348
421
62
0
56
6
0
0
3
285
280
5
0
0
0
119
40
79
0
79
215
116
0
1134
25
1
8
25
467
217
10
19
135
16
168
43
3
0
41
288
4906
4
37
700
1619
1619
392
126
0
107
19
0
3
494
483
11
0
0
40
190
20
170
0
127
277
370
0
1634
65
1
13
32
672
174
19
36
258
48
251
65
6
0
136
448
6603
2010 г.
Горизонтальные
Разведочные Эксплуатационные 2009 г.
2010 г.
0
0
5
0
0
0
17
0
16
1
0
0
0
32
32
0
0
0
0
12
8
4
0
4
11
46
0
51
5
0
0
5
1
39
0
0
9
0
0
1
0
0
39
4
221
4
37
695
1619
1619
392
109
0
91
18
0
3
0
462
451
11
0
0
40
178
12
166
0
123
266
324
0
1583
60
1
13
27
671
135
19
36
258
48
251
64
6
0
97
444
6382
0
20
766
95
95
0
0
0
0
0
0
0
0
251
251
0
0
0
0
5
0
5
0
3
139
109
0
773
25
0
0
4
458
94
10
0
5
0
149
28
2
0
43
1
2207
0
24
691
129
129
0
2
0
2
0
0
0
0
187
187
0
0
0
0
35
3
32
0
11
174
349
0
1151
60
0
0
7
661
92
19
0
0
0
251
61
6
0
131
0
2890
СВМ2
2009 г.
2010 г.
0
0
0
0
0
15
0
0
0
0
0
0
3
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
46
0
0
0
0
0
27
0
0
0
0
19
0
0
0
0
106
170
0
0
0
0
0
21
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
243
265
Ведущие компании, определенные как интегрированные или крупные независимые операторы с масштабными программами бурения в нескольких штатах
Горизонтальные и СВМ-скважины, включая разведочные и эксплуатационные
3
За исключением скважин на федеральном шельфе и шельфе штатов, включая Мексиканский залив
1
2
Таблица 10. Планы на 2010 г. активности бурения скважин 150 независимых операторов США
Штат, регион
Всего
Алабама
Аризона
Арканзас
Калифорния
Калифорния-шельф
Колорадо
Мексиканский залив
Луизиана
Техас
Иллинойс
Индиана
Канзас
Кентукки
Луизиана3
Север
29
0
13
250
250
17
7
4
3
3
10
103
1
123
105
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
2009 г.
Разведочные Эксплуатационные Всего
11
0
3
10
10
11
2
0
2
2
5
49
1
19
10
№5 • май 2010
18
0
10
240
240
6
5
4
1
1
5
54
0
104
95
42
0
25
445
445
101
12
6
6
10
6
151
0
114
91
2010 г.
Горизонтальные
Разведочные Эксплуатационные 2009 г.
2010 г.
13
0
4
13
13
15
3
0
3
1
3
80
0
13
7
29
0
21
432
432
86
9
6
3
9
3
71
0
101
84
0
0
0
21
21
2
0
0
0
0
1
0
27
27
0
0
0
21
21
17
0
0
0
0
0
0
0
38
38
СВМ2
2009 г.
2010 г.
26
0
0
0
0
1
0
0
0
0
0
1
0
0
0
40
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
31
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
Окончание таблицы 10
Штат, регион
Юг
Мичиган
Миссисипи
Монтана
Небраска
Невада
Нью-Мексико
Северо-запад
Юго-восток
Нью-Йорк
Северная Дакота
Огайо
Оклахома
Пенсильвания
Южная Дакота
Техас
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
Виргиния
Западная Виргиния
Вайоминг
Всего
2009 г.
Разведочные Эксплуатационные Всего
Всего
18
28
15
4
0
1
22
12
10
0
18
8
28
45
5
803
115
40
33
32
25
44
54
164
116
29
93
58
0
2
15
15
1565
9
0
1
3
0
1
5
0
5
0
2
0
2
15
0
115
1
18
11
9
3
8
6
9
11
11
24
1
0
0
0
4
261
9
28
14
1
0
0
17
12
5
0
16
8
26
30
5
688
111
22
22
23
22
36
48
155
105
18
69
57
0
2
15
11
1304
23
42
77
3
0
1
32
14
18
0
43
13
55
164
7
1375
18
57
63
49
19
68
49
313
536
74
62
67
2
16
34
25
2795
2010 г.
Горизонтальные
Разведочные Эксплуатационные 2009 г.
2010 г.
6
2
5
2
0
1
5
0
5
0
11
1
14
10
3
159
3
22
27
19
3
5
6
19
9
19
23
4
2
0
0
13
373
Независимые операторы, представляющие смежные сектора
Данные по СВМ-скважинам, включают разведочные и эксплуатационные скважины
3
За исключением скважин на федеральном шельфе и шельфе штатов, включая Мексиканский залив
1
2
Таблица 11. Активность операторов (по числу скважин) в Мексиканском заливе в 2009 г.
Компания
Anadarko
Ankor Energy
Apache
Arena Energy
ATP Oil & Gas
B&L Exploration
Beryl Oil & Gas
BHP Billiton
Black Elk Energy
Black Pool Energy
BP
Century Exploration
Chevron
Cobalt
ConocoPhillips
Contango O&G
Deep Gulf Energy
Devon Energy
El Paso
Energy XXI
Eni
ERT
ExxonMobil
GoMex Energy
Hall-Houston
Helis Oil & Gas
Hess
Hilcorp Energy
Hunt Oil
Число скважин
12
13
29
9
2
1
1
7
1
3
18
4
44
2
1
1
3
6
1
6
6
2
5
5
3
2
2
3
5
Компания
LLOG
Marathon
Mariner Energy
Maritech Resources
Marlin Coastal
Martin-Marks Operating
McMoRan
Newfi eld Exploration
Nippon Oil
Noble Energy
Peregrine Oil & Gas
Phoenix
Probe Resources
PXP
Repsol YPF
Rooster Petroleum
Samson Contour Energy
Shell
SPN Resources
Stone Energy
Tana Exploration
Tarpon
Taylor Energy
Total
Vermilion Bay Exploration
W&T Offshore
Walter Oil & Gas
Yuma E&P
Total1
Число скважин
6
3
12
4
1
1
3
9
6
2
1
2
2
3
1
1
2
18
1
7
7
6
6
1
1
11
6
1
318
Суммарное значение может отличаться от суммы, приведенной в других таблицах по причине применения
различного метода расчета
Источники: ODS-Petrodata и World Oil
1
32
17
40
72
1
0
0
27
14
13
0
32
12
41
154
4
1216
15
35
36
30
16
63
43
294
527
55
39
63
0
16
34
12
2422
0
5
0
3
0
0
3
0
3
0
14
1
13
19
5
122
1
7
3
0
2
11
6
0
2
6
54
30
0
0
5
4
245
СВМ2
2009 г.
2010 г.
0
5
0
2
0
0
7
0
7
0
26
1
17
77
7
182
13
27
14
10
0
20
0
1
1
11
31
54
1
0
4
7
412
0
0
0
0
0
0
12
12
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2
0
0
42
0
0
0
0
0
0
10
10
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
16
0
0
66
басс. Маркеллус, показала 20 %-не
снижение до 1038 скважин. В 2010 г.
мы планируем, что Западная Виргиния удвоить удвоит число пробуренных скважины (до 1200 единиц), а Пенсильвания покажет
увеличение до 4570 скважин.
Несмотря на сланцевый басс.
Хейнесвилл, расположенный в
северной части Луизианы, активность бурения в этом регионе
в 2009 г. упала на 10 %. Большая
часть формирования Хейнсвилл
зажата между слоями обычной
породы, что делает его разработку более экономичной, чем другие
сланцы.
Нефтеносные сланцы Бакен,
расположенные в Монтане и Северной Дакоте способствовали
значительному скачку активности бурения на 7 %, это наибольшее увеличение с 1955 г. В число
операторов в этом регионе недавно вошли такие компании как
XTO, приобретенная ExxonMobil
за 30 млрд долл. В 2010 г. компания
планирует расширить вдвое программы бурения в Северной Дакоте. Мы прогнозируем 44 %-ное
увеличение числа скважин, про№5 • май 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
буренных в этом штате в 2010 г.,
и 23 %-ное увеличение числа скважин в шт. Монтана.
Техас в 2009 г. сохранил свою
активность бурения. В 2009 г. мы
прогнозировали значительное
падение активности бурения в
пермском бассейне нефтяных
скважин и лишь незначительное
сокращение числа скважин на
Барнетт Шейл. В действительности все получилось наоборот. На
месторождении Барнетт в Районе
9 было пробурено 1621 скважин
(64 % снижение), в то время как
в Районе 8, в пермском бассейне, было пробурено 565 скважин,
меньше чем в 2008 г. на 25 %. Мы
ожидаем, что Район 8 в 2010 г.
вернется к прежней активности и
увеличит число скважин на 31 %.
В то же время активность в Районе 9 останется прежней. В сумме активность бурения в Техасе
увеличится на 11 %, в 2010 г., до
Всего
Сухие
Другие
Газ
Нефть
Иточник: American Petroleum Institute
Рис. 5. Активность бурения в период 1979-2009 гг.
10 967 скважин. По данным Техасского альянса Alliance of Energy Producers TPI (Texas Petro
Index) продолжалт снижаться на
протяжении всего 2009 г., достигнув к концу года 188,4 с пикового значения в 285,4 в сентябре и
октябре 2008 г.
СОКРАЩЕНИЕ ЧИСЛА
БУРОВЫХ УСТАНОВОК
в начале 2009 г. в США работали 1623 буровые установки
вращательного бурения – максимальное число таких систем в году.
В первом полугодии 2009 г. число
буровых установок сократилось на
50 %, достигнув к июню 876 единиц.
На 57 %меньше, чем максимальный показатель (2031 установка) за
22–летний период, в который пик
пришелся на 2008 г. После достижения нижнего предела в июне,
число установок стало медленно,
но устойчиво увеличиваться и к
концу года достигло 1179 единиц.
В 2009 г. среднее число установок
составило 1143 единиц, что на
39 % меньше, чем в тот же период 2008 г., когда среднее значение числа установок составило
1879 единиц.
Численность парка буровых
установок в Техасе сократилась на
425 единиц с 898 установок в 2008 г.
до 473 установок в 2009 г. Тем не
менее, на сегодняшний день Техас остается лидером по числу
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
установок, с более чем в три раза
больше установок. Следующим
штатом по числу установок является Луизиана. Штаты с особенно
значительным сокращением численности парка включают Оклахому (сокращение на 104 установки) и Колорадо (сокращение на
63 установки).
Несмотря на резкий спад числа
буровых установок в первой половине 2009 г., два штата существенно увеличили этот показатель,
включая Пенсильванию (на 87 %
больше) и Канзас (на 82 % больше). Также рост числа буровых
установок наблюдался в северной
части Луизианы, где этот показатель увеличился на 34 %.
В начале 2010 г. появились
первые признаки восстановления численности парка, которое
началось еще в середине 2009 г.
и будет продолжаться на протяжении 2010 г. В период с 15 по
22 января число буровых установок США возросло на 34 единицы
до 1282 единиц – максимальный
рост численности за неделю.
На 22 января 2009 г. число буровых установок увеличилось на
46 % по сравнению с минимальным показателем июня (876 установок). Мы прогнозировали, что в
среднем численность парка буровых установок в 2010 г. составит
1463 единицы, что составляет на
28 % больше выше среднего показателя 2008 г.
В соответствии с переписью
NOV Downhole, ранее известной
как Reed-Hycalog, проведенной
в ноябре 2009 г., общее число
установок США увеличилось на
93 единицы или на 3 % до 3169 установок. Быстрое увеличение числа
новых вновь построенных буровых установок за последние несколько лет способствовало удовлетворению спроса, более того,
новые установки все еще поступают на рынок.
Таким образом, владельцы
буровых установок быстрее, чем
33
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
Рис. 6. Изменение численности парка
буровых установок
Рис. 7. Средняя численность парка буровых установок
Таблица 12. Среднее число эксплуатирующихся буровых установок США1
Штат, регион
2009 г.
Алабама
Алабама-шельф
Аляска
Аляска-шельф
Арканзас
Калифорния
Калифорния-шельф
Колорадо
Канзас
Кентукки
Луизиана
Север
Внутренние воды
Юг
Шельф
Миссисипи
Монтана
Невада
Нью-Мексико
Нью-Йорк
Северная Дакота
ОгайоОклахома
Пенсильвания
3
1
7
1
45
22
1
51
20
10
154
91
9
16
39
10
3
3
45
2
51
8
96
43
2008 г. Разница,
%
4
1
7
1
50
40
1
114
11
109
167
68
20
25
53
13
11
3
78
6
68
12
200
23
–25,0
0,0
0,0
…
–10,0
–45,0
0,0
–55,3
81.8
0,0
–7,8
33,8
–55,0
–36,0
–26.4
–23.1
–72,7
0,0
–42,3
–66,7
–25,0
–33,3
–52,0
87,0
Штат, регион
Южная Дакота
Теннеси
Техас
Шельф
Внутренние воды
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
Виргиния
Западная Виргиния
Вайоминг
Другие2
Всего
2009 г.
0
2
473
2008 г. Разница,
%
0
16
18
38
41
95
69
14
30
67
17
27
38
19
4
23
41
5
2 –100,0
4 –50,0
898 -47,3
8 –50,0
2
…
24 –33,3
34 –47,1
62 –38,7
90 –54,4
181 –47,5
125 –44,8
30 –53,3
64 –53,1
128 –47,7
26 –34,6
42 –35,7
82 –53,7
42 –54,8
5 –20,0
27 –14,8
74 –44,6
6 –16,7
1143
1878 –39,1
4
Источник: Baker Hughes
В категорию «Другие» включены Флорида, Индиана, Айова, Мериленд, Мичиган, Орегон и Вашингтон
1
Дневная ставка, долл.
2
среднее
среднее
среднее
среднее
среднее
Источник: The Land Rig Newsletter
Рис. 8. Средняя дневная ставка за аренду буровых установок мощностью 1000 л.с.
34
Число буровых установок
Активность бурения на газ/нефть, %
Число буровых установок
обычно производят обмен устаревших систем на новые. В 2009 г.
из эксплуатации были выведены 164 установки, что на 178 %
больше, чем в 2008 г., когда этот
показатель составлял 59 единиц.
Обновленный, более эффективный парк буровых установок
США объясняет, почему снижение числа систем было более значительным, чем 32%-ное падение
числа скважин, пробуренных в
2009 г.
В 2009 г. коэффициент использования буровых установок
снизился до 40 % (с 83 % в 2008 г.),
достигнув самого низкого уровня
за последние 20 лет. Эти данные
основаны на среднем числе буровых установок в 2009 г., входящих в категорию «эксплуатирующиеся», составившем 1264 единицы.
Используя данные обзора Baker
Hughes, сделаем вывод, что коэффициент использования буровых
установок снизился до 36 %.
По данным ODS-Petrodata,
числа самоподъемных буровых
оснований коэффициент их использования в Мексиканском заливе в 2009 г. снизился на 25,4 %,
а к ноябрю этот показатель увеличился до 30 %. По данным The Land
Rig Newsletter (LRNL), в 2009 г.
дневная ставка за аренду буровых
установок мощностью 1000 л.с.
на юге центральной части США
ежеквартально снижалась. Средняя дневная ставка за аренду в
2009 г. составила 13512 долл. или
на 21 % меньше по сравнению со
средним показателем арендной
ставки в 2008 г., составлявшей
17 125 долл.
№5 • май 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
УВЕЛИЧЕНИЕ ДОБЫЧИ НЕФТИ В США
СЫРАЯ НЕФТЬ И КОНДЕНСАТ
После длительного снижения
добычи нефти в США за последние
три десятилетия в 2009 г. в этом
направлении произошло резкое
изменение. Добыча нефти и конденсата возросла почти на 7 % в
среднем чуть менее 5,3 млн брл/сут,
с чуть меньше 5,0 млн брл/сут в
2008 г. Согласно историческим
данным, Energy Information Administration (EIA), это первое увеличение добычи в США с 1991 г.
и первое увеличение добычи более чем на 1 % с 1984 г. Кроме того,
это самое значительное процент-
Потребление
Добыча
Импорт
Данные EIA за период 1971–2009 гг.
Рис. 9. Добыча и потребление природного газа в США, трлн фут3
Таблица 13. Добыча в США сырой и конденсата по штатам
Суточная добыча, тыс. брл
2009 г.*
2008 г.**
Штат, регион
Алабама
Аляска1
Аризона2
Арканзас
Калифорния1
Колорадо
Флорида
Иллинойс
Индиана
Канзас
Кентукки
Луизиана1
Мичиган
Миссисипи
Миссури2
Монтана
Небраска
Невада2
Нью-Мексико
Нью-Йорк2
Северная Дакота
Огайо
Оклахома
Пенсильвания
Южная Дакота
Теннеси2
Техас1
Юта
Виргиния2
Западная Виргиния
Вайоминг
Всего в США
48 нижних штатов
21,0
675,1
0,1
17,5
663,2
65,2
4,2
25,2
4,7
109,0
8,4
1419,5
16,2
65,5
0,2
80,7
6,0
1,0
170,9
1,0
219,0
16,4
181,2
9,5
4,7
0,8
1298,5
64,5
0,0
4,0
145,7
5299,0
4623,9
20,7
684,6
0,1
16,7
653,9
65,9
5,4
25,8
5,1
108,4
7,2
1216,7
17,0
60,6
0,3
86,4
6,6
1,2
162,7
1,1
172,0
15,7
175,5
9,9
4,6
0,9
1229,1
60,3
0,0
4,4
145,0
4963,9
4279,3
Включая федеральные и воды штатов
Слишком низкая добыча для исследования
*Оценка на основании данных API и DOE
**Пересмотренные DOE данные
1
2
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
2009*
Годовая добыча, тыс. брл
2008**
Разница, %
7665
246 420
51
6384
242 075
23 792
1517
9216
1702
39 778
3072
518 133
5902
23 908
82
29 450
2190
365
62 387
372
79 938
5993
66 147
3459
1703
283
473 967
23 541
5
1460
53 194
1 934 151
1 687 731
7546
249 874
52
6079
238 691
24 054
1956
9423
1858
39,582
2645
444 104
6223
22 102
99
31 545
2394
435
59 403
386
62 776
5,715
64,065
3611
1697
344
448,618
21,998
7
1593
52,943
1 811 818
1 561 944
1,6
–1,4
–1,9
5,0
1,4
–1,1
–22,4
–2,2
–8,4
0,5
16,1
16,7
–5,2
8,2
–17,2
–6,6
–8,5
–16,1
5,0
–3,6
27,3
4,9
3,2
–4,2
0,4
–17,7
5,7
7,0
–28,6
–8,3
0,5
6,8
8,1
ное увеличение добычи нефти с
1955 г.
Такое увеличение добычи нефти
в США произошло благодаря трем
источникам: наземным месторождениям Техаса (особенно пермскому бассейну), новым месторождениям Мексиканского залива,
разработка которых началась в 2009 г.
и нефтеносным сланцам Баккен в
Северной Дакоте и Монтане.
В действительности, в Северной
Дакоте, Луизиане и Texaсе (последние два, включая государственные
и федеральные воды Мексиканского залива) добыча нефти увеличилась более чем на 116,5 млн брл по
сравнению с 2008 г, что составило
95 % совокупного увеличения добычи нефти в США.
Месторождение Баккен является постоянным источником
нефти; разработка этих запасов
связана с низким риском и высокой добычей, благодаря горизонтальному бурению и инновационным технологиям гидроразрыва,
которые используются в Северной Америке при разработке газоносных сланцев.
По данным Departmentof Mineral Resources Северной Дакоты,
операторы планируют увеличить
добычу в 2010 г., примерно на 50 %.
В разработку проектов Мексиканского залива в 2009 г. были вложены долгосрочные инвестиции,
которые не так чувствительны к
краткосрочным изменениям цен
(по сравнению с наземными проектами разработки). Они включают в себя месторождение Шензи
с добычей 120 000 брл/сут, Таити с
добычей 135 000 брл/сут, и Тюндер
Хок с добычей 60 000 брл/сут.
ПРИРОДНЫЙ ГАЗ
Всего в США добыча газа увеличилась на 3,7 % в 2009 г. до 22 трлн
фут3; разница между поставками и
спросом сократилась на 1,5 %. EIA в
2009 г. заявил, что США будут независимы от импортного газа к 2030 г.
Увеличение добычи связано с повышением активности разработки
нетрадиционных ресурсов газа, в
основном сланцевых участков.
35
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
добыча нефти в 2009 г.
Общее число эксплуатационных нефтяных скважин в США
осталось практически неизменным в 2009 г. из-за низких цен в
первой половине года и частичного их восстановления во второй
половине года. К концу 2009 г.,
суммарное число нефтяных скважин увеличилось лишь на 70 единиц до 526 114 (по сравнению с
526 044 скважинами в 2008 г.).
После нескольких лет изменения числа скважин в большую
или меньшую сторону 2009 г. с
этой точки зрения был достаточно стабильным. Наибольший
прирост был зарегистрирован в
Пенсильвании (1641 скважина),
максимальное сокращение числа
произошло в Индиане (1862 скважины).
Семь штатов, по-прежнему
имеющих максимальное число скважин, включают Техас,
Оклахому, Канзас, Калифорнию,
Огайо, Нью-Мексико и Луизиану. В сумме на их долю приходится 78 % совокупного числа
нефтяных скважин. Эти пять
штатов на протяжении многих
лет лидируют по числу скважин,
но в 2008 г. к их числу присоединилась Луизиана. На седьмом
месте находится Нью-Мексико.
Число скважин в Техасе снизилось на 599 единиц, но в целом
осталось самым высоким в страТысячи
Фонтанирование
Механизированная добыча
Рис. 10. Оценка добычи нефти
36
не (149 102 скважины). Бурение
пермского бассейна остается
сравнительно активным, несмотря на экономический спад, что
привело к примерно 1250 скважинам в районах 7C и 8. Но этот
прирост остался незамеченным
из-за значительного сокращения числа скважин в районах 1,
7B, 8А, 9 и 10. Восточный Техас,
район 6E, стал единственным, в
котором увеличилось число скважин (на 62 единицы). В Оклахоме, Канзасе, Калифорнии и
Таблица 14. Оценка добычи нефтяных скважин на конец 2009 г.
Штат, регион
Алабама
Аляска**
Аризона
Арканзас
Калифорния**
Колорадо
Внешний шельф*
Мексиканский залив
Тихий океан
Флорида*
Иллинойс
Индиана
Канзас
Кентукки
Луизиана
Север
Юг
Воды штата
Мичиган
Миссисипи
Миссури
Монтана
Небраска
Невада
Нью-Мексико***
Нью-Йорк
Северная Дакота
Огайо
Оклахома
Пенсильвания
Южная Дакота
Теннеси
Техас**
Район 1
Район 2
Район 3
Район 4
Район 5
Район 6
Район 6Е
Район 7В
Район 7С
Район 8
Район 8А
Район 9
Район 10
Юта
Виргиния*
Западная Виргиния
Вайоминг
Всего*
Фонтанирование Механизированная
добыча
101
444
0
0
391
–
1159
917
242
36
5
–
12
–
–
–
–
–
1943
0
–
0
0
–
0
561
99
0
–
0
0
8723
698
311
1696
228
170
627
0
362
938
2119
344
800
430
94
0
952*
1405
14 973
753
1325
19
6913
51 090
–
1454
1320
134
23
15 714
–
–
18 041
–
–
–
–
–
1396
488
1226
70
–
3617
3862
29 359
83 621
–
251
280
140 378
12 728
1479
5781
1384
1620
2838
4814
8790
11 455
39 200
22 654
18 402
9233
3052
3
3013*
7428
370 363
Всего
2009 г.
Увеличение/ Разница, %
сокращение
2008 г.
854
854
1769
1793
19
18
6913
7740
51 481
50 856
9733
8477
2613
3030
2237
2655
376
375
59
58
15 719
15 892
2856
4718
56 009
54 605
18 053
18 343
19 990
20 747
16 407
16 396
3341
4057
242
294
3800
3600
3339
3260
488
425
4412
4422
1226
1485
70
102
20 020
20 090
3617
3559
4574
4221
29 458
29 434
83 621
83 161
19 841
18 200
251
151
280
250
149 102 149 701
13 426
13 667
1790
1848
7478
7525
1612
1647
1790
1865
3465
3511
4814
4752
9152
9377
12 393
11 976
41 319
40 489
22 998
23 345
19 202
19 552
9663
10 147
3146
3047
3
3
3965
3627
8833
10 175
526 114 526 044
0
–24
1
–827
625
1256
–417
–418
1
1
–173
–1862
1404
–290
–757
11
–716
–52
200
79
63
–10
–259
–32
–70
58
353
24
460
1641
100
30
–599
–241
–58
–47
–35
–75
–46
62
–225
417
830
–347
–350
–484
99
0
338
–1342
70
0,0
–1,3
5,6
–10,7
1,2
14,8
–13,8
–15,7
0,3
1,7
–1,1
–39,5
2,6
–1,6
–3,6
0,1
–17,6
–17,7
5,6
2,4
14,8
–0,2
–17,4
–31,4
–0,3
1,6
8,4
0,1
0,6
9,0
66,2
12,0
–0,4
–1,8
–3,1
–0,6
–2,1
–4,0
–1,3
1,3
–2,4
3,5
2,0
–1,5
–1,8
–4,8
3,2
0,0
9,3
–13,2
0
*Оценка World Oil
**Включая воды штатов
***Оценка Ziff Energy Group estimate
№5 • май 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
Огайо прирост числа скважин
небольшой, всего на 3 %. В шт.
Нью-Мексико, число скважин
снизилось на 70 единиц, а в шт.
Луизиана сокращение составило
757 скважин. Основное сокращение пришлось на Южный округ
и федеральные воды, в то время
как в Северном районе прирост
скважин составил 11 скважин.
Северный район продолжает доминировать с 16407 компаниями,
добывающими нефть, (82 % совокупной добычи Луизианы). Ко-
лорадо и Пенсильвания в четыре
раза увеличили число нефтяных
скважин. Южная Дакота показала самый высокий процентный
прирост числа скважин, увеличив этот показатель на 100 единиц. В общей сложности число
скважин в этом регионе достигло
251 единицы.
К концу 2009 г. двенадцать
штатов имели наименьшее число нефтедобывающих скважин.
Индиана, в которой в течение
последних трех лет число сква-
жин ежегодно уменьшается, показала почти 40%-ное сокращение – максимальное среди всех
штатов. Кроме того, число скважин в федеральных водах Мексиканского залива сократилось на
418 единиц.
На основе этих данных можно сделать вывод, что в 2009 г.
активность механизированной
добычи увеличилась на 96,1 %
по сравнению с предыдущим
годом, когда этот показатель составлял 94,8 %.
ДОБЫЧА ГАЗА В 2009 г.
Несмотря на низкие цены на
природный газ, экономическую и
нормативную неопределенности
и значительный большой сдвиг
в сторону добычи нефти в ряде
стран-производителей, число газовых скважин в США увеличилось
на 5,6 % в 2009 г. К концу 2009 г.
число газовых скважин увеличилось на 24 448 единиц в общей
сложности до 458 376 скважин, по
сравнению с 433 928 в 2008 г. Наибольшие успехи приходятся на
пять штатов, включая Вайоминг
(5163), Техас (5039), Пенсильванию (3936), Оклахому (3736) и Западную Виргинию (3436). Число
пробуренных в этих штатах скважин составило 87 % совокупного прироста газовых скважин в
США.
Увеличение числа скважин
пришлось в основном за счет
бурения нетрадиционных ресурсов, таких как Маркеллус, в
Пенсильвании и Западной Виргинии, Хейнсвилл и Барнетт Шейл
в Техасе, Вудфорд в Оклахоме,
а также СВМ-скважин в Паудер
Ривер в шт. Вайоминг. На основе исследования был сделан вывод, что большая часть скважин
была пробурена в 2008 г., когда
цены на газ составляли в среднем
9,12 долл/тыс. фут3 (Henry Hub).
Кроме того, были введены в эксплуатацию несколько газопроводов, несмотря на тот факт, что
цены упали более чем на 50 %, в
среднем на 4,06 долл/тыс. фут3.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
Техас сохранил свой статус
штата с большим числом газовых
скважин, увеличив суммарный показатель на 93 507 единиц. Район
6 район в Восточном Техасе, попрежнему лидирует по числу скважин, увеличив их на 15 468 единиц
или 7,2 % (по сравнению с 2008 г.).
Район 6 увеличил число скважин
на газ из плотных пластов и в регионе Хейнесвилл. В районе 9,
на месторождении Барнет число скважин увеличилось более
чем на 2600 скважин, достигнув
в общей сложности 14 366 единиц. Пенсильвания и Западная
Виргиния продолжают занимать
второе и третье места, соответственно.
В Пенсильвании на конец 2009 г.
было пробурено 56 636 скважин;
в Западной Виргиния этот показатель достиг 50 602 единиц.
Оклахома сохраняет четвертое
место с 43 580 скважинами. Огайо
находится на пятом месте, увеличив число скважин на 107 единиц, и достигнув суммарного по-
Тысячи
Рис. 11. Оценка добычи природного газа
Таблица 15. Оценка добычи природного газа на конец 2009 г.
Штат, регион
Алабама
Аляска
Аризона
Арканзас
Калифорния
Колорадо
Внешний шельф*
Мексиканский залив
Тихий океан
Всего скважин
2009 г.
2008 г.
5974
145
6
6225
1620
30 751
1859
1850
9
5789
151
6
6554
1540
29 126
2460
2453
7
Увеличение/сокращение
185
–6
0
–329
80
1625
–601
-603
2
Разница, %
3,2
–4,0
0,0
–5,0
5,2
5,6
–24,4
–24,6
28,6
37
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
Окончание таблицы 15
Штат, регион
Иллинойс
Индиана
Канзас
Кентукки
Луизиана
Север
Юг
Воды штата
Мериленд*
Мичиган
Миссисипи
Миссури
Монтана
Небраска
Нью-Мексико***
Нью-Йорк
Северная Дакота
Огайо
Оклахома
Орегон
Пенсильвания
Южная Дакота
Теннеси
Техас**
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
Виргиния***
Западная Виргиния
Вайоминг
Всего
Всего скважин
2009 г.
2008 г.
51
960
24 238
16 909
18 860
17 010
1709
141
6
10 600
2320
49
6510
338
31 766
6675
203
34 911
43 580
21
56 636
89
260
93 507
2245
2987
3601
13 101
5578
15 468
5071
13 684
4065
262
14 366
13 079
5679
6224
50 602
32 568
458 376
45
975
23 698
16 290
19 213
16 723
2298
192
8
9900
2370
47
6459
321
31 277
6683
211
34 804
39 844
2
52 700
81
220
88 468
2317
3048
3634
12 684
5132
14 435
5279
13 352
3874
264
11 738
12 711
5501
5891
47 166
27 405
433 928
Увеличение/сокращение
6
–15
540
619
–353
287
–589
–51
–2
700
–50
2
51
17
489
–8
–8
107
3736
19
3936
8
40
5039
–72
–61
–33
417
446
1033
–208
332
191
–2
2628
368
178
333
3436
5163
24 448
Разница, %
13,3
–1,5
2,3
3,8
–1,8
1,7
–25,6
–26,6
-25,0
7,1
–2,1
4,3
0,8
5,3
1,6
–0,1
–3,8
0,3
9,4
950,0
7,5
9,9
18,2
5,7
–3,1
–2,0
–0,9
3,3
8,7
7,2
–3,9
2,5
4,9
–0,8
22,4
2,9
3,2
5,7
7,3
18,8
5,6
*Оценка World Oil
**Включая воды штатов
***Оценка Ziff Energy Group estimate
казателя в 35 000 скважин. Вайоминг показал максимальный
прирост числа скважин в США,
это позволило ему превзойти Колорадо и занять шестое место по
числу газовых скважин с общим
показателем 32 568 скважин. Активность в басс. Сан-Хуан в НьюМексико и Колорадо на протяжении последних нескольких
лет падает, но оба штата показали прирост числа скважин –
489 в Нью-Мексико и 1625 в Колорадо.
Только семь штатов показали сокращение числа газовых
скважин по сравнению с 2008 г.
На этот раз, самое значительное сокращение в шт. Луизиана
(до 353 скважин) и Арканзас (до
329 скважин). Наибольшее сокращение в Луизиане было зарегистрировано в Южном районе
(589 скважин). На шельфе Луизианы также было зарегистрировано сокращение числа скважин
на 51 единицу.
Кроме того, сокращение числа
скважин было зарегистрировано в
Миссисипи (50 скважин), Индиана
(15 скважин), Нью-Йорк (8 скважин), Северная Дакота (8 скважин) и на Аляске (6 скважин).
В федеральных водах Мексиканского залива в 2009 г. было
зарегистрировано максимальное
сокращение – на 603 газовые
скважины, или почти 25 %. В общей сложности в этом регионе
пробурено 1850 газовых скважин.
ПОСЛЕДСТВИЯ СНИЖЕНИЯ ЦЕН
НА ПРИРОДНЫЙ ГАЗ
L. Parent, редактор-консультант
Переход на природный газ в качестве топлива для производства электроэнергии будет способствовать стабилизации
рынка, а также разработка сланцевого газа и введение в эксплуатацию нескольких проектов СПГ
Альтернативное использование природного газа расширяется. Поскольку мы пробурили
много газовых скважин, то может
рассчитывать на обеспечение и
2009 г. не стал исключением. Доказанные запасы газа в США, по
38
оценкам, достигли 250 трлн фут3
по состоянию на конец 2009 г., и
будут увеличиваться дальше. Весомыми запасами являются сланцы. Но и разработка сланцевого
газа не избежит проблем, которые могут затормозить их актив-
ное развитие, таких как удаление
отходов, качество водоснабжения
и политические вопросы. Спрос
на североамериканский газ практически не изменился, и был довольно долгое время слабым.
Повышение эффективности сго№5 • май 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
Вайоминг – Айова, 1000 млн
Вайоминг – Орегон,
фут3/сут (строительство нового
2400 млн фут3/сут
трубопровода, 2010 г.)
(строительство двух новых
Импортные трубопроводы,
трубопроводов, 2011 г.) Вайоминг – Северная Дакота,
750 млн фут3/сут
Миссури – Огайо,
(2 проекта, 2010 г.)
500 млн фут3/сут
1800 млн фут3/сут
(2 проекта, 2011 г.)
Трубопроводы в/из Канады,
225 млн фут3/сут
(2 проекта, 2009–2010 гг.)
Орегон, 1300 млн фут3/сут
(строительство нового
трубопровода, 2011 г.)
Импортный трубопровод СПГ,
700 млн фут3/сут
(1 проект, 2011 г.)
Проекты повышения
пропускной
способности
и строительство новых
трубопроводов,
3418 млн фут3/сут
(8 проектов,
2009–2011 г.)
Импортный трубопровод СПГ,
842 млн фут3/сут
(1 проект, 2011 г.)
Трубопровод,
5210 млн фут3/сут
(9 проектов, 2009–2011 гг.)
Оклахома – Арканзас – Техас –
Луизиана, 5968 млн фут3/сут
(7 проектов, 2009–2011 гг.)
Экспортные трубопроводы,
1000 млн фут3/сут
(2 проекта, 2010 г.)
Импортный трубопровод СПГ,
6630 млн фут3/сут (3 проекта,
2009–2011 гг.)
Юго-запад – Юго-восток,
6710 млн фут3/сут
(8 проектов, 2009–2011 гг.)
Источник: Energy Information Administration, GasTranGas Transportation Information System,
Natural Gas Pipeline Projects Database, May 2009
Рис. 12. Проекты расширения пропускной способности газопроводов на 2009–2011 гг.
рания помогло сохранить спрос
в течение последних несколько
лет, но экономический спад отчасти затормозил этот процесс.
Предполагая, что доказанные запасы газа будут расти быстрее,
чем спрос, можно составить перспективу снижения цен на природный газ.
ПОСТАВКИ
Есть два основных пути поставок газа: потенциальные ресурсы
и доказанные запасы. Потенциальные ресурсы – это ресурсы,
которые, несомненно, имеются,
но мы не имеет к ним доступа.
Миссия Комитета по потенциальным ресурсам (Potential Gas
Committee – PGC) заключается
в попытке угадать, где они располагаются и как их добыть. Доказанные ресурсы – это запасы,
которые оценены и которые мы
можем добыть и отправить на
хранение.
По данным Energy Information
Administration (EIA) на конец 2008 г.
доказанные запасы природного
газа в нижних 48 штатах составляли 245 трлн фут3, что на 2,9 %
больше, чем на конец 2007 г. если
добавить к этим запасам потенциальные ресурсы, то получим
1836 трлн фут3 на конец года 2008 г.
С доказанными запасами EIA мы
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
получим общую оценку ресурсов
2081 трлн фут3 по состоянию на
конец 2008 г. Это очень много газа,
если сравнить его объем с годовым объемом добычи, который составляет 22 трлн – и 26 трлн фут3
в течение последних двух десятилетий.
Из этих расчетов США хватит
газа почти на 100 лет. Я считаю,
что доказанные запасы составляли на конец 2009 г. около 250 трлн
фут3. Потенциальные ресурсы по
оценке PGC на конец 2008 г. увеличились примерно на 542 трлн
фут3. Комитет отметил в своем
докладе, что доля сланцевого газа
составляла в 2008 г. 616 трлн, или
34 % совокупных потенциальных
запасов.
Сланцевый газ
В соответствии с опубликованной eia оценкой запасов, 2007 г.
Были добавлены значительные
запасы сланцевого газа в объеме
26,6 трлн фут3, это наибольший
прирост за последние 32 года.
Такой значительный прирост
произошел благодаря активной
разработке сланцев, в первую
очередь в Техасе, Оклахоме, Луизиане и Арканзасе. Из 33 трлн
фут3 доказанных запасов сланцевого газа на конец 2008 г., почти
29 трлн фут3 находятся в этих шта-
тах. Операторы, занимающиеся
строительством трубопроводов,
отстают от бурильщиков, особенно высокими темпами строительство трубопроводов осуществляется на Юго-Западе страны. По
данным отчета EIA опубликованным в сентябре 2009 г., был введен в эксплуатацию дополнительный трубопровод на юго-западе
с пропускной способностью
19,864 млрд фут3/сут. Строительство еще одного трубопровода с пропускной способностью
20 млрд фут 3/сут намечено на
2010–2011 гг. (рис. 12).
Хотя строительство трубопроводов на Западе страны будет
ограничено в ближайшие несколько лет, компания El Paso до
сих пор сооружает трубопровод
Ruby 680, по которому газ будет
транспортировать из региона Скалистых Гор на терминалы в Малин
(Орегон), а оттуда по сети трубопроводов по всему Западному побережью.
Другой проект Sunstone, который будет реализоваться консорциумом Williams LLC, Trans
Canada и Sempra, строительства
42-дюймового трубопровода протяженностью 601 миля из Опал
(Вайоминг) в Станфилд (Орегон),
где он будет соединен с трубопроводной сетью. Один из крупнейших проектов строительство
трубопровода в Скалистых горах,
который будет соединен с более
чем 25 трубопроводами, транспортирующими газ из Мексиканского залива центральных
регионов США. В 2009–2011 гг.
планируется строительство трубопровода с пропускной способностью 9 млрд фукт3/сут. Этот
трубопровод будет транспортировать газ с месторождения
Маркеллус. Следует учесть, что
Маркеллус, который расположен
в шт. Нью-Йорк, Огайо, Пенсильвания и Западная Виргиния постепенно становится одним из
важнейших газодобывающих
регионов США.
Одной из проблем сланцевых
месторождений является водоснабжение. Гидроразрыв сланцевых газовых скважин включает
в себя использованные больших
объемов воды, содержащей пе39
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
сок и химические вещества. Эту
воду надо где-то брать. Жители
Пенсильвании выразили озабоченность по этому поводу и особенно примеси химических веществ получить в своих водных
скважинах. Мэр Нью-Йорка Michael Bloomberg хочет законодательно запретить разработку
сланцев в районе водораздела
города, который простирается
на юго-восток от Нью-Йорка.
Если все заинтересованные стороны не придут к согласию, разработка Маркеллус может быть
сокращена.
Канада также располагает
сланцевыми участками. Сланцевый газ в районе Форт-Нельсон
на севере Британской Колумбии
в настоящее время быстро развивается; в этом регионе строится
завод СПГ. В этом регионе планируется расширение рынка.
Apache Canada недавно подписала соглашение на приобретение 51 % активов проекта
строительства экспортного терминала Kitimat LNG, а также
51 % объемов производства. В
декабре 2008 – январе 2009 г.
строительство терминала получило экологическое одобрение
со стороны администрации провинции. Первые поставки СПГ,
как ожидается, начнутся в 2014 г.
Kitimat будет связан с западными газодобывающими регионами Канады посредством
300-мильного трубопровода Pacific Trail Pipeline, на строительство
которого был затрачен 1,1 млрд
канадских долл.
CBM
Запасы метана в угольных пластах находятся в Колорадо, НьюМехико и Вайоминге. На эти три
штата в 2008 г. приходилось примерно три четверти доказанных
запасов метана угольных пластов. Активная разработка СВМзапасов велась в регионе Скалистых гор; газ транспортировался
по трубопроводу Rockies Express
Pipeline, но в последние годы добыча СВМ упала в связи со снижением активности бурения. В
Вайоминге, где объем запасов
быстро вырос в последние годы,
а добыча продолжает расти, на
40
конец 2008 г. доказанные запасы
СВМ сократились примерно на
1 трлн фут3 по сравнению с 2007 г.
и, и по всей вероятности, будут
уменьшаться и далее.
В Канаде большая часть запасов метана в угольных пластах залегает в пров. Альберта, в которой
также зарегистрировано падение
активности в последние годы.
В 2009 г. Energy Resources Conservation Board утвердил 1041 новое разрешение на разработку
СВМ-запасов. Это почти половина
разрешений, выданных в 2008 г.
(2031 разрешение) и около одной
трети разрешений, выданных в
2005 г. (3106).
СПГ
В мировом масштабе, проекты СПГ становятся все более
масштабными. Может случиться так, что сланцы будут играть
ключевую роль в развитии рынка
СПГ. Строительство регазификационных терминалов ведется
высокими темпами. Планируются дополнительные рейсы танкеров. Отрасль СПГ состоит из трех
основных секторов – сжижения,
транспортировки и регазификации, управляемых различными
органами. Например, газ в открытом море является товаром,
который может быть доставлен
в любой из многочисленных терминалов, разбросанных по всему побережью Атлантического
и Тихого океанов и их бассейнов. Импортные терминалы СПГ
США и Канады расположены от
Техаса и Массачусетса до Новой
Шотландии, и на западном побережье США. Это интересное
время для игроков, транспортирующих 3 трл фут3, мгновенно
реагирующих на малейшее изменение цен.
Согласно прогнозам, импорт
США сжиженного природного
газа увеличится в 2010 г. примерно на 600 млрд фут3/сут. В 2008 г.
было завершено строительство
крупнейших трубопроводных
проектов на северо-востоке, непосредственно связанных с СПГ.
Компания Dominion увеличила
пропускную способность СПГтерминала Cove Point на юге штата Мэриленд, чтобы соединить
трубопровод в Виргинией и Пенсильванией.
Suez LNG завершила проект
строительства трубопровода в
Neptune LNG-морском порте, расположенного в 10 милях от Глостера (Массачусетс). Пропускная
способность трубопровода составит 750 млн фут3/сут СПГ. Строительство в этом регионе связано
с определенными сложностями,
отчасти из-за противодействия со
стороны местных общественных
и экологических организаций.
Рынок СПГ будет продолжать расширяться, особенно, если игроки
смогут договориться относительно
долгосрочных контрактов, например, строительства новых АЭС.
Цены
Существует много игроков,
заинтересованных в ценообразовании: добывающие компании,
маркетологи, владельцы трубопроводов и покупатели, и это только
некоторые из них. Как только газ
поступает на поверхность и проходит через системы измерения
на устье скважины, трубопроводов и, наконец, пользователя, возникают проблемы с неучтенными
потерями при транспортировке.
Производители заключают сделки
с покупателям еженедельно или
ежемесячно. При повышении
объемов транспортировки предоставляются скидки. Стоимость
транспортировки колеблется в
зависимости от числа участников
сделки.
В некоторых местах, маркетологи могут обратиться к поставщикам с просьбой снизить цену.
В 2009 г. Цены были достаточно
низкими, поскольку началась разработка сланцевого газа и были
составлены благоприятны прогнозы развития отрасли в ближайшие
годы. Прогноз повышения цен на
газ по причине длительной холодной погоды, оправдался, но с наступлением потепления цены снизились. В 2009 г. В зимний период
цены на природный газ достигли
6 долл/тыс. Фут3, однако с наступлением тепла, этот показатель
снизился до 3–4 долл/тыс. фут3.
К сожалению, прогноз понижения цен достаточно реальный,
поскольку вскоре начнутся актив№5 • май 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
ные разработки сланцевого газа в Техасе и Пенсильвании.
Потребление, трлн фут3
Спрос
В регионе от Техаса до
Пенсильвании пробурено
очень много недорогих газовых скважин, которые
вскоре начнут эксплуатироваться. Если изучить
прогноз EIA потребления
природного газа (рис. 13),
мы видим, что пик в 22 трл
фут3 приходится на 1972 г.
и к 1986 г. снижается до
минимального уровня в
Источник: EIA
16,2 трлн фут3, когда были
зарегистрированы самые Рис. 13. Потребление природного газа в США в
высокие цены на новые 1949 –2008 гг.
поставки. Но в конце 1990-х годов сти только на 0,2 % в год. 2009 г.
спрос восстановился до прежнего не был лучшим с точки зрения
уровня. Инновационные техноло- спроса на газ. Если бы не произгии чудесным образом повлияли водство электроэнергии, спрос
на поставки газа, но не следует был бы намного ниже. Низкие
забывать, что технологии также цены на природный газ, относипомогли и пользователям, глав- тельно стоимости угля, внесли
ным образом, с точки зрения существенный вклад в сектор
определения путей повышения электроэнергетики. Поскольку в
эффективности использования зимний период спрос на газ погаза.
вышается, ожидается, что низкие
Использование газа для про- цены на газ будут способствовать
изводства электроэнергии рас- повышению спроса.
ширяется, и будет расширяться
в будущем. По прогнозам EIA ПЕРСПЕКТИВЫ
2010 г., несмотря на тот факт, что
Строительство трубопровода
реальный ВВП вырос в среднем на Аляске вновь «отошло на зана 2,5 %, а численность населе- дний план», после того, как нания увеличилась на 0,9 %, число чалось активное рассмотрение
реализуемых проектов будет ра- возможности реализации этого
проекта в 2008 г. Ни компания ВР, ни ConocoPhillip
не предложили достойный
конкурирующий проект
строительства трансканадского трубопровода Denali
на Северном склоне. Третьим оператором проекта
предполагалось назначить
ExxonMobil и ожидалось,
что эксплуатация проекта
должна начаться в 2023 г.
Вопрос о строительстве
трубопровода на Аляске
решается с начала 1980-х
годов. От добычи гидратов
газа отказались после начала разработки сланцев.
период Учитывая, что североамериканские газовые запасы
изобильны, возможно, что разработка гидратов газа останется
только в планах. Стоит изучить
объемы этих ресурсов. Однако,
если при добыче природного газа
могут быть произведены экономические расчеты, то в случае с гидратами ситуация неясна, также
как и со спросом на газ.
Leonard Parent (Л. Парент),
редактор-консультант WO.
Г-н Парент имеет степень
химического машиностроения от Purdue University и
работает в газовой отрасли
с 1950 г. в компании Natural
Gas Pipeline Co. of America.
В 1968 г. он присоединился к
компании Trunkline Gas Co. В
настоящее время он является издателем The Gas
Price Report and The Gas Price Index.
ИССЛЕДОВАНИЕ АКТИВНОСТИ БУРЕНИЯ
За пределами США активность бурения в Канаде во второй половине 2009 г. сократилась почти вдвое; в других странах
сокращение составило 500 скважин. В 2010 г. активность бурения повысится на 6,7 %
Сокращение добычи нефти в
странах ОПЕК в 2009 г., стало результатом совокупного снижения
добычи на 2,4 %. Картель начал
снижать добычу в конце 2008 г. в
ответ на резкое снижение цен на
сырую нефть и падение и спроса,
которые продолжались до 2009 г.
Хотя, как цены на нефть вернулись к концу 2009 г. вернулись к
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
70–80 долл/брл, ОПЕК был вынужден решать проблему сохранения дисциплины среди своих
членов с целью соблюдения принятого ранее решения о сокращении добычи до 56 %. Тем не менее,
ОПЕК удалось сократить добычу
нефти в 2009 г. до 1,96 млн брл/сут,
или 6,2 %, по сравнению с предыдущим годом. Не входящие в
ОПЕК страны незначительно повысили добычу нефти (на 0,4).
Добыча на гигантском месторождении Кантарелл и месторождениях в Северном море продолжает снижаться. Добыча в Канаде
последние два года незначительно
повысилась, до 170 тыс. брл/сут
в 2009 г., что немного ниже, чем
в 2008 г. Активность бурения за
41
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
пределами США сократилась на
19 %, что значительно меньше, чем
в США; это обусловлено продолжением спада активности в Канаде еще до падения товарных цен в
конце 2008 г.
За исключением США и Канады, в мире в целом активность
бурения снизилась менее чем на
400 скважин. Последний год повышение активности бурения было
зарегистрировано в Китае, Бразилии, Мексике и Индонезии.
В основном значительное увеличение активности буровых работ последовало благодаря укреплению позиций национальных
нефтяных компаний, которые не
так зависимы от кредитов, как
международные компании, и которые располагают значительными денежными средствами.
В 2010 г. мы прогнозируем
6,7 %-ный рост числа скважин,
пробуренных за пределами США,
с наибольшим увеличением в Южной Америке, странах бывшего
СССР, Мексике и Канаде.
Северная Америка
Активность бурения в Канаде уже стала снижаться, когда
во всем мире был пик. Этот показатель начал ежегодно сокращаться, начиная с 2006 г. и
достиг почти 25 000 скважин.
Причиной снижения активности стал слабый спрос на природный газ и падение цен в сочетании с уменьшением курса
доллара США по отношению к
курсу доллара Канады. В период
экономического спада в 2009 г.
в Канаде было пробурено только 8000 скважин – сокращение
более чем на 50 % по сравнению
с предыдущим годом. Также как
и в США, в большинстве газовых
провинций Канады, таких как
Альберта и Британская Колумбия активность бурения на газ
основывается на ценах.
Несмотря на повышение цен,
активность бурения будет оставаться значительно ниже уровня
2007–2008 гг. В то же время, в
нефтяной провинции Саскачеван активность бурения снизилась не так резко. В 2010 г. активность бурения будет оставаться
стабильной, поскольку операто42
Таблица 16. Добыча сырой нефти и конденсата в 2008–2009 гг.* (по странам)
Страна, регион
Северная Америка
Канада1
Куба
Мексика
США
Другие
Южная Америка
Аргентина
Боливия
Бразилия
Чили
Колумбия
Эквадор
Перу
Тринидад и Тобаго
Венесуэла
Другие
Западная Европа
Австрия
Дания
Франция
Германия
Италия
Нидерланды
Норвегия
Великобритания
Другие
Восточная Европа
Албания
Болгария
Хорватия
Чешская республика
Страны бывшего СССР
РФ
СНГ-другие
Венгрия
Польша
Румыния
Югославия
Другие
Африка
Алжир
Ангола
Конго
Египет
Экваториальная Гвинея
Габон
Ливия
Нигерия
Судан
Тунис
Другие
Ближний Восток
Иран
Ирак
Кувейт
Нейтральная зона
Оман
Катар
Саудовкая Аравия
Сирия
Турция
ОАЭ-Абу-Даби
ОАЭ-Дубаи
Йемен
Дневная добыча, тыс. брл
2009 г.
2008 г.**
10 452,2
2426,0
54,5
2653,0
5299,0
19,7
6348,1
622,5
33,7
1945,0
2,8
664,0
490,0
145,3
133,0
2295,0
16,8
3886,6
19,3
265,0
18,7
55,8
95,6
27,9
2075,0
1325,0
4,3
12 336,2
6,1
0,5
19,0
3,6
12 176,3
9475,0
2701,3
19,1
14,4
92,0
10,3
1,0
9453,7
14520,0
1895,0
229,0
675,0
325,0
244,2
1650,0
2162,0
482,0
82,5
289,0
21 974,5
4035,0
2394,0
2100,0
520,0
805,0
915,0
8000,0
390,0
42,0
2230,0
185,0
285,0
№5 • май 2010
Разница, %
10 436,2
2596,2
65,6
2791,5
4963,9
19,0
6345,8
663,1
38,9
1842,3
2,6
608,0
509,0
121,0
144,5
24000,0
16,4
4061,5
18,2
287,0
19,5
60,2
97,7
33,5
2185,0
1356,6
3,8
12 104,8
6,0
0,6
19,3
3,8
11 940,2
9360,0
2580,2
19,3
14,3
89,3
11,0
1,0
10 053,4
1824,7
1985,0
233,3
671,5
338,0
247,5
1734,0
2159,0
477,5
86,9
296,0
23 210,3
4065,0
2375,0
2300,0
550,0
757,0
920,0
8907,0
375,0
40,9
2350,0
200,0
295,0
0,2
–6,6
–16,9
–5,0
6,8
0,0
–6,1
–13,4
5,6
7,7
9,2
–3,7
20,1
–8,0
–4,4
2,4
–4,3
6,0
–7,7
–4,1
–7,3
–2,1
–16,7
–5,0
–2,3
13,2
1,9
1,7
–16,7
–1,6
–5,3
2,0
1,2
4,7
–1,0
0,7
3,0
–6,4
0,0
–6,0
–22,2
–4,5
–1,8
0,5
–3,8
–1,3
–4,8
0,1
0,9
–5,1
–2,4
–5,3
–0,7
0,8
–8,7
–5,5
6,3
–0,5
–10,2
4,0
2,7
–5,1
–7,5
–3,4
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
Окончание таблицы 16
Страна, регион
Дневная добыча, тыс. брл
2009 г.
2008 г.**
Другие
Дальний Восток
Бруней
Китай
Индия
Индонезия
Малайзия
Мьянма
Пакистан
Филиппины
Таиланд
Вьетнам
Другие
АТР
Австралия
Новая Зеландия
Папуа Новая Гвинея
Всего в мире
73,5
6780,8
150,6
3790,5
678,0
947,0
598,0
18,9
59,4
17,4
229,0
292,0
23,3
616,4
523,0
56,5
36,9
71 848,5
75,4
6829,1
143,5
3785,0
693,0
976,0
625,0
19,4
62,7
18,0
228,5
278,0
23,6
611,1
515,0
58,0
38,1
73 652,2
Разница, %
0,0
–0,7
4,9
0,1
–2,2
–3,0
–4,3
–2,6
–5,3
–3,3
0,2
5,0
–1,3
0,9
1,6
–2,6
–3,1
–2,4
* Оценка некоторых стран
** Пересмотрено
1
Включая добычу 2426 млн брл/сут битуминозная и синтетическая нефть
Источник: данные World Oil правительственных организаций и компаний
ры в этой провинции воспользуются более высокими ценами на
нефть.
Мексика планирует в 2010 г.
амбициозную программу бурения
1714 скважин, что почти на 80 %
больше по сравнению с 2009 г.,
но операции государственной
компании Pemex отстанут от своих прогнозов. Значительная доля
активности бурения в Мексике
сосредоточена в области Чиконтепек, однако добыча в этом регионе не может компенсировать
падение добычи на гигантском
морском месторождении Кантарелл, несмотря на крупные
инвестиции. В декабре 2009 г. в
ответ на критику Правительство
объявило 63 %-ное сокращение
финансирования добычи в регионе Чиконтепек с 4,4 млрд до
1,6 млрд долл. Ведущий (на Чиконтепек) подрядчик из Калгари
Trinidad Drilling, недавно сказал,
что бурение в регионе в этом году
продолжится, но более медленными темпами, чем в 2009 г.
Еще одной причиной для
скептицизма стала новость,
что Pemex, планирует корпоративную реорганизацию. На последнем заседании, компания
сообщила о ликвидации отдела
технического развития проектов. Объем работ отдела будет
частично передан отделу корпоративных операций и четырем
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
дочерним компаниям. Этот отдел были последним из четырех
отделов, созданных еще в самом
начале администрацией бывшего
президента Мексики Vicente Fox.
Другие три отдела были ликвидированы к концу шестилетнего
срока правления Президента в
2006 г. Тем не менее, реализация
программы была подтверждена
тремя независимыми источниками Pemex, каждый из которых
называл одни и те же данные
(1714 скважины).
ЮЖНАЯ АМЕРИКА
Самым крупным регионом, в
котором осуществляется бурение,
является Аргентина, с 1200 скважинами в 2009 г. Repsol-YPF остается ведущим оператором, на чью
долю приходится 60 % пробуренных скважин или более. В декабре компания открыла нефтяное
месторождение на западе Аргентины, на котором пробная добыча
из первых двух скважин оценивалась как «значительно выше
среднего» для этой части страны.
В 2010 г. мы прогнозируем повышение активности бурения до
1300 скважин.
Разработка огромных подсолевых запасов нефти Бразилии
будет способствовать значительному повышению активности
бурения в 2010 г. Ожидается, что
в этот период будет пробурено
1155 скважин, это на 4,5 % больше,
чем в 2009 г. Добыча в этом регионе может способствовать внесению Бразилии в список крупнейших добывающих стран в мире.
В краткосрочной перспективе,
Energy Information Administration
прогнозирует, что добыча нефти в Бразилии вскоре превысит
2,0 млн брл/сут в 2010 г., в 2009 г.
добыча составляла немногим более 1,9 млн брл/сут.
Венесуэла сократила активность бурения более чем на 40 %
в 2009 г., в соответствии с решением ОПЕК о снижении добычи
и цен на нефть. Президент Hugo
Chavez с энтузиазмом поддержал это решение. Однако снижение добычи в Венесуэле стало
следствием не столько политики
сколько нехватки оперативной
компетентности в результате
увольнений в предыдущие годы
специалистов, которые не были
сторонниками Чавеса, а также
враждебного отношения к иностранным компаниям, которые
могли бы обеспечить столь необходимую экспертизу сложного
пояса тяжелой нефти Ориноко.
Мы прогнозируем, что в 2010 г.
активность бурения сохранится
на том же уровне, что и в 2009 г.
(800 скважин).
ЕВРОПА
После сложной экономической
ситуации в 2008 г. во всех странах
Западной Европы, в 2009 г. спад
активности бурения составил всего 1 %. Однако для таких стран как
Голландия, Германия, Франция и
Италия составлен сравнительно
оптимистичный прогноз. К сожалению, два региона крупнейших
региона – Норвегия и Великобритания, отстают по этому показателю.
Из-за временного спада в 2009 г.
активности бурения в Норвегии,
совокупное число скважин в Западной Европе достигло только
647 единиц. В Восточной Европе,
за исключением стран, входящих
в бывший СССР, снижение активности бурения составило 3 % или
403 скважины.
Одним из успешных регионов стала Румыния, где компания
Petrom напряженно работает в об43
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
Таблица 17. Прогноз бурения на 2010 г. вне США*
Страна, регион
Северная Америка
Канада
Куба
Мексика
Другие
Южная Америка
Аргентина
Боливия
Бразилия
Чили
Колумбия
Эквадор
Перу
Тринидад и Тобаго
Венесуэла
Другие
Западная Европа
Австралия
Дания
Франция
Германия
Италия
Нидерланды
Норвегия
Великобритания
Другие
Восточная Европа
Хорватия
Чешская Республика
Страны бывшего СССР
РФ
Другие
Венгрия
Польша
Румыния
Другие**
Африка
Алжир
Ангола
Конго
Египет
Габон
Ливия
Нигерия
Судан
Тунис
Другие
Ближний Восток
Иран
Ирак
Кувейт
Нейтральная Зона
Оман
Карат
Саудовская Аравия
Сирия
Турция
ОАЭ – Абу-Даби
ОАЭ – Дубаи
Йемен
Другие
Дальний Восток
Бруней
Китай
Индия
Индонезия
Япония
44
Число скважин
Прогноз 2010 г.
2009 г.
11 272
9510
30
1714
18
3827
1300
5
1155
15
68
110
140
45
800
189
647
18
25
17
33
34
55
195
252
18
6893
9
8
6490
5310
1180
23
26
310
27
1561
268
80
35
556
24
177
150
175
31
65
1781
135
90
85
65
362
78
375
100
133
205
4
120
29
23 740
45
21 140
420
1230
18
8998
8010
27
956
5
3543
1200
5
1105
20
75
105
135
23
775
100
651
25
23
13
28
30
47
239
240
6
6524
13
12
6108
4986
1122
39
31
300
21
1489
263
60
32
545
14
163
140
185
23
64
1709
132
23
83
70
350
73
450
98
129
168
5
100
28
23 665
48
21 050
465
1215
18
Разница, %
25,3
18,7
11,1
79,3
260,0
8,0
8,3
0,0
4,5
–25,0
–9,3
4,8
3,7
95,7
3,2
89,0
–0,6
–28,0
8,7
30,8
17,9
13,3
17,0
–18,4
5,0
200,0
5,7
–30,8
–33,3
6,3
6,5
5,2
–41,0
–16,1
3,3
28,6
4,8
1,9
33,3
9,4
2,0
71,4
8,6
7,1
–5,4
34,8
1,6
4,2
2,3
291,3
2,4
–7,1
3,4
6,8
–16,7
2,0
3,1
22,0
–20,0
20,0
3,6
0,3
–6,3
0,4
–9,7
1,2
0,0
ласти восстановления добычи нефти. По этой причине в 2009 г. было
пробурено на 300 скважин больше.
В 2010 г. этот показатель должен
увеличиться на 3 % или 310 скважин. В маленьких странах, таких
как Болгария и Албания, активность бурения невелика.
СТРАНЫ БЫВШЕГО СССР
В этом регионе активность бурения в 2009 г. выросла на 6 %. В
России по нашим прогнозам активность бурения повысится на
6,5 % или 5310 скважин. Основное
внимание операторов сфокусировано на разработке и разведочном
бурении, что составляет 3–5 % от
суммарного числа скважин. Добыча нефти в России выросла на 1 %
или до 9,47 млн брл/сут.
В других странах региона, таких как Казахстан и Азербайджан было зарегистрировано небольшое повышение активности
бурения 650 и 240 скважин соответственно. На Украине государственная компания Naftogaz
увеличила активность бурения
в последние два года, достигнув более 100 скважин в год. В
соответствии с прогнозами в
2010 г. этот показатель составит
115 скважин.
АФРИКА
Континент готов к повышению
активности бурения до почти 5 %
в 2010 г. или более 1560 скважин,
после 16 %-ного снижения активности в 2009 г. Египет станет
основным регионом проведения
буровых работ с увеличением
числа скважин на 2 % или 556 единиц.
По словам министра нефтяной промышленности (Petroleum
Minister) Sameh Fahmy, сектор
бурения сосредоточит внимание
на тяжелой нефти (520 нефтяных
скважин) и (36 газовых скважин).
Алжир по-прежнему останется вторым в Африке регионом
по числу скважин, с небольшим
приростом на 268 скважин. Кроме того, Алжир является ведущим
регионом по добыче жидких углеводородов в среднем 1,4–1,6 млн
брл/сут. Тем не менее, эта добыча
может быть ограничена квотами
ОПЕК. Международные операто№5 • май 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
Окончание таблицы 17
Страна, регион
Число скважин
Прогноз 2010 г.
2009 г.
Малайзия
Мьянма
Пакистан
Филиппины
Таиланд
Вьетнам
Другие
АТР
Австралия
Новая Зеландия
Папуа Новая Гвинея
Всего в мире
135
99
95
10
445
43
60
225
185
32
8
49 946
133
64
93
9
472
40
58
210
174
28
8
46 789
Разница, %
1,5
54,7
2,2
11,1
–5,7
7,5
3,4
7,1
6,3
14,3
0,0
6,7
*Оценка некоторых стран
**Включая Албанию, Болгарию, Словакию, Словению и Югославию (Сербию)
ры постепенно увеличивают свою
долю добычи нефти в Алжире.
Среди крупнейших зарубежных
компаний можно отметить Anadarko с добычей более 500 тыс.
брл/сут, которая осуществляет
операции на месторождениях
Хасси Беркин и Охуд в восточной
части Алжира.
Нефть по-прежнему составляет
95 % от экспортных поступлений
и 85 % от государственных доходов Нигерии. По сообщениям, эта
страна обладает потенциалом для
добычи 2,7 млн брл/сут, которая
постоянно саботируется различными воинствующими группами
и ограничивается в настоящее
время 2,0 млн брл/сут. Неудивительно, что основные усилия в области разработки запасов сосредоточены на морских участках,
где безопасность выше. В 2010 г.
в стране должно быть пробурено
150 скважин.
БЛИЖНИЙ ВОСТОК
Большинство стран в регионе
показало умеренное повышение
активности бурения в 2010 г., исключением являются Саудовская
Аравия (Дубаи) и Нейтральная
зона. Саудовская Аравия выполнила свою угрозу снизить активность бурения в 2009 г. и сократила число работающих установок в
среднем на 15 %. Королевство располагает избыточными производственными мощностями и в краткосрочной перспективе планирует
продолжать бурение, но более низкими темпами и направить капитал
на другие цели. Мы ожидаем, что
в 2010 г. будет пробурено 375 скважин, по сравнению с 450 в 2009 г.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
Тем не менее, эта цифра не отражает истинную картину буровых
работ, так как страна планирует
пробурить много дорогих скважин. После Саудовской Аравии,
Оман – второй по величине в регионе, но, тем не менее, несколько
лет подряд показывает снижение
активности бурения.
Ирак планирует пробурить в
2010 г. 180 скважин, и 250 скважин
ежегодно, начиная с 2011 г. Мы не
думаем, что страна располагает
мощностями наращивать активность бурения слишком быстро.
В 2010 г. мы полагаем, они смогут пробурить половину запланированного числа скважин или
90 единиц. Целом активность бурения в регионе повысится на 4 %
в 2010 г.
ДАЛЬНИЙ ВОСТОК
На основании наших оценок,
наиболее значительные расходы
запланированы в Китае, что позволило нефтяному сектору страны
значительно повысить активность
бурения в 2009 г. (на 1200 скважин и более). За последние пять
лет страна поставила рекорд по
числу пробуренных скважин.
Прогресс был весьма впечатляющим: в результате совместной деятельности China National
Petroleum Corp. (CNPC), Sinopec и China National Offshore Oil
Corp. (CNOOC) в 2004 г. число пробуренных в стране скважин достигло 12 878 скважин.
В 2005 г.этот показатель увеличился до 16 207 скважин, в 2006 г.
до 16 299 скважин, в 2007 г. до
18 230 скважин и в 2008 г. до
20 739 скважин. В 2009 г. общая
сумма скважин по оценкам достигла 21050 скважин. По прогнозу, в 2010 г. число скважин увеличится до 21 140 единиц. Если
прогноз на 2010 г. будет реализован, то число скважин в Китае
увеличится на 64 по сравнению с
числом скважин в 2004 г. CNPC
увеличила активность бурения
на 80 %, Sinopec на 19 %, CNOOC
на 1 %.
Индонезия повысила свою
активность в 2009 г. до 1215 скважин. Выйдя из состава ОПЕК
год назад после падения добычи
нефти до 978000 брл/сут с максимального уровня в 1995 г. в
1,6 млн брл/сут. Страна надеется увеличить добычу до 1,1 млн
брл/сут к 2015 г., одновременно
сдерживая внутренний спрос путем расширения использования
биотоплива. Правительство заявило, что может вернуться в картель, если сможет восстановить
статус нетто-экспортера. В 2010 г.
мы прогнозируем в этом регионе
небольшое повышение активности бурения до 1230 скважин.
В Индии зарегистрировано
небольшое снижение активности примерно на 10 %, из-за бюджетных проблем. Тем не менее,
государственная нефтяная корпорация Oil and Natural Gas Corp.
(ONGC) планирует пробурить
142 скважины из масштабной программы бурения 360 разведочных
скважин. Тем не менее, активность ONGC на шельфе снизится до 40 скважин по сравнению
с 51 в 2009 г.
В Мьянме в соответствии с прогнозом активность бурения повысится на 55 % до 99 скважин.
АЗИАТСКО-ТИХООКЕАНСКИЙ
РЕГИОН
В Австралии, пик добычи нефти пришелся на 2000 г. и составил
828 000 брл/сут. В последние годы
бурение сосредоточилось на разведке и переместилось в глубоководные регионы Тиморского моря,
хотя самая высокая активность
бурения до сих пор приходится на
Западную Австралию. В период
1997–2003 гг. было сделано несколько крупных открытий. Хотя
это не повлияло на повышение добычи, в 2009 г. появились первые
45
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
признаки того, что ситуация, наконец, изменится. В самом деле,
через 10 месяцев добыча немного
увеличилась по сравнению с 2008 г.
Австралия планирует пробурить 185 скважин в 2010 г., что на
11 единиц больше, чем в 2009 г.
Новая Зеландия по-прежнему
фокусирует внимание на разве-
дочном бурении. В 2010 г. в стране
будет пробурено 32 разведочные
скважины.
ШЕЛЬФ
Активность бурения на шельфе немного повысилась (на 4,6 %
до 3165 скважин). Наибольший
прирост приходится на Южную
Америку, во главе с Бразилией
(прирост 30 скважин), затем Тринидад и Тобаго (16 скважин).
В Африке прирост составит
45 скважин, в основном на шельфе Анголы, Египта и Нигерии.
В Северном море бурение попрежнему будет сокращаться. В
2010 г. снижение составит 18 %.
Тяжелые времена миновали
R. Curran, редактор-консультант, Canada
После трудностей экономического кризиса в 2009 г. операторы надеются на наступление лучших времен
Ровно год назад, отрасль Канады столкнулась с трудностями, а
отраслевые аналитики выразили
непривычную солидарность в отношении 2009 г. так каковы их
оценки? Мнение единодушно –
2009 был трудным годом. Единственное, в чем они не сошлись во
мнении, стало то, что было плохо
и будет не лучше.
Ну что же, прошло 10 лет. Бурение сократилось в 2 раза. Цены
на природный газ снизились,
цены на нефть претерпели резкие
скачки и составляются мрачные
прогнозы. По иронии судьбы, что
оказалось проблематичным для
канадской отрасли, так это то,
что канадский доллар укрепился в отношении американского
аналога. В начале января 2010 г.
канадский доллар составлял примерно 95 центов по сравнению с
долларом. Ровно год назад, его
курс составлял менее 80 центов
США. Несмотря на это, можно
быть оптимистичным. Цены на
нефть немного стабилизировались и цены на природный газ
увеличились, также как и спрос,
правда, в зимний период.
ПОЛИТИКА
И НАЛОГИ
По мере углубления экономического кризиса в 2009 г.,
анти-нефтяное лоббирование,
по-видимому, ослабляется, что
привело к совещанию мировых
46
лидеров в Копенгагене. В Канаде
беспокоятся относительно чрезмерных карательных мер. Премьер Альберты Ed Stelmach представил на обсуждение 20-летний
план развития нефтяных песков,
направленный на смягчение
экологического воздействия без
ущерба для экономического роста. Разработка природного газа
Альберты вновь подвергается
критике за налоги на реализацию
проектов.
РАСХОДЫ
По сравнению с другими годами движение денежных потоков
в 2009 г. существенно затормозилось. Последний всплеск цен
на сырьевые товары отразился
на фондовых рынках. По словам
Peters & Co., его PE 100-индекс
вырос на 41 % в 2009 г., после
снижения на 38 % в 2008 г. В результате исследования можно
сделать вывод, что ситуация немного улучшается по сравнению
Другие
Газ
Нефть
Примечание: В категорию «Другие» включено бурение сухих и вспомогательных скважин
Источник: CAPP through 2007; CAODC for 2008 and 2009
Рис. 14. Бурение в Канаде, 1998–2009 гг.
№5 • май 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
с 2009 г., поскольку планы расходов растут. Согласно статистическим данным Canadian Association of Petroleum Producers (CAPP),
в 2008 г. расходы сократились на
51,9 млрд канадских долл.
Среди компаний, которые
планируют наиболее высокие
расходы в 2010 г. можно отметить
EnCana и Cenovus, которые входят в корпорацию EnCana Corp.
Наиболее крупные проекты
включают разработку сланцевого газа в Хейнесвилл (Луизиана, Техас) и Хорн Ривер на
северо-востоке страны. Совокупные затраты на реализацию
этих проектов включают 3,6–
3,9 млрд канадских долл. (EnCana) и 2,0–2,3 млрд канадских
долл. (Cenovus). В сумме затраты
составят 5,6–6,2 млрд канадских
долл. Suncor Energy обнародовала план 2010 г. из них 1,5 млрд
долл. США выделено для развития и 4 млрд канадских долл.
для поддержания капитала. Масштабные операции компании
запланированы по разработке
нефтеносных песков, в которые
планируется вложить примерно
3,2 млрд долл.
Talisman Energy также планирует увеличить расходы на 10 %
до 5,2 млрд канадских долл. Canadian Natural Resources планирует
инвестировать в проекты в 2010 г.
3,9 млрд канадских долл. Husky
Energy обнародовала план расходов в 3,1 млрд канадских долл.,
в то время как Nexen предполагает сохранить расходы на том же
уровне, что и в 2009 г. (2,5 млрд
канадских долл.).
СЛИЯНИЯ И ПОГЛОЩЕНИЯ
В 2009 г. слияния и приобретения (mergers and Acquisitions –
M&A) были особенно активными.
В 2008 г. M&A-сделки оценивались
в 20 млрд канадских долл. По данным Sayer Securities в 2009 г. этот
показатель вырос до 47 млрд канадских долл. в 2010 г. прогнозируется дальнейшее увеличение этого
показателя.
Suncor уже объявила о своих
планах потратить на M&A-сделки
примерно от 2 млрд до 4 млрд канадских долл. Cenovus также объявила о планах потратить порядка
1 млрд канадских долл. до 2011 г.
в том числе в 2010 г. примерно
500 млн канадских долл. на непрофильные активы природного газа
в Западной Канаде.
В августе, PetroChina, отделение China National Petroleum
Corp., предложила примерно
1,9 млрд канадских долл. за 60 %-ный
контроль Athabasca Oil Sands Corp.
Эта сделка была одобрена правительством Канады в начале января
2010 г. В октябре Korea National Oil
Corp. приобрела активы Harvest
Energy Trust; сделка оценивается
в 4 млрд канадских долл.
БУРЕНИЕ
Daily Oil Bulletin опубликовал
данные, которые показывают, что
активность бурения на нефть сократилась и составила 8377 скважин. активность бурения на газ
снизилась на 50 % по сравнению
с 2008 г. В 2009 г. число газовых
скважин составило 16 834 единиц.
Число скважин в 2009 г. было самым низким с 1992 г., когда было
пробурено 4800 скважин. В Альберте число скважин сократилось на 50 % или 5802 единиц, по
сравнению с 11 687, пробуренными в 2008 г. Активность бурения
в Саскачеване упала на 56 % или
на 1761 скважин по сравнению с
4013 скважинами, пробуренными
годом ранее. В Британской Колумбии, число скважин снизилось на
34 % (с 847 до 563 единиц).
В 2010 г. Canadian Association
of Oilwell Drilling Contractors составила прогноз незначительного увеличения числа нефтяных и
газовых скважин до 8523 единиц.
Однако Petroleum Services Association of Canada пересмотрела этот
прогноз и назвала 9000 скважин,
которые будут пробурены в 2010 г.,
рост составит чуть более 7 %. Peters & Co. составила еще более
оптимистичный прогноз бурения
в 2010 г. – 11 000 скважин.
Прогноз World Oil остановился на показателе в 9000 скважин
в соответствии с исследованиями
PSAC.
В настоящее время многие канадские операторы фокусируют
внимание на горизонтальном бурении, что связано с экономией
времени и затрат, а также со снижением риска.
ПРОДАЖА УЧАСТКОВ
Доходы от продажи земель Западной Канады в 2009 г. составили 1,76 млрд канадских долл., что
почти на 65 % ниже, чем в 2008 г.,
когда этот показатель достиг рекордных высот в 5,01 млрд канадских долл. Это был самый низкий
показатель с 2003 г.
Перевел Г. Кочетков
V Международная научно-практическая конференция
С 24 по 29 мя 2010 г. ООО «Научно-производственная фирма «Нитпо»
проводит V Международную научно-практическую конференцию
«СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН
И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ.
ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ».
Информацию о мероприятии можно получить на сайте: www.oilgasconference.ru.
E-mail: info@oilgasconference.ru; oilgasconference@mail.ru
Тел/факс: +7 (861) 216-83-63.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
47
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
НАЦИОНАЛЬНЫЕ НЕФТЯНЫЕ КОМПАНИИ
Иерархия отрасли
R. Workman, Petroleum Equipment Suppliers Association
С ростом числа нефтяных месторождений Техаса я
познакомился с негласной глобальной иерархией нефтяной отрасли.
Бесспорно, мастерами в этой области являются международные нефтяные компании запада (international
oil companies – IOC). Они располагают средствами,
технологиями, опытом и специалистами, чтобы разработать виртуально любое месторождение мира. В
1960-х годах они имели полный доступ почти к 85 %
мировых запасов нефти. Почти все оставшиеся запасы (14 %) в то время находились под контролем СССР,
что означало их недоступность.
Ниже IOC стояли сервисные компании и поставщики – моя семейная сервисная компания относилась
к этой категории. Среди различных технологических
новаций того времени, предложенных сервисными
компаниями и поставщиками, большая часть принадлежала IOC. Сервисные компании были, в сущности,
основной рабочей и производственной базой.
Ниже сервисных компаний и поставщиков стояли
компании–владельцы запасов. За пределами США,
это были национальные нефтяные компании (national
oil companies – NOC). Они располагали огромными
запасами, но им не хватало финансов, технологий,
опыта и средств управления для разработки своих
месторождений.
Эта иерархия начала распадаться в 1980-е и 1990-е
годы. Примерно в конце 1980-х годов был зарегистрирован избыток мировых поставок нефти, в связи с
чем, IOC решили сократить расходы на разработку
месторождений, где это возможно. Кроме того, IOC в
значительной степени уступали в развитии инновационных технологий сервисным компаниям и поставщикам. Это позволило сервисным компаниям процветать
и получать прибыль от инноваций, которые включали
разработку верхнего привода, горизонтальное бурение, гидроразрыв сланцев, сейсмические достижения
и многое другое.
На протяжении нескольких лет NOC получили
огромное количество наличности и, что более важно,
знания о своих запасах и опыт их разработки. Они
начали прерывать долевые контракты на добычу и,
в конечном итоге, многие NOC вообще не допускают
IOC к разработке своих запасов. В настоящее время
NOC контролируют 73 % мировых запасов, а IOC
только 7 %. Из 15 крупнейших IOC-владельцев запасов мира можно отметить только ExxonMobil, которая
занимает 14-е место. Будучи одной из крупнейших
IOC, ExxonMobil владеет только одной пятнадцатой
запасов крупнейшей NOC Saudi Aramco.
Некоторые NOC располагают в настоящее время и
технологиями и опытом, чтобы конкурировать с IOC и
инвестируют в реализацию международных проектов.
Такие компании, как Petronas, Statoil и китайские NOC
активно работают на международном рынке. NOC
48
имеют то преимущество, что не должны отчитываться
перед акционерами. Их цель состоит только в обеспечении больших объемов ресурсов и более долгосрочного
финансового обеспечения своим государствам.
Подражая своим IOC-коллегами, некоторые NOC
проводят вертикальную интеграцию, стремясь к получению прибыли на каждом этапе разработки запасов
нефти и газа. В последнее время проведение полной
вертикальной интеграции чрезвычайно сложная задача, особенно американских активов. Покупка CNOOC
Unocal вызвало национальный переполох в Конгрессе
США и это сказалось на потере в тендере на Chevron.
Но мне ясно, что Вашингтон усложнит NOC покупку
крупных компаний США. Возможно, причиной тому
стало заявление Saudi Aramco, что она ставит целью
осуществление 50 %-ной вертикальной интеграции.
Ясно, что историческая модель взаимоотношений
в мировой нефтяной цепочке в корне изменилась, и я
думаю, в долгосрочной перспективе. Поскольку NOC
имеют власть и права на ресурсы, крупные интегрированные сервисные компании в настоящее время
считают, что их статус и роль в промышленности выросли. В некоторых случаях, в настоящее время NOC
предпочитают заключать контракты на разработку
месторождений с интегрированными сервисными
компаниями. В настоящее время NOC и интегрированные сервисные компании заключают с IOC контракты
на управление проектами за определенную плату.
Если эта тенденция сохранится, IOC и некоторые
сервисные компании вполне могут начать рассматривать друг друга как конкурентов. Корпоративная
стратегия уже затронута; это может быть одним из
побудительных мотивов приобретения Baker Hughes
компании BJ Services. Это позволило Baker Hughes конкурировать с Halliburton, Weatherford и Schlumberger с
точки зрения заключения контрактов по совместному
управлению проектами. Эта тенденция становится
предпочтительным методом ведения бизнеса NOC,
которые для упрощения предпочитают иметь дело с
одним поставщиком.
IOC не одиноки, ощущая растущее влияние NOC.
Сегмент производства нефтегазового оборудования
практически не затронут новой тенденцией. Это стабильный сектор, за исключением нескольких NOC,
добавивших списки в последнее время. Смена поставщиков оборудования началась с Petrobras и повышения ее роли в разработке морских подсоляных
месторождений.
Бразильское правительство стремится к экономическому росту, увеличению числа рабочих мест и развитию отечественной отрасли. Их масштабная новая
программа сопровождается высокими требованиями,
в некоторых случаях достигающими 50 %. Это начало
революционного пути развития секторов сервиса и
снабжения. Это надежная возможность для других
№5 • май 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
стран устанавливать аналогичные условия. Потребность работать и развивать национальную экономику
вызвана стремлением получить прибыль от нефти, соответственно, другие страны будут формулировать
собственные требования по долевым соглашениям
на добычу. Это означает радикальные изменения для
сервисных компаний и поставщиков во всех областях
от глобальных цепочек поставок до программ обучения специалистов. Для того чтобы сохранить конкурентоспособность, компаниям необходимо ускорить
развитие производственной базы в своих странах,
заключить партнерские отношения и приступить к
обучению на квалификацию местного населения.
NOC стали основной движущей силой в проведении
изменений иерархии, структуры отношений и роли в
нефтяной и газовой промышленности. В долгосрочной
перспективе это – позитивные изменения. Некото-
рые NOC самостоятельно позиционировали себя как
ведущих игроков отрасли. Они технологически подкованы также как и Западные компании. Нашей отрасли необходимо решать вопросы энергоснабжения
насколько это возможно, независимо от того, какая
компания работает в этом направлении. Работы более
чем достаточно и проблем достаточно тоже, поэтому
мы все должны работать вместе, чтобы удовлетворить
мировую потребность в энергоресурсах.
ИЗЫСКАНИЕ ПУТЕЙ
УВЕЛИЧЕНИЯ ЗАПАСОВ
Sinopec, осуществляющих поиск запасов в таких регионах как Ближний Восток, Африка, Южная Америка и
даже в Мексиканском заливе и Канаде (табл. 2).
Китайские NOC должны отвечать амбициозным перспективам добычи. Согласно исследованиям Chatham
House в 2005 г. CNPC добывала примерно 35 млн т
(0,72 млн брл/сут в нефтяном эквиваленте) на своих зарубежных месторождениях. Из них 20 млн т
(0,40 млн брл/сут) составляла нефть. Компания планирует в 2010 г. увеличить добычу на этих месторождениях до 50 млн т (1 млн брл/сут). Примерно половина совокупной добычи будет направлена на нужды
Китая посредством заключения PSC с другими NOC.
Политика Пекина заключается в развитии мощи NOC
и обеспечении их необходимыми фондами. В то время, когда Запад постепенно отходит от последствий
экономического кризиса, казна Пекина пополняется,
хотя и более медленными темпами. Это говорит о том,
что Китай, несомненно, может развивать отрасль и
расширять добычу. Безусловно, это дает неоспоримые
преимущества и, воспользовавшись ситуацией, Китай
становится все более напористым. В настоящее время
китайские NOC работают в Африке и очень успешно в
Ираке. Свидетельством являются последние контракты, заключенные с китайскими NOC. В ближайшей
перспективе Китай будет играть важную роль в преобразовании активов стран, пострадавших от войн.
Например, CNPC, с Total и Petronas, добывают на
месторождении Халфайя 535 тыс. брл/сут нефти по
себестоимости 1,4 долл/брл. CNPC также ведет переговоры относительно разработки месторождения Румайла, где будет иметь долю в 37 %.
Можно утверждать, что довольно активная деятельность является показателем успешного развития
NOC и, видимо, осуществляется за счет IOC, точнее
NOC перехватывают более выгодные контракты. Несмотря на это размеры ВВП Китая оцениваются как
скромные, но это «тонкий конец ресурсоемкого клина» страны, численность населения которой составляет 1,3 млрд чел. Они имеют буровые установки и
собственные цепочки сбыта; они заключают стратегические сделки и разрабатывают перспективные
технологии. Они подписывают выгодные международные контракты и очень быстро учатся.
J. Cresswell, Energy Editor, Aberdeen
NOC контролируют почти 90 % открытых запасов нефти
и примерно 75 % запасов природного газа, но стремятся
расширить свое влияние
На протяжении десятилетий на Западе существовало
мнение, что национальные нефтяные компании
(NOC) осуществляют операции внутри страны, а
международные нефтяные (IOC) и независимые
компании, которые могут свободно вести операции,
заключают сделки на разработку контролируемых
NOC ресурсов, как правило, по долевым договорам
и контрактам (production sharing agreements – PSA
и production sharing agreements and contracts - PSC).
Однако последние 20 лет, наблюдается постепенный
переход, заключающийся в том, что NOC постепенно
проникают на международные рынки.
В настоящее время уже широко известны такие
NOC как Petrobras, китайские или индийские компании. Постепенно получают известность компании
из других регионов, например, MOL из Венгрии и
PetroVietnam из Вьетнама. Следует также сказать о европейских «хамелеонах», таких как Eni и Statoil. Обе
компании являются гибридными (или частично находятся в собственности государства), которые в той или
иной степени являются и IOC и NOC в зависимости от
постановки их стратегической цели (табл. 1).
Всемирный банк характеризует StatoilHydro,
Petrobras, CNOOC и Petronas как «глобализированные»; это означает, что эти компании включают в
свою стратегию возможность проведения международных операций.
КИТАЙСКИЙ СИНДРОМ
Не проходит и недели без упоминания о китайских
NOC, особенно Китайской национальной нефтяной
корпорации (China National Petroleum Corp. – CNPC),
Китайской национальной морской нефтяной корпорации (China National Offshore Oil Corp. – CNOOC) и
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
Robert Workman (Р. Уокман), президент Petroleum
Equipment Suppliers l Varco. Г-н Уоркман является председателем Petroleum Equipment Suppliers Association и
членом American Petroleum Institute, the International Association of Drilling Contractors и Independent Petroleum
Association of America.
49
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
Таблица 1. Национальные отраслевые компании мира (по регионам)
Восточная Азия, АТР Европа, Центральная Азия Латинская Америка, Карибы Ближний Восток, Северная Африка
Брунее
Азербайджан
Аргентина
(BNPC)
(SOCAR)
(Enarsa)
Беларусь
Боливия
Китай
(Belarusneft)
(YPFB)
(PetroChina)
(CNOOC) (Sinopec)
Индонезия
Франция
Бразилия
(Pertamina)
(Gaz de France)
(Petrobras)
Япония
Казахстан
Чили
(JOGMEC)
(KazMunaiGas)
(ENAP)
Малайзия
Италия
Колумбия
(Petronas)
(Eni)
(Ecopetrol)
Южная Корея
Норвегия
Куба
(KNOC)
(StatoilHydro)
(Cupet)
Тайвань
Россия
Эквадор
(Chinese Petroleum
(Gazprom) (Rosneft)
(Petroecuador)
Corp.)
(Transneft)
Таиланд
Туркменистан
Мексика
(PTT)
(TurkmenNeft)
(Pemex)
Вьетнам
Турция
Перу
(Petrovietnam)
(Turkish Petroleum Corp.)
(PetroPeru)
Украина
Тринидад и Тобаго
(Naftogaz Ukrainy)
(National Gas Co.) (Petrotrin)
Узбекистан
Венесуэла
(Uzbekneftegaz)
(PDVSA)
Алжир
(Sonatrach)
Бахрейн
(BAPCO)
Египет
(EGPC)
Иран
(NIOC)
Ирак
(INOC)
Кувейт
(Kuwait Petroleum Corp.)
Ливия
(Libya National Oil Co.)
Южная Азия
Африка
Бангладеш
(PetroBangla)
Индия
(ONGC)
(Gas Authority оf India) (IOC)
Пакистан
(OGDCL)
Ангола
(Sonangol)
Камерун
(SNH)
Чад
(SHT)
Конго
(SNPC)
Коте Дивуар
(PETROCI)
Экваториальная Гвинея
(GEPetrol)
Габон
(SNGP)
Мавритания
(SMH)
Марокко
(Onaret)
Оман
(PDO)
Катар
(Qatar Petroleum)
Саудовская Аравия
(Saudi Aramco)
Сирия
(SPC)
Тунис
(ETAP)
ОАЭ
(ADNOC)
Йемен
(Yemen General Corp.)
Гана
(GNPC)
Кения
(NOK)
Мозамбик
(ENH)
Нигерия
(NNPC)
Сан Томе и Принсипи
(Petrogas)
ЮАР
(PetroSA)
Судан
(Sudapet)
Танзания
(EPDC)
Уганда
(Natoil)
Источник: World Bank General Corp.
БЛИЖНИЙ ВОСТОК
Что действительно поражает, насколько хорошо
провел Китай достаточно сложные переговоры с Тегераном, на предмет заключения CNPC двух торговых
договоров. В данном случае NOC имеют преимущества,
принимая во внимание достаточно прохладные отношения между Тегераном и Западом. Свидетельством
тому стал меморандум о взаимопонимании, подписанный в июле 2009 г. между Национальной нефтяной компанией Ирана (National Iranian Oil Company
– NIOC) и CNPC в рамках которого будет разрабатываться месторождение нефти Южный Азедеган и
еще одно соглашение (в качестве оператора выступит
компания Total) на реализацию этапа II разработки
месторождения Южный Парс. В проекте разработки
месторождения Южный Азедеган в обмен на 70 % акций компания CNPC будет финансировать работы на
90 %, что по предварительным оценкам составит примерно 2,5 млрд долл. В этом регионе будет добываться
примерно 150 тыс. брл/сут нефти на первом этапе и
260 тыс. брл/сут на втором этапе. Всего доказанные запасы месторождения составляют 42 млрд брл нефти.
Еще одним новым для Китая регионом Ближнего
Востока является Катар, с которым CNOOC заключила 25-летний PSC-контракт на разработку блока ВС в
Персидском заливе. Компания планирует в регионе
бурение трех скважин; затраты составят примерно
100 млн долл. в рамках пятилетнего проекта исследо-
50
Таблица 2. Перспективная добыча Китая в 2013–2015 гг., брл/сут
NOC
Всего
CNPC
Sinopec
CNOOC
Sinochem
Всего
733 819
230 590
142 562
7980
1 114 952
Африка Ближний Восток и Центральная
Северная Африка
Азия
244 000
105 000
78 750
0
427 750
33 675
28 125
0
0
61 800
247 683
52 515
0
0
300 198
Азия
Америка
60 774
0
59 640
0
120 414
147 688
44 950
4173
7980
204 791
Включая доказанные и извлекаемые перспективные запасы
Источник: Chatham House
вания. Это первый проект глубоководной разведки
в Катаре; планируется, что за ним последуют другие
проекты. Председатель CNOOC Fu Cheng Yu сообщил,
что инвестиции в проект составят 100 млн долл.
КИТАЙ В АФРИКЕ
Африка является регионом, к которому в настоящее время нефтегазовые компании мира проявляют
особый интерес, особенно к Гане и Уганде после того,
как были получены впечатляющие результаты исследований, проведенных Anadarko, Tullow Oil и Heritage
Oil. Самой горячей новостью стало предложение Китая инвестировать в разработку в Нигерии 6 млрд брл
запасов нефти 50 млрд долл. Правительство Нигерии
отметило высокий уровень переговоров CNOOC при
подписании сделки по разработке нескольких морских
блоков, содержащих запасы нефти. CNOOC надеется
укрепить свои позиции в Нигерии путем обеспечения
№5 • май 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
прав на бурение, не использующихся в настоящее время западными энергетическими компаниями. Данные
переговоры подчеркнули очень важную проблему, касающуюся тенденции западных компаний к открытию
большого числа филиалов банков, но не использования
их для инвестирования в проекты до давления со стороны соответствующих стран. Такие условия действуют
в качестве стимула для проведения изменений, когда
компании либо ничего не делают, либо проявляют недостаточную активность. В настоящее время NOC могут стать достойными конкурентами любой западной
компании.
В 2006 г. CNOOC подписала шесть PSA-контрактов
на разработку блоков 9, 1, 10A, L2, L3 и L4 в басс. Анза,
Ламу и Мандера (Кения). Затем с целью уменьшения риска в 2008 г. был подписан контракт с независимой европейской компанией Lundin, которая приобрела 30 %
акций в блоке 9. В конце октября 2009 г., CNOOC, наконец, пробурила свою первую разведочную скважину Boghal-1 в блоке 9 (это 32-я скважина, пробуренная
на территории страны).
КИТАЙ В ЕВРАЗИИ
Евразия – очень важный географический регион
для Китайских компаний благодаря близости, например, Казахстана и Туркменистана. Результатом сотрудничества последних лет стал ряд крупных сделок.
Более того, Китай уже получил положительные результаты бурения в этих регионах. В 2008 г. CNPC стала мажоритарным акционером PetroKazakhstan, и, как
сообщается, сделала два значительных открытия в Казахстане. В сотрудничестве с PetroKazakhstan (оператором блоков Караганда и Дошан) CNPC открыла первые
запасы нефти и газа, пробурив разведочную скважину Karabulak-2. Испытательная добыча составила
1278 брл/сут (в нефтяном эквиваленте). На месторождении Дошан была пробурена скважина Doshan-14;
согласно сообщениям, испытательная добыча достигла 684,3 брл/сут с потенциалом к увеличению. В компании PetroKazakhstan CNPC владеет долей в 67 % с
казахской государственной компанией Kaz-MunaiGas,
которая владеет остальными 33 %.
КИТАЙ В АМЕРИКЕ
Одной из последних новостей является создание
Petroecuador и Sinopec совместного предприятия с
целью разработки месторождений тяжелой нефти.
Предприятие будут разрабатывать запасы блока 42
в пров. Пастаза в восточной части страны. Petroecuador владеет в предприятии 60 % активов, Sinopec –
40 %. Доказанные запасы нефти в блоке составляют
120 млн брл. По оценкам компаний для разработки
и эксплуатации запасов потребуются инвестиции в
размере 1 млрд долл. Наиболее интригующим решением для CNOOC, стали планы разработки четырех
управляемых Statoil месторождений в Мексиканском
заливе. С этой целью компания заключила договор на
аренду, включающий часть затрат на разработку. Более
того, компания CNOOC будет впервые осуществлять
операции в Заливе. В обмен на оговоренную долю капитальных вложений (без указания размеров), CNOOC
приобретает 20 % активов в глубоководном месторождении Такер, 10 % на глубоководной площади Логан,
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
10 % на месторождении Кракатоа и 10 % на площади
Кобра. Statoil останется оператором всех четырех блоков с различными долями активов.
В Канаде интересы Китая сосредоточены на покупке нефти и газа. Внесены предложения со стороны таких компаний как Athabasca Oil Sands Corporation (AOSC), достигшей ряда соглашений с PetroChina.
Китайская компания приобретет 60 % активов AOSC
на нефтяных песчаниках Маккей Ривер и Дувр. Месторождения распложены в центре региона Атабаска
на северо-востоке Альберты. По данным независимой
оценки регион одержит примерно 5 млрд брл нефти.
Хотя сделка соответствует интересам, AOSC признает, что китайская компания, имеет достаточно опыта
для ведения самостоятельных операций. PetroChina
использует сложные технологии, в том числе различные методы использования пара (SAGD) и нагревания
коллектора для облегчения потока.
Планируется, что AOSC и PetroChina будут разрабатывать совместный проект освоения нефтеносных
песков. В Energy Resources Conservation Board были
поданы для одобрения два пилотных проекта. Проект
разработки первого этапа месторождения Маккей с
добычей примерно в 35 тыс. брл/сут был подан на одобрение в конце 2009 г.
Продолжая тему тяжелой нефти, следует упомянуть
о том, что было достигнуто соглашение между Венесуэлой и Китаем, в рамках которого китайские компании
будут инвестировать в разведку и разработку басс.
Ориноко примерно 16 млрд долл. Это классический
случай вытеснения Востоком Запада или NOC IOC.
Президент У. Чавес отметил, что между венесуэльской
NOC Petroleos de Venezuela (PDVSA) и китайской компанией, предположительно PetroChina будет создано
совместное предприятие с целью добычи дополнительно 450 000 брл тяжелой нефти. Сделка с Китаем аналогична соглашению, которое Венесуэла заключила с
российскими компаниями; стоит ли говорить об инвестициях, оценивающихся примерно в 20 млрд долл.
РАЗРАБОТКИ В ВЕНГРИИ
Совсем другая ситуация сложилась с венгерской национальной компанией Magyar Olajes Gazipari (MOL).
MOL, возможно, увереннее, чем любые другие государственные нефтяные компании бывших социалистических стран, когда речь идет о поисках запасов за
пределами своих национальных границ. Венгрия имеет
очень незначительные запасы, и MOL стремится восстановить равновесие, заключая сделки и занимаясь
поиском в других странах, в частности, в Казахстане
и Пакистане.
В этой связи можно отметить два благоприятных для
MOL события. В Пакистане, компания нашла запасы в
северо-западной пограничной провинции Тал. На этом
участке (блок 3370-3) MOL является оператором с 10 %
годовых. Oil & Gas Development Company (OGDC) и
Pakistan Petroleum владеют 30 % активов каждая. Pakistan Oil Field владеет 25 % активов, государству принадлежат оставшиеся 5 % активов.
MOL говорит, что треть добычи газа и конденсата
принадлежит компании и что консорциум планирует
дальнейшее проведение оценочных тестов для определения объема и экономического потенциала запасов.
51
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
Исследование было проведено в этом блоке еще в 1999 г.,
после чего были определены значительные промышленные запасы. Пробная добыча из скважины Mami
Khel-1 составила 8898 брл/сут (в нефтяном эквиваленте) газа и 2881 брл/сут конденсата. В июне 2008 г.
MOL сообщила, что в результате бурения разведочной
скважины Rozhkovskaya-U-10 были открыты запасы
легкой нефти и газового конденсата. Месторождение
расположено на участке Федоровское (Казахстан). Испытания показали наличие продуктивного интервала
на глубине 4,344–4,365 м с добычей 8,24 млн фут3/сут
газа и 1503 брл/сут нефти и конденсата.
MOL говорит, что месторождение расположено в
северо-западной части Казахстана на концессионном
участке площадью 2400 км2, недалеко от гигантского месторождения газоконденсата Карачаганак. Так же как и
китайские компании, такие как Sinopec, MOL является
оператором на участке Федоровском с долей активов в
27,5 %. Еще 50 % активов принадлежат Exploration Ventures Limited и 22,5 % – Sinopec.
ВЫХОД PETROVIETNAM
НА АМЕРИКАНСКИЙ РЫНОК
Молодой игрок на мировом рынке, компания Petrovietnam приобрела опыт за последние три года. Это подтверждается перспективными договорами компании
с Венесуэлой (на добычу), Кубой (на проведение разведочных операций), а также успешным бурением наземных месторождений в Алжире в 2008 г. В середине
2009 г. Petrovietnam сообщила о создании совместного
предприятия с PDVSA с целью разработки и добычи
тяжелой нефти в блоке Хунин-2 в басс. Ориноко. Совместная компания PetroMacareno, добывает примерно
200 000 брл/сут тяжелой и сверхтяжелой нефти, которая поставляется на переработку на НПЗ во Вьетнаме.
Petrovietnam владеет в блоке 40 % активов.
Создание второй совместной компании, которая
будет осуществлять разработку нефтяных запасов
месторождения Лейк Маракайбо, в настоящее время
обсуждается. На протяжении последних двух лет обе
компании проводили активные разведочные операции
на этом месторождении, сфокусировав внимание на месторождениях Сентро Карго, Лагомар и Лагомедио.
В 2007 г. Petrovietnam подписала соглашение с кубинской государственной энергетической компанией Cupet
о проведении морских сейсмических исследований, которые включали 2D-разведку, проведенную в 2008 г.
Последним шагом стало подписание российской
компанией Zarubezhneft и Petrovietnam двустороннего
соглашения, которое включает проведение операций
во Вьетнаме. Petrovietnam осуществляет операции на
четырех глубоководных участках Мексиканского залива (территория Кубы), где по предварительным данным
содержатся запасы легкой нефти. Участки N30, N31,
N42 и N43 расположены к северо-западу от побережья
Кубы. По оценкам, северный бассейн Кубы может
содержать около 4,6 млрд брл нефти и 1,0 трлн фут3
природного газа.
УСПЕХИ PETROBRAS
Petrobras – смешанная компания, доля государства
в которой составляет 32 %. В настоящее время компания все более активно осваивает запасы за пределами
52
территориальных вод, несмотря на значительные запасы, содержащиеся во внутренних водах. Последним
примером международных операций, среди которых
наиболее важны сверхглубоководные участки, являются месторождения на шельфе Анголы в блоке 18/06
в басс. Баиксо Конго. Концессионером блока выступает компания Sonangol. Petrobras является оператором
скважины Manganes-01 и владеет 30 % активами
Sinopec International владеет 40 % активов, Sonangol
P&P 20 %, Geminas 5 % и Falcon Oil 5 %. В мае 2009 г.
Petrobras приобрела 50 % активов в проекте разведки
блока 2714A, расположенного южнее границы с Намибией. В свою очередь, Petrobras будет инвестировать
в проект Чариот. В рамках проекта будет выполняться 3D-разведка. Petrobras также активно участвует в
исследовании потенциала Черного моря, в турецком
секторе в партнерстве с Turkish Petroleum Corporation
(TPAO). Petrobras начала добычу нефти в Турции в феврале 2006 г. после успешного приобретения лицензии
на проведение операций в двух блоках в Черном море.
Petrobras и ТРАО подписали соглашение, по условиям
которого каждая компания владеет 50 % активов в блоках 3920 (Киргларели) и 3922 (Синоп). По данным ТРАО
под дном Черного моря содержится до 10 млрд брл
нефти и 1,5 трлн фут3 природного газа.
В США в Мексиканском заливе, Petrobras также
стремится стать основным глубоководным игроком. Это
ясно из высоких ставок (в размере около 179 млн долл.
за блок 22) по лицензии 206. В октябре 2007 г., Petrobras
заплатила высокую цену за 26 глубоководных и сверхглубоководных блоков. Серьезность намерений также
иллюстрируется тем фактом, что компания Petrobras
планирует инвестировать в активы США в период
2008–2012 гг. примерно 4,9 млрд долл. (в добычу и переработку). В рамках проектов планируется осуществлять разведку, добычу и переработку углеводородов.
Цель состоит в повышении добычи до 130 000 брл/сут
к 2013 г. В настоящее время Petrobras имеет доли на четырех самых важных участках Мексиканского залива
нижнего третичного возраста (Каскад, Чинук, Сан Мало
и Стоунс) на площади Уолкер Ридж. Месторождения
Каскад и Чинук находятся на более поздней стадии разработки и будут эксплуатироваться с помощью первой
FPSO. Первая нефть начнет добываться в июне 2010 г.
ЕВРОПЕЙСКИЕ ХАМЕЛЕОНЫ
Европейские компании Eni и Statoil также являются
смешанными с постепенно пополняющимся международным портфолио. Итальянская группа была особенно активна последние несколько лет, и приобрела
способность заключать сделки там, где многие другие
компании потерпели неудачу. Попробуем угадать, получится ли у Eni выйти на рынок Уганды путем покупки
активов Heritage Oil.
Тем не менее, один из контрактов итальянской компании был сорван, когда Tullow Oil представила свои
преимущества. Eni (также как и многие другие) связана
с торгами за активы Kosmos Energy в крупном проекте
разработки месторождения Юбили, расположенном на
шельфе Ганы, которое в настоящее время находится на
стадии разработки. Eni привыкла работать в сотрудничестве с компанией Statoil, что позволяет генерировать
результаты исследований. Последнее достижение в
№5 • май 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
результате этого сотрудничества было обнародовано
в октябре 2009 г., а именно значительное открытие на
шельфе Анголы, сделанное после бурения разведочной
скважины Cabaca Norte-1. пробная добыча из скважины
составила 6500 брл/сут в нефтяном эквиваленте. Старший вице-президент отдела Statoil глобальной разведки
Tim Dodson сказал, что планируется пробурить и другие
разведочные скважины, с тем, чтобы ускорить реализацию второго этапа разработки, и разместить в блоке эксплуатационную буровую установку Northeastern Hub.
Первая эксплуатационная буровая установка Northwestern Hub размещена между скважинами Sangos и
N’Goma. В настоящее время на участке ведется предварительная разработка и оценка, а также сервисные
работы.
На шельфе Индии компания Eni продолжает исследования блока AN-DWN-2003/2 в районе островов
Андаман и Никобар. В 2008 г., Eni подала заявку в Министерство Энергетики и природных ресурсов Индии
на бурение в блоке трех поисково-разведочных скважин. Бурение будет проводиться на глубоководных
участках на юго-востоке Андаманского моря, первая
скважина пробурена примерно в 120 км от о-ва Большой Никобар. В ноябре 2009 г. выяснилось, что Eni готовится представить на 10-месячную заявку на продление
срока исследования этого региона Directorate General
of Hydrocarbons (DGH). Затем поступило сообщение о
том, что Eni, планирует расширить программу бурения
первой скважины в соответствии с разработкой этапа 1.
В качестве причины Eni назвала отсутствие экологических ограничений на реализацию программы бурения
блока ANDWN-2003/2. Eni является оператором блока с
40 %-ным участием в партнерстве с корпорацией Oil and
Natural Gas Corporation (ONGC), владеющей 45 % активов и Gas Authority of India Ltd. (GAIL), владеющей 15 %
активов. Бурить скважину будет буровое судно Saipem
10000, которое может работать на глубине до 3000. Для
того чтобы реализовать этот проект, Eni временно приостановит свои операции в Африке.
В мае 2008 г., компания говорила, что нашла запасы и планирует разрабатывать нефтеносные пески
в Республике Конго, которые по оценке содержат
от 500 млн до и 2,5 млрд брл извлекаемой нефти. Eni
тогда сказала, что достигла соглашения по разведке и
эксплуатации запасов нетрадиционной нефти в битуминозных песках на участках Чикатанга и Чикатанга
Макола. Компания получила разрешение на разработку этих двух блоков совокупной площадью 1790 км2 от
Kouilou Department. В соответствии с исследованиями
эти участки содержат огромные запасы.
Кроме того, по результатам предварительных исследований, проведенных только на площади 100 км2, извлекаемые запасы могут оказаться гораздо больше, чем по
первоначальным прогнозам. Eni, инвестировала в программу разработки 3 млрд долл., которые были направлены на добычу 150000 брл/сут углеводородов (в нефтяном
эквиваленте) с использованием собственной технологии
Eni Slurry Technology (EST) для улучшения течения тяжелой нефти. В рамках проекта также предполагается
исследовать соседнее месторождение Мбоунд.
Третьим примером последних успехов Eni станут запасы природного газа, найденного в Венесуэльском заливе в блоке Кардон IV. Запасы были найдены после бу-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
рения разведочной скважины Perla-IX. В октябре 2009 г.,
Repsol YPF, партнер Eni в концессии, сказал, что месторождение Перла содержит примерно 5,6–7,8 трл
фут3, что делает его крупнейшим открытием в истории
страны и, вероятно, одним из пяти крупнейших газовых
месторождений в мире. Пробная добыча из скважины
составила 20 млн фут3/сут газа и 620 брл конденсата. Eni
и Repsol владеют 50 % активов каждая.
Но на первом этапе разработки доля Repsol и Eni
сократится до 32,5 % каждой; оставшимися 35 % активов будет владеть PDVSA. Добыча составит 600–
800 млн фут3/сут.
Statoil объявила в 2009 г., что разведка в блоке Карама на шельфе острова Сулавеси в проливе Макассар
начнется в 2010 г. Наиболее активной NOC является
Pertamina; представители компании заявили, что партнеры планируют проведение сейсморазведочных работ на арендованной территории в рамках подготовки к
бурению первой разведочной скважины. По прогнозам,
затраты составят около 25 млн долл.; испытательная добыча составит примерно 200 млн брл нефти. Statoil является оператором блока Карама с 51 % активов в сотрудничестве с Pertamina, которая владеет 49 % активов.
В течение 2009 г. Statoil успешно вела операции на
наземных месторождениях в частности, месторождении природного газа в Алжире. Запасы были открыты разведочной/оценочной скважиной Tinerkouk-2,
пробуренной в басс. Тимимун на участке Хасси Муна.
TNK-2 стала шестой успешной скважиной, пробуренной Statoil и Sonatrach.
РАСШИРЕНИЕ ВЛИЯНИЯ NOC МАЛАЙЗИИ
Малайзийская NOC Petronas Carigali быстро расширяет свое влияние. Активность международных
операций выросла с 35 % в 2005 г. до примерно 42 %
в 2009 г. Ярким примером успеха в 2009 г. стало создание совместной компании с Shell в Ираке с целью
разработки гигантского месторождения Маджнун.
Это контракт на оказание технической помощи при
разработке запасов, оцениваемых в 12,8 млрд брл
(в нефтяном эквиваленте). Однако контракт еще должен быть одобрен властями Ирака. Консорциум добывает примерно 1,8 млн брл/сут. Petronas также заключила партнерский контракт с CNPC на разработку
месторождения Халфайя. CNPC управляет проектом с
50 % владением активов. Total and Petronas, выступающие партнерами китайской компании, владеют по 25 %
активов каждая. Добыча составляет 535 000 брл/сут.
В 2009 г. Petronas осуществляла бурение и в других
регионах. Было пробурено три скважины Timor Leste
в блоке 06-102. Скважины, пробуренные на песчаники юрского возраста, были протестированы. Запасы
были найдены в пласте эланг-пловер. Petronas приобрела лицензию в конце 2006 г. и пробурила три разведочные скважины.
В Атлантическом бассейне, Petronas активно занимается разведкой шельфа Мавритании, где до этого работала компания Woodside Petroleum и другие. Petronas
провела исследование этой молодой и неразведанной
области, включая газовое месторождение Банда. Позже в 2008 г. Petronas успешно пробурила разведочную/
оценочную скважину Banda East-1B. С тех пор в мавританском секторе наступило затишье, хотя сообщалось,
53
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
что Petronas планирует разведывать участки к югу от
Сахары в областях А и В, входящих в лицензию. Доказательством профессиональности Petronas, а также
и Eni служит открытие в 2008 г. месторождения газа в
пакистанской провинции Синд. Открытие было сделано в концессионном блоке Мубарак 2769-4, в юговосточном секторе провинции. Скважина Saqib-1A
была пробурена на глубину от 3780 м месте недалеко
от первого месторождения Рехмат, открытого компаниями в стране. В настоящее время на этом месторождении добывается 15 млн фут3/сут газа. Пробная добыча из скважины Saqib-1A составила 25 млн фут3/сут
природного газа и 60 брл/сут конденсата.
При последнем исследовании партнерами был разработан более масштабный план бурения. Планиру-
ется, что в разработке примет участие компания Sui
Northern Gas Company. Добытый газ будет транспортироваться по трубопроводу Sawan-Qadirpur на завод
Rehmat. В блоке Мубарак Petronas владеет 57 % активов, Eni имеет 38 % и пакистанской государственной
компании Government Holding Private Limited (GHPL)
принадлежит 5 % активов.
УПРАВЛЕНИЕ ЦИКЛОМ
ным. Безработица продолжает расти более быстрыми
темпами, чем ожидалось во многих странах. Уровень
безработицы в США в ноябре 2009 г. вырос до 10 %,
это самый высокий уровень с 1983 г.
A. Brogan, Ernst & Young
Партнерство между NOC и IOC представляет благоприятные
перспективы для промышленности с точки зрения
долгосрочных перспектив
Для нефтегазового сектора характерно колебание цен, что связано с необходимостью изменения
рыночных условий. Тем не менее, интенсивность и
тяжесть нынешнего экономического кризиса и связанные с этими факторами скачки цен, стали для
многих неожиданностью. В первой половине 2008 г.
цены на нефть поднялись, казалось бы, до недосягаемой высоты (почти до 150 долл/брл). Не многие
аналитики смогли прогнозировать, что всего лишь
шесть месяцев спустя, цены на нефть обвалятся до
30 долл/брл.
Цены на природный газ в США упали более чем
на 75 % от своих пиковых значений летом 2008 г. и попрежнему не поднимаются. Цены на нефть поднялись
до 70–80 долл/брл, но существует неопределенность в
отношении спроса (вероятно, на максимальном уровне за последние десятилетия). Газеты предложили к
обсуждению бесчисленное число материалов, в которых в очередной раз поднимаются вопросы интенсивности и скорости развития кризиса и стабильности
экономического подъема. Прогнозы также варьируются: кто-то считает, что за резким спадом начнется
такой же резкий подъем (V-формы), кто-то прогнозирует еще один спад (W-формы) некоторые аналитики
говорят о медленном, вялом восстановлении (U- или
L-образном).
Недавнее ралли на фондовых рынках стали первыми признаками восстановления экономики, так
же как и многочисленные данные, подтверждающие,
что США и ведущие европейские страны постепенно
восстанавливают экономическую стабильность. В настоящее время экономические данные, поступающие
из основных стран, внимательно анализируются рыночными аналитиками, которые оценивают ситуацию,
как начало восстановления. Однако, несмотря на многие позитивные показатели, есть предположения, что
восстановление может быть медленным и болезнен-
54
Jeremy Cresswell (Дж. Крессуэлл), редактор из Абердина, почетный профессор Aberdeen Business School при
Robert Gordon University.
ИЗМЕНЕНИЯ
Нефтяная и газовая промышленность включает
большое число компаний от национальных нефтяных
компаний (NOC) до вертикально интегрированных нефтяных, независимых разведочных и сервисных компаний. Различные смежные сектора промышленности неравномерно были затронуты экономическим кризисом.
Кроме того, деятельность частных отраслевых компаний
различна. Малым и средним компаниям, особенно тем,
кто не производит активов, все труднее сохранять финансирование существующих проектов и очень сложно
получить доступ к финансированию новых проектов.
Многие государственные нефтегазовые компании имеют меньше возможностей для финансирования проектов и денежных средств, полученных от операций. Тем
не менее, все нефтяные и газовые компании понимают
необходимость сбалансирования и разработки платформы для устойчивого экономического роста. Сектора
пытаются оптимизировать капитальные затраты через
экономический цикл. Многие проекты разведки и добычи предусматривают длительные операции и очень
капиталоемкие, соответственно затраты на их консервацию или возобновление значительны. Следствием существенного сокращения капитальных затрат сегодня
могут стать причиной серьезных перебоев с поставками
углеводородов в перспективе. Возможности ведущих
игроков отрасли поддерживать капитальные затраты и
снижать их различны.
Между тем практически все международные нефтяные компании (IOC) объявили о значительном
снижении рентабельности, но по-прежнему остаются прибыльными, и в целом хорошо капитализированы и имеют хорошие перспективы финансирования.
Исследование Ernst & Young показывает, что большинство NOC и крупнейшие нефтяные компании
планируют поддержать или повысить уровень их
капитальных вложений в реальных условиях с помощью цикла. В 2009 г. крупнейшие NOC суммарно
планировали инвестировать в расширение операций в своих странах и за рубежом более 275 млрд
долл. К 2015 г., исходя из текущих оценок, эти NOC
№5 • май 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
НОВЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ ДЛЯ КОМПАНИЙ
Рыночная суматоха открыла новые возможности
для приобретения компаний за наличный расчет. Азиатские NOC, занимающиеся поисками запасов, вновь
стали более активными с точки зрения слияния и поглощения (mergers and acquisitions – M&A) в связи с
большей доступностью (рис. 1).
Их правительства готовы обеспечить финансовую
поддержку, поскольку ориентированы на материальные активы, или даже средние E&P-компании, которые приходят на рынок. Как правило, NOC не зависят
от долга для финансирования приобретений, которые
вероятно, обеспечивают им конкурентные преимущества в M&A в то время долговые рынки остаются
недееспособными.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
NOC и SWF
Всего, млн долл.
будут инвестировать в свои сектора более чем
598 млрд долл.
Есть некоторые заметные различия, как в масштабах, так и в объемах планируемых инвестиций нефтяных компаний. Китайская национальная нефтяная
корпорация (CNPC) разработала самую амбициозную
инвестиционную программу в 2009 ., на общую сумму
около 42 млрд долл., хотя она сопровождалась пакетом
мер по сокращению расходов. Petrobras и две крупнейшие государственные нефтегазовые компании
ExxonMobil и Royal Dutch Shell, а также объявили о
значительных капиталовложениях в 2009 г. В отличие
от них российские нефтегазовые компании более негативно отнеслись к падению цен на нефть, снижению
доступности кредитов и сокращению числа инвесторов. Rosneft стала единственной нефтяной компанией, которая показала, что она по-прежнему планирует
увеличение расходов в 2009 г.
Некоторые компании имеют более привлекательные перспективы для повышения объема инвестиций.
Новые открытия Petrobras и ее иностранными партнерами подсоляных месторождений станут для Бразилии
стимулом войти в число основных нефтедобывающих
регионов. Petrobras планирует инвестировать 28 млрд
долл. в разработку подсоляных месторождений в рамках масштабного бизнес-плана на период 2009–2013 гг.,
оцениваемого в 174 млрд долл. Примерно 90 % от общего объема инвестиций будут направлены на реализацию проектов в Бразилии.
В настоящее время NOC проводят политику приобретения запасов нефти и природного газа за рубежом,
что в настоящее время более доступно по цене. Тем не
менее, многие ресурсо-холдинги NOC могут отложить
реализацию международных планов в краткосрочной
перспективе для финансирования внутренних проектов. Например, China National Offshore Oil Corp.
(CNOOC) планировала инвестировать в повышение
активности отрасли внутри страны, а также содействовать и международной активности. В Китае, некоторые
внутренние расходы были определены государством
как часть плана экономического стимулирования плана
развития сектора. NOC Содружества Независимых
Государств (Commonwealth of Independent States – CIS)
планировали инвестировать 36 млрд долл. в нефтяной и
газовый сектор в 2009 г., в то время как NOC Ближнего
Востока и Африки объявили об инвестициях в 29 млрд
и 21 млрд долл. соответственно.
Европа
Ближний Восток
Африка
Южная Америка
Бывший СССР
Азия
Источник: Ernst & Young analysis of IHS Herold data
Рис. 1. Число сделок NOC по приобретению активов
Среди сделок заключенных NOC в 2009 г., можно отметить приобретение Emerald Energy Sinochem,
Sinopec приобрела Addax Petroleum, KNOC подписала соглашение о приобретении Harvest Energy Trust
и другие. По имеющимся данным, в южнокорейское
Министерство экономики и знаний намерено создать фонд обеспечения энергоресурсами с уставным
капиталом 810 млн долл. Фонд будет использоваться
для прямых инвестиций в освоение ресурсов, покупку
долей в проектах и M&A.
Китайские NOC используют рыночные преимущества для сохранения стратегических запасов и обеспечения надежных, долгосрочных поставок на расширяющийся внутренний рынок. NOC страны в 2009 г.
заключили самые высокие по стоимости сделки и вложили более 18 млрд долл.в приобретение иностранных
активов. Кроме того, государственные китайские нефтяные компании имеют доступ к низким капитальным затратам и в меньшей степени зависят от долговых рынков
для финансирования сделок. Например, было объявлено,
что китайский банк China Development Bank предоставит CNPC кредит в 30 млрд долл. для приобретения зарубежных активов. Однако, доступ к низким капитальным
затратам не дает преимуществ, когда предлагаемое приобретение наталкивается на политическую оппозицию.
Например, CNPC объявила о том, что соглашение о покупке ливийской национальной нефтяной корпорацией Libyan National Oil Corporation канадской Verenex не
было одобрено. После прекращения действия соглашения поглощения с CNPC, Ливийской инвестиционное
управление (Libyan Investment Authority – LIA) и фонд
суверенного богатства страны, подписали меморандум о
взаимопонимании с целью приобрести Verenex. Sinopec
столкнулась с возможностью отклонения ее участия в
будущем нефтегазовом лицензионном раунде в Ираке
после приобретения Addax Petroleum, соглашение о котором было подписано в сентябре. Правительственные
чиновники в Багдаде решили, что компании, подписавшие соглашения с региональным правительством Курдистана (Kurdistan Regional Government – KRG) будут
исключены из будущих торгов. Sinopec получила две
лицензии на разработку месторождений в курдском
регионе Ирака путем приобретения из Addax.
Однако, возможно, китайским NOC придется пересмотреть свои зарубежные приобретения в связи с обострением энергетического национализма. Вероятно,
потребуется сосредоточить внимание на сделках по при-
55
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
Приобретение
отраслевых
компаний
Расширение
стратегического
альянса
Приобретение
непроизводственных
активов
Стратегическое
приобретение
компаний новых
секторов
Источник: Ernst & Young, Oil and Gas Survey Snapshot, July 2009
Рис. 2. Стратегические планы по сделкам
обретению активов, а не корпоративных поглощениях.
Они могут также сосредоточить внимание на странах
с меньшей политической чувствительностью к иностранному участию в разработке национальных активов и ресурсов. Одной из таких стран стала Канада, где
китайские NOC имели заметный успех в обеспечении
доступа к запасам. В августе 2009 г. PetroChina объявила
о заключении сделки в 1,7 млрд долл. по приобретению
активов двух проектов разработки нефтяных песков.
Это самые крупные нефтеносные пески Канады, приобретенные китайскими NOC на сегодняшний день.
В последние обзоре Ernst & Young подведены итоги опроса респондентов, 55 % которых планируют
сделать стратегические приобретения в ближайшие
12 месяцев (рис. 2). Ближайшие сделки, вероятно,
включат небольшие и средние компании и стратегические и тактические альянсы. Между тем, изъятия,
которые последовали за слиянием 1990-х годов, будет
продолжаться по мере продажи крупными компаниями нестратегических активов. Хотя будущие сделки,
скорее всего, быть структурированы таким образом,
чтобы они в меньшей степени зависели от задолженности; финансирование обеспечит сильным игрокам
возможность приобретения активов.
НОВАЯ МОДЕЛЬ ПАРТНЕРСТВА
Даже NOC не были защищены от влияния глобального экономического кризиса и падения цен на нефть.
Замедление темпов экономического роста повлияло на
то, что многие государственные нефтяные и газовые
компании не в состоянии финансировать определенные проекты и контролировать денежные потоки. Некоторые страны, с более высокими доходами от нефти
смогли финансировать проекты социального развития.
Многие государственные бюджеты на 2009 г. предусматривали более высокие цены на нефть, чем они были
в действительности. Новые экономические условия
могут привести к возобновлению государственного
интереса в иностранном участии и, возможно, в инвестициях в развитие их углеводородного сектора. Это
дает новые возможности для создания партнерских
отношений между IOC и NOC на долгосрочной, устойчивой основе (речь идет об IOC, которые могут предложить потенциальное партнерство не только с точки
зрения технологического и практического опыта, но и
доступа к необходимому капиталу).
56
IOC продолжают изучать возможности пополнения
запасов посредством приобретения, обмена активами
и партнерских отношений. Совместные предприятия
широко распространены в нефтегазовом секторе изза размера, сложности и стоимости проектов. Проекты, в которые NOC приглашают IOC, как правило,
имеют такие масштабы, что ни одна компания не обладает соответствующими техническими и финансовыми возможностями для его реализации в одиночку.
Поскольку нефтегазовые проекты усложнились, необходимы партнерские соглашения, создание совместных предприятий.
Если реализацией некоторых проектов занимается несколько партнеров, каждый с относительно небольшими инвестициями, это создает определенные
проблемы с точки зрения сроков и рамок бюджета.
Экономический кризис стал причиной более активного заключения партнерских соглашений, поскольку
они обеспечивают возможность снижения доли операционных и финансовых рисков в так называемых
мега-проектах. Новые экономические условия также
предоставили преимущества для партнерства между
NOC. Правительства все более активно поощряют посредничество альянсов в нефтяной и газовой сфере.
В 2009 г. было объявлено о создании нескольких союзов между правительствами богатых запасами стран
и стран-импортеров нефти. Эти взаимно полезные
механизмы финансирования и технической экспертизы обеспечат будущие поставки нефти и увеличение
числа проектов в странах, которые имеют обильные
запасы углеводородов, но ограниченные ресурсы или
возможности для самостоятельного прогресса.
Такие союзы обеспечат стабильность спроса для
стран с богатыми запасами и повышение надежности
энергоснабжения для стран с растущей потребностью
в энергии, но ограниченными внутренними ресурсами. Стороны имеют также возможность расширить
назначение рынков и источников поставок
Для любых договоренностей, важно, что они прозрачны, соответствуют нормативно-правовой базе и
выгодны для всех заинтересованных сторон в любой
точке цикла нефтяных цен. Это означает, что нефтяным компаниям желающим укреплять партнерские
связи, следует разработать политику понимания
условий для всех заинтересованных сторон, в которых придется работать их потенциальным партнерам,
а также предусмотреть перспективы развития этих
отношений в будущем. В долгосрочной перспективе,
общие структурные проблемы, связанные с расположением запасов и достижимым уровнем производственных отношений не изменятся. Любые новые
партнерские проекты обеспечат большие возможности для промышленности с точки зрения решения
энергетических вопросов.
Перевел Г. Кочетков
Andy Brogan (Э. Броган), руководитель консультативного отдела Ernst & Young. Работает в компании 21 года.
Более 15 лет, специализируется на сделках в нефтегазовой отрасли. Он работал более чем в 20 странах. Имеет
степень бакалавра в области биохимии от Имперского
колледжа Imperial College of Science, Technology and
Medicine в Лондоне, Великобритания.
№5 • май 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ТЕХНОЛОГИИ
СПЕЦИАЛЬНАЯ ЖИДКОСТЬ
ГИДРОРАЗРЫВА
высокой ПЛОТНОСТИ
K. M. Bartko, T. S. Mukherjee, C. I. Arocha, Saudi Aramco
L. Sierra, J. Terracina, P. Lord, Halliburton
Первое применение жидкости, обладающей способностью смешиваться при различных плотностях
с использованием пресной или промысловой воды, оказалось успешным
По мере того как в Саудовской Аравии растет
внутренний спрос на природный газ, разрабатываемые залежи становятся все более сложными и имеют низкую проницаемость (менее 0,01 мД). Пластовые давления могут быть либо низкими либо очень
высокими (11 000–13 000 фунт/дюйм2), а высокая
температура затрудняет получение данных о залежи
в связи с ограничениями приборов.
В течение первого квартала 2008 г. компания Saudi Aramco столкнулась с трудностями при проведении гидроразрыва в глубокозалегающем газоносном
песчаном пласте, в котором температура и напряженное состояние (375 °F и 1,1 фунт/дюйм2/фут)
превышали рабочее давление имеющегося оборудования и пределов применения общепринятой жидкости гидроразрыва (рис. 1).
Зная о том, что в районе нет оборудования для
гидроразрыва с давлением 20 000 фунт/дюйм2, для
создания новой жидкости гидроразрыва была выполнена обстоятельная лабораторная оценка. На
месторождении была приготовлена и успешно закачана новая система жидкости, что позволило
провести операцию в скважине (при более низком
давлении на поверхности) с помощью стандартного
оборудования с давлением 15 000 фунт/дюйм2, при
меньшей потребности в мощности и более безопасных рабочих условиях, чем это было бы возможно при использовании оборудования с давлением
20 000 фунт/дюйм2.
ГЕОЛОГИЯ
Пласт кусайба возраста сулариан, входящий в
пласт калибах, хорошо известен как богатый органикой глинистый сланец с высокой температурой.
Пласт кусайба также содержит песчаные интервалы, являющиеся объектом потенциальной разведки. В целом пористость кусайба значительно
снижена в результате цементации, однако свойства залежи улучшены благодаря наличию микротрещин.
Пласты сарах и мид-кусайба являются двумя
характерными пластами, которые недавно привлекли внимание. На месторождении Гавар и на
площадях руб аль-кали компания Saudi Aramco и
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
Бахрейн
Саудовская
Аравия
Месторождение
Гавар
Бахрейнский
залив
Катар
Местоположение
скважины SA-1
Рис. 1. Разведочная площадь расположена в 100 км к югу от
месторождения Гавар вблизи уже разрабатываемых нефтяных
и газовых месторождений
другие нефтяные компании вскрывали эти два пласта более 25 раз. Пористость пластов колеблется в
пределах 5–15 %; полагают, что естественные трещины значительно увеличивают производительность скважин. Недавно гидроразрыв был включен
в программу опробования этих пластов, что привело к кратковременному увеличению дебитов до 3–
5 млн фут3/сут.
Гидравлический разрыв этих пластов все более
осложняется в связи с механическими ограничениями оборудования для заканчивания скважин и
наземного оборудования. Ограничения по максимальному давлению нагнетания 15 000 фунт/дюйм2
и ограничение по максимальному забойному давлению требуют применять рассол бромида натрия
(NaBr) плотностью 12,3 фунт/галл. Тяжелые рассолы успешно применяются при гидроразрыве в
глубоководной части Мексиканского залива; однако их никогда не применяли в малопроницаемом газоносном пласте. При разработке жидкости гидроразрыва учитывалось наличие местных
источников рассола, стабильность жидкости при
температуре 375 °F, способность транспортировать расклинивающий материал и минимальное
повреждение пласта.
57
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Модуль упругого сдвига (G’), Па
Контроль
0,25 gpt
Температура, °F
Температура, °F
Вязкость при скорости сдвига
40 с-1, сП
World Oil: ТЕХНОЛОГИИ
Без агента задержки
С агентом задержки
С 3х-агентом задержки
Время, мин gpt - галлонов добавки на 1000 галл жидкости
Контроль
0,25 gpt
Температура, °F
Температура, °F
Вязкость при скорости сдвига
40 с-1, сП
Рис. 2. Вязкость жидкости небольшой плотности (11,5 фунт/галл)
при температуре 350 °F
Время, мин gpt - галлонов добавки на 1000 галл жидкости
Рис. 3. Вязкость жидкости большой плотности (12,3 фунт/галл) при
температуре 350 °F
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ
ОЦЕНКА
НОВОЙ ЖИДКОСТИ
ГИДРОРАЗРЫВА
Для гидроразрыва пласта при температуре ниже
300 °F в условиях моря раньше использовали рассол
NaBr большой плотности, загущенный и структурированный с помощью соединений бора. При температуре выше 300 °F, например, в малопроницаемом
газоносном пласте в рассматриваемом примере,
где температура колеблется в пределах 350–375 °F,
такая жидкость нестабильна, что приводит к необходимости разработки и оценки новой системы
жидкости для условий высоких температур.
Свойства и стабильность рассолов NaBr, загущенных и структурированных боратами, в значительной
степени зависит от свойств соли и воды, используемых для приготовления базового рассола. Чтобы
обеспечить нужные свойства жидкости, необходим
строгий контроль свойств соли и воды для приготовления концентрированного соляного рассола и процесса смешивания.
В новой системе жидкости базовой жидкостью
является рассол NaBr плотностью 12,3 фунт/галл,
загущенный загустителем карбоксиметилгидроксипропил гуар. Чтобы способствовать гидратации геля, после загустителя добавляют кислотный
буферный раствор. Чтобы улучшить возврат жидкости, к базовому гелю добавляют неионогенный
58
Температура, °F
Рис. 4. Влияние агента задержки структурообразования на
температуру структурообразования жидкости
ПАВ. После полной гидратации геля к базовому
гелю добавляют буферный раствор с высоким значением pH. При нагнетании жидкости в скважину
к нему добавляют циркониевый структурообразователь замедленного действия. При необходимости,
чтобы еще больше замедлить время структурообразования добавляют реагент задержки структурообразования.
Всесторонние лабораторные исследования показали, что окончательные свойства геля и стабильность
новой системы жидкости зависят от свойств соли
NaBr и ее источника. В данном случае была проведена
оценка главных источников соли в Америке, Европе,
Азии и местном регионе. Был выбран местный источник рассола NaBr. Во всех исследованиях местный рассол позволил получить жидкость хорошего
качества с использованием либо концентрированного
либо разбавленного раствора. Еще одним достоинством местного рассола является его способность
принимать пресную или промысловую воду для разбавления как того требуют условия операции. Свойства новой системы жидкости небольшой плотности
показаны на рис. 2.; для снижения плотности рассола
до 11,5 фунт/галл использовали пресную воду.
Результаты исследования показали вязкость новой системы при 350 °F (рис. 3), 325 и 315 °F. На рис. 4
показаны результаты испытания на время структурообразования, из которых видно, что агент задержки времени структурообразования увеличивает температуру, при которой жидкость начинает
структурироваться.
ПРИМЕНЕНИЕ
В ПРОМЫСЛОВЫХ
УСЛОВИЯХ
Для применения в промысловых условиях была
выбрана разведочная скважина, законченная с
4 1/2-дюймовым стволом и внутренним диаметром
3,92″. Скважина SA-1 была пробурена и закончена
в первом квартале 2008 г. Заканчивание скважины
одним диаметром дало возможность провести опробование всех четырех интервалов без привлечения
буровой установки, включая перфорирование на
канате и операции на гибких трубах.
№5 • май 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Ориентировочное минимальное напряжение,
фунт/дюйм2/фут
World Oil: ТЕХНОЛОГИИ
Перфорированный
интервал
Проход № 1
Проход № 2
Проход № 3
Глубина, м
Данные геофизики
Промысловые данные
Температура, °F
Глубина, фут
Рис. 5. Профили напряжения по данным геофизики и промысловым
данным
Рис. 7. Термограмма после минигидроразрыва
Намеченная программа гидроразрыва
Давление нагнетания на устье,
фунт/дюйм2
Объем,
галл
6%-ная структурированная жидкость KCl
Структурированная жидкость NaBr
Расход, брл/мин
Рис. 6. Сравнение устьевого давления для структурированных жидкостей, смешанных с 6%-ным KCl и NaBr плотностью 12,3 фунт/галл
Пласт мид-кусайба являлся вторичным объектом,
и для определения продуктивности по газу было
выполнено три опробования. Опробование нижнего и среднего интервалов показало, что пласт был
малопроницаемым и без сообщаемости, поскольку
из-за ограничений (по давлению) давление разрыва не было достигнуто. Последним был опробован
верхний интервал мид-кусайба (рис. 5). Интервал
перфорации составил 100 фут, прострелянный с
плотностью шесть выстрелов на один фут. Рассматривался вариант ориентированного перфорирования, поскольку ориентация трещин была известна;
однако забойная температура 355 °F не позволила
использовать гироскоп.
Профиль напряжения подразумевал, что в перфорированном интервале среднее значение напряжения равнялось 1,1 фунт/дюйм2/фут против расчетного 0,95 фунт/дюйм2/фут. При использовании
нормальной структурированной жидкости гидроразыва 6%-ного хлорида калия (KCl) и конкретной колонны для заканчивания скважины (4 1/2-дюймовая
моноскважина с внутренним диаметром 3,92″), применяемых в Саудовской Аравии для интенсификации
притока в пласте с нормальным напряжением или
неглубокозалегающем пласте, ожидаемое устьевое
давление будет превышать 13 000 фунт/дюйм2. При
использовании структурированной жидкости NaBr
плотностью 12,3 фунт/галл устьевое давление будет равно 9500 фунт/дюйм2 при расходе 10 брл/мин
и 11500 фунт/дюйм2 при расходе 30 брл/мин. Срав-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
Жидкость
2000 Наполнитель
15 000 Новая структурированная
жидкость с загустителем
5000 Новая структурированная
жидкость с загустителем
12 500 Новая структурированная
жидкость с загустителем
12 500 Новая структурированная
жидкость с загустителем
12 500 Новая структурированная
жидкость с загустителем
5000 Новая структурированная
жидкость с загустителем
5000 Новая структурированная
жидкость с загустителем
4500 Новая структурированная
жидкость с загустителем
11 750 Жидкость гидроразрыва
Тип
Концентрация Расход,
расклинивающего расклинивающего брл/мин
материала
материала,
фунт/галл
Наполнитель
Наполнитель
Высокопрочный
30/50 меш
Высокопрочный
30/50 меш
Высокопрочный
30/50 меш
Высокопрочный
30/50 меш
Высокопрочный
30/50 меш
Высокопрочный
30/50 меш
Высокопрочный
30/50 меш
Жидкость
гидроразрыва
0
0
15–25
15–25
0,5
15–25
1
15–25
2
15–25
3
15–25
4
15–25
5
15–25
6
15–25
-
15–25
нение устьевого давления для структурированных
жидкостей, смешанных с 6%-ным KCl и NaBr плотностью 12,3 фунт/галл показано на рис. 6.
В Саудовской Аравии, как и во всем регионе, отсутствует какое-либо оборудование для гидроразрыва с давлением 20000 фунт/дюйм2, с помощью
которого можно применять традиционную 6%-ную
структурированную жидкость KCl, поэтому необходимо было применять новую структурированную
жидкость гидроразрыва большой плотности. Опираясь на схему заканчивания и профиль напряжения, была разработана операция гидроразрыва с
использованием нового структурированного геля
NaBr плотностью 12,3 фунт/галл для условий высоких температур. Грамотное проведение гидроразрыва глинистого сланца верхний руддан потребовало
следующих шагов.
• Вытеснение жидкости для заканчивания скважины чистым рассолом NaBr плотностью 12,3 фунт/галл,
смешанным с химическими реагентами по увеличению возврата, с использованием гибких труб.
• Разрыв пласта и проведение теста для определения свойств пласта.
59
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ТЕХНОЛОГИИ
• Вытеснение чистого рассола NaBr плотностью 12,3 фунт/галл линейным гелем плотностью
12,3 фунт/галл, приготовленного с использованием
загустителя в количестве 20 фунт/1000 галл и химических реагентов.
• Ступенчатое испытание скважины с линейным
гелем плотностью 12,3 фунт/галл.
• Миниразрыв с использованием нового структурированного геля плотностью 12,3 фунт/галл,
приготовленного с использованием загустителя в
количестве 50 фунт/1000 галл.
• Термометрия для определения пределов распространения трещины.
• Основной гидроразрыв с использованием новой
жидкости и высокопрочноого расклинивающего материала 30/50 меш.
В таблице показана намеченная программа гидроразрыва, в котором планировалось разместить
149 500 фунт расклинивающего материала 30/50 меш
с использованием 71 500 галл новой термостойкой
структурированной жидкости гидроразрыва плотностью 12,3 фунт/галл. Анализ ступенчатого испытания позволил вычислить следующие основные
параметры.
• Проницаемость пласта в интервале 0,0247–
0,1 мД.
• Давление распространения трещины (при
устьевом и скважинном давлении 20 965 фунт/дюйм2)
составляет 9180 фунт/дюйм2.
• Шестнадцать соединенных с трещиной перфорационных отверстий из 600 отверстий диаметром
0,28″.
Анализ стадии миниразрыва не проводился в
связи с колебанием темпа нагнетания в этот период. Колебания расхода при заполнении ствола
скважины новой структурированной жидкостью
привели к необходимости сверять колебания
устьевого и забойного давления с темпом нагнетания. На рис. 7 показана термограмма при миниразрыве, из которой видно, что трещина не выходила за пределы перфорированного интервала и
что она не распространялась вверх. До проведения
основного гидроразрыва было важно обеспечить
удержание трещины в пределах перфорированного интервала.
Гидроразрыв пласта верхний руддан проводился
при среднем расходе 16,4 брл/мин. Этот предел был
установлен в качестве контрольного для определения ограничений по давлению для колонны заканчивания при давлении в скважине 22 000 фунт/дюйм2.
В связи с длительным временем пребывания жидкости в колонне для заканчивания возникли опасения
относительно преждевременного структурообразования геля в первой части 4 1/2-дюймовой колонны
НКТ. Плавная динамика давления в течение всего
времени нагнетания подтвердила, что свойства жидкости оставались стабильными как при добавлении,
так и без добавления расклинивающего материала.
Более низкий темп нагнетания не являлся ограничением для операции.
60
Операция была проведена согласно расчетам, при
этом в трещине было размещено 155 800 фунт расклинивающего материала 30/50 меш и 78 150 галл
новой термостойкой структурированной жидкости
плотностью 12,3 фунт/галл.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Результаты исследований и применения в промысловых условиях подтверждают, что новая
жидкость гидроразрыва большой плотности является стабильной при температурах выше 300 °F
и что время структурообразования можно замедлить. При использовании подходящего источника
NaBr жидкость можно смешивать при различных
плотностях с использованием пресной или промысловой воды без ухудшения ее свойств. Плавная динамика давления в течение всей операции
подтверждает, что гель сохраняет свои хорошие
свойства на поверхности и в скважине. Промысловое применение с более низким расходом показывает, что жидкость обладает превосходной
способностью транспортировать расклинивающий
материал.
Перевел С. Сорокин
Kirk M. Bartko (К. М. Бартко), консультант по интенсификации притока в отделе технической поддержки
компании Saudi Aramco. Имеет степень бакалавра по
технологии добычи нефти, полученную в Вайомингском университете в Ларами. Работает в компании с
2000 г., разрабатывает и оказывает поддержку новым
технологиям интенсификации притока и заканчивания
скважин в Саудовской Аравии. В настоящее время оказывает поддержку проекту разработки газового месторождения Южный Гавар. Имеет также 19-летний опыт
работы в компании ARCO.
Tushar S. Mukherjee (Т. С. Мукерджи), руководитель подразделения Наземные глубокие газовые разведочные скважины компании Saudi Aramco.
Получил степень бакалавра по механике в Университете Аллахабад в Индии и степень магистра по менеджменту в Университете Мумбаи.
Carlos I. Arocha (К. И. Ароча), старший инженер-буровик в компании
Saudi Aramco, имеет более чем 20-летний разнообразный опыт в бурении
и заканчивании разведочных и эксплуатационных скважин с высокими
давлениями и температурами. Получил степень бакалавра по технологии
добычи нефти в Индустриальном университете Сантандер в Букараманга
(Колумбия) и специализацию в менеджементе в Национальном педагогическом и технологическом университете в Тунья (Колумбия).
Leopoldo Sierra (Л. Сьерра), инженер-нефтехимик с более чем 30-летним
опытом работы в Halliburton Energy Services. Имеет также опыт в интенсификации притока и технологии разработки пласта в Перу, Венесуэле,
США и Саудовской Аравии. Закончил Национальный университет технологии в Лиме, Перу.
John Terracina (Дж. Терракина) получил степень бакалавра по химии в
Северо-восточном университете Луизианы в Монро.
Paul Lord (П. Лорд), руководитель группы по борьбе с песком в Технологическом центре компании Halliburton в Дункане, Оклахома. Работает в
компании с 1997 г. после получения степени бакалавра по химии и степени
магистра по менеджменту в Университете штата Оклахома.
№5 • май 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
НОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Система
непрерывной
циркуляции
Компания Managed Pressure Operations (MPO)
разработала систему безостановочного бурильщика (non stop driller – NSD), обеспечивающего
непрерывную циркуляцию с помощью насосов буровой установки при креплении или раскреплении
соединений буровых труб (рис. 1). Система состоит
из шарового клапана и специального соединительного клапана высокого давления с боковым входом,
размещенных в переводнике. Циркуляции обеспечивается через соединение бурильных труб путем
направления раствора через клапан с боковым
входом через манифольд, соединенный с манифольдом стояка,
шлангом и быстрым соединителем. Шаровой клапан закрывается, давление выше него стравливается, обеспечивая наращивание
бурильной колонны и при этом
непрерывную циркуляцию через
клапан с боковым входом. Насосы буровой установки никогда не
останавливаются, и не снижается
их подача.
Система может работать либо в
качестве переводников, навинчен- Рис. 1
ной наверху свечи, необходимой
для бурения интервала до разбуривания башмака обсадной колонны,
либо устанавливаться на муфтовом
конце модифицированных соединений бурильной трубы. Систему
NSD можно устанавливать в переводниках, подходящих к любому диаметру трубы или соединения или
любому типу и диаметру муфтового
конца, начиная с наружного диамеРис. 2
тра 3 1/2″ и больше. Специальный
соединитель крепится к клапану с боковым входом
с помощью безопасной запирающей системы, в которой не используются муфтовые соединения. Система рассчитана на давление 10 000 фунт/дюйм2
при расходе до 600 галл/мин.
Поддержание постоянного забойного давления
в процессе бурения снижает опасность выбросов
и обрушения ствола. Применение системы предотвращает «раздувание» ствола и поступление газа
при бурении скважин с высокими давлениями и
температурами и глубоководных скважин. Поддержание циркуляции во время наращивания колонны
улучшает очистку забоя от шлама и снижает риск
прихватов колонны в скважинах с большим отклонением ствола от вертикали. Применение системы сокращает время, затрачиваемое на наращива№5 • май 2010
ние колонны, особенно при бурении с продувкой
воздухом, бурении с применением пен, бурении
с отрицательным перепадом давления в системе
скважина-пласт и бурении с регулированием давления.
www.managed-pressure.com
Роликовый конвейер
для сборки секций
Компания ESAB Welding & Cutting Products
разработала роликовый конвейер FUB 30 для применения при изготовлении больших резервуаров
(рис. 2). Обладающий устойчивой конструкцией
и выдерживающий неблагоприятные условия при
сварке, он предназначен для сборки секций 1+1, и может быстро
монтироваться. Каждый комплект
состоит из одного силового и одного поддерживающего конвейера с
четырьмя независимо регулируемыми роликами для центрирования двух секций друг с другом.
Конвейер и ролики монтируются
на одной главной раме. FUB 30 может выдерживать максимальную
нагрузку 30 т со скоростью роликов 130–1,295 мм/мин. К другим
особенностям конвейера относятся применение стальных роликов
с полиуретановыми покрышками,
управление приводом инверторного типа и выносной пульт с кнопочным управлением.
www.esabna.com
Сетки для вибросит
Компания M-I Swaco выпустила новое семейство композитных
сеток для вибросит. Сетки Duraflo
предназначены для установки в виброситах Brandt Cobra, King Cobra и LCM-3D. Сетки
изготовлены с использованием стеклонаполненного полипропилена и рамы из арматурной стали, что
обеспечивает стойкость к агрессивным буровым
растворам. Они также обладают повышенной вместимостью по жидкости благодаря большей площади, чем другие рамные сетки, высокой стойкостью к
закупориванию и выдачей менее влажной твердой
фазы. Композитная конструкция, включая мягкую
прокладку, заформованную в нижнюю часть рамы,
создает сверхпрочное уплотнение между сеткой и
основанием сетки и исключает скопление и перепуск твердой фазы. Композитные сетки легче стандартных сеток в стальной раме, что делает их замену
проще и безопаснее.
www.miswaco.com
61
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Шестеренчатый ПРИВОД для
регулирования скорости работы насоса
Шестеренчатый привод компании Moyno (Moyno
gear drivehead – MGD) характеризуется быстрым
регулированием скорости работы винтового насоса
(рис. 3). Гидравлический привод отличается эффективным контролем
обратного вращения, необходимого для эксплуатационной безопасности. MGD имеет номинальную
мощность 70 л.с. при частоте вращения входного вала 1200 об/мин.
В нем применяются валы из высокопрочного сплава, обеспечивающего длительный срок службы
при неблагоприятных условиях,
стандартные гидравлические двигатели объемом 80 или 90 см3 для
более экономически эффективных
узлов и обеспечивается давление
в системе 4000 фунт/дюйм2. Наружные подвижные детали, например, ремни и шкивы, отсутствуют.
Оптимизацию добычи можно обе- Рис. 3
спечить путем согласования скорости работы насоса
с условиям в скважине.
www.rmenergy.com
Подъемные системы
с электроприводом
Компания Siemens и Gusto-MSC, дочерняя голландская компания SBN Offshore совместно разработали электроприводные рееечно-шестеренные
системы для подъемных устройств в морской отрасли. Системы с регулируемым приводом используются для подъема буровых судов и платформ выше
уровня моря, что делает их недоступными для волн.
Частотно регулируемые приводы могут размешать
опоры бурового судна или платформы на морском
дне быстрее и точнее, чем традиционные системы.
Более легкая конструкция и лучшее распределение
веса наряду с меньшей потребностью в установленной мощности делают систему менее дорогой и к
тому же повышают производительность примерно на 10 %. Компания
Siemens поставляет также электрические узлы подъемных систем,
включая приводы Sinamics, блок
управления Simantic S7 и двигатели PCS7.
www.siemens.com
Канатные изделия
Компания Samson разработала
для морской отрасли канат AS-90,
в котором используется Dyneema
SK90, новая марка полиэтиленового волокна с высоким модулем.
Оно в 15 раз прочнее качественной
стали и на 40 % прочнее арамидных волокон. Волокно плавает на
поверхности воды, имеет большой
срок службы и устойчиво к влаге, ультрафиолетовому излучению и химическим реагентам. Благодаря
применению этого волокна канат AS-90 обеспечивает оптимальный контроль и при этом имеет незначительный вес, большой срок службы и простоту
применения. Система из 12 жил обеспечивает повышенную прочность и больший коэффициент линейной упругой деформации, что приводит к меньшему
удлинению с повышенной нагрузкой по сравнению
с другими волокнами семейства Dyneema. Технология нанесения покрытия Samthane компании Samson
увеличивает сопротивление истиранию каната.
www.samsonrope.com
Перевел С. Сорокин
НОВЫЕ ОТКРЫТИЯ
Компания Pioneer Natural
Resources объявила о второй успешной скважине, пробуренной на нефтегазопроизводящей формации
игл-форд в Южном Техасе. Скважина, расположенная на территории графства Live Oak, вскрывшая
газоносный горизонт № 1, дала
приток газа с начальным дебитом
17 млн фут/сут на 3/8-дюймовом
штуцере при давлении на устье
скважины 50,332 кПа. Фактическая
вертикальная глубина скважины
составляет 14 000 фут. Добываемый
в скважине газ в настоящее время
поступает в продажу.
Скважина, пробуренная компанией Contango Oil&Gas Co. в пределах разведочной площади Наутилус
62
на блоке Ship Shoal 263 в Мексиканском заливе, оказалась успешной.
Предполагается, что добыча продукции начнется к середине лета
2010 г., а предполагаемый среднесуточный дебит скважины составит 20 млн фут3. Долевое участие
компании Contango составляет
около 94 %, а доля чистого дохода
компании от общего дохода по проекту – приблизительно 74 %.
Компания McMorgan Exploration
Co. сделала открытие запасов нефти
на сверх больших глубинах на разведочной площади Дэви Джонс, расположенной в пределах блока № 230
в районе острова Южный Марш в
мелководной части Мексиканского
залива. Скважина была пробурена
до отметки 28 263 фут и в ней были
проведены каротажные работы с использованием кабельного зонда –
до отметки 28 134 фут. Долевое участие компании McMorgan в проекте
составляет около 32,7 %. Компания
Energy XXI финансирует 14,1 %
затрат на проведение поисковоразведочных работ и планирует
получить долевое участи в проекте
в размере 15,8 % и долю чистого дохода от общего дохода по проекту
в размере 12,6 %. Долевое участие
остальных участников данного проекта распределяется следующим образом: Plains Exploration&Production
Company (27,7 %), Nippon Oil
Exploration USA Limited (12 %) и
W.A. «Тех» Moncrief, Jr (8 %).
№5 • май 2010
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
ОТРАСЛЕВАЯ СТАТИСТИКА
В начале марта 2010 г. цены на сырую нефть снизились на
12 долл/брл. В настоящее время они находятся на уровне, зарегистрированном в начале февраля 2010 г. Это произошло
по причине прекращения холодов в северном полушарии
и неожиданного укрепления курса доллара. В январе 2010 г.
мировые поставки нефти сократились на 4500 брл/сут до
85,8 млн брл/сут, несмотря на увеличение добычи в странах,
входящих в ОПЕК. В соответствии с ранее подготовленным
прогнозом мировой спрос на сырую нефть в 2010 г. увеличится на 170 тыс. брл/сут в связи с укреплением МеждународноДобыча нефти в США****, тыс. брл/сут
Штат, регион
Январь 2010 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
18,0
698,0
17,0
660,0
65,0
2,0
25,0
104,0
9,0
1491,0
17,0
64,0
77,0
6,0
165,0
236,0
17,0
184,0
1356,0
65,0
144,0
21,0
5441,0
4743,0
Средняя дневная добыча за месяц
Январь 2009 г.**
Разница, %
21,0
679,0
16,0
653,0
66,0
2,0
22,0
109,0
10,0
1351,0
17,0
62,0
81,0
6,0
161,0
190,0
15,0
177,0
1374,0
62,0
142,0
19,0
5235,0
4556,0
19,0
698,0
17,0
665,0
68,0
2,0
25,0
105,0
9,0
1514,0
17,0
65,0
78,0
6,0
165,0
231,0
17,0
185,0
1371,0
65,0
145,0
26,0
5493,0
4795,0
* 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*
Январь
2010 г.
Декабрь
2009 г.
Ноябрь
2009 г.
Январь
2009 г.
Техас, Мексиканский залив
Арклатекс
Восточный регион США
Южная Луизиана
Центральная часть США
Западный Техас/Пермский басс.
Скалистые горы
Западное побережье Аляски
Всего в США
Канада
134
101
58
40
341
454
269
309
1706
514
123
85
53
38
323
431
265
307
1625
478
127
91
54
41
323
417
269
303
1625
413
181
162
70
443
403
625
292
376
2552
635
Изменение, %
По месяцам По годам
8,9
18,8
9,4
5,3
5,6
5,3
1,5
1,3
5,0
7,5
Источник: Cameron.
Цены на природный газ, долл/тыс. фут3
Источник:
The Gas Price Report
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
–26,0
–37,7
–17,1
–91,0
–15,4
–27,4
–7,9
–17,8
–33,2
–19,1
Январь 2010 г. Декабрь 2009 г. Август 2008 г. Август 2007 г.
Страны ОПЕК*
Саудовская Аравия
7,94
7,99
8,90
Иран
3,70
3,72
3,90
Ирак
2,45
2,43
2,38
ОАЭ
2,29
2,28
2,59
Кувейт
2,03
2,03
2,31
Нейтральная зона
0,52
0,52
0,57
Катар
0,80
0,80
0,85
Ангола
1,89
1,85
1,85
Нигерия
2,00
2,01
1,95
Ливия
1,52
1,52
1,72
Алжир
1,25
1,25
1,37
Эквадор
0,46
0,46
0,50
Венесуэла
2,22
2,19
2,35
Природный газоконденсат и конденсат
5,13
5,17
4,66
Всего в ОПЕК
34,20
34,22
35,90
Страны, входящие в организацию экономического содружества**
США
8,07
8,42
7,52
Мексика
2,95
2,93
3,16
Канада
3,06
3,02
3,22
Великобритания
1,40
1,39
1,56
Норвегия
2,26
2,41
2,46
Европа – другие
0,64
0,64
0,74
Австралия
0,56
0,57
0,55
Страны тихоокеанского бассейна
0,12
0,12
0,10
Всего
19,06
19,25
19,31
Страны, не входящие в ОПЕК*
Страны бывшего СССР
13,70
13,55
12,76
Китай
3,76
3,97
3,79
Малайзия
0,71
0,72
0,76
Индия
0,80
0,83
0,81
Индонезия
1,00
0,99
1,03
Азия – другие
1,12
1,08
1,08
Европа
0,13
0,13
0,14
Бразилия
2,62
2,50
2,37
Аргентина
0,74
0,73
0,75
Колумбия
0,72
0,70
0,59
Латинская Америка – другие
0,44
0,44
0,42
Оман
0,82
0,81
0,75
Сирия
0,37
0,35
0,39
Йемен
0,27
0,28
0,31
Египет
0,64
0,64
0,65
Габон
0,24
0,24
0,21
Африка/Ближний Восток – другие
1,64
1,79
1,86
Всего
29,72
29,75
28,67
Прирост***
2,20
2,29
2,24
Итого
85,18
85,51
86,12
8,48
3,98
2,09
2,52
2,16
0,56
0,80
1,66
2,13
1,71
1,36
0,50
2,39
4,52
34,86
7,48
3,48
3,32
1,66
2,56
0,79
0,55
0,08
19,92
12,77
3,73
0,74
0,81
1,01
1,11
0,13
2,22
0,75
0,54
0,43
0,70
0,42
0,34
0,65
0,23
1,85
28,43
2,17
85,38
Источник: International Energy Agency.
* Данные по Анголе должны быть включены в страны ОПЕК.
** Включая сырую нефть, конденсат, природный конденсат и нетрадиционные ресурсы.
*** За исключением стран бывшего СССР, Китая и европейских стран, не входящих в организацию экономи ческого содружества.
Примечание. Позиции Итого и Всего могут не совпадать в связи с округлением.
Цены на сырую нефть, долл/брл
12 месяцев
Действит. данные
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Добыча нефти и конденсата в мире, млн брл/сут
Страна, регион
Декабрь 2009 г.*
–14,3
2,8
6,3
1,1
–1,5
0,0
13,6
–4,6
–10,0
10,4
0,0
3,2
–4,9
0,0
2,5
24,2
13,3
4,0
–1,3
4,8
1,4
10,5
3,9
4,1
Регион
го валютного фонда (International Monetary Fund – IMF), что
также отчасти связано с повышением цен на нефть.
Численность международного парка буровых установок увеличилась на 12 % с 1402 до 1574 единиц. Численность
парка буровых установок США увеличилась на 8 % до 1273
единиц. Наиболее значительное повышение числа буровых
установок зарегистрировано в Канаде (на 147 единиц). Активность проведения геофизических исследований в США
и в мире в целом продолжает постепенно увеличиваться. В
феврале 2010 г. этот показатель увеличился на 5 %.
Западно-техасская
Смесь Брент
Арабская легкая
Источник:DOE
63
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Число буровых установок для капитального
ремонта
Число буровых установок вращательного
бурения в мире в целом
Источник: Baker Hughes Inc. и M-I-SWACO.
Источник: Cameron.
Число буровых установок вращательного бурения в мире в целом
Страна, регион
Канада
Европа
Германия
Италия
Нидерланды
Норвегия
Польша
Великобритания
Другие
Ближний Восток*
Абу-Даби
Иран
Оман
Саудовская Аравия
Сирия
Турция
Другие
Африка
Алжир
Египет
Ливия
Нигерия
Судан
Другие
Латинская Америка
Аргентина
Бразилия
Колумбия
Мексика
Венесуэла
Другие
Дальний Восток
Австралия
Китай, шельф
Индия
Индонезия
Малайзия
Мьянма
Пакистан
Таиланд
Вьетнам
Другие
Всего
Январь 2010 г.
Декабрь 2009 г.
Январь 2009 г.
Наземные Морские Наземные Морские Наземные Морские
456
3
310
2
375
2
24
44
23
44
30
54
4
1
4
1
8
0
3
1
3
1
4
0
2
2
3
2
0
2
0
22
0
22
0
25
3
0
3
0
1
0
0
14
0
14
1
22
11
4
10
4
16
5
225
37
219
38
238
33
8
3
7
3
8
4
56
14
55
14
59
10
45
0
47
1
52
0
55
13
55
12
63
11
19
0
19
0
22
0
7
0
6
0
5
0
35
7
30
8
29
8
107
35
112
22
116
23
18
0
27
0
24
0
40
15
37
12
42
12
14
2
15
1
15
1
5
4
4
4
2
3
21
0
20
0
28
0
9
14
9
5
5
7
296
76
275
73
304
76
58
0
55
0
66
1
33
31
32
34
30
29
34
0
31
0
34
0
100
25
98
24
94
31
51
14
38
11
63
11
20
6
21
4
17
4
166
105
169
115
158
102
5
12
7
10
14
8
0
17
0
29
0
23
74
27
75
29
54
26
47
11
47
11
51
14
0
13
0
13
0
12
3
2
3
2
2
1
18
0
18
0
22
0
3
9
5
10
3
7
0
10
0
8
0
7
16
4
14
3
12
4
1274
300
1108
294
1221
290
Источник: Baker Hughes Inc. и M-I-SWACO.
* Нет данных по Ираку.
Морские буровые установки в мире в целом
Январь 2010 г.
Всего буровых установок
2009 г.
Аренда по контракту
2009 г.
Коэффициент использования
буровых установок, %
2009 г.
Мексиканский залив Европа/Средиземное
В мире в целом
море
Мобильные Платформы Мобильные Платформы* Мобильные Платформы*
118
90
67
66
56,7
54
54
24
32
44,4
104
77
91
76
87,3
107
107
104
104
97,2
750
533
575
468
76,6
298
296
239
252
80,2
73,3
59,3
98,7
97,2
87,7
85,1
Источник: Offshore Data Services, Weekly Mobile Offshore Rig Count.
* Корректированные данные.
Регионы
Источник: HIS Energy.
64
Февраль 2010 г.
9
15
10
5
13
13
65
Число буровых установок вращательного бурения в США
Штат, регион
Алабама, всего
Наземные
Внутренние
Морские
Аляска, всего
Наземные
Морские
Арканзас
Калифорния, всего
Наземные
Морские
Колорадо
Флорида
Канзас
Кентукки
Луизиана, всего
Наземные – север
Внутренние воды – юг
Наземные – юг
Морские
Мичиган
Миссисипи
Монтана
Небраска
Невада
Нью-Мексико
Нью-Йорк
Северная Дакота
Огайо
Оклахома
Пенсильвания
Южная Дакота
Теннеси
Техас, всего
Морские
Наземные
Район 1
Район 2
Район 3
Район 4
Район 5
Район 6
Район 7В
Район 7С
Район 8
Район 8А
Район 9
Район 10
Юта
Западная Виргиния
Вайоминг
Другие
Всего в США
Всего в мире
Январь 2010 г.
10
13
10
7
12
10
62
Февраль 2009 г.
5
24
15
9
10
12
75
Январь
2010 г.
Декабрь
2009 г.
Январь
2009 г.
3
3
0
0
7
7
0
38
25
24
1
45
0
21
6
194
130
13
13
38
0
9
5
1
4
52
3
71
7
104
67
0
1
521
3
0
21
18
34
43
74
63
10
50
111
20
33
41
23
25
37
4
42
1273
5
5
0
0
8
8
0
37
26
25
1
40
0
19
8
180
121
13
12
33
0
6
7
1
4
49
2
62
12
93
63
0
1
470
2
0
22
15
33
29
69
56
13
43
91
20
35
41
17
22
40
7
36
1179
3
1
0
2
12
9
3
49
32
31
1
87
1
20
8
177
90
9
23
54
0
14
6
0
5
58
1
68
10
152
23
0
3
701
6
0
11
31
52
64
142
114
20
51
88
25
42
54
29
26
61
7
66
1553
Разница, %,
Январь 2010 г. Январь 2009 г.
…
200,0
…
…
–41,7
–22,2
…
–22,4
–21,9
–22,6
…
–48,3
…
5,0
–25,0
9,6
44,4
44,4
–43,5
–29,6
…
–35,7
–16,7
…
–20,0
–10,3
200,0
4,4
–30,0
–31,6
191,3
…
–66,7
–25,7
–50,0
…
90,9
–41,9
–34,6
–32,8
–47,9
–44,7
–50,0
–2,00
26,1
–20,0
–21,4
–24,1
–20,7
–3,80
–39,3
–42,9
–36,4
–18,0
Источник: Baker Hughes Inc.
Примечание. Позиции Итого и Всего могут не совпадать в связи с округлением.
Геофизическая активность в мире в целом
Регионы
Геофизическая активность в США
Скалистые горы
Центральный район
Юго-запад
Мексиканский залив
Морские участки
Другие
Всего
Число буровых установок вращательного
бурения в США
Африка
Канада
Страны бывшего СССР
Европа
Дальний Восток*
Ближний Восток
Латинская Америка
США
Всего
Февраль 2010 г.
72
14
46
32
70
35
35
65
369
Январь 2010 г.
Февраль 2009 г.
73
13
45
32
70
34
36
62
365
74
15
47
36
73
35
36
75
391
Источник: HIS Energy.
* Включая Китай.
№5 • май 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Hydrocarbon processing
Vol. 89, No. 1–2010
M. Lee,
Yeungnam University, Kyongsan, Korea
J. Shin, J. Lee,
LG Chem., Daejeon, Korea
Implement a constrained optimal control
in a conventional level controller–Part 1
A. Sasan-Amiri,
Bouali Sina Petrochemical Company, Khuzestan, Iran
New explicit friction factor equation
for turbulent flow in smooth pipes
M. Shafique, Z. U. Kirmani,
A. Khurshid, N. Alam, N. Ahmed,
Attock Refinery Ltd., Rawalpindi, Pakistan
Wastewater treatment: A refinery case study
N. Eckersley,
UOP LLC, A Honeywell Company, Des Plaines, Illinois
Advanced mercury removal technologies
F.-F. Salimi,
ADEPP Academy, France
Requirement engineering
and management–Part 1–
safety critical elements identification
D. Nordstron, T. Waters,
Swagelok Company, Solon, Ohio
Fine tune accuracy in analytic measurement–
Part 3
R. Ritchie,
SGS North America Inc., Bartlesville, Oklahoma
Prevent storage tank fires
Publisher Bill Wageneck
EDITORIAL
Editor Les A. Kane
Senior Process Editor Stephany Romanow
Process Editor Tricia Crossey
Reliability/Equipment Editor Heinz P. Bloch
News Editor Billy Thinnes
European Editor Tim Lloyd Wright
Contributing Editor Loraine A. Huchler
Contributing Editor William M. Goble
Contributing Editor Y. Zak Friedman
Contributing Editor ARC Advisory Group (various)
MAGAZINE PRODUCTION
Director—Editorial Production Sheryl Stone
Manager— Editorial Production Chris Valdez
Artist/Illustrator David Weeks
Manager—Advertising Production Cheryl Willis
CIRCULATION +1 (713) 520-4440
Director—Circulation Suzanne McGehee
E-mail: circulation@gulfpub.com
SUBSCRIPTIONS
Subscription price
(includes both print and digital versions):
United States and Canada, one year $140,
two years $230, three years $315.
Outside USA and Canada, one year $195,
two years $340, three
years $460, digital format one year $140.
Airmail rate outside North
America $175 additional a year.
Single copies $25, prepaid.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
HYDROCARBON PROCESSING
КОРОТКО О РАЗНОМ
МИРОВОЙ РЫНОК СОВРЕМЕННЫХ МАТЕРИАЛОВ И
ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ВОЗОБНОВЛЯЕМОЙ ЭНЕРГИИ
оценивался в 2009 г. в 11,6 млрд долл. и ожидается увеличение в 2014 г. до 16,9 млрд долл. Эта информация
получена согласно сообщению BCC Research (www.
bccresearch.com). Увеличение за 2009–2010 гг. на 5,3
млрд долл. фактический годовой темп роста (compound
annual growth rate – CARG) за пять лет составит 7,8 %.
Самый большой сегмент рынка – солнечная энергия
(фотоэлектрическая и тепловая энергетика) – по ожиданиям, достигнет в 2014 г. 13,1 млрд долл. при CARG
9,5 %. Второй наибольший сегмент на рынке –энергия
ветра – оценивается как отрасль, приносящая доходы
в 2009 г. в 3,3 млрд долл; в 2014 г. по прогнозам предполагается увеличение доходов до 3,6 млрд долл. при
CARG 1,7 %. В сообщении обращается внимание на
мировой рынок современных материалов (полимеры,
эластомеры, композитные материалы, высокотемпературные сплавы, оптическая система и т.д.), применяемые при изготовлении солнечно-фотоэлектрической,
солнечнотермической, гидравлической аппаратуры, а
также геотермальных систем возобновляемой энергии.
ВОПРОСЫ
ДОЛГОВРЕМЕННОЙ
СХОДИМОСТИ
СПЕЦИФИКАЦИИ WIRELESSHART СО СТАНДАРТАМИ
ISA-1001A ообсуждались в феврале Международным
объединением по автоматизации (International
society for automation – ISA), известным как Wireless
Systems for Automation (беспроводные системы автоматизации). Был также созван специальный подкомитет (ISA 100.12), который представил на рассмотрение несколько ключевых проблем. ISA 100.12 разработал «рекомендуемую практику», которая описывает методы для конечного пользователя, чтобы достигнуть идеальной работы между сетями WirelessHart и
ISA 100.11a. Этот документ планируется завершить
в конце 2010 г. На заседании комитета обсуждали
внедрение рекомендуемой практики ISA 100.12, которая будет определять подходы к простой беспроводной системе, чтобы обеспечивать информацией либо
ISA 100.11A, либо WirelessHart.
Производство в США пластиковой смолы, составившее 6,1 млрд фунт в течение ноября 2009 г., увеличилось в сравнении с тем же месяцем 2008 г. на 21,9 %,
согласно статистическим данным, опубликованным в
январе Американским химическим советом (American
Chemistry Council – ACC). На данный год производство пластиковой смолы составило 66,8 млрд фунт, в
сравнении с тем же периодом 2008 г. оно снизилось
на 1 %. В ноябре 2009 г. продажа пластиковой смолы
составила 6,0 млрд фунт, она увеличилась на 31,1 % по
сравнению с тем же месяцем 2008 г. На данный год
продажа оценивалась в 66,5 млрд фунт, на 2,1 % ниже
того же периода 2008 г.
ИЗ ДРУГИХ НОВОСТЕЙ AMERICAN CHEMISTRY
COUNCIL (ACC)
ЗACC – организационная структура на законодательном уровне Конгресса США – выдвинула
предложения по программе, недавно включенной на
рассмотрение в Сенате США, продлить на пять лет
стандарты по химическим антитеррористическим
средствам. Группа также на перспективу представила подкомитету Сената США протоколы своих заседаний о биомониторинге человека. В одном из документов АСС оптимистично относится к перспективе
получения биомониторинговой информации и признает ее полезность с точки зрения модернизации
структуры химического регулирования США. ACC
смотрит вперед, чтобы продолжить дискуссии с членами Конгресса вокруг проблемы усовершенствования Закона о контроле токсичных веществ.
Перевел А. Степанов
НОВОСТИ ИЗ ЕВРОПЫ
T. L. Wright, редактор НР
ДА! СИТУАЦИЯ НЕ БУДЕТ БЛАГОПРИЯТНОЙ
ДЛЯ ПЕРЕРАБОТКИ
Мои друзья из отрасли и я всегда единодушны,
когда обсуждаем проблему «того самого момента». Я
подозреваю, что мои друзья похожи на любопытных
детей, когда пытаются найти новые способы решения
проблем, таких как экономия энергии на предприятиях, или применение здравого смысла.
Здравый смысл может и вредить, и помогать.
Например, англичане прокладывали кабель из небольшого поселка на юго-западном побережье Корнуэлла
до Ньюфаундленда, Антиподы и Маркони в «тот самый момент» к антенне на станции Pondhu на холме.
Да, но как выяснилось позже «момент» оказался не
66
«тем самым» к сожалению инвесторов этого проекта.
Давайте назовем это «опытом».
Дежавю, все заново. Сначала я понял это.
Объединенные Арабские Эмираты, второй крупнейший в мире источник выбросов двуокиси углерода
(CO2) на душу населения, принимает решение диверсифицировать свою экономику. «Проклятие ресурсов» подтверждает, что все плохое связано с тем, что
слишком много нефти сосредоточено в одних руках.
Но для Дубай диверсификация означает долгосрочное строительство туристических и бизнес объектов,
и это в такой момент? Считается, что с 2003 г. жители
Австралии отчаянно борются с засухой, включая даже
пастырские общины. Песчаный город Дубай, тем временем, построил с использованием инновационной
технологии охлаждающийся плавательный бассейн,
№5 • май 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
торговый центр горнолыжного курорта и систему опресненного орошения площадки для гольфа.
Отпуска. Я знаю людей, которые предпочитают
проводить каникулы на Ближнем Востоке, однако эта
идея не вдохновляет мою семью. Следуя Ron Oxburgh,
бывшему руководителю Shell, моя семья не летает на
каникулы с начала 2006 г. Вместе с 63 % европейских
граждан, мы считаем, что менять климат не следует
[1]. Кроме того, моя семья стремиться внести свою
лепту в сокращение выбросов СО2, хотя бы не летая
самолетами. Я не говорю, что в Дубаи будут плакать,
потому что туда не ездит Тим Райт, но для каждого человека есть свое место.
Инициативы по сокращению выбросов. В Великобритании последнее время целые города присоединяются к акции «10:10», кампании, организованной
Age of Stupid. Она призывает частных лиц, компаний
и города уменьшить в 2010 г. выбросы парниковых
газов на 10 %. Передовые ряды правящих и оппозиционных партий в Великобритании уже присоединились к акции.
Итак, что же делать с отраслью переработки углеводородов? Каковы европейские перспективы и
перспективы работников нефтяной отрасли, проживающих в стране, которая пытается убрать нефть из
частного сектора и отопления домов к 2020 г. Да, все
идет к логическому концу.
Международное
энергетическое
агентство
(International Energy Agency – IEA), финансируемое
OECD, предупреждает о проблемах энергетической
безопасности и изменения климата, утверждая, что
декарбонизация энергетической отрасли на протяже-
нии нескольких лет поможет достичь благоприятного
исхода для человечества.
Как вы знаете, окончательного решения в Копенгагене не было принято, мы бы до сих пор не рассмотрели Сценарий глобального потепления значительно
больше, чем на 2 °С – уровня, при котором можно надеяться на предотвращение опасных последствий.
Тем не менее, крупные энергетические компании,
крупные переработчики и другие заинтересованные
лица, преследующие корыстные интересы по-прежнему пытаются остановить США и Австралию от
участия в любой акции, направленной против декарбонизации энергетической отрасли. Ну, это обычное
дело. ОЭСР спрос на нефть в странах OECD будет
продолжать снижаться после достижения пика осенью 2005 г., поскольку затраты достаточно обременительны. По «базовому сценарию» IEA, в конце концов,
закроются прибрежные перерабатывающие предприятия.
Талантливым инженерам, которые ловят «тот самый момент» решения реальной проблемы, будет
стыдно, что они не сделали это 10,5 трлн долл. новых
инвестиций для достижения альтернативных сценариев IEA, и поддерживать уровень глобального потепления ниже 2 °С это вполне реальная задача.
Это – способ воссоединения технологий с знаниями с участием институтов и академий, которые помогут сделать мир лучше.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Eurobarometer Survey, December 2, 2009.
Связаться с Т. Райтом можно по адресу: tim.wright @ gulfpub.com.
СТРАТЕГИИ ИНТЕГРАЦИИ
P. Hollywood, редактор-консультант
ПРИМЕНЕНИЕ ПЕРЕСТРАИВАЕМОЙ ДИОДНОЙ
ЛАЗЕРНОЙ СПЕКТРОСКОПИИ
По данным Министерства энергетики США
(Department of Energy – DOE), на долю промышленности приходится примерно треть всей энергии,
используемой в США. Несмотря на недавнее падение цен на энергоресурсы, энергия остается вторым
источником ценового давления (после сырья), влияющим на добывающие компании. К крупнейшим
источникам также относятся мусоросжигательные
заводы, крекинг-установки, промышленные нагреватели и другое энергоемкое оборудование.
Жесткие условия эксплуатации, связанные с анализом сжигания, могут негативно влиять на датчики,
в результате измерения будут неточными и ненадежными. Управлять этими процессами адекватно
практически невозможно. Однако, новые методы
анализа, такие как перестраиваемая диодная лазерная спектроскопия (tuneable diode laser spectroscopy
– TDLS) может повысить эффективность, максимальную пропускную способность, сократить вы-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
бросы и повысить безопасность в приложениях анализа сгорания. Компании ABB, Siemens, Yokogawa и
Vaisala – все используют TDLS-технологии в процессе измерений.
Сокращение потребления энергии. Большинство
энергоемких операций, применяемых на нефтеперерабатывающих или химических заводах, отличаются по потреблению энергии из-за изменения
условий эксплуатации, состояния оборудования, изменения рыночных условий и неэффективных стратегий контроля. Как результат, заводы обычно потребляют больше энергии, чем необходимо, но не в
состоянии повысить эффективность из-за неспособности собирать и анализировать данные в реальном
времени. Часто целью оптимизации эффективности
и обеспечения максимальной пропускной способности является необходимость сокращения выбросов и обеспечения безопасности персонала завода.
Эффективное управление энергией имеет важное
значение для решения тройной задачи бизнес стратегии, которая направлена на предотвращение социальных, экономических и экологических проблем.
67
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Особенности и преимущества технологии TDLS
Особенности
Преимущества
В месте анализа
Пример кондиционирования не требуется
Быстрый отклик
Данные в реальном времени для APC
Настраиваемый лазер
Свободная от помех анализ
Бесконтактный датчик
Предназначен для работы в суровых условиях
Оптический датчик
Низкие эксплуатационные расходы
TDLS способствует увеличению пропускной способности и сокращению расходов на энергию, а также
поддержке операций по безопасности и экологии.
Сложный процесс контроля (аdvanced process
control – APC) системы требует чувствительных и
точных измерений процесса в режиме реального
времени или близком к реальному времени. APC
снижает изменчивость процесса и неэффективность, улучшает качество продукции и обеспечивает
более стабильную работу. За небольшим исключением, аналитическим методам не хватает скорости,
точности и чувствительности, чтобы обеспечить надежное измерение для АРС. Оптимизация он-лайн
выходит за рамки APC-оптимизации процесса, основанного на экономической целевой функции. Это
более важно в приложениях, где рентабельность
зависит от улучшения качества при максимальном
использовании материала и сведении к минимуму
потребления энергии.
Исторически получение надежного измерения
качества и воздействия контроля было проблемой
приложений контроля сгорания. Наилучшей практикой является использование циркония в датчиках
для точечных измерений кислорода. В приложениях,
требующих нескольких измерений, точечные измерения не могут обеспечить получение типичного
образца, что делает его ошибочным и потенциально
опасным. Процесс измерения кислорода требует отбор образцов и помещения их в анализатор для кондиционирования и анализа. Это увеличивает время
отклика, стоимость и ухудшает точность измерений.
Использование TDLS при анализе горения.
Неэффективное сгорание может быть связано с горючей смесью. Слишком много избыточного воздуха (обогащенного воздуха) приводит к потере
эффективности и увеличению выбросов NOx, а недостаток избытка воздуха (обогащенного топлива)
может быть просто опасным. Измерения моноксида
углерода указывают на условия обогащения топли-
вом, а измерения кислорода указывают на условия
обогащения воздухом. Оптимальная точка контроля
указывает на низкие значения возможного избыточного воздуха, что не создает системе для ввода
небезопасных условий или нарушений ограничения
выбросов.
TDLS-технология является инновационной измерительной техникой, которая использует полупроводниковые лазеры для обнаружения различных
газов (млн–1 или млрд–1). Настраиваемые лазеры
обеспечивают минимизацию передачи и миниатюризацию приемных устройств, а также высокую
чувствительность измерений с быстрым временем
отклика без необходимости повторной калибровки. Лазеры могут быть настроены на определение
концентрации технологических газов. TDLS обеспечивает получение высокоточные измерения в режиме реального времени, даже в сложных средах.
Спецификации могут несколько отличаться в зависимости от поставщика, однако преимущества универсальны (см. табл.).
На сегодняшний день наиболее широко технология TDLS применяется для регулирования процесса
горения. Однако потенциально технология предлагает гораздо более широкий спектр применения. На
нефтеперерабатывающих заводах, он может контролировать концентрацию CO, CH4 и O2 и определение утечек из труб производственных линий.
Энергия может стать крупнейшей статьей затрат
на производство. Несмотря на недавнее падение
цен на энергоносители, в долгосрочной перспективе
прогнозируется, что затраты будут расти. Готовность
правительств применять инновационные технологии может оказать существенное влияние на успех
реализации программ рационального использования энергии. Технологии, такие, как TDLS, могут повысить производительность и обеспечить быструю
окупаемость инвестиций.
P. Hollywood (П. Холливуд), старший аналитик ARC Advising Group в Дедхам, Массачусетс,
имеет почти 30-летний опыт в области продаж и
маркетинга. Г-жа Холливуд занимается промышленными приборами, которые используются в
различных технологиях, в том числе магнитных,
Кориолиса, радарах, электрохимических, емкостных и ультразвуковых.
Связаться с г-жой Холливуд можно по адресу: editorial@
HydrocarbonProcessing.com.
ФАКТОРЫ ВЛИЯНИЯ
B. Thinnes, редактор НР
БОРЬБА ЗА ПЕРЕРАБОТЧИКОВ США
ПРОДОЛЖАЕТСЯ
После проведения последнего анализа аналитики
Deutsche Bank сделали вывод, что для нефтепереработки США худшие времена прошли. Генеральный
68
директор ConocoPhillips Jim Mulva сказал, что компания не планирует продавать ни одного НПЗ в надежде, что ситуация на рынке стабилизируется в ближайшие два года. «Если ситуация на рынке не улучшится, мы просто сократим производство», – ответил
г-н Mulva. Deutsche Bank считает это благоприятной
тенденцией.
№5 • май 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Дни
Тыс. брл/сут
HYDROCARBON PROCESSING
Пятилетнее изменение
2009
2008
Пятилетнее изменение
2009
2008
Источник: Source: Deutsche Bank, EIA
Источник: Source: Deutsche Bank, EIA
Рис. 3. Превышение производства дистиллятов по сравнению
со спросом
Тыс. брл/сут
Рис. 1. Спрос на нефтепродукты в США
Пятилетнее изменение
2009
2008
Источник: Source: Deutsche Bank, EIA
В докладе говорится о том, что г-н Mulva имел в
виду два основных проекта: строительство НПЗ в
Янби (Саудовская Аравия) и полную модернизацию НПЗ в Вильгельмсхафене в Европе. Аналитики
Deutsche Bank согласны с такой точкой зрения, учитывая, что текущий коэффициент использования НПЗ
США составляет 80 %, а спрос по-прежнему падает
(рис. 1, 2), с учетом, что самый низкий показатель спроса был зарегистрирован в конце октября 1998 г. «Тот,
кто смелее поддержит мысль, что ситуация не может
быть хуже, но мы не согласны и можем привести в
качестве примера выступления общества против отрасли, в газетах и Интернете», – говорится в докладе.
– В качестве основной причины приводится факт, что
спрос на нефть восстанавливается (но это не так, несмотря на повышение ВВП в третьем квартале 2009 г.),
и это вынудит страны ОПЕК увеличить добычу нефти
(они уже увеличили)».
Хотя коэффициент использования НПЗ составляет
80 %, это не привело к сокращению задолженности по
производству (рис. 3), и аналитики по-прежнему заинтересованы избыточным предложением. Тем не менее, последние остановки НПЗ могут способствовать
постепенному сокращению избыточного производства дистиллятов (рис. 4). «Компания Sunoco объявила,
что приостанавливает на неопределенный срок ПНЗ в
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
2009
2008
2007
Источник: Source: Deutsche Bank, EIA
Рис. 2. Спрос на дистилляты в США
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Пятилетнее изменение
№5 • май 2010
Рис. 4. Сравнение коэффициента использования НПЗ в 20072009 гг.
Игл Поинт, шт. Нью-Джерси, в то же время компания
Valero объявила, что планирует продлить остановку
своих ПНЗ в Аруба и шт. Texas и отложить ввод в эксплуатацию других установок до стабилизации ситуации», – говорится в докладе. Кроме того, компания
Valero приняла решение закрыть НПЗ в шт. Делавэр,
а Marathon планировала в начале 2010 г. остановить
свой НПЗ в Гаривилле, шт. Луизиана.
ВЗГЛЯД НА ЕВРОПЕЙСКУЮ СХЕМУ ЕТS
Торговля углеродными квотами, налогообложение и другие формы регулирования выбросов парниковых газов были горячими темами разговора в
последнее время. Поскольку эти понятия стали доминирующими и затронули бизнес-планы нефтеперерабатывающих компаний, возникла неплохая идея
изучить существующие ограничения и торговую систему. Схема ЕС торговли выбросами ЕС Схема торговли выбросами (Emissions Trading Scheme – ETS)
основывается на политическом рыночном инструменте, который определяет предел на выбросы СО2
в конкретных секторах. Аналитики компании Orbeo
(www.orbeo.com) в подробностях изучили ETS и провели брифинг для заинтересованных сторон для
озвучивания своих выводов. Orbeo сообщает, что
69
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Импорт, тыс. брл/сут
HYDROCARBON PROCESSING
ЕС
ЕС ОТС (другие)
ЕС ОТ
Первичный CER/ЕС
Вторичный CER
Вторичный CER ОТС (другие)
Вторичный CER ОТС
Другие рынки
Импорт, тыс. брл/сут
Импорт, % от добычи
Источник: Source: Deutsche Bank, EIA
Источник: SG Commodities Research
Рис. 7. Торговля квотами на выбросы углерода по сегментам
в 2008 г.
Другие рынки
Первичные CER
Вторичные CER
ЕС
Млрд евро
Объемы торговли, Мт
Рис. 5. Импорт США нефтепродуктов в 2006–2009 гг.
Другие рынки
Первичные CER
Вторичные CER
ЕС
Источник: SG Commodities Research
Источник: Source: Deutsche Bank, EIA
Рис. 6. Объемы торговли квотами на выбросы углерода в
2006–2008 гг..
ETS-источники, охватываемые программой получения (или покупки через аукционы) квот на выбросы.
Возможны гибкие решения; заводы могут покупать
и продавать разрешения в соответствии с потребностями. Механизм регулирования выбросов углерода и углеродные кредиты достаточно гибок, что
способствует снижению расходов на ограничение
и торговли. Углеродные кредиты формируются в
зависимости от проектов сокращения выбросов и
могут использоваться в дополнение к разрешению
(как правило, до достижения предела) и торговым
программам.
Промышленные выбросы СО2 в Европе будут
регулироваться квотами, известными как разрешения (European Union Allowances – EUA), и
на уровне отдельного предприятия. Стоимость
CO2 отражает расходы на сокращение выбросов. Допускается, что углеродные кредиты, такие
как сертифицированное сокращение выбросов
(Certified Emission Reductions – CER), предоставляются ООН, за сокращение выбросов в развивающихся странах. Изменение стоимости в будущем
будет зависеть от отраслевых ограничений. Более
интенсивное снижение выбросов, означает более
высокую цену СО2.
Баланс EU ETS. Согласно Orbeo, ЕС ETS-прог-нозы
выбросов должны быть пересмотрены в сторону понижения на 40 млн т в 2009 г., и в целом на 2–3 % в
70
Рис. 8. EU ETS и механизм Clean Development Mechanism (CDM)
последующие годы в связи с достаточно медленным
выходом из мирового кризиса. Инструкции CER
должны содержать показатель в 1,3 Гт, который
предполагает значительное ускорение сокращения
выбросов. В соответствии с прогнозом 2009 г. показатель сокращения выбросов к 2010 г. составлял 155 Мт.
Orbeo считает, что процесс развивается слишком
медленно (сокращение к 2012 г. современными темпами составит всего 133 Мт).
Первые результаты. В настоящее время подтверждено, что EU ETS будет актуальна до 2020 г. и далее.
Таким образом, это будет непрерывный период торговли. Этап II продлится в 2008–2012 гг., Этап III продлится в 2012 г. и далее. Orbeo прогнозирует значительное расширение продаж. На третьем этапе, будут
разработаны новые правила аукциона. С 2013 г. в
торговле квотами примут участие 100 % предприятий, использующих ископаемые виды топлива, которые будут производить более одной трети
энергии. Источники доходов на душу населения
составят менее половины среднего показателя по
ЕС. В этот же период в торгах примет участие 20 %
предприятий секторов с низким риском выбросов
углерода. К 2020 г. доля этих предприятий составит
70 % и к 2027 г. – 100 %.
Связаться с г-ном Б. Тиннесом можно по адресу: BT@
HydrocarbonProcessing.comStruggles
№5 • май 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОБОРУДОВАНИЕ
ОПТИМАЛЬНАЯ КОРРЕКТИРОВКА
СТАНДАРТНОГО РЕГУЛЯТОРА УРОВНЯ
Часть 1
M. Lee, Yengnam University, Кайсан, Корея
J. Shin, J. Lee, LG Chem, Дайон, Корея
Новые методы регулирования уровня в системе с использованием трех основных ограничений
В виду важности успешной эксплуатации установки с замкнутой системой регулирования уровня
жидкости были проведены достаточно обширные
исследования для улучшения характеристики регулирования [1–9]. От регулятора уровня часто требуют
не только минимального отклонения уровня, но и
обеспечения «неагрессивного» действия контроля.
Регулирование режима оттока так же важно, как и
регулирование уровня жидкости, особенно, когда
отток располагается выше критической точки в таких
аппаратах как реактор или сепаратор. Кроме того,
система регулирования уровня жидкости имеет в
основном три важных эксплуатационных ограничения: скорость измерения в потоке должна быть ниже
допустимого значения в целях плавного действия
регулирования; отклонения уровня должны быть в
пределах допустимых ограничений и отток также
не должен превышать допустимые пределы, чтобы
избежать нарушения режима и вибрации системы.
По этим причинам проблемы регулирования уровня могут рассматриваться как задачи с ограниченным
оптимальным управлением. Несмотря на промышленную важность, стратегия ограниченного оптимального регулирования редко реализуется с учетом
петли для уровнемера, поскольку отсутствует метод,
соответствующий определенным требованиям, чтобы
выполнить это с использованием обычного регулятора.
Недавно был предложен новый подход, основанный
на ограниченной оптимизации и позволяющий реа-
лизовать ограниченное оптимальное регулирование
уровнем с помощью унифицированного способа [10,
11]. В этой статье авторы предлагают метод настройки регулятора уровня для оптимального управления
уровнем путем расширения этого подхода к управлению системой.
ФОРМИРОВАНИЕ
ОПТИМАЛЬНОГО УПРАВЛЕНИЯ УРОВНЕМ
Система регулирования уровня жидкости может
быть описана в простой форме следующим уравнением (рис. 1):
(1)
где:
(2)
и
(3)
Тогда функции перестановки закрытого контура
следующие.
(4)
(5)
где:
и
(7)
Рис. 1. Типичная схема регулирования уровня
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
71
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОБОРУДОВАНИЕ
Коэффициент затухания вышеприведенного уравнения замкнутого контура выражается как
Случай A
Случай B
Случай C
Случай D
(8)
Целью управления является минимизация изменений оттока жидкости и отклонении уровня в зависимости от колебаний входящего потока, который,
прежде всего, влияет на уровень в замкнутом контуре.
Контур также должен быть связан со следующими тремя ограничениями: максимально допустимое изменение скорости оттока Q`o max; максимально допустимое
отклонение уровня Hmax; максимально допустимый
отток Qo max к данному изменению притока.
Следовательно, задача оптимального управления
уровнем может быть сформулирована как
Случай E
Случай F
Случай G
(9а)
Рис. 2. Типичные контуры и ограничения для семи возможных
случаев, касающихся расположения глобального оптимума
при условии, что
INSTRUMENTATION
INSTRUMENTATION
Глобальный оптимум
(9b)
T H = G g /g(Z)
(Z*h, TH*h )
Gf = f(Z)
+
(Z+T(9d)
H )
TH = G h h(Z)
Case A If Ȗ h(ȗ † )” IJ† ”
h
H
N
TH
Case (9c)
B
TH
TH
Gf = f(Z)
(Z+TH+)
Case A
TH
T H = G g /g(Z)
(Z*h, TH*h )
Ȗg
g(ȗ † )
If IJ*fH ” IJvlH
T = G h(Z)
(Zvu, THvu )
FIG. 2
TH
*f
TH )
(Zvu, THvu )
(Zvl, THvl )
при условии:
Z
(Z
*f ,
Z
Z
Z
(Zvl, THvl )
(10b)
N
(ȗ min, IJ*fH )
CaseIfDȗ min ” ȗ *h ” ȗ vr Y
†
N
(ȗ *h , IJ*hH )
If IJ H ” Ȗh h(ȗ † ) Y
If ȗ *h > ȗ vr YN
N
Z
TH
TH )
Ȗg Y
> F
If IJ†HCase
g(ȗ † )
TH
*f
(10а)
THTH
TH
(Z
*f ,
Case F
TH
Case E
TH
TH
TH
h
H
Z
Z проблему регулирования,
Рассмотрим
касающуZ
Z
юся поэтапного изменения
величины ΔQi в притоке
Case C
Case D
Y
†
†
(Qi(s)=ΔQi/s). Через некоторые математические пре- Case CIf IJ H ” Ȗh h(ȗ )
(Z vr , T H vr )
образования задача
оп(Z *g , T H*g ) оптимального регулирования,
(Z vr , T H vr )
(Z *g , T H*g )
N
ределяемая ур. 9а, может быть преобразована в следующую задачу ограниченной оптимизации, выраженную
величинами τH
и ξ (см. Приложение): Z
Z
Z
Case G
Case E
Y
CaseIfBȗ ” ȗ †
min
N
m
Y
(ȗ † , IJ†H ) Ȗg
Y
If Ȗh h(ȗ † )” IJ†H ”
If ȗm
g(ȗ † )
N
YN
(ȗ min, IJvlH )
*f
If IJ H
Z
CaseIfGȗ min ” ȗ *g ” ȗ vr Y
†
N
If IJ H >
If ȗ *g > ȗ vr Y
N
Z If IJvuH • IJ*fH • IJvlH Y
N
Typical contours and constraints for the seven possible
Typical
FIG. 2location.
cases with respect to the global optimum
Thecontours and constraints for the seven possible
If IJ*f > IJvuH Y
cases with respect to the global optimum location. The H
shaded part denotes the feasible region.
(10c)
N
shaded part denotes the feasible region.
(ȗ vr , IJvrH )
(ȗ min , IJvlH )
*g )
Ȗg*g , IJY
(ȗ
H
g(ȗ † )
(ȗ vr , IJvrH )
(ȗ min , IJ*fH )
(ȗ min , IJvuH )
(ȗ min , IJvlH )
N
If ȗ m
N
If ȗ *
N
If ȗ m
N
If ȗ *
N
If IJvuH •
N
If IJ*fH
N
The damping factor of the above closed-loop characteristic
The damping factor of the above closed-loop
characteristic
(ȗ opt , IJ optH )
VT
equation is expressed as:
opt 2 opt
(10d)
Kc =
=;
IJ
VT
=
4(ȗ
)
IJ
I
equation is expressed
as:
H
Kc =
=; IJ I = 4(ȗ opt ) 2 IJ
Qomax IJ optH
Qomax IJ optH
1 I
где:
=
(8)
1 I
=
(8)
2 H
FIG. 3 Flow chart for finding the global optimum and optimal PI
2 H
FIG. 3 Flow chart for finding the g
parameters.
parameters.
The control objective is to minimize both the rate of change
Рис.
3. Схема
потока
для of
нахождения
глобального оптимума и
The
control
objective
is
to
minimize
both
the
rate
change
in the outflow and the level deviation against the variation of the
оптимальных
PI
H +
h h(параметров
the
) variation
0
(10b)
in the
outflow
and the
against
of the
H + h h( ) 0
inflow, which is the main concern in a level
loop.
The level
looplevel deviation
inflow,three
which
is the main concern in a level loop. The level loop НЕФТЕГАЗОВЫЕ
should
also be operated under the following
operational
Т Е Х Н О Л О Г И И
№5 май
• 2010
72
g
should
also
be
following
three
operational
constraints or specifications: a maximum allowable rate ofoperated
outflow under the g (10c)
0
a maximum
allowable rate of outflow
H
H 0
change, Q'o max ; maximum allowable levelconstraints
deviation,orHspecifications:
g( )
max ; and a
Q'o maxvariation.
; maximum allowable level deviation, Hmax ; and a
g( )
maximum allowable outflow, Qo max, to achange,
given inflow
(10d)
(,)
maximum
Qofmax
to a given
f 0 inflow variation.
f ( ) f 0
Therefore, the optimal control problem
of a levelallowable
loop can outflow,
be
Therefore,
the
optimal
control
problem
of
a
level
loop
can
be
formulated as:
where:
2
formulated as:
where: 2
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОБОРУДОВАНИЕ
(11)
где h(ξ), g(ξ) и f (ξ) приведены в ур. (А9), (А13) и (А6) в
Приложении соответственно.
ОПИСАНИЕ РЕГУЛЯТОРА PI
Применяя множительное устройство Lagrangian
[12], преобразуем задачу с ограничениями ур. 10а в
эквивалентную неограниченную задачу:
(12)
образованной двумя ограничениями (случай
D, F и G). Условия, связанные с указанными
семью возможными случаями, могут быть рассчитаны путем исследования геометрических характеристик контуров и ограничений (см. рис. 2),
суммированных в таблице.
Например, случай А соответствует ситуации, где
ω1 = ω2 = ω3 = 0 из ур. 12.
Этот случай может иметь место, когда три характеристики Q`o max, Hmax и Qo max являются слабыми (т.е.
имеют наибольшую ценность). В частности, случай
А встречается, когда ξmin ≤ξ† и
В этом случае экстремальная точка (ξ†, τ†Н) утри
трех ограничений является глобальным оптимумом.
Глобальный оптимум (ξ†, τ†Н) рассчитывают для ур.
13а-в из таблицы:
где ω1 – множитель Lagrangian ω1 ≤ 0 и σi – фиктивная переменная.
Необходимыми условиями для определения стационарной точки являются:
(13a)
(13b)
После того, как глобальный оптимум (ξ, τН) рассчитывают для данной характеристики, соответствующие
оптимальные параметры PI могут быть рассчитаны
непосредственно из ур. 6, 7 и 8:
(14)
(13c)
Кратчайший путь для нахождения глобального оптимума и параметров PI проиллюстрирован
(13d)
Данные
(13e)
Увеличение
(13f)
Если
Если
γh ≤ γg
Увеличение
Одновременные решения ур. 13а–f для различных комбинаций ω1 = 0, σi = 0 и σ ≠ 0 объединяют
с соответствующими оптимальными вариантами.
На рис. 2 представлено семь возможных вариантов,
касающихся размещения глобальных задач оптимизации. Как описано на рис. 2, глобальный
оптимум может быть расположен внутри трех
ограничений (случай А). на границе одного
ограничения (случаи С, В и Е) или на вершине,
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
Если
ζmin ≤ ζvr
Невыполнимо
Выполнимо
Рис. 4. Проверка выполнимости и разработки ограничений
73
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОБОРУДОВАНИЕ
Условия, связанные с расчетами глобального оптимума для задачи ур. 10 ограниченной оптимизации
на рис. 3. Поскольку Qo max является только функций
ξ для данного ΔQ, регулируемая величина Qo max эквивалентна минимально допустимому коэффициенту
затухания ξmin. Следовательно, ясно, что ξ*f, ξvu и ξvl
равны ξmin. Как показано в табл., большинство урав74
нений, выполненных для нахождения оптимальной
величины ξ, выражены в неявной форме. Однако
расчеты оптимальной величины ξ, могут быть легко
получены путем применения метода нахождений
корней.
№5 май • 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОБОРУДОВАНИЕ
Следует отметить, что если γh < γg, то решения
Эта ситуация, вероятно, происходит, когда характеристики Q`o max и/или Hmax слабо регулируют относительно большие величины. В таком варианте необходимо отметить, что случай D не существует и величина
ξvr может быть просто рассмотрена как экстремально
большая величина из таблицы.
ВЫПОЛНИМОСТЬ ОГРАНИЧЕННОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ
Часто желательно регулировать систему уровня
на более жестких ограничениях. Однако, поскольку
все три характеристики взаимосвязаны, они не могут быть выбраны произвольно или независимо друг
от друга. Следовательно, ограничения системы должны быть определены не только путем рассмотрения
требований процесса, но и путем удовлетворения его
возможностей.
Замечание 1. Для любого данного значения Q`o max
(или Hmax) всегда имеет место наиболее надежная выполнимость Hmax (или Q`o max) при ξt = 0, 4040 и при этом
удовлетворение условиям [11].
ВЛИЯНИЕ ВЕСОВОГО ФАКТОРА
Весовой фактор ω является важнейшим для регулирования характеристик системы и ее устойчивости.
Когда выбираю большую величину ω, измерение характеристик при оптимальном регулировании в основном определяют по чувствительности системы.
Следовательно, регулятор PI имеет более жесткую
чувствительность к уровню, которая соответствует
«жесткому регулирования уровня» и чувствительность
ограничена Q`o max. Когда применяют небольшую величину ω, критерии характеристик в основном определяют весовыми коэффициентами путем изменения
скорости оттока. Регулятор выдает более плавное действие регулирования, т.е. «усредненное регулирования
уровня» и чувствительность, ограниченную Hmax.
Данная система выполнима, если Hmax Q`o max≥0,5206
(ΔQ2i/A). В других случаях, система не выполнима.
Замечание 2. Qo max может быть определена только
между ΔQi и 2 ΔQi. Любые показатели (Q`o max, Qo max) и (Q`o
max, Qo max) выполнимы с соответствующей величиной
Qo max. Жесткая характеристика (Q`o max, Qo max) или
(Q`o max, Qo max) требуют плавной характеристики Hmax
(или Q`max), чтобы быть выполнимыми решениями.
Рис. 4 иллюстрирует полную процедуру проверки
выполнимости данной системы ограничений и проектирования выполнимых ограничений.
Перевел А. Степанов
ИННОВАЦИИ
ВИРТУАЛЬНАЯ ПОДГОТОВКАДОСТУПНЫХ РЕШЕНИЙ
Компания Invensys Operations Management, мировой поставщик технологических систем, программного обеспечения и сервисных услуг для НР-отрасли объявила о разработке новой коммерчески доступной системы EYESim виртуальной иммерсивной подготовки и
принятия решений. Первое промышленное решение
виртуальной иммерсивной подготовки основывается
на принципе моделирования и расширенной реальности. EYESim-технология позволяет инженерам и операторам безопасно взаимодействовать и контролировать
процессы на заводе.
Решение EYESim в основном предназначено для
молодых сотрудников и нового оборудования. Оно
сочетает в себе виртуальную реальность технологий с
высокой точностью процесса моделирования и управления, компьютерного технического обслуживания,
управления документацией и другие приложения, чтобы обеспечить повышение операционной эффективности. Моделирование осуществляется DYNSIM, программным обеспечением FSIM Plus, системой контроля I/A Series и другими совместимыми программами.
Повышение сложности процессов в сочетании с
какими-либо изменениями, потребует инструментов
следующего поколения, которые могут безопасно и
интерактивного обучить новых операторов и инжене-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
ров, без малейшего риска для производства», – отмечает Tobias Scheele, вице-президент отделения Invensys
Operations Management. Эта система обеспечивает стабильные, реальные условия для обучающихся, создавая повседневные эксплуатационные и технические
условия, а также нештатные ситуации, такие как остановка завода. Кроме того, использование компьютерного моделирования реального оборудования позволяет экспериментировать, создавая различные рабочие
ситуации, без риска для реального производства.
Виртуальные изображения на экране отделов и цехов завода и процессов создает компьютерное представление о реальных или предлагаемых процессах
завода. Использование стереоскопических установок
позволяет стажерам представить реальные условия, в
которых они могут передвигаться по всей территории
завода. Это возможно благодаря частоте 60 кадров в
секунду, что значительно быстрее, чем может быть достигнуто при традиционных методах тренинга.
EYESim-технология ориентирована на предприятия
энергетической, химической, нефтегазовой, и других
отраслей, поскольку процесс обучения кадров в этих
секторах является первостепенной задачей, что вызвано старением оборудования, нехваткой квалифицированных кадров и другими.
Выберите 3 на www.HydrocarbonProcessing.com/RS
75
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОБОРУДОВАНИЕ
УРАВНЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ТРЕНИЯ
ДЛЯ ТУРБУЛЕНТНЫХ ПОТОКОВ
A. Sasan-Amiri, Bouali Petrochemical Company, Казестан, Иран
Представлены новые простые высокоточные уравнения коэффициентов трения для турбулентных потоков в трубах
Расчеты коэффициента трения f являются важным
этапом для трубопроводных систем при ламинарном
и турбулентном потоках в трубах с гладкой и шероховатой поверхностью. Диаграмма Moody – наиболее
широко применяемый графический метод, однако для
определения коэффициента трения существует также
достаточно много методов. Ур. 1, 2, 3 используют для
расчета f при ламинарном потоке в трубах, турбулентном потоке в трубах с шероховатой поверхностью и в
турбулентном потоке в трубах с гладкой поверхностью
соответственно..
Коэффициент трения
Коэффициент трения из ур. 3
(1)
Число Re
(2)
Рис. 1. Коэффициент трения f и ур. 3
(3)
(6)
Два последних уравнения достаточно точные, но
имеют недостаток в том, что f выражено в неявной
форме, которая не позволяет выполнить итеративную
оценку метода. Следовательно, необходимо затратить
значительные усилия, чтобы определить f и упростить
расчеты в явной форме для турбулентного потока в
гладких трубах, т.е. опираясь на ур. 3.
В 1934 г. Blasius предложил ур. 4, которое соответствует диапазону 3000 <Re <105, затем в 1932 г. Drew
представил ур. 5, которое рассматривается в диапазоне
3000 <Re <106. Недавно Goudar и Sonnand [1] рекомендовали очень точное уравнение (ур. 6), которое соответствует полному диапазону режима турбулентного
потока в трубах 4000 <Re <108 и сравнили ошибки в
определении f с девятью явными уравнениями.
где
ПРЕДЛОЖЕННОЕ ЯВНОЕ УРАВНЕНИЕ ДЛЯ f
Чтобы представить новое уравнение, прежде всего,
необходимо определить коэффициент трения f из ур. 3 для
3000 точек путем итеративного метода при 4000 <Re <108
и затем получить точное соотношение между Re и f для
пяти областей путем подгонки данных. Окончательный
вид ур. 7 получен путем выбора величины для коэффициентов (рис. 1).
(4)
(5)
Ошибки в процентах f для 99 997 точек
Ошибка
Уравнение по методу
Sonnand
Nikuradse
Средняя
–0,000243024
Ур. 7
0,006791315
0,209029792
–39,84423026
–16,77314702
–9,155504298
11,58937747
Минимальная
–0,000752998
0,006131462
–14,4272666
–46,75906704
–22,22733063
–18,85983705
–0,484544169
Максимальная
–0,000208474
0,011714088
1,139429761
2,7564055
2,419757397
2,338352892
17,40457569
76
Blasius
McAdams
Bhatti
№5 май • 2010
Drew
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Ошибка, %
HYDROCARBON PROCESSING: ОБОРУДОВАНИЕ
Sonnand и Goudar сравнили ошибки в измерении в процентах для девяти уравнений. На рис. 2 приведены упомянутые сравнения для пяти уравнений, которые отличаются в
достаточно широком диапазоне. На рис. 3 показано сравнение отклонений по методу Sonnand и Goudar и данных ур. 7.
Таблица также представляет средние ошибки в процентах
f для 99 997 точек в диапазоне 4000 <Re <108 для интервалов
1000 и максимальных и минимальных величин.
Следовательно, рекомендуемые уравнения соответствуют расчетному коэффициенту f и их можно оценить
как наиболее надежными и точными значениями в трубах с
гладкой поверхностью и в режиме турбулентного потока.
Blasius, e%;
McAdams, e%;
Bhatti, e%;
Drew, e%;
Nikuradse, e%
Число Re
Рис. 2. Ошибка в процентах f для пяти образованных явных
уравнений
Коэффициент трения
Sonnand,
новое ур-ние, e%
Число Re
Рис. 3. Ошибка в процентах f для уравнения Sonnand и Goudar
и нового уравнения
Условные обозначения
f – коэффициент трения;
ε/D – шероховатость поверхности труб;
Re – число Рейнольдса;
W – функция Lambert.
Перевел А. Степанов
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Sonnad, J. R. and C. T. Goudar, «Explicit friction factor correlation
for pipe flow analysis», Hydrocarbon Processing, June 2005, pp.
103–105.
2. Holland, F. A. and Dr. Dragg, R., «Fluid Flow for Chemical
Engineers», Edward Arnold publishing, Great Britain, 1995, pp.
71–75.
Amir Sassan-Amiri (А. Сассан-Амири), главный
инженер-технолог, работает на параксиловой
установке, принадлежащей технологическому
отделу компании Bouali Sina Petrochemical Co. М-р
Sassan-Amiri имеет степень бакалавра по химической технологии университета Azak Azad (Иран) и
степень магистра по управлению строительством
технологических объектов университета Гренобля
(Франция). М-р Sassan-Amiri занимается также вопросами механики
потоков, теплопередачи, ректификационных процессов и моделирования.
ИННОВАЦИИ
НОВЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ ЭКСПЕРТИЗЫ
УПРАВЛЕНИЯ АКТИВАМИ
Компании Emerson Process Management и Meridium
объявили об уникальном партнерстве, которое обеспечит более эффективное управление активами, что
откроет новые возможности для клиентов перерабатывающей отрасли. Объединив усилия PlantWebпрогнозирующего интеллекта Emerson с возможностями проведения расширенного анализа Meridium
и решениями по оказанию технической поддержки,
клиенты могут более эффективно управлять важнейшими производственными активами.
Emerson and Meridium работали совместно на
протяжении нескольких месяцев, чтобы разработать новое решение AMS Suite, включающее Asset
Portal v4.0, разработанное Meridium. Новый продукт
обеспечивает интеграцию в реальном времени с
другими AMS Suite-приложениями. Системы Asset
Performance Management Framework и AMS Asset
Portal v4.0 включают в предварительный анализ,
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
обзор и информационные сообщения AMS Suite.
Возможность запросов, отчетность и графические
возможности позволяют пользователям выполнять
анализа. Выбранные модули Meridium также доступны для применения с AMS Asset Portal. Эти опции
обеспечивают передовые измерения, показатели,
сбор и управление данными с помощью портативных устройств, а также интеграцию с компьютеризированным обслуживанием систем управления, таких как SAP PM и IBM Maximo.
PlantWeb Services также выполняет экономически
эффективное проектирование и осуществляет количественную оценку бизнес-преимуществ для пользователей. Лучшая технология Meridium развертывания
модели доступна как часть PlantWeb Services. Это решение распространяется на механические узлы, документы, регулирующие клапаны, электрические
распределительные устройства, технологическое оборудование и основные средства.
Select 5 at www.HydrocarbonProcessing.com/RS
77
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: СТОЧНЫЕ ВОДЫ
ОЧИСТКА СТОЧНЫХ ВОД НА НПЗ
M. Shafique, Z. U. Kirmani, A. Khurshid, N. Alam, N. Ahmed, Attock Refinery Ltd., Rawalpindi, Пакистан
Завод ARL взял на себя инициативу решить проблему сточных вод, спускаемых с технологических установок
Все нефтеперерабатывающие заводы производят
сточную воду с различной концентрацией загрязняющих примесей, что требует дальнейшей очистки перед
спуском сточной воды. Поскольку сточная вода собирается после различных технологических процессов, возникает серьезная проблема. Оборудование для переработки углеводородов должно быть разработано с учетом
местных или общих стандартов качества воды, выводимой с завода. Превышение таких ограничений может
привести к непредсказуемым последствиям.
В рассматриваемом примере завод Attock использовал два потока сточной воды: масляный и немасляный,
которые направлялись на установку очистки сточных
вод. К сожалению, владелец завода превысил уровень
ограничения стоков и запланировал высокий уровень
рН, химическую потребность в кислороде (chemical
oxygen demand – COD) из отработанного едкого натра
и образование эмульсии нефть/вода в сточных водах.
УСТАНОВКИ ARL
Завод Attock Refinery Limited (ARL) расположен в
г. Раванпилди (Пакистан). ARL – один из нескольких
заводов, которые могут подвергать обработке сложные
смеси из 70 видов различной сырой нефти (в классификации API указано от 10 до 64 видов). Сырую нефть перерабатывают в четыре различные смеси: не имеющие
в содержании активной серы, слабосернистой, тяжелой
и с высоким суммарным кислотным числом (total acid
number – TAN). Завод имеет мощность 40 тыс. брл/сут и
использует четыре дистилляционные установки: HBU на
20 тыс. брл/сут и HBU на 5 тыс. брл/сут – обе перерабатывают сырье, не содержащее активной серы. Установка
CDU на 5 тыс. брл/сут перерабатывает сернистое сырье
с парафиновым основанием серы, и установка CDU на
10 тыс. брл/сут перерабатывает тяжелую нефть.
Сточные воды, полученные с установок сырой нефти
(crude distillation unit – CDU), обессеривающей установки и резервуаров, классифицируются как сточные
воды с содержанием масла. Сточные воды из бойлеров
и градирен относятся к категории немасляных потоков.
Масляные сточные воды собираются в сепараторе API
Таблица 1. Качество сточных вод перед очисткой
Номер пробы
Параметр
1
Температура макс., °С
2
Величина рН
3
O&G макс., млн–1
10
20
4
COD макс., млн–1
150
300
78
Ограничение NEQS
Величины ARL
40
30
6–9
9,5
5
BOD макс, млн–1
80
40
6
TSS макс., млн–1
200
180
7
TDS макс., млн–1
3500
2500
8
Фенолы макс., млн–1
0,1
0,05
масло-вода и подаются в усреднительный резервуар. Из
усреднительного резервуара (маслосборник) масло отбирается в наклонный с ребрами жесткости коагулятор
(slant-rib coalescer – SRC) и далее на установку флотации
растворенным воздухом (dissolved air flotation – DAF).
На рис. 1 представлена подробная схема масляных и немасляных потоков на ARL.
Ранее завод иногда нарушал требования к качеству
сточных вод, в частности, это касалось рН, объемов масла
и смазки (O&G), так же как и превышались ограничения
COD, в противоречие со стандартом National Enviromental
Quality Standard (NEQS) и Pakistan Enviromental Protection
Act 1997 [1, 2]. В табл. 1 систематизированы сравнительные данные по качеству сточных вод.
МЕТОД ОЧИСТКИ СТОЧНЫХ ВОД
Основными интересующими нас параметрами, которые необходимо контролировать, были рН, суммарное количество находящихся во взвешенном состоянии
твердых примесей (total suspended solids – TSS), O&G и
COD. Поэтому все названные параметры были проанализированы контрольно-измерительными приборами и
определено их влияние на качество выходящих с завода
потоков. Вода из котельной направлялась в немасляный
поток сточных вод (см. рис. 1) и стала основным влияющим фактором на высокий уровень рН и величины TSS.
На установке очистки нафты и керосина была образована отработанная каустическая сода, которую направляли в масляный поток. Этот поток сточной воды был
основным параметром, влияющим на высокий уровень
рН, COD и O&G. Качество масляного потока ухудшало
эффективность работы системы предварительной очистки. Сточные воды с установки переработки тяжелого
сырья (HCU) имели высокое содержание масла.
Характеристики сточных вод с установок ARL включают следующее.
• Вода на сбросе из трех бойлеров и с установки
умягчения воды, насыщена TSS и растворенными твердыми примесями (total dissolved solid – TDS) с величиной более 12. Химическая очистка воды, применяемая в
бойлерах, основана на фосфатах для контроля накипи;
сульфитах – в качестве поглотителя растворенного в
воде кислорода; аммиака для регулирования рН в бойлерах. Сточная вода с высокими величинами рН и TSS была
направлена в поток немасляной сточной воды и перед
выходом с завода смешана с потоком очищенной масляной воды. Этот поток превысил параметры спецификации по качеству сточных вод, что привело е нарушению
стандарта National Enviromental Quality Standards.
• Отработанная каустическая сода (spent caustic soda
– SCS) производится на установке очистки нафты.
На установке очистки сточных вод от активной
серы сернистая нафта и керосин подвергались хими№5 май • 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: СТОЧНЫЕ ВОДЫ
ческой переработке; алкилмеркаптаны в нафте и керосине преобразовались в алкилдесульфиды. Путем соединения раствора каустической соды с меркаптанами
в присутствии активированного угля и катализатора
99 % всех меркаптанов могут быть выделены из нефтяной фракции так же, как соединения кислорода и азота.
На заводе очистительный аппарат для керосина
имел проектную производительность 1600 брл/сут;
очиститель нафты был спроектирован на производительность 4400 брл/сут. Основные реакции, включенные в процесс, приведены ниже [3].
Дистилляционная
установка
HCU
HBU-I
Очиститель
каустической
соды
HBU-II
Реформинг
Установка
обессоливания
Градирня
Сепаратор API
Сепаратор
API
Дренажная
емкость
H2S + 2NaOH
Na2S + 2H2O;
Na2S + H2S
2NaHS;
RSH + NaOH NaSR + H2O;
2NaHS + 2O2
Na2S2O3 + H2O;
2RSNa + O2 + O2 + H2O
2NaOH + RSSR.
Очистительный аппарат использовал 3%-ную концентрацию каустической соды для предварительной
промывки нафты/керосина и 8–10 %-ную концентрацию для отстойника нафты/керосина. Частота дренажа
каустической соды из аппарата предварительной промывки и отстойника представлена в табл.2.
Перед исследованиями отработанная каустическая
сода с высоким рН, равным 12, и COD, приблизительно равной 50 000 млн–1, была направлена в поток масляных сточных вод, который прошел предварительную
очистку и основную очистку вместе с масляной водой.
Высокий рН каустической соды был также причиной
создания концентрированной эмульсии масло/вода, которая непосредственно тормозила эксплуатационную
эффективность сепаратора, усреднительного резервуара, а также эффективность SRC и DAF.
Масляная вода, насыщенная в поверхностно-активных веществах с высокой величиной COD (до 700 млн–1),
производилась в аппарате обессоливания HCU и была
другим источником концентрированной эмульсии
нефть-вода, которая снижала эффективность сепаратора API и очистки потоков сточных вод SRC и DAF.
Сточная вода из трех градирен – еще один поток,
который направлен в поток немасляных сточных вод.
Параметрами этих потоков являются рН, TSS, TDS, COD
и периодически величина O&G. Химическая очистка
воды, применяемая в градирнях, осуществляется с использованием фосфатов для регулирования накипи,
гипохлорита натрия для регулирования бактерицидных
загрязнений и серная кислота для регулирования рН.
Все эти потоки индивидуально анализировали с целью определения их физических и химических свойств
в лабораторных условиях.
Котельная
Маслосборник
Два
коагулятора
SRC
Установка
DAF
Выход
с завода
Сепаратор
API
Немасляные сточные
воды
Масляные сточные
воды
Рис. 1. Принципиальная схема технологических установок и
потоков сточных вод на заводе
ПЛАН ДЕЙСТВИЯ
Первый этап – проанализировать сточную воду из
бойлера, пользуясь хлористоводородной (соляной) кислотой или серной кислотой. Однако чтобы наиболее
эффективно провести анализ и снизить расход химических веществ, серную кислоту оставили для дальнейших исследований. В табл. 3 проанализированы результаты нейтрализации серной кислотой для контроля рН
и TSS. Лабораторные исследования привели к заключению, что для снижения рН до 9 и менее требуется 4 мл
98%-ной чистой серной кислоты на один литр сточной
воды из бойлера (boiler blowdown water – BBDW). Такие
результаты соответствуют требованиям стандартов
National Environmental Quality Standard.
На втором этапе был проведен детальный анализ отработанной каустической соды с установки очистки и
результаты анализа сведены в табл. 4.
Первоначальные результаты испытаний показали, что
высокая величина COD была определена в масляной пленке отработанной каустической соды на установке очистки
от активной серы. Поэтому удаление масляной пленки из
отработанной каустической соды способствует уменьшению COD в каустической соде до 80–90 %. Оставшаяся
часть отработанной каустической соды смешивается
с потоком сточной воды из бойлера, так как она
составляет всего 2 % суммарного потока BBDW. В
Таблица 2. Источники и количество (Q) дренажа каустической соды
табл. 5 представлены результаты нейтрализации
Номер пробы
Параметр
Ограничение NEQS
Величины ARL
отработанной каустической соды и ее смешение
Ежемесячное
Источник
Концентрация, %
Q, м3
с потоком сточной воды из бойлера.
удаление
каустической соды
Были проведены испытания масляной эмульПредварительная
3–4
6
6 раз
сии в воде на установке аппарата обессоливания
промывка нафты
тяжелой нефти. Проблемы, связанные с потоком
Отстойник для нафты
8–10
6,5
6 раз
сточной воды, заключались в присутствии поверхПредварительная
3–4
3
4 раза
промывка керосина
ностно-активных веществ в сырье, полученном с
Отстойник для керосина
8–10
3
2 раза
нефтяного месторождения Чанда. Поверхностно-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
79
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: СТОЧНЫЕ ВОДЫ
min ограничения NEQS
max ограничения NEQS
pH
Результаты 2008
Результаты 2007
Янв. Февр. Март Апр. Май Июн. Июл. Авг. Сент. Окт. Нояб. Дек.
Рис. 2. Новый колодец, установленный для управления масляными
и немасляными потоками с высоким значением рН
Дистилляционная
установка
HCU
COD, млн–1
Результаты 2008
Результаты 2007
ограничения NEQS
Котельная
Янв. Февр. Март Апр. Май Июн. Июл. Авг. Сент. Окт. Нояб. Дек.
HBU-II
2
1
3
4
Колодец
Реформинг
Градирня
Сепаратор API
Сепаратор
API
Результаты 2008
Результаты 2007
ограничения NEQS
TSS, млн–1
HBU-I
Установка
обессоливания
Очиститель
каустической
соды
Дренажная
емкость
Янв. Февр. Март Апр. Май Июн. Июл. Авг. Сент. Окт. Нояб. Дек.
Маслосборник
Два
коагулятора
SRC
Установка
DAF
Выход
с завода
Сепаратор
API
Немасляные сточные
воды
Масляные сточные
воды
Рис. 3. Пересмотренная система управления потоками на
заводе с внедрением нейтрализационного колодца
активные вещества способствовали созданию достаточно концентрированной эмульсии нефть/вода [4].
ИСПЫТАНИЯ
Результаты лабораторных испытаний были проанализированы и использованы для разработки плана оптимизации технологических процессов и оборудования
ARL. По результатам испытаний пришли к выводу, что
должен быть установлен нейтрализационный колодец
(рис. 2) общей вместимостью 0,1 млн галл. Сточная вода
из бойлера должна собираться в первом отсеке колодца. Температура в этом отсеке колеблется в пределах
от 80 до 90 °С. Сточную воду в первых двух отсеках необходимо охлаждать и отстаивать в течение двух часов.
Отработанная каустическая сода собирается в емкость,
80
Рис. 4. Состояние параметров COD, pH и TSS перед внедрением
новой инициативы по очистке сточных вод и после нее
из которой перекачивается в третий отсек колодца при
расходе 1 т/сут. Серную кислоту добавляют в третий
отсек колодца, чтобы нейтрализовать рН до 8. После
нейтрализации сточную воду отстаивают в третьем отсеке и направляют ее в четвертый отсек колодца перед
ее сбросом.
В HCU сырая нефть Чанда, насыщенная поверхностно-активными веществами, была направлена в сборник
десульфированного сырья. Благодаря этим изменениям
работа аппарата по обессоливанию нефти и водяного
сепаратора значительно улучшилась. На рис. 3 показана принципиальная схема очистки сточной воды из
бойлера и отработанной каустической соды.
Таблица 3. Результаты лабораторного анализа очистки BBDW
серной кислотой
Источник пробы
рН
TSS, млн–1
BBDW без добавлении
11,13
96
BBDW + 0,30 мл H2SO4
10,01
45
BBDW + 0,40 мл H2SO4
8,60
15
BBDW + 0,50 мл H2SO4
6,95
10
№5 май • 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: СТОЧНЫЕ ВОДЫ
Таблица 4. Результаты анализа отработанной каустической соды
Источник пробы
Отработанная
проба, %
Отстойник керосина
Предварительная промывка керосина
16
14,19
15,68
50,9
Отстойник нафты
Предварительная промывка нафты
Таблица 5. Результаты нейтрализации отработанной
каустической соды и смешение ее с BBDW
Источник пробы
рН
COD, млн
–1
SCS с масляным слоем
11,8
55 209
SCS после удаления
масляного слоя
Сточная вода из бойлера
(BBDW)
11,8
4600
11,66
88
11,76
180
7,0
190
98 % BBDW + 2 % SCS
98 % BBDW + 2 % SCS + 0,3
% H2SO4
Пересмотренная программа очистки сточных вод
оказалась очень успешной и показала стопроцентное соответствие требованиям стандартов National
Enviromental Quality Standards для таких величин как
рН, TSS, O&G и COD. Кроме того, суммарная эффективность очистки значительно увеличилась. На рис. 4
показано это улучшение, связанное с параметрами рН
и COD, вследствие внесения рассмотренных изменений за последние два года.
Сточная вода из бойлера с высокими величинами
рН и TSS, а также отработанная каустическая сода с установки с высоким уровнем рН и COD были очищены
путем применения нейтрализационного колодца. В то
же время использовали оперативное управление образованием эмульсии масло-вода на обессоливающей
установке тяжелого нефтяного сырья. Отработанная
каустическая сода, ранее отводимая в дренажную емкость масляного потока, теперь была направлена после
удаления масла в дренаж немасляного потока.
Очистка нейтрализацией успешна во многих отношениях.
• Требования стандартов National Enviromental
Quality Standards соответствовали значениям таких параметров как рН, O&G, COD и TSS.
• Концентрированная эмульсия нефть/вода была
разрушена путем удаления отработанной каустической
соды с высоким рН из дренажа масляного потока.
• Эффективность сепараторов API увеличилась благодаря снижению нагрузки на установку очистки.
Таблица 6. Качество сточных вод после внедрения нового метода
Номер
пробы
Параметры
1
2
3
4
5
6
7
8
Температура, макс., °С
Значение рН
O&G, макс., млн–1
COD, макс., млн–1
BOD, макс., млн–1
TSS, макс., млн–1
TDS, макс. млн–1
Фенолы, макс. млн–1
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Ограничения
NEQS
Показатели
ARL
40
6–9
10
150
80
200
3500
0,1
30
8
10
140
40
80
2500
0,05
№5 • май 2010
Первоначальные
рН
Т, °С
13
11,86
12,46
9,44
26
26
30
30
RSH, млн–1
Фенол, млн–1
COD, млн–1
382
875
4129
3025
2,5
1,1
1,6
1
55 209
6026
–
9331
Качество сточной воды после внедрения новой программы приведено в табл. 6. Проявляя инициативу, можно найти эффективные решения, выполненные в короткое время и соответствующие поставленным задачам.
Перевел А. Степанов
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Pakistan Environmental Protection Council, «National
Environmental Quality Standards», December 28, 1999.
2. The Gazette of Pakistan, «Pakistan Environmental Protection Act
1997», December 16, 1997.
3. Ahmed, I., «Merox catalyst impregnation», Merox Operating
Manual.
4. Kirmani, Z. U., A. Khurshid, N. Alam, N. Ahmed and S. Gul, «Crude
incompatibility problems at heavy crude unit desalter», Hydrocarbon
Asia, July/August 2007, pp. 68–70.
Mansoor Shafique (М. Шафик), ассистент генерального менеджера по вопросам технологических процессов на нефтеперерабатывающем заводе Attock Refinery Ltd. М-р Шафик 34 года ведет
исследовательскую работу на заводе; его главный
интерес – оптимизация процессов на технологических установках с минимальными инвестициями. М-р Шафик имеет степень бакалавра по химической технологии от университета г. Пенджаб.
Zia Uddin Kirmani (З. У. Кирмани), менеджер по
проблемам здоровья, безопасности, охраны окружающей среды и качества на нефтеперерабатывающем заводе Attock Refinery Ltd. Более двадцати
лет м-р Кирмани занимается различными исследованиями на НПЗ, кроме того, в его компетенцию входят вопросы, связанные с минеральными
удобрениями. М-р Кирмани – автор семи исследовательских публикаций в области охраны окружающей среды в
нефтехимической промышленности. Он имеет степень магистра по
химии и административному управлению.
Amir Khurshid (А. Куршид), главный химик в области охраны окружающей среды и качества
продукции на нефтеперерабатывающем заводе
Attock Refinery Ltd. М-р Куршид более десяти лет
занимается различными исследованиями в области охраны окружающей среды. М-р Куршид имеет степень магистра в области химии от университета в Ислам-Абаде.
Naveed Alam (Р. Алам), главный химик на НПЗ
Attock Refinery Ltd. М-р Аллам более 11 лет занимается исследовательской работой в области контроля качества продукции и охраны окружающей
среды. М-р Аллам имеет степень магистра по химии от университета г. Пешавар.
Naveed Ahmed (Н. Ахмед), главный инженер в области управления процессами на нефтеперерабатывающем заводе Attock Refinery Ltd. Он проводит исследования на технологических установках
завода и занимается устранением их неполадок.
М-р Ахмед имеет степень бакалавра в области химической технологии от университета г. Лахор.
81
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
ПРОГРЕССИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
УДАЛЕНИЯ РТУТИ
N. Eckersley, UOP LLC, A Honeywell Company, Дес Плайнес, Иллинойс
Новые технологии позволяют экономно и эффективно обрабатывать жирный и сухой природный газ,
защищая криогенное оборудование
Ртуть присутствует во многих мировых месторождениях природного газа. Технологические установки с
паяными алюминиевыми теплообменниками, включая
оборудование для сжиженного природного газа (liquid
natural gas – LNG) и азотные режекционные установки,
чувствительны к коррозийному воздействию ртути. Более
глубокие знания в области газового оборудования необходимы для обеспечения его лучшей защиты и окружающей среды путем очистки от ртути. В настоящее время
предельнодопустимые концентрации ртути увеличены
от 30 или 40 мкг/нмі до предельных концентраций, превышающих 1000 мкг/нмі в Тихоокеанском регионе.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ
Для реализации идей по очистке для газоперерабатывающей промышленности разработан ряд методов
удаления ртути. Имеется несколько промышленных
вариантов, использующих технологии как с регенерирующимся, так и нерегенерирующимся фиксированным
слоем. Защита алюминиевых теплообменников может
быть достигнута использованием слоя молекулярных сит,
содержащих серебро, внутри аппаратов дегидратации.
Активное серебро образует амальгаму с присутствием
ртути, а его цеолитная основа адсорбирует влагу обрабатываемого газа. Этот метод обеспечивает гибкость в
осуществлении регенерации, а ртуть содержащий газ
отводится в обход любого криогенного оборудования.
При необходимости сконденсированная ртуть может
быть собрана, а ртуть содержащий газ обработан небольшим нерегенерирующимся защитным слоем.
Другой метод использует нерегенерирующиеся
сульфиды металлов для удаления ртути из сырого восходящего сырьевого газового потока из осушителей и
аминовых установок. Применяя бтльшие аппараты, этот
метод также защищает паяный алюминиевый теплообменник и обеспечивает меньшее загрязнение ртутью
внутри и вокруг технологической установки.
Сравнение процессов удаления ртути будет описано
на нескольких примерах, которые рассматривают технологические решения с регенерирующимися цеолитными
и нерегенерирующимися на основе сульфидов металлов
слоями. Будут рассматриваться драйверы заводской
специфики для каждого метода, а также эффективность
каждой технологии.
ЗАГРЯЗНЯЮЩИЕ ВЕЩЕСТВА,
ВЫЗЫВАЮЩИЕ БЕСПОКОЙСТВО
В отрасли природного газа обычно используются
технологические системы, спроектированные для пото82
ков очищенного углеводородного сырья, и их значение
возрастает. Исторически компоненты природного газа
(natural gas – NG), такие как сера, двуокись углерода
(СО2) и вода (Н2О) эффективно удаляют, используя
регенерирующиеся молекулярные сита, абсорбенты
с нерегенерирующимся фиксированным слоем, мембранные системы и амины.
Определено, что ртуть как элемент природного происхождения находится в небольших, но измеримых
концентрациях во многих нефтяных и газовых месторождениях. Этот металл наиболее часто обнаруживается
в его элементарной форме и широко распространен в
процессах переработки природного газа и оборудовании для сжиженного природного газа LNG. Благодаря
прогрессу в системах контроля ртуть сейчас может
быть точно измерена вплоть до величин нанограммов
в случае газов и миллиардных частей (млрд–1) в жидких
углеводородах.
ВОПРОСЫ ХРУПКОСТИ МЕТАЛЛОВ
Присутствие ртути может стать причиной сильной
и катастрофической коррозии алюминиевых теплообменников, используемых главным образом в криогенных системах газоперерабатывающего завода.
Отложение жидкой элементарной ртути в теплообменниках подвергает риску их структурную целостность.
Один механизм упоминается как жидкостно-металлическая хрупкость (liquid-metal embrittlement – LME).
LME ответственен за ряд повреждений алюминиевых
теплообменников на протяжении последних 40 лет.
LME может стать причиной возникновения поломки
и распространения внутри такого оборудования, в
частности, рядом со сварным швом. Некоторые случаи повреждений оборудования под воздействием
ртути на установках газопереработки зафиксированы в Северной Америке, Северной Африке и, совсем недавно, в Азиатско-тихоокеанском регионе [2].
Понимание воздействий, ассоциирующихся с LME,
отчасти важно, так как это трудно заметить до повреждения оборудования.
Во избежание возможного повреждения оборудования постоянные ограничения ввели на предельно
допустимое содержание ртути в природном газе NG,
проходящем через алюминиевые теплообменники.
Текущий общепринятый уровень допустимого содержания удаляемой ртути, составляет 10 нг/нмі (нг
– нанограмм) природного газа NG, проходящего через криогенную секцию технологической установки.
Эта норма может быть достигнута при использовании
№5 май • 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
двух типов технологических устройств удаления ртути, расположенных вверх по течению в криогенной
установке:
• регенерирующихся молекулярных сит,
• нерегенерирующегося абсорбента,
• молекулярных сит плюс нерегенерирующегося
абсорбента.
ВАРИАНТЫ ПРОЦЕССА УДАЛЕНИЯ РТУТИ
Эти варианты отвечают требуемой норме ртути, и
каждый представляет эксплуатационные преимущества. Вариант с молекулярными ситами основывается
на части сушильного аппарата, содержащей серебро,
пропитавшее молекулярные сита, которое образует
амальгаму с ртутью. В течение цикла нагревания сушильного аппарата ртуть десорбируется в регенерационный поток и отводится в обход нисходящего потока
криогенного оборудования.
Вместо удаления ртути в точке непосредственно
перед криогенной установкой некоторые производители выбирают очистку газа при его поступлении на
завод. В этом случае норма ртути в теплообменнике
может отвечать использованию большего количества абсорбента с фиксированным слоем, удаляющего
ртуть, для обработки сырого газа, поступающего на
установку.
Последний вариант использования и молекулярных
сит, пропитанных серебром, и нерегенерирующегося
абсорбента сейчас сочетает два метода. Установка небольшого сосуда с нерегенерирующимся абсорбентом
для обработки десорбировавшейся ртути с установки
с молекулярными ситами постоянно удаляет любую
ртуть из продаваемого газа. Распознавание и понимание драйверов, включенных в процесс принятия
решений при выборе наиболее пригодной технологии,
является ключевым и часто варьируется на рынке от
завода к заводу.
АНАЛИЗ И ТИПИЧНЫЕ МИРОВЫЕ ЗНАЧЕНИЯ
УРОВНЯ РТУТИ
Табл. 1 представляет результаты ряда исследований с ртутью, проведенных на протяжении ряда лет
на разнообразных продуктовых потоках, полученных
в Азии, Европе, Северной и Южной Америке, Среднем
Востоке и Африке.
собой сложную задачу и требует аналитического понимания, включающую не только анализ образца, но и
отбор проб. Следует избегать металлических контейнеров для образцов проб при изучении жидких образцов,
так как ртуть будет легко покрывать металлические
поверхности. Кондиционирование серии образцов
является решающим из-за аккумуляции мобильной
ртути на внутренней стенке трубопровода. Наличие
различных образцов с ртутью и другими химическими
включениями может также повлиять на измерения.
ТЕХНОЛОГИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ
НЕРЕГЕНЕРИРУЮЩЕГОСЯ АБСОРБЕНТА
В дополнение к образованию амальгамы с некоторыми металлами, ртуть очень мобильна и будет адсорбироваться на поверхности трубопровода и другом газоперерабатывающем оборудовании. Ртуть может потом
десорбироваться обратно в газовых потоках, проходя
по загрязненным трубопроводам, и между монтажем
оборудования удаления ртути (mercury removal unit –
MRU) в верхнем течении газа и завершением продувки
трубопровода [3] может пройти много времени.
MRU-установка удаления ртути была разработана для
использования преимущества свойств загрязняющего
вещества связываться с определенными поверхностями. Для удаления ртути из различного углеводородного сырья были разработаны как металлические, так
и сорбенты на основе углерода. Вместе эти системы
можно определить как нерегенерирующиеся в противоположность регенерирующимся молекулярным
ситам. Нерегенерирующиеся сорбенты содержат серу,
присутствующую как в виде сульфидов металлов в случае металлических систем, так и импрегнированную
серу в случае углерода. Йодид калия, промотировавший активированный углерод, также используется, но
намного реже, чем в обычных процессах переработки
природного газа NG.
Хотя на газоперерабатывающих заводах MRUустановки с углеродом, активированным серой, преобладали, они недавно были вытеснены по ряду причин системами на основе сульфидов металлов. Активированный
серой углерод эффективен только при обработке сухого
газа. Обширная микропористая природа активированного углерода приводит к тому, что капиллярная конденсация становится проблемой при ведении процесса
на уровне или рядом с точкой росы газа [4].
Углерод, активированный серой, также подвержен
растворению серы при экспонировании «мокрыми»
газовыми потоками. Это выделение серы с поверхности углерода приводит к «выскальзыванию» серы из
ИССЛЕДОВАНИЕ ПРИРОДНОГО ГАЗОВОГО СЫРЬЯ
Определение ртути проводилось двумя различными
методами:
• атомной флуоресцентной спектроскопией холодных паров;
• атомной абсорбционной спект- Таблица 1. Данные исследований по уровням содержания ртути в природном газе
роскопией с коррекцией по Зееману.
Регион
Концентрация ртути, мкг/нмі
Атомную флуоресцентную спектроскопию холодных паров обычно приСеверная Африка
1–100
меняют для определения ртути в газах,
Северная Америка
1–20
а атомная абсорбционнная спектросЮжная Америка
1–105
копия холодных паров использовалась
Юго-Восточная Азия
10–2000
для измерения содержания ртути, как
в газообразном, так и в жидкостном поСредний Восток
1–10
токах. Точное измерение содержания
Европа
1–50
ртути в месторождении представляет
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
83
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
Сырой
природный
газ
Сырьевой
газосепаратор
Нерегенерирующийся
абсорбент
Молекулярные
сита
Удаление СО2
Осушители
Рис. 1. Технологическая схема обработки «мокрого» газа с
использованием новейших абсорбентов
Сырой
природный
газ
Молекулярные
сита
Сырьевой
газосепаратор
Новейший
абсорбент
Удаление СО2
Осушители
Рис. 2. Технологическая схема удаления ртути с использованием
молекулярных сит, обработанных серебром
MRU, потенциально повреждая расположенное вниз
по течению оборудование и понижая используемую
способность ртути. Присутствие воды в обрабатываемом
газе, как было показано, продлевает реакционную зону
(зону массообмена), приводя к проскальзыванию ртути
около и выше требуемого норматива на выходе. В то же
время большинство газовых процессоров требуют, чтобы удаление ртути происходило либо в головной части,
либо близко к фронтальной передней части газовой
установки, где газ может быть «мокрым».
Целью является предотвратить перемещение ртути
к различным помещениям в пределах газоперерабатывающего завода и предотвратить любое частичное
разделение в обрабатываемом природном газе NG и
потоках конденсата [5].
Обращение с трубопроводом, загрязненным ртутью, которая классифицируется как опасные отходы,
должно быть рассмотрено в контексте с существующими принципами профессионального здоровья. Хотя
ртуть имеет высокую точку кипения, она также имеет
относительно высокое давление пара. Это в сочетании со свойственной ей токсичностью означает, что
крайняя осторожность требуется при обращении с
трубопроводом, загрязненным ртутью. Американская
Конференция Правительственных Промышленных
гигиенистов (American Conference of Governmental
Industrial Hygienists – ACGIH) определила величину
предельного уровня паров ртути в воздухе (threshold limit
value – TLV) 0,025 мг/мі как временную зависимость
от веса (time-weighted average – TWA) для 8-часового
рабочего дня и 40-часовой рабочей неделе [6]. Этот TLV
вдвое понизился с 1991 г., когда предыдущий определенный предел был 0,05 мг/мі.
При необходимости верхне-фронтального удаления
ртути из сырого газа встает проблема, как обработать
NG, который не обязательно будет сухим. В случаях,
когда MRU-установки размещены на сыром влажном
газе, эффективное использование углерода является
компромиссным решением. Происходит соадсорбция
влаги на микропористой углеродной основе, приводя к
снижению удаления ртути. Протяженность адсорбентной зоны массообмена является показателем скорости
реакции адсорбента с ожидаемым загрязнением. При
содержании всего 3–4 мас.% воды, адсорбируемой на
углероде, MRU увеличивает зону массообмена на 12 %
[4]. Кроме того, так как сера (S) растворяется в жидких
углеводородах, присутствие жидких углеводородов в
природном газе приводит к растворению серы с углеродной основы. Эта потеря активной серы снижает способность к удалению ртути у активированного углерода,
таким образом, сокращая срок службы слоя. Реакция
между Hg и S идет стехиометрически 1:1 согласно:
Hg + S Э HgS
100%-ная утилизация активной серы приводит к
удалению 1 моля ртути на каждый моль серы. Табл. 2
рассматривает воздействие увлеченных жидкостей на
способность к адсорбции ртути в применении к природному газу, при использовании MRU с углеродом,
активированным серой. Достигнутый срок службы
Таблица 2. Влияние жидкостей на удаление ртути в газовой фазе при использовании активированного углерода
Позиция слоя
Общая концентрация
летучих веществ,
(200єС) мас.%
Общая сера,
мас.%
(сухая основа)
Общая Hg, мас.%
(сухая основа)
Hg/S
Весовое
отношение
84
Использование
серы, %
Молярное
отношение
Слой 1
21,1
7,02
1,89
0,27
0,0429
4,29
Слой 2
21,0
6,57
1,71
0,26
0,0414
4,14
Слой 3
26,8
8,32
2,12
0,25
0,0406
4,06
Слой 4
24,4
7,97
0,29
0,04
0,0057
0,57
№5 май • 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
Нерегенерирующийся абсорбент
Сырой
природный
газ
Молекулярные
сита
Сырьевой
газосепаратор
Новейший
абсорбент
Удаление СО2
Осушители
Рис. 3. Технологическая схема удаления ртути с применением
отдельных технологий регенерирующихся молекулярных сит
и нерегенерирующихся абсорбентов
углерода MRU оказался равен половине срока, заявленного поставщиком.
Степень адсорбции жидкости на поверхности углерода в течение срока службы MRU показана в пересчете
на общий мас.% летучих веществ при 200 єС. Слой 1
представляет восстановленный углерод из входной
порции слоя, а слои 2, 3 и 4 представляют собой последующие слои.
Очевидно, углерод соадсорбирует значительное количество жидкости (20–30 %) из сырого NG, приводящее
к сокращению его срока службы. Это неудивительно,
так как активированный углерод уже давно используется в контроле за точкой росы для углеводородов из-за
большого сходства с С4+ в NG.
Общая массовая доля активной серы была измерена
на каждом слое выгруженного углерода. В то время как
содержание серы на заново установленном активированном углероде обычно составляет 10–18 мас. %,
содержание израсходованных материалов измерялось
от 6 до 9 мас. %. Для измерения эффективности удаления
ртути с использованного углерода также измерялось
процентное содержание использованной серы на молярной основе. Было измерено процентное содержание серы, утилизированной в равновесной секции
аппарата (слои 1, 2 и 3), и составило приблизительно 4
мас. %. Для сравнения, на сухом NG без сопутствующих увлеченных жидкостей утилизация в процентах
ожидалась >10 мас. %. Данные подтверждают, что
сульфированный углерод подвергается растворению
серы и блокировке микропор при обработке мокрым
газом.
Кроме того, основное требование для обеспечения
достаточного удаления ртути может быть реализовано
в газах при близости к точке росы, с точки зрения капитальных расходов, важно обеспечить по возможности
минимизацию объемов MRU-реактора. Это отчасти
важно при размещении MRU в открытом море, где
критичны пространственные ограничения. Периоды
контакта, требуемые продуктами на основе обработанного сульфидами углерода, часто приводят к значительным последствиям на практике для MRU. Управление
снижением капитальных затрат и отказ от больших
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
Рис. 4. Параллельные реакторы с фиксированным слоем, использующие новейшие абсорбенты. Газоперерабатывающий
завод PTT GSP-5, Мап Та Пхут, Районг, Таиланд
объемов отработанных материалов привело к газовым
процессорам, испытывающим иные технологии, чем
технология с сульфированным углеродом.
После выгрузки углерода из MRU-установки, его
обычно отправляют на специализированную установку,
где ртуть отделяют путем вакуумной дистилляции. Не
существует полезного применения для оставшегося
углерода и его подвергают высокотемпературному
сжиганию.
ЛУЧШЕЕ РЕШЕНИЕ
Разработан ряд нерегенерирующихся абсорбентов для улучшения совершенствования существующих
MRU-технологий. Газовые потоки, содержащие тысячи
микрограмм ртути, могут быть успешно обработаны с
использованием новых самых современных абсорбентов. Вместо углерода используют окислы и сульфиды
переходных металлов. Активным компонентом усовершенствованных абсорбентов является сульфид металла,
и продукты применяют либо в их окисной форме и
сульфируют на месте обработкой газа или поставляют
предварительно сульфированными.
После их использования выгруженные абсорбенты
могут содержать ртуть, удаляемую вакуумной дистилляцией и продаваемую в специальных приложениях для
повторного использования. Так как остальной активный
металл сходен с металлом рециклических программ,
его отправляют на восстановление через переплавку
Таблица 3. ВРТТ GSP-5 MRU технологические условия
Обрабатываемый газ
Расход газа, млн м /сут
3
Природный газ
265
Рабочее давление, кг/смІ
48
Рабочая температура, °С
18
Hg на входе, мкг/нмі
Hg на выходе, мкг/нмі
50–200
<0,01
85
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
Таблица 4. Предприятия Meeker I и Meeker II
Обрабатываемый газ
Природный газ
Расход газа в аппарате с молекулярными ситами, млн м3/сут
750
Рабочая температура абсорбента, °С
30–40
Рабочее давление, кг/ смІ
70
Концентрация ртути в сыром газе
до HgSIV 1, нг/нмі
Концентрация ртути в газе до регенерации до абсорбента, нг/нмі
Концентрация ртути на выходе из
абсорбента, нг/нмі
До 800
До 2000
<10
и потом перепродают на открытом рынке. Этот процесс гарантирует, что продукт MRU обрабатывается
экологически безопасным способом [7]. Разработаны
абсорбенты для обработки «мокрого» и «сухого» газов,
без каких-либо ограничений «мокрого» газа к другим
нерегенерирующимся продуктам. Рис.1 показывает
предложенное схематичное размещение для новейшего
абсорбента. Продуктовый ряд этого процесса успешно
обрабатывает потоки жидких углеводородов помимо
газовой среды. Сера связывается с металлической основой, предотвращая последующее растворение и проскок
в оборудование с нисходящим потоком.
Концентрация ртути, мг/нм3
УДАЛЕНИЕ РТУТИ ЧЕРЕЗ
РЕГЕНЕРИРУЮЩИЕСЯ МОЛЕКУЛЯРНЫЕ СИТА
Удаление ртути с использованием технологии молекулярных сит представляет новый и отлаженный метод
защиты криогенного оборудования. С использованием
двух различных типов молекулярных сит в секции дегидратации газовой установки становится возможным
гарантировать, что природный газ NG становится сухим
и свободным от ртути до поступления в криогенную
установку. Поскольку форма и схема работы осушителей не изменилась при установке этих двух систем
сит, легкость эксплуатации обеспечена. Обработанные
MRU на входе
MRU на выходе
Данные за месяц
Рис. 5. Содержание ртути на входе и выходе с установки
переработки газа завода PTT GSP-5 с новейшей системой
абсорбентов
86
серебром молекулярные сита, спроектированные для
удаления ртути вместе с водой, способны пропускать
через себя тысячи циклов регенерации на протяжении
долгого срока службы. Удаление загрязнений идет путем
адсорбции, с образованием ртутью амальгамы с серебром при прохождении через структуру молекулярного
сита при колебаниях температуры и последующей десорбции при пропускании горячего газа через аппарат
дегидратации. Содержащий ртуть регенерационный газ
осторожно отводят вокруг криогенной установки.
Удаление ртути с использованием обработанных
серебром молекулярных сит в существующих аппаратах
дегидратации гарантирует снижение капитальных затрат до минимума без необходимости в дополнительной
MRU. Благодаря небольшим количествам требуемого
адсорбента, на основе обработанных серебром молекулярных сит, установки, на которых применяют эту
технологию могут загружать и перезагружать адсорбент
быстро без какого-либо связанного с этим увеличения
падения давления в системе. Рис. 2 представляет типичную схему протекания процесса для адсорбентов на
основе молекулярных сит, промотированных серебром.
Отработанный и должным образом регенерированный
адсорбент свободен от ртути со времени разгрузки реактора и с тех пор как он проходит тест на токсичность
EPA (Toxicity Characteristic Leaching Procedure – TLCP),
его классифицируют как безопасный отход для использования в определенных целях [8].
Гарантируя удаление ртути из продаваемого газа
и защиту заводского криогенного оборудования, операторы некоторых газоперерабатывающих заводов
проводили удаление ртути с помощью молекулярных
сит, промотированных серебром, и пошли вперед. Ртуть
эффективно удаляли и улавливали путем установки
аппарата с новейшим нерегенерирующимся абсорбентом ртути на регенерационный поток из осушителя
с молекулярными ситами. Рис.3 представляет комбинированный метод удаления ртути с использованием
технологий с новейшими молекулярными ситами, так
и абсорбентами. Так как поток газа регенерации имеет
низкий расход (обычно 10 % от расхода входящего газа),
объем аппарата, содержащего нерегенерирующийся
абсорбент, незначителен. Это приводит к экономному и эффективному пути удаления ртути без высоких
капитальных затрат, ассоциированных с установкой
в восходящем потоке большего по размеру аппарата
с абсорбентом.
Несомненно, существует несколько путей удаления
ртути с перерабатывающих NG-установок. Должно
быть рассмотрено все: ограничения капитальных затрат, требования к защите оборудования и факторы
окружающей среды. Обе технологии с нерегенерирующимися абсорбентами и молекулярными ситами могут
быть использованы для рассмотрения очень широкого
диапазона предельных содержаний ртути и сценария
процесса.
ПРИМЕРЫ ИССЛЕДОВАНИЙ
Примеры исследований иллюстрируют факторы,
являющиеся следствием выбора метода удаления ртути,
наиболее приемлемого для данной производственной
ситуации
№5 май • 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
Пример 1: PTT, Таиланд. Газоперерабатывающий
завод РТТ GSP-5, расположенный в Мап Та Пхуте,
Районг (Таиланд) основан и введен в эксплуатацию в
2004 г. Береговые заводы обрабатывают сырой газ, поступающий по трубопроводу с газовых месторождений
из открытого моря в заливе Таиланда. Сырой газ, поступающий на GSP-5, кондиционируется для удаления
СО2, Н2О и Нg и общий поток перерабатываемого газа
составляет 530 млн м3/сут . MRU спроектирована для
защиты установки утилизации сжиженного природного
газа, включающей криогенную установку, имеющую
паяный алюминиевый теплообменник.
Исходной загрузкой удаляющего ртуть адсорбента,
использованного при вводе в эксплуатацию, был активированный углерод, обработанный серой.
Структура газовой установки MRU состоит из двух
параллельных реакторов, каждый из которых спроектирован для переработки 265 млн м3/сут газа. MRU
размещается в восходящем потоке аминовой установки
и осушителей и предназначена для обработки сырого
газа в том виде, как он поступает на завод. Исторически,
газ, подаваемый на MRU, содержал незначительное
количество жидких углеводородов с переносимым
компонентом – триэтиленгликолем. Первоначальная
загрузка активированного углерода испытала необдуманное техническое решение по удалению ртути после
двух лет службы. Табл. 3 объединяет условия процесса
на MRU. После выгрузки активированного углерода из
реакторов, MRU наполняется вновь новейшим нерегенерирующимся абсорбентом. Рис. 4 показывает новую
установку с параллельно расположенными реакторами
непрерывного действия при GSP-5.
С тех пор как переход был узаконен, установка продолжительное время давала рекордные уровни ртути
на выходе ниже требуемых по норме и поддерживала
пусковой перепад давления, который является приоритетом для потребителя. Это успешное выполнение было
достигнуто, несмотря на обработку природного газа
увлеченными жидкостями и насыщенного водой. Рис.5
рассматривает действительные уровни ртути на входе
и выходе установки GSP-5 в первый год после запуска
новой установки MRU. Несмотря на колеблющиеся
уровни ртути на входе новый абсорбент продолжает
удовлетворять требованиям норматива по ртути для
выходящего потока.
Пример 2: Gasco, Абу Даби. Первоначально газоперерабатывающий завод Adnoc (сейчас Gasco) Habshan,
расположенный в Абу Даби, был построен в 1983 г. для
переработки газа Thamama с месторождений Баб и Асаб.
Вслед за завершением двух основных разработанных
проектов (OGD-1 в 1996 г. и OGD-2 в 2001 г.) завод сейчас
включает восемь газоперерабатывающих линий мощностью переработки 3,5 млн м3/сут неассоциированного
и ассоциированного газа. Помимо газовой сети, завод
производит NGL, конденсат и жидкую серу.
Расширение OGD-1 увеличило выпуск продукции на
Habshan с 450 млн м3/сут до 1865 млн м3/сут. Три новые
линии были разработаны: две линии по 350 млн м3/сут
для обработки неассоциированного и ассоциированного газа (Т1 и Т2) и одна линия на 625 млн м3/сут для
обработки неассоциированного газа (Т3). Кроме того,
регенерация (возврат) конденсата увеличился с 5000 до
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
131 000 брл/сут. Сырой газ, поступающий на OGD-1,
тщательно кондиционируется для удаления СО2, cероводорода (H2S), Н2О и Hg.
С начала работы в 1996 г. OGD-1 газоперерабатывающие линии использовали в качестве адсорбентов
молекулярные сита. В 1998 г., следуя разработкам вместе
с Gasco, в каждый сушильный аппарат был введен слой
адсорбента на основе молекулярных сит, обработанных серебром в качестве модифицированного решения
для гарантии того, что газ, поступающий нисходящим
потоком в криогенную установку, свободен от ртути.
Сочетание молекулярных сит для дегидратации и новейшего продукта – адсорбента на основе молекулярных сит, обработанных серебром, демонстрирует
отличную производственную картину на каждой из
трех OGD-1 линий. На каждой линии находится успешно применяющийся адсорбент на основе молекулярных сит, обработанных серебром, в течение 6-летнего
срока эксплуатации для снижения запроектируемого
входного содержания ртути от 200–250 нг/нмі до ниже
нормы <10 нг/нмі.
Пример 3: Предприятие США. Предприятие Meeker I,
газоперерабатывающий завод, расположенный в басс.
Пайсенс, шт. Колорадо, был основан в 2007 г. с первоначальной мощностью газопереработки 750 млн м3/сут,
включая 35 000 брл/сут NGL. Этап II – расширение
производства в форме дочернего предприятия, Meeker
II, запущенного в 2008 г. и удвоившего производство до
1,5 млн м3/сут газа и 70 000 брл/сут NGL-продукции.
Оба предприятия Meeker I и Meeker II кондиционируют сырой газ, удаляя СО2, используя амины и удаляют
воду и ртуть, применяя технологию на основе молекулярных сит. Молекулярные сита после дегидратации и
молекулярные сита, обработанные серебром применяют в сушильных аппаратах для удаления воды и ртути
из сырого газа до прохождения обработанного газа в
криогенную систему. Кроме того, новейший абсорбент
используется для удаления ртути из потока регенерации
молекулярных сит. Осушители молекулярных сит устроены так, что в любой данный промежуток времени 2
аппарата действуют в адсорбционном режиме, а один
аппарат – в регенерационном. Каждый аппарат с молекулярными ситами обрабатывает до 375 млн м3/сут
газового сырья. Табл. 4 резюмирует условия процесса
удаления ртути для сочетания систем на предприятиях
Meeker I и Meeker II.
РЕЗЮМЕ
Если ртуть присутствует в NG на газоперерабатывающем заводе, это может привести к серьезным повреждениям технологического оборудования и потенциально
подвергает риску здоровье и безопасность операторов
завода. Были разработаны две оригинальные технологии
для удаления ртути. Каждая технология обеспечивает
максимальное удаление ртути и защиту и включает в
себя ряд технологических решений с нерегенерирующимся и регенерирующимся фиксированным слоем.
Прочно утвердившаяся технология с молекулярными
ситами, импрегнированными серебром, гарантирует,
что криогенные составляющие газоперерабатывающей установки защищены от возможного попадания
ртути. Применение таких систем может обеспечить
87
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
экономичные и эффективные варианты (более низкие капитальные затраты) с более длительным сроком
службы. Последние нерегенерирующиеся продукты
представляют вариант удаления ртути из сырьевого
газа, каким он поступает на завод. Или же, десорбированная ртуть может быть удалена из газа регенерации
молекулярных сит, используя небольшой экономичный
и эффективный фиксированный слой.
Перевела Т. Хутарева
4. Biscan, D. A., R. S. Gebhard, T. M., Matviya, «Impact of process
conditions on mercury removal from natural gas using activated carbon»,
8th International Conference on Liquefied Natural Gas, 1986.
5. Edmonds, B., R. A. S. Moorwood and R. Szcepanski, «Mercury
portioning In natural gases and condensates»,GPA European Chapter
Meeting, London, March 1996.
6. 2009 TLVs and BEIs – ACGIH.
7. Private correspondence with Begemann Milieutechniek B.V.
Mercury waste reclaimers.
8. Corvini, Stiltner, Clark, «Mercury removal from natural gas and
liquid streams».
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Willhelm, M. S., «Risk analysis for Operation of Aluminium Heat
Exchangers Contaminated by Mercury», Annual AICHE Conference,
April 2008, New Orleans.
2. Lund, D.L., «Causes and remedies for mercury exposure to
aluminum coldboxes», 75th Annual GPA Convention, March 11–13,
1996, Denver.
3. AIChE Paper Jointly authored by UOP and Equistar, «Mercury
removal from cracked gas a liquid streams», Ethylene producers
conference, April 2004.
Neil Eckersley (Н. Экерсли) – бизнес-менеджер (коммерческим
директором) UOP по окиси алюминия и специальностям, отвечающей его полное портфолио решений по окиси алюминия (глиноземы), включая удаление соединений ртути и серы. Он окончил
Университет в Шеффилде в Объединенном Королевстве со степенью бакалавра по химии и работал в области исследований, технического обслуживания, продаж и продуктового менеджмента.
РЕГИОНАЛЬНЫЕ НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
ЮЖНАЯ АМЕРИКА
BG Group заключила совместное соглашение с
Petroleo Brasileiro SA, сосредоточив внимание на
разработке плавучей системы СПГ (floating liquefied
natural gas – FLNG) для коммерческой переработки попутного природного газа в басс. Сантус на
шельфе Бразилии. В рамках соглашения, будут подписаны FEED контракты на аренду нового судна
FLNG. Судно будет работать совместно с эксплуатирующейся в басс. Сантус плавучей системой добычи, хранения и выгрузки (floating production,
storage and offloading – FPSO). Перед отгрузкой
попутный природный газ (добытый из подсоляных пластов) будет обрабатываться и сжижаться.
Производственная мощность FLNG составит примерно 14 млн м3/год. Примерно 3 млн т/год СПГ будет отправляться не регазификационные терминалы, управляемые Petrobras, расположенные в бухтах
Песем и Гуанабара, с последующим использованием
на бразильском внутреннем рынке или для экспорта
на другие мировые рынки.
CB&I подписала контракт с Refinería de Cartagena
SA (REFICAR) на сумму свыше 1,4 млрд долл. на оказание инженерно-технического обеспечения и строительство нового перерабатывающего завода в
Картахене (Колумбия) с производительной мощностью 165 тыс. брл/сут. CB&I также будет выполнять
реконструкцию НПЗ с производительностью 80 тыс.
брл/сут. Реализация данного проекта направлена на
ликвидацию дефицита в регионе продуктов производства и производство REFICAR ультранизкосернистого топлива, бензина и дизельного топлива из тяжелой нефти. CB&I обеспечит управление проектами,
инженерно-техническое обеспечение, сервисные
услуги и строительство НПЗ. Завершение проекта намечено на 2012 г.
88
ЕВРОПА
ABB подписала контракт с Hellenic Petroleum SA
стоимостью 26 млн долл. на установку интегрированной системы подачи энергии и автоматизированной системы очистки на НПЗ Elefsina (Hellenic
Petroleum) в Афинах, Греция. ABB будет осуществлять проектирование, поставку оборудования,
монтаж и сдачу в эксплуатацию электрических и
автоматизированных систем. Проект нацелен на повышение надежности и качества заводских систем
подачи энергии, при одновременном повышении
эффективности использования энергии и снижения
потребления электроэнергии. Проект, как ожидается, будет завершено к 2010 г. ABB будет поставлять
электрооборудование среднего напряжения и другие. ABB также поставит автоматизированные низковольтные распределительные устройства и автоматизированные системы управления электропитанием и сброса нагрузки. Интеграция электрических
и автоматизированных систем с общей платформой
АВВ обеспечит дополнительные преимущества,
включая сокращение расходов на содержание, а
также инженерные и общие затраты.
The Shaw Group Inc. подписала контракт с Petkim
Petrochemical Holding AS на оказание инжиниринговых услуг и поставку оборудования, а также проведение дополнительных исследований установки
по производству этилена с точки зрения расширения производственной мощности в Альяга, Турция.
Компания Shaw в 1986 г. построила НПЗ производительной мощностью 300 тыс. т/год Завод в 1986 году
и в 1999 г. осуществила модернизацию с целью реконструкции завода и увеличения производительной
мощности до 520 тыс. т/год. Благодаря последней модернизации производственная мощность завода увеличится на 10 %.
№5 май • 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
ОРАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ:
ЭЛЕМЕНТЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ
БЕЗОПАСНОСТЬ
Часть 1
F.-F. Salimi, Академия ADEPP, Франция
Используйте эти рекомендации для нахождения элементов, определяющих безопасность и задачи
Если проект подвержен риску возникновения крупных
аварий современное трудовое законодательство призывает к строгому подходу, определяющему критичные в
отношении безопасности систем (safety-critical systems –
SCS), подсистем, элементов и связанных с ними задач.
Требования к критичным в отношении безопасности
системам, подсистемам, элементам и задачам должны быть
разработаны в течение срока реализации проекта.
Определение руководством проекта точных задач
по отношению к многочисленным подрядчикам и субподрядчикам, которые находятся в удаленных регионах,
является одной из самых важных задач. Любое недопонимание или недостающая информация/требование
могут стать причиной значительных расходов и задержек
реализации проекта.
Статья объясняет, как подходы, основанные на применении стандартов, таких как API 14С и API 581 могут
использоваться в сочетании с подходами, основанными
на оценке рисков, таких как оценка уровня эксплуатационной пригодности и безопасности (safety integrity
Управление и передача
Принципы и цели
Организационная структура
и ресурсы
SCOREоценка и
проверка
Анализ
и управление
риском
Корректировка
Управленческая корректировка
Планирование,
стандарты, методы
Выполнение
и
ADEPP
Анализ управления
Непрерывное
усовершенствование
Рис. 1. SCORE-оценка, выполненная при помощи ADEPPустройства и HSEMS-модели
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
level – SIL), описанная в IEC61508 и IEC61511 и позволяющая определить элементы, определяющие безопасность
(safety-critical element – SCE), и задачи.
Надежным, эффективным и простым в эксплуатации
инструментом проектирования и управления техническим уровнем критических в отношении безопасности
систем, подсистем, элементов и задач является устройство ADEPP.
Этот подход применяется с 1996 г. при реализации
масштабных нефтяных и газовых проектов [1, 2].
ВВЕДЕНИЕ
Любой опасный промышленный объект состоит из
большого числа критических в отношении безопасности
систем, подсистем, элементов и связанных задач. Они
должны быть определены. Также должен быть выработан
системный подход к управлению ими.
Большинство опасных проектов выполняются подрядчиками, которые находятся в удаленных регионах. Иногда
коды стандарта и стандарты, инструкции, критерии риска
и принципы для определяемых критических в отношении
безопасности систем отличаются. Несогласованность
между предполагаемыми и применяющимися методами и подходами может привести к нестабильности
технического уровня, дорогостоящей коммуникации и
необходимости исправлять ситуацию.
Чтобы держать под контролем конфигурацию комплексного проекта, руководство должно установить надежную, обеспечивающую безопасность online-систему,
включающую следующие функции.
• Четкое определение на доступном и проверяемом
техническом уровне, как минимум, всех критичных в
отношении безопасности систем, подсистем, элементов
и связанных задач, или другими словами разработку
технических условий.
• Контроль и проверку соблюдения соответствующего технического уровня или обеспечение управления
техническими условиями.
С надежной, обеспечивающей безопасность onlineсистемой легко осуществлять коммуникацию по проекту
и последовательно выполнять стандарты технических
характеристик в нужное время в любом месте работы.
Для вовлечения всех сторон в быстрое рассмотрение
и одобрение доработанных стандартов технических
89
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
характеристик и поставленных задач могут быть организованы эффективные и экономически выгодные
web-встречи.
• Контроль применения и разработки стандартов
технических характеристик в течение срока реализации
проекта в соответствии с требованиями утвержденного
процесса проверки.
УПРАВЛЕНИЕ HSE-СИСТЕМОЙ
Для обеспечения эффективности системы управления и минимизации риска по отношению к здоровью
и безопасности людей и окружающей среды (health,
safety and environment – HSE) проекты на всех стадиях
следует проверять.
Типичная модель управления промышленной и
экологической безопасностью показана на рис. 1.
В соответствии с этой моделью, политика в области
промышленной безопасности, охраны окружающей
среды и труда (политика HSE) определяется один раз.
Проект будет выполняться, основываясь на повторяющемся циклическом процессе:
• планирование работы;
• выполнение работы;
• проверка посредством соответствующего контроля
выполненной работы согласно HSE-плану (охраны труда, окружающей среды и техники безопасности);
• действия с учетом полученных данных для улучшения системы.
Проектная группа должна выполнить свои задачи
в соответствии с политикой HSE. Процессы и технологии, прежде всего, регламентируют работу группы.
Поэтому соответствующие рабочие процессы и технологии должны быть доступными и интегрированными
в общую систему управления проектом.
Процессы и технологии могут успешно реализовываться, только если решены основные вопросы:
• определение обязанностей;
• компетентность выполнения работы (квалификация, обученность и опыт);
• эффективное управление процессом для выполнения работы;
• поощрение за работу (в соответствии с традициями компании).
Для достижения этих целей проектом с потенциальной опасностью необходимо спланировать следующие шаги.
Идентификация определяющих безопасность элементов, включающую нахождение и оценку определяющих безопасность элементов и задач в течение
всего срока реализации проекта, таких как разработка,
строительство, материально-техническое снабжение
и подрядные работы, эксплуатация, обслуживание и
проверка.
Определение стандартов технических характеристик, включающих требования, ориентировочные
расчеты и предметные знания об определяющих безопасность элементах таких как:
• функциональное назначение;
• надежность/доступность;
• устойчивость в использовании;
• зависимость/взаимодействие с другими системами;
90
• технологичность;
• возможность ремонта/доступность;
• удобство использования;
• оценка критичности технических характеристик
и дополнительного оснащения.
Проверка. Развивайте и внедряйте подходящую схему проверки, чтобы гарантировать, что определяющие
безопасность элементы соответствуют требованиям
и находятся в исправном состоянии и надлежащих
условиях на протяжении всего срока эксплуатации.
Работа определяющих безопасность элементов
обеспечивается по двум взаимодополняющим направлениям:
• средствам установленной проверки конструкции,
обслуживания, мероприятий по контролю и тестированию;
• независимой и компетентной проверки по этим
направлениям работы.
Установленная проверка конструкции, обслуживания и мероприятий по контролю включает в себя:
• проверку технического состояния конструкции;
• проверку технического состояния монтажа, конструкции, установки и подготовку к эксплуатации;
• эксплуатацию;
• обслуживание;
• наладочные работы и ремонт;
• вывод из эксплуатации и списание;
• осмотр, тестирование и экспертизу (оформление
результатов экспертизы в письменном виде).
Независимая и компетентная проверка обеспечивает дополнительные гарантии того, что определяющие
безопасность элементы в наличии, находятся в прежнем
состоянии, отвечают требования, т.е. соответствуют
стандартам технических характеристик.
Слежение и последующие мероприятия.
Удостоверьтесь, что правила проверки для определяющих безопасность элементов и критически важных
для безопасности задач доступны для анализа и аудиторской проверки и соответствуют требованиям, определяемым в стандартах технических характеристик.
Что такое критичная в отношении безопасности
система? Критичная в отношении безопасности система
– это любая часть аппарата или установки, которая
имеет важное значение для:
– предотвращения основных рисков технологического процесса;
– контроля основных рисков технологического
процесса;
– ограничения ущерба и последующего восстановления;
– ограничения последствий от пожара и взрыва
и последующего восстановления;
Исходное событие
(отклонение
от нормы)
Работы
Защитный барьер
Ошибки
Безопасное
состояние
Нежелательное
событие
Рис. 2. Типичное «дерево событий» с защитными барьерами
№5 май • 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
Инициирующее событие
Защитные функции
Последствия
1
2
1
4
или
3
5
4
2
или
или
3
5
и
6
или
и
и
7
8
и
6
или
11
7
9
или
12
10
или
13
15
14
16
или
5
и
или
17
18
8
19
и
и
20
21
3
Рис. 3. Защитная блок диаграмма – «неправильно установленное
оборудование»:
1 – поиск неисправностей; 2 – обнаружение выбросов раньше обычной
эксплуатации; 3 – неточная подгонка фланцев или болтов во время
операций технического обслуживания; 4 – автоматическое управление/
контрольный список; 5 – безопасное состояние/обнаруженная
неисправность; 6 – контроль над работой/производственный контроль;
7 – испытание на герметичность; 8 – выпуск
– аварийных выходов и убежища;
– эвакуации и спасения.
Крупная авария означает «неуправляемый инцидент»
во время эксплуатации объекта, который приводит к
серьезным или катастрофическим последствиям для
людей, активов, окружающей среды и/или репутации
компании. Последствия могут быть незамедлительными
или отсроченными и могут произойти как снаружи,
так и внутри объекта. Кроме того, высока вероятность
распространения последствий.
Примеры «крупных аварий».
• Ущерб от самовозгорающейся и/или токсичной
жидкости, что явилось причиной пожара, взрыва и/
или токсического повреждения;
• События, послужившие причиной структурного
нарушения, что могло привести к усугублению аварийной ситуации;
• Нарушение устойчивости и потеря маневренности
морской установки;
• Значительные выбросы из скважины;
• Столкновение судов с морскими установками или
береговыми пирсами, использующимися для погрузки взрывоопасных, воспламеняемых или токсичных
веществ;
• Столкновение вспомогательных судов с морскими
или иными установками;
• Другие опасности извне, влияющие на береговые
или морские объекты, например, размещение/нахож-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
Рис. 4. Анализ «дерева неисправностей» для системы ESD:
1 – отказ системы ESD; 2 – возникновение неисправности; 3 – отказ
системы ICSS; 4 – часть система; 5 – отказ клапана ESD; 6 – отказы,
обусловленные общей причиной; 7 – система обнаружения пожара
и утечек газа; 8 – ручное управление; 9 – отказ корпуса задвижки;
10 – отказ механизма автоматического управления клапанами;
11 – система обнаружения утечки газа; 12 – обнаружение возгорания;
13 – пост управления и контроля; 14 – местный диспетчерский
пункт; 15 – механический отказ; 16 – отказ SOV; 17 – без людей;
18 – срабатывание; 19 – элемент; 20 – связь; 21 – кнопка включения
дение рабочих барж вблизи стационарных установок,
вертолеты и самолеты, и бензовозы/морские продуктовые танкеры и т.д.
Как только опасные события определены, защитные
барьеры дадут возможность предотвратить или смягчить
последствия аварии.
«Дерево событий» – это один из методов оценки
опасных вариантов развития событий (рис. 2). «Дерево
событий» используется для описания последовательности аварийных событий. Типичное «дерево событий»
состоит из исходного события, стрелок, которые показывают последовательность событий, барьерной функции,
которую осуществляет защитная система и возможных
последствий. Горизонтальная стрелка показывает, что
защитная система функционирует (т.е. выполняет свои
функции), в то время как нисходящая стрелка показывает
отказ в выполнении защитной функции.
Если сбой системы в «дереве событий» возникает:
по причине крупной аварии, в значительной степени
способствует возникновению крупной аварии или мешает смягчению последствий от крупных аварий, то
система рассматривается как критическая в отношении
безопасности.
Иногда требуется наличие не одного защитного барьера. Рис. 3 показывает пример применения комплексных защитных барьеров. В этом случае некорректно
91
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
использованные детали крепежа во время обслуживания
могут быть выявлены в ходе проверки и испытания на
герметичность до запуска в эксплуатацию, что позволит
избежать нежелательных событий, связанных с утечкой
углеводорода.
Если ряд подсистем (аппаратное обеспечение) и связанные задачи (программное обеспечение) включены в
состав критичной в отношении безопасности системы,
можно использовать анализ диагностического дерева
отказов, чтобы показать, как эти подсистемы и задачи
связаны и способствуют отказу в работе защитного
барьера в целом.
Если диагностическое дерево отказов критичных в
отношении безопасности систем объединено с «деревом
событий», показывающим опасные варианты развития
событий, тогда влияние каждого элемента дерева отказов на риск по каждому направлению или на «дерево
событий» в целом может быть измерено и критерий
критичности безопасности может быть установлен следующим образом.
«Если отказ системы, подсистемы или элемента повышает более чем на 10 % риск развития событий или
более чем на 1 % риск для установки в целом, тогда он
является критически важным для безопасности».
Эти произвольно выбранные критерии установлены
на основании опыта и оценки нефтедобывающей компании и компании-разработчика проекта. Эти критерии
были использованы для теста по критичности безопасности Judy Joanne Platform [1].
Нарушение
технологических
параметров
Вторичная защита
Основная защита
Да
Избыточное давление
Перегрев
Переполнение
Прорыв газового
потока
Низкое давление
Низкая температура
И т.д.
Результат
Безопасное состояние
Нет
Да
Безопасное состояние
Нежелательное
Нет
Рис. 5. Защитные барьеры для нарушения технологических
параметров, согласно стандартам API 14C
Избыточное
давление
1
Остановка
Сброс
подачи
давления
Сохранение
целостности
Результат
3
2
4
5
6
7
8
КРИТИЧНЫЕ В ОТНОШЕНИИ
БЕЗОПАСНОСТИ ПОДСИСТЕМЫ
Рис. 6. Защитные барьеры для выпуска избыточного давления:
Защитный барьер, как например, система ава1 – давление выше (PAHH); 2 – защита начального давления;
3 – безопасное состояние без воздействия на окружающую среду;
рийного выключения (emergency shut down – ESD),
4 – защита вторичного давления (PSV); 5 – безопасное состояние
сброс и система пожаротушения состоит из различс воздействием на окружающую среду; 6 – остаточная прочность
ных подсистем и элементов.
в стали; 7 – безопасное состояние допустимого уровня давления;
Анализ дерева неисправностей может использо8 – выброс, риск пожара и взрыва
ваться для разработки схемы расположения подсистем и элементов.
Если причина отказа подсистемы
Последствия
или элемента является причиной
опасных
отказа критичной в отношении бесобытий
Задачи
зопасности системы в целом, тогда
Слой защиты,
Слой защиты,
Технолои процедуры,
Допустимый
оснащенный
не оснащенный
это является критичным и требует
гический
определяющие
риск
приборами
приборами
риск
безопасность
развития стандартов технических
характеристик для подсистемы и
Частота
опасных
элементов.
Необходимое уменьшение риска
событий
Рис. 4 показывает, что если любая часть аварийного клапана или
объединенной автоматизированной
Целостность защитных слоев без SIS,
Технологический процесс
системы управления и обеспечения
другие защитные слои и SIS,
и система контроля
необходимая для снижения риска
безопасности (integral control safety
основного процесса
system – ICSS) отказывает, то и вся
система аварийного выключения откажет. Но для возникновения отказа Рис. 7. Слои защиты воздействуют либо на частоту возникновения или на серьезность
последствий нежелательного случая
пожарный и газовые датчики, также
как и неавтоматический контроль,
нены в ADEPP-моделях риска. Критическая безопасдолжны отказать одновременно по причине отказа
ность каждой системы и ее подсистем тестируется с
всей системы аварийного выключения.
использованием вышеуказанных или других критеФункции «дерева событий» от количественной
риев тестирования критической безопасности. Одно
оценки рисков (quantitative risk assessment – QRA)
из преимуществ данного подхода состоит в том, что
до диагностики дерева отказов могут быть объеди92
№5 май • 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
От нагнетания компрессора
Двухстворчатый клапан
Линия 1
Линия 2
Линия 3
Рис. 8. Схема для изоляционной секции (IS-01)
влияние времени теста или ремонта на варианты развития опасного события, риск установки и критичность
систем также может быть оценено.
КЛАССИФИКАЦИЯ SIL
И КРИТИЧНЫХ В ОТНОШЕНИИ
БЕЗОПАСНОСТИ ЭЛЕМЕНТОВ
Уровень эксплуатационной пригодности безопасности – это простой способ связать надежность/пригодность защитного барьера (с точки зрения вероятности
отказа по требованию) с риском возникновения опасных
событий.
Если уровень эксплуатационной пригодности и безопасности одиночного защитного барьера недостаточен для
уменьшения риска вариантов развития опасного события
до допустимого уровня, тогда должен быть рассмотрен
другой независимый защитный барьер.
API 14C (ISO 10418) рекомендует оборудование установки, как минимум, двумя независимыми различными
защитными барьерами на случай нежелательных событий,
которые могут привести к крупным авариям на морской
установке. Этот подход получил широкое признание.
Рис. 5 иллюстрирует подход, основанный на API 14C, в
виде «дерева событий» для типичных ситуаций нарушений технологических параметров, таких как: избыточное
давление, перегрев и т.д.
На рис. 6 изображено «дерево событий» для системы
защиты от превышения давления. Обычно эта система состоит из предохранительного клапана высокого давления,
используемого в качестве основной защиты, и клапана
избыточного давления для дополнительной защиты.
Стандарты IEC 61508 и IEC 61511 описывают принципы, основанные на определении риска, как показано на
рис. 7. Здесь можно различить три независимых категории
системы защиты: систему, оснащенную приборами, систему, не оснащенную приборами, и систему процедурного
обеспечения безопасности.
Когда определены необходимые SIL, выполняется процедура проверки, чтобы убедиться, можно ли в фактической конструкции достигнуть необходимого SIL. Если нет,
используются другие варианты, исследованные методом
проб, ошибок и замен:
• время испытаний/ремонта;
• защитный тип систем, их число или конфигурация;
• основная конструкция.
Модели риска с комбинированным случаем и деревом
«отказов» могли быть применены для верификации SIL.
Когда изменен один из вышеупомянутых параметров, риск
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
варианта развития событий будет меняться. Итерирование
продолжается до того времени, когда риск развития событий достигает практически достижимого низкого уровня
(as low as reasonably practicable – ALARP).
Рис. 8 показывает, каким образом изолированная секция разветвленного трубопровода изолируется аварийным
клапаном теплообменника противоточного типа и клапанами аварийного выключения выпускного отверстия
нагнетания компрессорных линий для газоперерабатывающего завода. Для этого проекта автор применил эту
количественную оценку уровня полноты безопасности
и метод верификации.
Различные системы контроля воспламенения, такие
как классификация опасных участков, соблюдение требований ATEX, заземляющие перемычки, временное
прекращение эксплуатации, снизят риск замедленного
воспламенения и дальнейших взрывов.
На рис. 9 перечислены подсистемы и элементы пожарной системы, системы газоснабжения и систем аварийной
остановки. Из-за небольшого количества запаса газа в
теплообменнике, подземный предохранительный клапан
(SSSV) и задвижка на отводящей линии могли бы рассматриваться в качестве дублера для клапана нисходящего
потока, системы аварийной остановки теплообменника.
Но потоки от нагнетания компрессора изолированы только одним клапаном ESD. С этой изоляционной конфигурацией может быть достигнут только уровень полноты
безопасности 1, тогда как количественная оценка уровня
полноты безопасности запрашивает уровень полноты
безопасности 2, системы ESD.
Чтобы приблизить уровень целостности системы ESD
к уровню полноты безопасности 2, предлагаются следующие варианты.
Если соленоидный клапан будет добавлен к регулировочному клапану на потоке, от нагнетательных компрессоров, тогда это сможет обеспечить двойную функцию
контроля системы аварийной остановки.
Так как регулировочный клапан установлен постоянно
на технологической линии, и отказ его в процессе эксплуатации подобен блокировке, то по нашим расчетам
вероятность отказа «по запросу» для функции ESD будет
ограничена ответом «не закрывается по запросу».
КРИТИЧЕСКИ ВАЖНЫЕ
ДЛЯ БЕЗОПАСНОСТИ ЗАДАЧИ
Чтобы обеспечить целостность SCE в течение жизненного цикла проекта, включая конструкцию, строительство,
установку оборудования, ввод в промышленную эксплуатацию, производственный процесс, пуско-наладочные
работы, текущий ремонт, технический контроль, этап
инспектирований или испытаний определены задачи
целостности.
Иногда, даже с обеспечением необходимых, оборудованных инструментами и механизированных, защитных
барьеров, риск возникновения аварии остается высоким. В
этих случаях, вмешательство оператора становится более
важным и классифицируется как первостепенная задача
для безопасности.
Типичные задачи безопасности включают:
• выполнение характерных исследований или вычислений, которые влияют на конструкцию и стандарты технических характеристик SCE;
93
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
• межотраслевую проверку соответствия проекта заданным требованиям SCE;
• проверку SCE независимым наблюдателем (третьей
стороной);
• проверку технических условий и/или коммуникационных линий подрядчиками и субподрядчиками;
• тестирование продуктов для материальных и функциональных аспектов в срок поставки;
• тестирование функции оборудования во время работы;
• процедуры осмотра и профилактического технического обслуживания;
• определенную производственную деятельность,
связанную с SCE;
• особую подготовку и связь с операторами.
Постоянное улучшение и корректировка производственного процесса (после оговоренных сроков) проводятся
каждые три или пять лет.
Частота отказа, характерная для данной системы,
является средней величиной. Она может быть больше
или меньше, принимая во внимание специфические условия и руководство предприятием. Рис. 10 суммирует
параметры, которые влияют на установленную частоту
отказа оборудования.
Типичные задачи безопасности, как считается, способствуют сокращению числа случаев отказа и, как следствие,
смягчают остаточный риск ситуации, до минимального.
ИДЕНТИФИКАЦИЯ КРИТИЧНОЙ
В ОТНОШЕНИИ БЕЗОПАСНОСТИ СИСТЕМЫ
SCS должны быть определены от этапа разработки
тактико-технических требований. На данном этапе,
основанном на контракте и технико-экономических
обоснованиях, выбирается типовая компоновка и
технологические варианты. В рамках этих начальных
данных предварительные SCS определены посредством грубой SCE-идентификации. SCE для изначально более безопасных вариантов и их воздействие на
живущее поблизости население и окружающую среду являются на этой стадии проекта определяющими
критериями.
На основном техническом этапе проекта требования
для защитных барьеров могли основываться на одном
из следующих подходов:
• кодовом (API 14C и API 14J);
• на определении риска (например, изучение случаев
возникновения пожаров и взрывов, либо оценка SIL).
На этом этапе SCS становятся более подробными
для элементов подсистем и требуемых задач. Техника
Bow-tie, использующая комбинацию событий и анализ
диагностического «дерева отказов», также может быть
использована для определения требуемой SCS.
В процессе реализации базового проекта, установленные функциональность, надежность/пригодность,
переносимость (жизнеспособность), зависимость SCS
основаны на оценке риска, кодексов, стандартов, промышленных директив, специфических требований и
ноу-хау компании и подрядчика.
Необходимо, чтобы проектировщики, механики и
проверяющие были привлечены к проведению анализа комментариев SCE и стандартов технических
характеристик. Сессии мозговой атаки стали наиболее
94
1
или
2
3
4
5
6
и
и
7
7
8
9
и
10
11
Рис. 9. «Дерево неисправностей» для системы ESD:
1 – отказ ESD-системы; 2 – система обнаружения пожара и утечки
газа; 3 – отказ ICSS-системы; 4 – определение местоположения
неисправности; 5 – изоляция теплообменника; 6 – изоляция трех
производственных линий газонагнетательного компрессора;
7 – задвижка аварийного отключения, задвижка аварийного
отключения; 8 – устройство защиты внутренней полости от высоких
давлений; 9 – клапан регулировки давления; 10 – подземный
предохранительный клапан; 11 – задвижка на отводной линии
эффективным подходом, чтобы вовлечь все заинтересованные стороны в идентификацию SCE.
Во время детального проектирования, должны
соблюдаться стандарты технических характеристик
с целью обеспечения технологичности, возможность
ремонта/простота осмотра и обслуживания, а также
классификации поставок по важности и пригодности
к эксплуатации во время проведения пусконаладочных работ.
«МОЗГОВОЙ ШТУРМ»
«Мозговой штурм» – это поиск наиболее плодотворных идей путем творческого сотрудничества всех
ведущих специалистов. Группа идентификации SCE
включает.
• Координатора, который облегчает идентификационный процесс с систематическим подходом.
Задействованы все члены команды, чтобы внести необходимый вклад и определить комментарии о SCE.
• Секретаря, который регистрирует причины для отбора или отклонения пунктов и области требований SCE.
• Технических экспертов HSE, которые предоставляют
информацию о масштабных авариях на производстве,
интерпретируя местные законодательные требования
или практические методики, и результаты изучения вопросов безопасности.
• Руководителей, которые обеспечивают информацию
об основе проекта, допущениях, точности и ограничениях,
вероятных нежелательных событиях и формулировке
обязательных требований к технике безопасности.
№5 май • 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
Частота отказов
характерных для
данных изделий
Фактор изменения
оборудования
Фактор оценки
системы управления
Подфактор технического модуля
Степень повреждения
Эффективность контроля
Универсальные подфакторы
Производственные условия
Холодная погода
Сейсмическая активность
Механический подфактор
Сложность оборудования
Строительные нормы
Жизненный цикл
Коэффициент безопасности
Мониторинг вибрации
Подфактор процесса
Непрерывность
Стабильность
Клапан избыточного давления
Частота вычисленная = Частота общая X (FE) X (FM)
Рис. 10. Вычисление установленных частот появления отказов
(от рисунка 8-1 API 581)
• Операторов и представителей службы технической
поддержки, которые предоставляют подробные сведения, касающиеся текущих технических мероприятий,
и гарантируют знание стандарта технических характеристик, установленного оборудования и условий его
эксплуатации.
• Независимый проверяющий орган, который гарантирует, что критерии, опыт и комментарии были
приняты во внимание. Во время «мозгового штурма»
идентификации SCE ответы на вопросы должны быть
запротоколированы.
Основные вопросы.
• Предотвращает или ограничивает система/оборудование возникновение крупных аварий на производстве?
• Способствовал отказ оборудования возникновению
крупной аварии на производстве?
Второстепенные вопросы.
• Существуют ли какие либо особые местные нормативные требования или прогнозируемые результаты для
определенных барьеров и SCE?
• Существуют ли другие SCE, которые, как считается,
являются рекомендуемой нормой в пределах области или
всей отрасли промышленности?
• Существуют ли специфические особенности проекта или основные принципы эксплуатации установки,
которые означают, что определенное оборудование или
систему следует рассматривать как SCE?
Обсуждения, возможные действия и рекомендации в итоге суммируются и регистрируются в рабочем
журнале.
Главные преимущества использования устройства
ADEPP для идентификации SCE состоят в следующем.
• Экономичное решение для общения специалистов,
вовлеченных в предыдущий проект, во время и после
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
«мозгового штурма». Новые вводные параметры или комментарии добавлены как независимый и трассируемый
ввод. Новую информацию участники группы получают
автоматически по электронной почте.
• Возможность соединения результатов (графики,
таблицы, тексты и изображения) важной сопроводительной документации, такой как исследование пожаров и
взрывов и динамическое моделирование к каждому требованию.
• Возможность соединения базы данных другого релевантного проекта, такого как HAZID (выявление опасных
и вредоносных факторов), FIREPRAN (анализ пожарной
безопасности и пожаротушения) и т.д., с идентификационными рабочими листами SCE.
• Эффективный контроль действий в режиме online
и окончательная доработка.
Устройство ADEPP можно использовать при любой
аварийной ситуации на заводе, включая прибрежные и
морские сооружения, связанные с разведкой и добычей
нефти, трубопровод, нефтегазоперерабатывающие комплексы, нефтехимические заводы, электро- и атомные
станции, железнодорожные линии и авиацию.
Устройство ADEPP может быть также использовано
для контроля всех HSE-взаимосвязанных вопросов, таких
как HAZID, HAZOP, SIL, Bow-tie.
Перевела В. Залесская
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Roger, M. C., Bamforth, P., Salimi, A., Thomas, E. J., «Determination
of safety critical equipment, safety critical procedures and softwares utilizing
quantitative risk assessment data», Offshore structures hazards & integrity
management, International conference of ERA Technology, London/UK,
4-5 December 1996.
2. Dr. Salimi Fabienne-Fariba, Mutiplan R&F, France and Martin C.
Rogers, Kvaerner Oil & Gas, UK, Use of Quantified Risk Assessment for
the determination of Safety Integrity Levels (SIL) utilised in the design of
offshore oil and gas installation, ERA Technology, Dec. 1999.
3. SINTEF REPORT No STF38 A04419, Safety barriers to prevent release
of hydrocarbons during production of oil and gas, 2004.
4. ISO 10418, Analysis, design, installation and testing of basic surface
safety systems for offshore production platforms. (Replaces API RP14 C).
5. ISO 13702, Petroleum and natural gas industries–Control and
mitigation of fires and explosions on offshore production installations—
Requirements and guidelines.
6. IEC 61508, Functional Safety of Electrical/Programmable Electronic
Safety Related System, (all parts)
7. IEC-61511-3, Functional safety–Safety instrumented systems for
the process industry sector–Part 3: Guidance for the determination of the
required safety integrity levels, 2003.
8. Stevens, Richard and James Martin, «What is requirement
management», Quality System and Software Ltd. Jan. 1995.
9. Fitch, John, Requirement management workshop, Systems Process
Inc., Feb 1995.
Fabienne F. Salimi (Ф. Ф. Салими), старший консультант HSE, имеет более чем 20-летный опыт
работы в области разработки средств обеспечения
безопасности береговых и морских комплексов
нефтехимической и газовой промышленности.
Г-жа Ф. Салими имеет особые знания и опыт в
проектах с вероятностью возникновения аварий и идентификации критичной в отношении
безопасности системы. С марта 1994 г. доктор Ф. Салими занимала
должность руководителя проекта «Multiplan R&F», Франция, и позже
руководителя работ по проекту «ADEPP Academy», Великобритания.
В 1996 г. доктор Ф. Салими получила степень доктора наук в области
химического машиностроения от Парижского университета «Ecole
Centrale Paris». Д-р Фалими является членом Американского института инженеров-химиков (AICHE) и Международного общества
контрольно-измерительных систем (ISA).
95
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: АНАЛИЗ
ТОЧНОСТЬ НАСТРОЙКИ
В АНАЛИТИЧЕСКИХ ИЗМЕРЕНИЯХ
Часть 3
D. Nordstrom, T. Waters, Swagelok Company, Солон, Огайо
Рассмотрены проблемы сохранения «целостности» пробы
Цель системы аналитического измерения
(analytical instrumentation – AI) – своевременно
обеспечить аналитические результаты, которые
представляют жидкость в технологической линии
и совпадают по времени с взятой пробой. Если система AI фиксирует изменение пробы, то аналитические результаты не достоверны; проба не соответствует определенным показателям и результаты
измерения бесполезны. Допуская, что проба взята
надлежащим образом через ответвления трубы, она,
тем не менее, может стать «нехарактерной» при любых следующих условиях.
• Тупик и мертвое пространство – при несоответствующем размещении в системе AI, приводящем к «статическим» утечкам, которые могут стать
причиной просачивания или вытекания старой пробы в новую.
• Проба изменяется вследствие загрязнений,
просачивания или адсорбции.
• Баланс химических веществ нарушен из-за частичных изменений в фазе.
• Проба подвергается химической реакции.
Последующая информация будет представлять
собой анализ основных проблем, приводящих к
«нехарактерной» пробе, и даны рекомендации, как
избежать «компромиссных» проб. Проблемы будут
рассматриваться по следующим темам: тупик и мертвое пространство; конструкционные элементы и их
размещение; адсорбция и просачивание; внутренние и наружные утечки; перекрестное загрязнение
в потоке и сохранение фазы.
Старая проба
Новая проба
Рис. 1. При такой конструкции тупика старая проба, находящаяся
в T-образной ловушке, вытекает в основной поток жидкости,
представляющий новую пробу
96
ТУПИК И МЕРТВОЕ ПРОСТРАНСТВО
Важно понять разницу между объемом смешения и тупиком. Это далеко не одно и то же. Объем
смешения – это емкость с отдельными входом и выходом, такие как фильтры или ловушки. Жидкость
проходит через объем смешения медленно. Тупик
обычно представляет собой Т-образную деталь с
блокировкой на конце, таким образом, жидкость через тупик не вытекает (рис. 1). Примерами тупиков
являются манометры, датчики, лабораторные краны для отбора проб, предохранительные клапаны.
Можно рассчитать скорость, при которой старая
проба будет вытекать в объеме смешения, но тот же
расчет для тупика не представляется возможным.
Тупик содержит старую пробу, допуская незначительное ее количество для смешения с новой пробой, загрязняя ее. В итоге тупики можно очищать, а
можно этого и не делать. Они не функционируют в
прогнозируемом режиме. В основном тупики становятся более проблематичными, когда отношение их
длины к диаметру увеличивается. Кроме того, более
низкая скорость в аналитической линии увеличивает степень влияния тупика. Манометр при вместимости тупика 10 см3 недостаточно эффективен при
высокой скорости, но при низкой скорости (30 см3/
мин.) он работает, если помещен в неподходящем
месте – компромиссы при применении. Следует отметить несколько основных принципов, относящихся к тупикам.
• Применение высокой скорости потока всякий
раз, когда это возможно.
• Выбор конструкторских элементов таким образом, чтобы минимизировать влияние тупиков или
исключить их совсем.
• При сборке элементов предусмотреть, чтобы
конечные соединения минимизировали длину тупика.
• Удалить тупики в обводной линии так, чтобы
только минимальное число элементов тупиков находилось на основной трубе с активным потоком до
анализатора.
• Заменить Т-образную деталь и двухходовой
шаровой клапан трехходовым шаровым клапаном.
В большинстве систем тупики располагают не на
основной технологической линии с активным потоком до анализатора. Они могут быть размещены
на байпасной линии и выполнять функции байпаса.
№5 май • 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: АНАЛИЗ
Калибровочный газ
Проба 3
Быстродействующая линия
Быстрое соединение
лабораторной пробы
Проба 2
Проба 1
Анализатор
Байпас
Байпас
Система переключения потоков
Фильтр
Анализатор
Лабораторная проба
Рис. 2. Пять тупиков, предусмотренных в этой схеме, могут
привести к риску загрязнения пробы
Рис. 4. Быстро соединяющий канал лабораторной пробы
размещают на байпасной линии перед системой переключения
потоков. Тупики не образуются на линии, распределяющей
потоки проб
Пробы 2, 3
Калибровочный газ
Проба 1
Переключатель
потоков
Анализатор
Байпас
Байпас
Лабораторная проба
Рис. 3. В отличие от схемы рис. 2, в усовершенствованной
схеме устранены тупики или их можно разместить там, где
они не будут влиять на показания анализатора
Байпас или малоинерционная обводная линия является конструкцией, которая обеспечивает относительно высокую скорость потока в байпасе с возвратом его в технологическую линию, в дренаж или на
факел. Из одной точки байпаса часть потока направляется к анализатору. На рис. 2 показана система с
пятью тупиками, тогда как на рис. 3 проиллюстрирован вариант системы со следующим усовершенствованием.
• Два манометра переносят на байпасную линию.
• Один манометр удаляют.
• Вход калибровочного газа перенесен в систему
переключения потоков.
• Отбор лабораторной пробы переносят на байпасную линию, где проба проходит через фильтр.
Когда потоки жидкости проходят через одни и те
же анализаторы путем функционирования системы переключения потоков, то тупики должны быть
размещены, если это возможно, перед системой
переключения потоков на байпасе или возвратной
линии, чтобы минимизировать потенциал загряз-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
нения перекрестных потоков. То же относится и к
фильтрам, и к приборам, подобным эластомерам, и
т.д. Например, вместо того, чтобы установить один
фильтр после системы переключения потоков, лучше купить многофункциональные фильтры и расположить их после системы переключения потоков,
один для каждого из потоков. Подобным образом
это касается отверстий для лабораторной пробы с
Т-образными деталями. Их нежелательно устанавливать после системы переключения потоков, поскольку конструкция Т-образного узла является тупиком, который может стать причиной загрязнения
перекрестных потоков.
Идеальным вариантом будет размещение отверстия для лабораторной пробы на байпасной линии
– отдельная байпасная линия для каждого пробоотборного потока – перед системой переключения
потоков (рис. 4). Проходные отверстия для лабораторной пробы, контрольно-измерительные приборы
и другие тупики могут быть установлены на нисходящем потоке в точке, где поток отводится к анализатору. Дополнительным преимуществом в этой
схеме является то, что в то время, как один поток направлен к анализатору, другие потоки продолжают
проходить через их соответствующую байпасную
линию. Элементы с ограниченной «памятью», те,
что могут быть надежно размещены после системы
переключения потоков, включают некоторые высококачественные регуляторы, запорные клапаны, регулирующие клапаны и расходомеры.
В случае применения жидкой пробы, когда происходит минимальное снижение давления через
анализатор, тупик подобно контрольно-измерительным приборам, может быть размещен после анализатора.
Менее «капризной» точкой расположения элементов является компоновка с применением сдвоенной конусной задвижки и выпускного клапана
97
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: АНАЛИЗ
Визуальный
индикатор
Крышка
Выход
Выходящий
воздух
Выход
Выпускной
клапан
Клиновая
задвижка
Клиновая
задвижка
Вход
Рис. 5. Комбинированный клапан, двойные уплотнения и
предохранительное устройство с выходящим через зазоры
воздухом выполнены с целью предотвращения утечек рабочего
воздуха в поток жидкости
(double black-and-bleed – DBB). Эта конфигурация
состоит из двух клиновых задвижек и между ними
выпускной клапан, (установленный в промышленности стандарт и для этого есть все основания:
предохранение от загрязнений между потоками
жидкости). Такую систему стоит применять всякий
раз, когда два потока жидкости должны оставаться
разделенными. Основная предпосылка это то, что
имеются две клиновые задвижки – запорный клапан лучше, чем один клапан. DBB – это основа всех
избирательных систем потоков. DBB также следует
применять, когда вводят в систему калибровочный
газ.
УТЕЧКИ И ПРОСАЧИВАНИЕ
Все элементы жидкостных систем подтекают,
поскольку нет совершенных уплотнений, и все материалы подвергаются просачиванию. Во многих
случаях интенсивность утечек небольшая, чтобы
считаться значительной в аналитической измерительной системе, но в некоторых случаях их следует
учитывать. Инженеры и техники должны все знать
об интенсивности утечек, и насколько они значительны в системе. Качество элементов жидкостных
систем, включая клапаны, оценивают по определенной температуре и давлению, и эти номинальные
значения опубликованы. Клапаны должны быть способны управлять многократно самыми наихудшими
ситуациями в системе.
Утечки и просачивания могут иметь место при
более низком парциальном давлении. Чтобы определить, будут ли утечки или просачивания проблемой для системы, устанавливают состав пробы, абсолютное давление и то же самое выполняют для
наружного пространства системы. Отсюда следует,
что необходимо определить парциальное давление.
Например, если среда системы представляет собой
100 %-ный азот при абсолютном давлении 100 psi (1
98
psi ~ 6,89 кПа), то парциальное давление азота составит 100 psi. Если, упрощенно, атмосфера состоит из
80 % азота и 20 % кислорода при давлении 15 psi, то
парциальное давление азота и кислрода будет 12 и
3 psi соответственно. При таких условиях кислород
будет поступать в систему, азот – вытекать из системы. Даже если давление в системе увеличиться до
200, 1000 psi и более, кислород из атмосферы будет
просачиваться в систему, поскольку парциальное
давление для кислорода выше с наружной стороны
системы, чем внутри системы.
Просачивание – не всегда проблема. Небольшое количество кислорода, попадающего в пробу, не имеет существенного значения. Когда просачивание является потенциальной проблемой,
то конструкторам систем следует избегать кольцевых уплотнений, эластомеров и тефлоновых
(polytetrafluoroethylene – PTEF) уплотнений.
Вместо них везде, где возможно, необходимо применять либо уплотнения из нержавеющей стали,
либо металл-в-металле (metal-to-metal). Другая возможность – заключить в кожух пробоотборную
систему или какие-либо ее элементы.
Некоторые пневматические клапаны имеют конструкцию, которая допускает утечки или просачивание между пробой и рабочим воздухом. Привод клапана может быть выполнен с ним как одно целое – в
миниатюре это клапаны модульного исполнения.
Другими словами, корпус клапана и привод размещены в одном и том же блоке, и они могут быть
отделены друг от друга только уплотнением, таким
как кольцевое. Если это уплотнение выходит из
строя, молекулы рабочего воздуха могут переходить
в пробу или молекулы из пробы – просачиваться
в рабочий воздух. Такие утечки приводят к неточным аналитическим показаниям или, что еще хуже,
к пожару или взрыву. Когда выполняют клапаны с
приводом в одном одуле, то следует предусмотреть
между ними двойные уплотнения так же, как и надежные средства обеспечения, например, воздушные зазоры (рис. 5).
АДСОРБЦИЯ
Адсорбция представляет собой склонность некоторых молекул прилипать к твердой поверхности, включая внутреннюю поверхность системы
труб. Некоторые молекулы, подобно азоту, кислороду и другим «перманентным» газам, прилипают
к твердой поверхности, но и легко от нее отрываются. Другие молекулы, такие как вода и сероводород, прилипают к трубам и плотно держатся. Если
одна из этих липких молекул находится в пробе, то
она прилипнет к внутренней поверхности трубы, и
в течение некоторого времени аналитические показания будут неверными. Например, чистый азот
проходит через систему труб, но затем спустя некоторое время он переключается к пробе с низким
содержанием сероводорода. Сероводород будет
находиться на внутренней поверхности труб и,
как результат, показания приборов вообще могут
не соответствовать наличию молекул сероводорода. Однако после того, как внутренняя поверхность
№5 май • 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: АНАЛИЗ
Жидкость
Сверхкритическая жидкость
Пар
Давление
II
Твердые
вещества
Жидкость
Смешанная фаза
Пары
I
Точка начала кипения
Точка росы
Температура
Рис. 6. Диаграмма изменения фазы указывает на точку
между жидкостью, паром и твердыми веществами
трубы окажется насыщенной сероводородом, он
будет зафиксирован в показаниях приборов.
Некоторые операторы полагают, что после того,
как внутренняя поверхность труб станет насыщенной, проблема адсорбции отпадает. На самом
деле это не так. Следует учесть, что после пробы
сероводорода далее могут применять чистый азот.
На внутренней стороне трубы сероводород начнет
«атаковать» даже при условии, что новая проба это
чистый азот. Показания приборов зафиксируют
некоторое количество сероводорода.
Или другой пример, предположим, что температура в системах труб увеличилась в результате
ежедневных изменений солнечной интенсивности.
Более высокая температура в трубах придает молекулам больше энергии, так что молекулы «покидают» стенки трубы, вызывая изменения в аналитических показаниях.
Если в пробе молекулы составляют более чем 100
млн-1, то адсорбция, вероятно, не будет иметь большого значения. Однако если количество молекул
составит менее 100 млн-1 в пробе, тогда на адсорбцию следует обратить внимание. Электролитически
полированная поверхность внутри труб или облицовка PTEF обеспечат улучшение в адсорбционном процессе. Есть еще одно решение проблемы
– остеклованные трубы. Производители таких
труб накладывают на их внутреннюю поверхность
очень тонкое покрытие из стекла. Стекло ровно
заполняет поверхность неоднородной стали. Хотя
технология изготовления достаточно дорогая, эффективность процесса значительная. Трубы со
стеклянным внутренним покрытием гибкие, хотя
минимальный радиус увеличен.
СОХРАНЕНИЕ ФАЗЫ
Чтобы поддерживать характерный состав пробы,
необходимо предотвращать парциальное фазовое
превращение в пробе. Молекулы пробы допускают
различные фазы (твердые вещества, жидкость или
газы, а также их смеси) в зависимости от температу-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
Рис. 7. Диаграмма изменения фазы для смеси молекул:
кривая I указывает на начало кипения, кривая II – на точку
росы пара или конечную точку кипения
ры и давления в системе. Точка, при которой фаза начинает изменяться, для каждой молекулы разная, как
представлено на рис. 6. Кривая, отражающая твердые
вещества, указывает на границу раздела между фазами. Аналитическая проба состоит из более, чем одного типа молекул. Ставится задача определить состав
пробы, т.е. какой процент состоит из молекул A,
из молекул B и т.д. Поскольку проба представляет
собой жидкость или газ, ее состав остается таким
же. На рис. 7 проиллюстрировано изменение фазы
для смеси молекул. Кривая I является началом кипения смешанной фазы, кривая II представляет собой точку росы пара или конечную точку кипения.
Между двумя кривыми в любых точках произойдет
смешение пара и жидкости, которые будут иметь
разный состав. Другими словами, проба фракционирована двумя различными фазами, и анализатор
не сможет определить, какой был первоначальный
состав пробы.
Задачей инженеров и техников, работающих с
пробоотборными системами, является поддержание определенных давления и температуры, чтобы
сохранить всю пробу в одной фазе на протяжении
всей аналитической системы. Для газовой пробы наипростейшим решением является установка регулятора, который будет снижать давление. Кроме того,
если есть необходимость, можно нагревать систему
изолированных труб и поддерживать в них высокую
температуру. Выполнить эти задачи (установку регулятора и изоляцию труб) не представляет особых
сложностей.
Для жидкой пробы решить эту проблему до некоторой степени сложнее. Насос может увеличить давление и, если необходимо, можно установить охладитель. К сожалению, ни один из насосов не является охладителем, хотя, возможно, это было бы необходимо.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Поддержание соответствующей требованиям
пробы является достаточно сложной задачей. Если
99
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: АНАЛИЗ
характеристика пробы не соответствует требуемой,
то в аналитическую систему поступает оповещающий сигнал. Для решения этой проблемы необходимо быть осведомленным об обычных точках отключения, чтобы произвести корректировку системы.
Корректирующие действия заключаются в следующем.
• Знание конструктивных элементов системы
(тупики, мертвое пространство, утечки рабочего
воздуха и т.д.).
• Обращение с вопросами к поставщику гидравлической системы (характеристика нагнетательных
клапанов, представление и расшифровка схемы,
данные по способности очистки системы и т.д.).
• Правильное размещение элементов в системе
(байпасные линии, система переключения потоков).
• Определение/расчеты (на основе парциального
давления) утечек, просачивания или адсорбции независимо от того, происходят они или нет.
• Хорошее знание процесса и конструкции системы
с целью предотвращения утечек, просачивания, адсорбции и т.д.
• Расчеты и поддержание давления и температуры, соответствующих требованиям процесса, для сохранения фазы.
Перевел А. Степанов
Doug Nordstrom (Д. Нордстром), менеджер по
маркетингу в области аналитической контрольноизмерительной аппаратуры в компании Swagelok,
акцентирует свое внимание на разработке пробоотборных систем. М-р Нордстром имеет степень
бакалавра по механической технологии от Case
Western Reserve University и степень магистра от
Kent State University.
Tony Waters (Т. Вотерс), 45 лет работает с промышленными анализаторами и их пробоотборными системами. М-р Вотерс занимается вопросами технологии и маркетинга для производителей анализаторов, их пользователей, а также интегрирующими системами. М-р Вотерс основал
три компании, которые снабжают промышленные предприятия специализированными анализаторами. Он является экспертом в применении
промышленных анализаторов на нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводах. М-р Вотерс хорошо известен как преподаватель по курсу промышленных анализаторов в Азии, Европе,
Северной и Южной Америке.
ИННОВАЦИИ
НОВОЕ ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ iPRSM
Farris Engineering Services, бизнес-отдел CurtissWright Flow Control Company объявил о разработке
революционного запатентованного программного
обеспечения iPRSM по управлению системой сброса
давления. Продукт имеет уникальный веб-дизайн и
содержит инновационные возможности анализа воздействия. IPRSM – это многофункциональное программное обеспечение для проектирования, контроля
и документирования сброса давления для использования в химической, нефтехимической, нефтеперерабатывающей и энергетических отраслях. Программное
обеспечение поддерживает технологическую систему
безопасности персонала, процессов и объектов; минимизации оперативных перерывов и потерь, связанных
с избыточным давлением и документированием изменений давления в системе. «Стандартизация системы
сброса давления и методологии контроля, мониторинга изменения давления и выявления потенциальных
проблем, делает систему iPRSM эффективной с точки
зрения применения в различных отраслях промышленности, – говорит Josh Kolenc, вице-президент отделения программного обеспечения. – С точки зрения
расходов, система способствует снижению риска ремонта оборудования, простоев и других».
Веб-целостность системы. Запатентованный вебпродукт позволяет применять iPRSM для конструирования измерительных систем избыточного давления,
моделирования систем безопасности и управления
изменениями, а также подготовки нормативной документации. Программное обеспечение позволяет
просматривать документацию и работать в системе в
режиме реального времени многим пользователям.
Находящимся в различных местах. iPRSM защищает
целостность системы путем предотвращения дублиро100
вания технических изменений или выполнения противоречивых изменений.
Применительно к конструкции системы, iPRSM может интегрировать оборудование, документы, трубопроводы и системы сброса давления в нескольких местах, чтобы обеспечить защиту. iPRSM создает централизованные графики, хранилище документов, а также
базу данных по сбросу давления, которая включает в
себя оперативные данные со всех сайтов, и список задач для решения проблем.
Инструмент для выполнения анализа влияния.
Инструмент iPRSM Impact Analysis Tool обеспечивает
моделирование кода или технических изменений на
любом этапе технологического цикла от конструирования до выполнения операций. Когда оперативные
данные получены и выполнено запланированное изменение конфигурации системы ввода, iPRSM идентифицирует систему защиты и различные сценарии,
которые могут быть затронуты этими изменениями.
Затем iPRSM подтверждает адекватность безопасности системы сброса в соответствии с новыми условиями или определяет необходимые коррективы.
«Инструмент Impact Analysis Tool, в сочетании с другими возможностями iPRSM обеспечивает уверенность, что эффективность производственных процессов соответствует требованиям 29 CFR 1910.119 в сочетании с экономичностью», – поясняет г-н Kolenc.
iPRSM также имеет возможность воссоздания предыдущих условий системы, которые имели место
до изменения или предыдущие изменения системы,
потока или давления. Эта функция упрощает устранение неполадок и помогает в документировании и
фиксировании последовательности изменений в системном процессе.
Выберите 1 на www.HydrocarbonProcessing.com/RS
№5 май • 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: НАДЕЖНОСТЬ
ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ВОЗГОРАНИЯ
РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ
НЕФТЕПРОДУКТОВ
R. Ritchie, SGS North America Inc., Бартлсвилл, Оклахома
Соблюдение правил по надежности снизит риск возгорания резервуаров
Большинство случаев возгораний резервуаров
для хранения нефтепродуктов не соответствуют масштабам происшествия на нефтебазе Бансфилд, так
как это особый случай. Несмотря на то, что оборудование для каждого резервуара должно быть индивидуально подобрано и оценено в отношении полной
надежности, соблюдаются основные принципы, которые касаются снижения риска возгорания резервуара и стремления «ослабить» ущерб, если возгорание все-таки будет иметь место. В рассмотрении
этих принципов следует признать, что риском можно управлять, чтобы достигнуть приемлемого уровня, но полностью исключить его невозможно.
ТИПЫ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ НЕФТИ
Наземные резервуары для хранения углеводородов, работающие под давлением, близким к атмосферному, имеют широкие пределы типов и размеров, каждый с собственной системой пожаробезопасности. В основном такие резервуары имеют диаметры от 3 до 100 м и высоту в среднем 16 м [1]. Они
способны вмещать до 1,5 млн брл. Однако одно предприятие может иметь свыше 100 резервуаров. В основном резервуары отделяют друг от друга земляным или
бетонным валом или дамбой. Но некоторые резервуары
могут быть окружены простой насыпью. В этом случае
они обычно группируются по вместимости.
Наземные резервуары классифицируют по нескольким основным категориям, основываясь на конструкции крыши. Спецификация конструкций большинства
крупных наземных резервуаров для хранения углеводородов установлена Американским нефтяным институтом (American Petroleum Institute – API) и Британским
институтом стандартов (British Standards Institute [2, 3].
РЕЗЕРВУАРЫ С НЕПОДВИЖНОЙ КРЫШЕЙ
Резервуары с неподвижной крышей постоянно
соединены с вертикальными боковыми стенками.
Крыша может быть конической формы, куполообразная или относительно гладкая. Иногда она бывает с
выступающими ребрами. Независимо от формы сварные швы крыши и боковой поверхности резервуара
специально оставляют достаточно слабыми. Поэтому,
если происходит какой-то инцидент, крыша резервуара отделяется от самого резервуара быстрее, чем
настил или боковая поверхность при разрыве. Это
позволяет резервуару сохранять свой объем. Такие
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
резервуары обычно оборудованы дыхательными клапанами, чтобы можно было допустить их расширение
или сужение вследствие нагрузки, разгрузки или изменения температуры или давления.
РЕЗЕРВУАРЫ С ПЛАВАЮЩЕЙ КРЫШЕЙ
Плавающая крыша выполняется из стали, алюминия или пластика. Она плавает непосредственно на поверхности жидкости или несколько выше поверхности с применением понтонного способа. Такие крыши
поднимаются или опускаются соответственно с изменением уровня жидкости. Плавающие крыши имеют
уплотнения между боковой поверхностью резервуара
и самой крышей. Эти уплотнения используют для снижения испарения жидкости в резервуаре.
В соответствии с API 2021 «конструкторы резервуаров рассматривают плавающие крыши как наиболее
важные примененные конструкции, влияющие на потенциал возгорания резервуара» [4]. Пока плавающая
крыша остается на поверхности жидкости резервуара,
она ограничивает испарения и потенциал возгорания в
промежутке между плавающей крышей и поверхностью резервуара.
Плавающие крыши могут быть классифицированы
независимо от того, есть ли дополнительные крыши
для защиты от ветра и дождя. Их классифицируют следующим образом.
• Резервуар с наружной плавающей крышей с открытым верхом. В этих резервуарах плавающая крыша непосредственно открыта и подвергается действию среды.
Такие резервуары относятся к «открытым резервуарам»
и чаще всего их используют для хранения сырой нефти.
• Резервуары с защищенной внутренней плавающей крышей. В этих резервуарах предусмотрена закрепленная крыша над плавающей крышей, которая
защищает плавающую крышу от воздействия среды.
Резервуары оборудованы дыхательными клапанами,
чтобы пространство между плавающей и фиксированной крышами «дышало». Также предусмотрены переливные отверстия для поддержания уровня жидкости
в резервуаре в случае превышения объема жидкости.
Резервуары обычно используют для хранения легковоспламеняемых жидкостей, таких как бензин.
• Резервуары с наружными куполообразными
плавающими крышами. Эти резервуары, по существу, имеют наружную плавающую крышу, где выпуклая
крыша модернизирована, чтобы обеспечить защиту
101
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: НАДЕЖНОСТЬ
наружной крыши от погодных условий. Такие резервуары обычно используют для хранения конечных
продуктов переработки.
СЛУЧАИ ПОЖАРОВ НА РЕЗЕРВУАРАХ
И ИХ ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ
Каждый год фиксируются тысячи пожаров на наземных резервуарах, работающих под атмосферным
давлением. В таблице представлены пожароопасные
ситуации, связанные с каждым из приведенных типов
резервуаров [1].
Пожары при переливе продуктов. Пожары при переливе нефтепродуктов происходят на земле, на насыпи
вокруг резервуара, вследствие утечки из трубопровода
или резервуара. Большинство таких пожаров вызвано либо нефункционирующим оборудованием, либо
ошибкой оператора, либо тем и другим. Это приводит
к потерям от утечек углеводородов, попадающих на обвалованную поверхность. Пожар в Бансфильд произошел именно по этой причине. Если выявлен перелив
из резервуара, необходимо сразу же изолировать источник воспламенения, чтобы предотвратить пожар. В
Бансфильд переливание через край продолжалось более
40 мин, прежде чем произошло воспламенение [5].
Пожар через дыхательный клапан. Пожар в дыхательном клапане возникает в результате воспламенения образующихся углеводородных газов. Обычно это
происходит при заполнении резервуара. Это может
быть вызвано грозовыми разрядами. Однако электрическое искрение, статические разряды, а также человеческая деятельность – все это может легко вызвать
воспламенение горючих смесей. Исследования причин пожара на резервуаре, происшедшего в 2003 г. в
Гленпуле (Оклахома), показали, что образовались статические разряды в результате перемещения оператором измерителя расхода, который находился достаточно высоко [10]. В последующем образовавшиеся
статические разряды вызвали воспламенение паров,
выходящих ниже плавающей крыши в пространство
между плавающей крышей и закрепленной к резервуару крышей. В соответствии с API RP 2003 определено
положение по правильному, отвечающему требованиям, измерению расхода в резервуарах, а также условия
предотвращения статических разрядов в резервуарах
[11]. Такие пожары могут происходить в резервуарах
всех типов, за исключением тех, которые не имеют дыхательных клапанов.
Пожары через кольцевые уплотнения. Пожары,
связанные с кольцевыми (периферическими) уплотнениями, – наиболее общий тип пожаров для резервуаров с плавающими крышами [9]. Считается, что 95 %
пожаров, связанных с периферическими уплотнениями, происходит в результате ударов молнии [12, 13].
Практически все регионы мира страдают от ударов
молний, хотя Европа и Азия имеют меньшую вероятность таких ударов.
В соответствии с правилами NFPA 780 операторы
устанавливают шунты на крыше резервуара, чтобы
«рассеивать» энергию молнии и предотвратить пожар
[14]. Однако испытания, проведенные исследовательской группой в соответствии с API RP 545, показали,
что риск возникновения пожара от удара молнией, на
самом деле может значительно возрасти [9, 12]. При
испытаниях выявили, что шунтирование над крышей
может создавать искрение на поверхности корпуса
при любых грозовых условиях [4]. Шунты над крышей
создают больший риск, поскольку искрение может
происходить в среде паровоздушной смеси легковоспламеняемых продуктов.
Недавно проведенные исследования показали, что
риск, связанный с пожарами через кольцевые уплотнения, можно значительно снизить путем выполнения следующих гарантирующих условий.
• Герметичные первичные и вторичные уплотнения
должны быть на месте и эффективно предотвращать
улетучивание паров из резервуара.
• Утопленный кабель заземления следует устанавливать так, чтобы он непосредственно соединял крышу
и корпус резервуара. Это более эффективная мера, чем
шунты на крыше резервуара, которые вследствие покрытия его поверхности, коррозии и каких-либо изъянов
по периметру корпуса могут обеспечить недостаточно
плотное соединение кровли с корпусом резервуара [9].
Исследовательская группа API RP 545 планирует дополнительные исследования, касающиеся оценки альтернативных методов соединения крыши резервуара с
его боковой поверхностью [9].
Обычно по периметру резервуара устанавливают мониторинговую и противопожарную систему, чтобы определить возможность возникновения пожара и принять
незамедлительные меры. Такая проверка должна быть
регулярной для того, чтобы выявить небольшие участки
возгорания и предотвратить распространение пожара.
ПОЖАР ВСЕЙ ПОВЕРХНОСТИ РЕЗЕРВУАРА
Пожар всей поверхности резервуара происходит
при возгорании жидкости. Такие пожары подразделяются на пожары загроможденной поверхности и пожара незагроможденной поверхности.
Пожары на загроможденной поверхности определяются, когда доступ к части горящей поверхности блокирован крышей или поддоном, при этом крыша или
Общие случаи возникновения пожаров на резервуарах
Резервуары
по типу крыши
Плавающая
Внутренняя
Наружная
Куполообразная
Закрепленная
102
Возникновение пожара
Перелив
Дыхательный
клапан
Кольцевое
уплотнение
Загроможденная
поверхность
Незагроможденная
поверхность
–
Да
Да
Да
Да
–
Да
Нет
Да
Да
–
Да
Да
Да
Нет
–
Да
Да
Да
Да
–
Нет
Да
Нет
Да
№5 май• 2010
водород или алкилы
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: НАДЕЖНОСТЬ
поддон оседают. Оседание крыши происходит вследствие следующих причин:
• накопление на крыше дождевых осадков, где не
отвечает требованиям дренаж по причине засорения
его или из-за большого количества осадков, превышающих стандартные нормы для резервуаров;
• в понтонных крышах, где понтоны залиты жидкостью из резервуара, как результат коррозии или других повреждений;
• неправильное применение пожароопасных материалов во время горения кольцевого уплотнения, ставшего причиной опускания крыши.
Закупорка дождевыми осадками и повреждения
понтонов могут быть идентифицированы как часть
обязательной программы контроля, предписанного положением API 653 для резервуаров. Эти детали должны
находиться в превосходном состоянии, чтобы предотвратить пожары резервуаров [14].
Пожары на незагроможденной поверхности считаются те, при которых можно осуществить быстрый
доступ ко всей поверхности резервуара. В резервуарах
диаметром 45 м и менее пожары тушатся в основном
достаточно быстро, поскольку практически всегда имеются средства для их тушения (вода, пена и т.д.) и персонал с этим справляется. Если резервуары более 45 м
в диаметре, то пожары, возникающие в них, чаще всего
очень сложные, чтобы гасить их имеющимися техническими средствами. Эти пожары обычно происходят
в резервуарах с закрепленными крышами без внутренних крыш, где в результате пожара непрочные швы, соединяющие крышу с корпусом, ломаются и крыша отрывается от резервуара. Эти пожары происходят также
и на наружных крышах, где тяжелые дождевые осадки
могут превысить проектные нормы для воды, удаляемой с крыши. Самое успешное тушение пожара всей
поверхности резервуара было осуществлено 8 июня
2001 г. в Норко, шт. Луизиана. Резервуар диаметров
82 м и высотой 10 м, вместимостью 325 тыс. брл загорелся от удара молнии во время тропического шторма
Эллисон [15]. Пожар был потушен за 65 мин интенсивной работы с огнем. Общее количество воды, используемой при пожаре, было в два раза больше, чем
количество воды, применявшейся в Бансфильд.
СНИЖЕНИЕ РИСКА ПОЖАРА
Несмотря на то, что практически невозможно исключить риски, связанные с пожарами на резервуарах, их можно значительно снизить за счет соблюдения норм проектирования в соответствии с техническими требованиями, а также своевременного
технического обслуживания. Проведение контроля в
соответствии с требованиями стандарта API 653 распространяется главным образом на идентификацию
конструкции и техническое обслуживание. В стандарте API 653 подробно рассмотрены следующие три
вида контроля.
Ежемесячный плановый контроль при эксплуатации. Такой контроль включает визуальное наблюдение
за резервуаром, наружный осмотр на предмет обнаружения утечек, проверка возможной деформации корпуса, выявление коррозии, целостности покрытия поверхности резервуара краской, оседания, положения
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2010
основания, изоляции систем и дополнительных приспособлений.
Периодический наружный контроль в процессе
эксплуатации. Этот вид контроля должен проводиться
каждые пять лет или реже, если оставшейся допустимой коррозии менее 20 лет. В последнем случае контроль должен быть выполнен через определенный интервал времени, который составляет одну четверть оставшегося расчетного срока эксплуатации резервуара.
Контролируемые площади включают дамбы вокруг резервуара, его основание, корпус, дополнительные приспособления на корпусе, доступ к резервуару, укрепления по периметру, крышу, внутреннюю плавающую
крышу, систему защиты от пожаров и резервуарный
смеситель.
Внутренний контроль в нерабочий период. Такой
контроль должен осуществляться как минимум каждые
20 лет, если не установлена система контроля, или с интервалом в одну четверть оставшегося расчетного срока эксплуатации резервуара. Если не установлена степень коррозии в резервуаре, то необходимо осуществлять контроль в течение 10 лет. Чтобы выполнить этот
контроль, резервуар следует опорожнить и очистить.
Помимо визуального контроля необходимо выполнить
ряд испытаний на утечку, провести испытания, связанные с потоком магнитной индукции и ультразвуковые
испытания для определения толщины стенок. Основной
целью таких испытаний является гарантия целостности
резервуара путем проверок, заключающихся в сборе
данных по состоянию дна и стенок резервуара, определению осадки дна и оценке полученных данных. Кроме
того, проверяют состояние внутренних стен корпуса и
крыши на предмет коррозии и локализованных изъязвлений. Если резервуар имеет понтоны, то его проверяют, чтобы оценить образование трещин и коррозии, что
может привести к повреждению резервуара.
Кроме того, очень важно, чтобы все эти процедуры
в соответствии с техническими требованиями проводились внутри складских помещений.
В API RP 2021 обобщены материалы публикаций, которые могут помочь в проектировании, эксплуатации,
техническом обслуживании и контроле резервуаров
для хранения нефтепродуктов, чтобы предотвратить пожары [4]. Они заключаются в следующем:
• контроль пролитой жидкости и защита от переливов (API RP 2350);
• факторы воспламенения, связанные с ударами
молнии, особенно относящиеся к открытым плавающим
крышам резервуаров (API RP 2003 и NFPA 780);
• размещение резервуаров в соответствии с техническими требованиями и соблюдение допускаемого
расстояния между резервуарами (NFPA 30);
• обеспечение оборудованием для контроля и тушения пожаров и системами, способными предотвратить
небольшие очаги возгорания от распространения пламени (API RP 2001 и NFPA 11);
• надежная и безопасная очистка резервуаров (API
Standard 2015 и RP 2016).
Все эти стандарты и публикуемые материалы предназначены для операторов и обслуживающего персонала, которые прилагают усилия для поддержания надежной работы резервуарного парка. Однако их невозмож103
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: НАДЕЖНОСТЬ
но заменить информированным и хорошо обученным
персоналом.
ИНЦИДЕНТ НА НЕФТЕБАЗЕ В БАНСФИЛД
В воскресение 11 декабря 2005 г. в датчик наполнения нефтепродукта в резервуар, функционирующий на нефтебазе Бансфильд в Хердфоршире
(Великобритания), попала молния. Система безопасности, которая должна была автоматически отключить
поток неэтилированного бензина в резервуар, начала
заполнять бензином пространство вокруг резервуара.
В итоге паровое облако над пролитым бензином стало
распространяться по периметру резервуара. В 6 утра
произошел взрыв. Это случилось в центре автомобильного парка [5]. Этот и последующие за ним взрывы были
самыми значительными взрывами в Великобритании.
Дымовое облако оказалось настолько огромным, что оно
было видно на очень большом расстоянии.
Только через пять дней последние очаги горения
были окончательно погашены. Были охвачены пожаром
двадцать три резервуара и большинство терминалов
уничтожено. Британское правительство провело расследование, подчеркнув значительный ущерб от этого
инцидента, и заключило следующее [5–8].
• Пострадало сорок три человека без фатального
исхода.
• Дома и коммерческие предприятия, находящиеся
на расстоянии 5 миль (1 миля ~ 1,6 км), пострадали или
были уничтожены.
• Проведена временная эвакуация примерно 2000
человек.
• Поставка топлива в аэропорт Хитроу была ограничена.
•Экономические затраты в результате происшествия составили 894 млн фунтов стерлингов.
• Были возбуждены уголовные дела по пяти статьям,
имеющим отношение к случившемуся пожару, нанесшему значительный вред окружающей среде.
Перевел А. Степанов
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Shelley, C. H., A. R. Cole and T. E. Markley, Industrial Firefighting for
Industrial Firefighters, PennWell Corp, Tulsa, Oklahoma, pp. 294–298, 2007.
2. «Welded steel tanks for oil storage», API 650, Tenth Edition,
American Petroleum Institute, 1998.
3. «Specification for the design and manufacture of site-built, vertical,
cylindrical, flat-bottomed, above-ground, welded, steel tanks for the
storage of liquids at ambient temperature and above», BS EN 14015, British
Standards Institution, 2004.
4. «Management of Atmospheric Storage Tank Fires», API
Recommended Practice 2021, Fourth Edition, American Petroleum
Institute, May 2001.
5. «The final report of the Major Incident Investigation Board»,
Buncefield Major Incident Investigation Board, Vol. 1, The Office of Public
Sector Information, Information Policy Team, Kew, Richmond, Surrey UK,
2008.
6. «Recommendations on the emergency preparedness for, response
to and recovery from incidents», Buncefield Major Incident Investigation
Board, Vol. 2, The Office of Public Sector Information, Information Policy
Team, Kew, Richmond, Surrey UK, 2007.
7. «Recommendations on land use planning and the control of societal
risk around major hazard sites», Buncefield Major Incident Investigation
Board, The Office of Public Sector Information, Information Policy Team,
Kew, Richmond, Surrey UK, 2008
8. «Recmmendations on the design and operation of fuel
storage sites», Buncefield Major Incident Investigation Board, www.
buncefieldinvestigation.gov.uk/reports/index.htm, 2007.
9. «Lightning Protection: Floating-Roof Tank Shunts», Industrial Fire
World, Vol. 21, No. 6, www.fireworld.com/ifw_articles/lightning.php, 2006.
10. «Storage Tank Explosion and Fire in Glenpool, Oklahoma, April 7,
2003, Pipeline Accident Report, NTSB/PAR-04.02», National Transportation
Safety Board, Washington, DC.
11. «Protection Against Ignition Arising Out of Static, Lightning and
Stray Currents», API RP, American Petroleum Institute, 2003.
12. Breitweiser, C., «AST Lightning Protection—API 545 Update»,
American Petroleum Institute Tank Conference Proceedings, 2008.
13. «NFPA 780: Standard for the Installation of Lightning Protection
Systems», National Fire Protection Association, 2004.
14. «Tank Inspection, Repair, Alteration and Reconstruction», Includes
Addendum 1 (2003), Addendum 2 (2005), Addendum 3 (2008) and Errata
(2008), Third Edition, American Petroleum Institute.
15. Crawford, K. E., «Tank Fire Suppression/Tank Overfill Prevention»,
American Petroleum Institute Storage Tank Conference, September 2008.
Richard Ritchie (Р. Ритчи), директор глобальных
программ для комплексного управления производством в компании SGS AIM Competence Center.
М-р Ритчи девятнадцать лет занимается исследованиями в области получения химических продуктов
специального назначения. М-р Ритчи получил степени бакалавра и магистра на механическом факультете от Virginia Tech и MIT соответственно.
ИННОВАЦИИ
СПЕЦИАЛИЗИРОВАННЫЙ ТЕПЛООБМЕННИК
ПОЛУЧИЛ НАГРАДУ
Компания Alfa Laval разработала новую технологию
ART PR49, которая может повысить эффективность и
снизить потребление энергии для химического производства. Данная разработка представляет собой революционное технологическое решение химического производства.
Конкурентное давление и природоохранное законодательство оказывает воздействие на химическую
отрасль промышленности с целью поиска новых более
безопасных, чистых и более эффективных средств и
способов производства. Последнее инновационное открытие компании Alfa Laval вносит изменения в один из
самых важнейших органических химических процессов – реакцию между двумя или более веществами.
Разработка ART PR49 сочетает в себе свойства химического реактора со свойствами тарельчатого теплооб104
менника. Обычно реакция проводится путем добавления одного вещества в другое, при этом во время реакции может выделяться чрезмерное и разрушающее тепло. Для сокращения отрицательного воздействия тепла
реагирующее вещество или растворяют, или добавляют
в течение более длительного периода времени. Новый
тарельчатый реактор сокращает необходимое время,
при этом сама реакция может проводиться при более
высоких концентрациях вещества. Продолжительный
поток реагирующих веществ создает оптимальные условия реакции, а тарельчатая технология удаляет излишки
тепла. Новый тарельчатый реактор продолжительного
действия ART PR49 от Alfa Laval был продемонстрирован во время международной выставки обрабатывающей промышленности ACHEMA 2009 и выиграл награду
как лучший инновационный процесс «Process Innovation
Award».
Выберите пункт 2 на веб-сайте www.HydrocarbonProcessing.com/RS.
№5 май• 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
HYDROCARBON
PROCESSING
Журнал «Нефтегазовые технологии» + CD + просто удобно
«НЕФ
ТЕГА ЖУРНАЛ
ЗОВЫ
Е ТЕХ
НОЛО
ГИИ»
ЦВЕ
ТНА
Я ВЕ
РСИ
Я
содержит материалы 2-х журналов США «World Oil» – по BPA
35 393 экз/мес. и «Hydrocarbon Processing» – по BPA 30 341 экз/мес.
с лучшим в мире содержанием по вопросам нефти и газа. В России
журнал издается с середины 1970-х гг.
Для удобства пользования журнал дублируется на CD-диске,
что упрощает возможность:
š копирования
š использования для работы,
отчетов, презентаций
š демонстрации в цвете
на мониторе
š тиражирования
š увеличения мелких
деталей
š компактного хранения
š использования
в командировках
š пересылки коллегам
Вместе с полноцветной версией журнала на CD-диске, согласно
Вашим заявкам, размещается дополнительная информация
(справочники, каталоги, тематические подборки статей, прессрелизы, презентации и т.п.). CD-диск вложен во все номера
журнала, каждый месяц полугодия диск имеет определенный
цвет, что позволяет легко найти нужный Вам номер журнала.
В журнале публикуются статьи о новейших мировых технологиях
нефтегазовой отрасли, справочники, статистические данные,
информационные материалы, маркетинговые исследования
рынков.
Специально для Вас рубрика «Новейшие мировые технологии
в России и СНГ». Информационные партнеры нашей рубрики
Halliburton (США), EXPRO GROUP (Великобритания – Экспро
Евразия Лимитед Московский филиал), SPIG (Италия) и др.
Журнал является информационным спонсором известных
международных и региональных нефтегазовых выставок России и
СНГ, международных конгрессов и конференций.
ЖУРНАЛ
«НЕФТЕГАЗОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ»
ОФОРМИТЬ ПОДПИСКУ МОЖНО:
ЦВЕТНАЯ ВЕРСИЯ
В ЛЮБОМ ОТДЕЛЕНИИ СВЯЗИ РФ ПО КАТАЛОГУ АГЕНТСТВА
«РОСПЕЧАТЬ». ПОДПИСНОЙ ИНДЕКС – 91330.
В РЕДАКЦИИ ЖУРНАЛА (В ТОМ ЧИСЛЕ НА ЭЛЕКТРОННУЮ ВЕРСИЮ)
НА САЙТЕ ЖУРНАЛА: WWW.OGT.SU, ОН-ЛАЙН
Цена одного номера – 660* руб., электронной версии – 390 руб.
Россия, 109029, Москва, ул. Скотопрогонная, 29/1. Тел.: (495) 979-3368;
тел/факс: (495) 670-74-81. E-mail: art@ogt.su, publ@ogt.su. www.ogt.su
*Включая почтовую доставку по России
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
210_290_Hydrocarbon Processing.i1 1
02.03.2010 16:07:29
Документ
Категория
Наука и техника
Просмотров
1 330
Размер файла
25 792 Кб
Теги
нефтегазовых, 1171, технология, 2010
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа